Oilfield Review - slb.com/media/Files/resources/oilfield_review/... · innovadoras, cada producto evolucionó a partir de una tecnología ... Fundamentos de los fluidos de perforación

Volumen 25, no.1

Desarrollo de talento

Navegación estructural

Muestreo extendido de fondo de pozo

Imágenes a partir de levantamientos sísmicos circulares

Oilfield Review

13-OR-0002-S 13-OR-0002-S

El cable de adquisición de registros (cable de perfilaje o cable eléctrico), ha recorrido un largo camino desde que Schlumberger presentó el primer registro de resistividad eléctrica en Pechelbronn, Francia, en el año 1927. Hoy, la adquisición de registros incluye la caracterización de yacimientos, tanto en agujero descubierto como en pozo entubado, el monitoreo y la vigilancia de los yacimientos, y los servicios mecánicos y de reparación de pozos. Y si bien sigue siendo conocido como cable de perfilaje, los métodos de operación de las herramientas de adquisición de registros se han expandido para incluir productos avanzados operados con cable, columnas de perforación, tractores y tecnologías únicas de perfilaje a través de la barrena de perforación.

En Schlumberger, las decisiones sobre cómo equilibrar un portafolio amplio y diverso son complejas pero en esencia requieren un análisis de dos categorías fundamentales: tecnología revolucionaria dirigida a la apertura de nuevas áreas operativas y tecnología evolutiva para mejorar las mediciones, incrementar la eficiencia o reducir los costos en un mercado activo.

De las dos, las tecnologías revolucionarias son las más imperiosas. Su introducción debe ser manejada con cuidado para asegurarse de que satisfagan los desafíos con que se enfrentan actualmente los clientes. Estas innovaciones a menudo constituyen el único mecanismo de superación de las barreras previas. La introducción de productos revolucionarios facilita el acceso a nuevos mercados, y una vez que esas tecnologías prosperan, se producen numerosas evoluciones, cada una de las cuales constituye una extensión mejorada y más refinada de la original.

A mediados de la década de 2000, Schlumberger Wireline se embarcó en diversas tecnologías evolutivas críticas de servicios de caracterización de rocas y fluidos bajo el calificativo Scanner*. El objetivo de esta familia de servicios era mejorar la tecnología para satisfacer los requerimientos de las herramientas clave de mediciones petrofísicas y geomecánicas: los servicios Rt Scanner*, Sonic Scanner* y MR Scanner*. Aunque de características innovadoras, cada producto evolucionó a partir de una tecnología predecesora similar y permitió a los clientes analizar o examinar más detenidamente las propiedades petrofísicas y geomecánicas de las formaciones en el fondo del pozo.

Desde hace tiempo, los operadores confían en Schlumberger para el desarrollo y la puesta en el mercado de tecnologías que satisfacen sus necesidades, incluidas las aplicables a lo que son probablemente los ámbitos operativos más desafiantes: formaciones de baja permeabilidad, aguas profundas, yacimientos no convencionales y petróleos pesados. Estas nuevas soluciones están ampliando las capacidades de la serie tradicional de servicios de perfilaje.

La evaluación petrofísica de la porosidad y la saturación en yacimientos no convencionales de baja porosidad y baja permeabilidad requiere una evaluación precisa de la densidad de la matriz, que es una función de la mineralogía de la formación. No obstante, los métodos convencionales de determinación de la mineralogía no son independientes del nivel de madurez del contenido orgánico o de la salinidad de la formación, la densidad

Una revolución en evolución

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o la resistividad. En consecuencia, los operadores deben llevar a cabo costosas y lentas operaciones de extracción de núcleos de la formación para que en el análisis de laboratorio se obtenga la calidad de datos mineralógicos necesaria.

Con los incrementos recientes de la producibilidad de los recursos no convencionales, el mejoramiento de la caracterización de yacimientos en estas extensiones productivas (plays) ha sido una prioridad absoluta del portafolio de ingeniería de Schlumberger Wireline. Como consecuencia de ello, este año la compañía está introduciendo tecnologías innovadoras y oportunas tanto para aplicaciones petrofísicas como para aplicaciones de ingeniería de yacimientos.

La precisión sin precedentes del nuevo servicio de espectroscopía Litho Scanner* proporciona las fracciones en peso de los elementos, especialmente el magnesio, y la información del carbono orgánico total para cuantificar el volumen de hidrocarburos en sitio; estas mediciones son clave para el modelado petrofísico en las litologías complejas. Las mediciones del servicio Litho Scanner proporcionan la mineralogía y la densidad de la matriz corregida por el contenido orgánico, lo que ha posibilitado la determinación de la porosidad en yacimientos no convencionales de todo el mundo sin recurrir a la minuciosa recolección de muestras y sin la espera del análisis de laboratorio.

Igualmente sorprendente es una herramienta de yacimientos operada con cable que probablemente generará el mayor impacto de todas las herramientas desde la introducción del probador modular de la dinámica de la formación MDT* y que se presenta en un artículo de esta edición de Oilfield Review. La probeta radial 3D Saturn* combina la eficiencia de una probeta con la extensión del rango operativo de un empacador dual (véase “Nuevas capacidades del probador de formación operado con cable,” página 34). Esta tecnología extiende las pruebas de formación a ambientes de fluidos y yacimientos previamente inaccesibles. Desde su introducción en el año 2012, se ha convertido en un fenómeno mundial; la probeta Saturn ha sido operada con éxito en seis continentes y 19 países, tanto en tierra firme como en áreas marinas.

En Schlumberger Wireline, nos agrada considerarnos pioneros en materia de mediciones. Con la introducción de tecnologías revolucionarias y evolutivas, y como lo viene haciendo desde 1927, Schlumberger seguirá satisfaciendo las necesidades de sus clientes conforme la industria de E&P continúe rompiendo las barreras que se presenten en la exploración de hidrocarburos.

Catherine MacGregorPresidente de Schlumberger WirelineClamart, Francia

Catherine MacGregor es presidente de Schlumberger Wireline. Luego de ingre-sar en la compañía en 1995 como ingeniero de campo en Sedco Forex, ocupó diversas posiciones directivas y de mercadeo a través de toda Europa, Asia y EUA para Schlumberger Drilling & Measurements. A comienzos de 2007, se convirtió en director de personal de Schlumberger y más adelante, ese mismo año, fue designada vicepresidente de personal para Schlumberger Limited. Su nombramiento para desempeñar la posición actual tuvo lugar en el año 2009. Catherine posee licenciaturas en ingeniería general e ingeniería aeroes-pacial de la École Centrale de París y una licenciatura en estudios avanzados de energética y transferencia de calor. Reside en Clamart, Francia.Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.

www.slb.com/oilfieldreview

Schlumberger

Oilfield Review1 Una revolución en evolución

Artículo de fondo aportado por Catherine MacGregor, presidente de Schlumberger Wireline.

4 Cierre de la brecha de talento

Para mantenerse al tanto de los desarrollos de la industria del petróleo y el gas en constante cambio, los profesionales petrotécnicos deben contar con una capacitación efectiva. Un procedimiento de capacitación petrotécnica utiliza una combinación de técnicas de aprendizaje experiencial (aprender haciendo) y gestión de aptitudes para acelerar el aprendizaje y la idoneidad.

Oilfield Review SPRING 13NExT Fig. 2ORSPG 13-NXT 2

14 Navegación estructural: Un camino hacia la productividad

Las tecnologías que posibilitan la perforación horizontal continúan mejorando, modificando la forma en que los operadores planifican y perforan los pozos de petróleo y gas. La navegación estructural, que integra los datos obtenidos con herramientas de resistividad de lectura profunda con los datos registrados con dispositivos LWD de generación de imágenes de alta resolución, está ayudando a los operadores a conocer mejor los yacimientos estructuralmente complejos y a optimizar proactivamente el posicionamiento de los pozos.

Editor ejecutivoLisa Stewart

Editores seniorTony SmithsonMatt VarhaugRick von Flatern

EditorRichard Nolen-Hoeksema

ColaboradoresJohn KingstonGinger OppenheimerRana RottenbergDon Williamson

Diseño y producciónHerring DesignMike Messinger

Ilustraciones Chris LockwoodMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónRR Donnelley—Wetmore PlantCurtis Weeks

Traducción y producciónLynx Consulting, Inc.E-mail: [email protected];http://www.linced.com

Traducción Adriana RealEdición Antonio Jorge TorreSubedición Nora RosatoDiagramación Diego Sánchez

En la portada:

Un ingeniero se prepara para descargar datos de una herramienta de perfilaje LWD que registra datos de resistividad e imágenes durante la perforación. Los geólogos interpretan los datos de imágenes de alta resolución obtenidos con esta herramienta para identificar las fallas y las fracturas y determinar el echado formacional. Los datos se envían a la superficie en tiempo real con el sistema de transmisión de pulsos a través del lodo o bien se descargan de la herramienta cuando ésta vuelve a la superficie. Los ingenieros especialistas en posicionamiento de pozos utilizan estas interpretaciones para validar los programas de perforación o efectuar cambios en las trayectorias de pozos planificadas en base a las condiciones geológicas encontradas durante la perforación.

2

Acerca de Oilfield ReviewOilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los profesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo consiste en brindar información acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados y clientes de Schlumberger y se imprime en los Estados Unidos de Norteamérica.

A menos que se indique lo contrario, las siglas que aparecen en esta publicacióncorresponden al idioma inglés.

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

© 2013 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio alguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debida autorización escrita de Schlumberger.

Septiembre de 2013Volumen 25

Número 1

59 Colaboradores

62 Próximamente en Oilfield Review

63 Nuevas publicaciones

67 Definición de fluidos de perforación Fundamentos de los fluidos de perforación

Éste es el noveno de una serie de artículos introductorios que describen los conceptos básicos de la industria de E&P.

3

34 Nuevas capacidades del probador de formación operado con cable

Los operadores deben hacer frente a numerosos desafíos para obtener muestras y mediciones de presión con los probadores de formación convencionales operados con cable. Esto resulta especialmente problemático en los yacimientos fracturados, en las rocas de baja permeabilidad y en las formaciones no consolidadas. Recientemente, los ingenieros desarrollaron una herramienta que ejecuta pruebas de formación confiables en estos ambientes desafiantes y además es efectiva para la extracción de muestras de yacimientos de petróleo pesado.

44 Desarrollos en las imágenes sísmicas marinas con cobertura azimutal completa

Los datos sísmicos marinos tradicionales son registrados con una embarcación sísmica que navega describiendo una serie de líneas rectas a través de un objetivo. Sin embargo, la adquisición en círculos vinculados continuamente entre sí proporciona conjuntos de datos más ricos con contribuciones de reflexiones de todos los azimuts y ofrece la ventaja adicional de que el tiempo no productivo es escaso o inexistente. Algunos casos de estudio de Indonesia, Brasil, Angola y el Golfo de México demuestran las ventajas de las operaciones de adquisición sísmica circular para la obtención de imá-genes de ambientes desafiantes, tales como los ambientes subsalinos y otros marcos geológicos complejos.

Oilfield Review WINTER 12/13 Coil Shooting Fig. 20ORWIN 12/13 20

Consejo editorial

Hani Elshahawi Shell Exploration and Production Houston, Texas, EUA

Gretchen M. Gillis Aramco Services Company Houston, Texas, EUA

Roland Hamp Woodside Energy Ltd. Perth, Australia

Dilip M. Kale ONGC Energy Centre Nueva Delhi, India

George King Apache Corporation Houston, Texas, EUA

Andrew Lodge Premier Oil plc Londres, Inglaterra

Oilfield Review tiene el agrado de dar la bienvenida a Andrew Lodge como nuevo integrante de su consejo editorial. Andrew es director de exploración de Premier Oil plc en Londres. Ingresó en el directorio de Premier en abril de 2009, proveniente de Hess Corporation, donde se desempeñaba como vicepresidente de exploración responsable de las regiones de Europa, África Septentrional, Asia y Australia. Previamente, fue vicepresidente de exploración; gerente de activos de la compañía y asesor de grupos de exploración para BHP Petroleum, con base en Londres y Australia. Antes de ingresar en BHP Petroleum, trabajó para BP como geofísico. Posee una licenciatura (con mención honorífica) en geología minera de la Universidad de Gales y una maestría en geofísica aplicada de la Universidad de Leeds, en Inglaterra. Es miembro de la Sociedad Geológica de Londres. Andrew fue designado director no ejecutivo de Egdon Resources en marzo de 2012.

Dirigir la correspondencia editorial a: Oilfield Review 1325 S. Dairy Ashford Houston, Texas 77077 EUA(1) 281-285-7847Facsímile: (1) 281-285-1537E-mail: [email protected]

Dirigir las consultas de distribución a: Alex Moody-StuartTeléfono: (55) 21 3541 7008 (Vivian)Directo: (55) 21 3541 7104 Facsímile: (55) 21 2112 4601E-mail: [email protected]

Sussumu NakamuraTeléfono: (55) 21 3824 7461 (Patricia)Directo: (55) 21 3824 7460Facsímile: (55) 21 2112 4601E-mail: [email protected]

Enlaces de interés:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Review www.slb.com/oilfieldreview

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

4 Oilfield Review

Las compañías de E&P están invirtiendo en la formación de sus empleados actuales

y a la vez están adquiriendo talento humano adicional. Un programa de capacitación

de Schlumberger ayuda a las compañías a manejar dicho talento y acelerar la

capacitación de los empleados mediante la evaluación, desarrollo y monitoreo de

sus aptitudes y capacidades. Se están utilizando cursos de geociencias e ingeniería

petrolera, programas de capacitación integrados y servicios de evaluación y

desarrollo de competencias con el fin de cerrar la brecha para la próxima

generación de profesionales petrotécnicos, a la vez que se mejoran las aptitudes

del personal actual.

Seraj Al-AbdulbaqiAl-Khafji, Arabia Saudita

Abdulaziz AlobaydanAl-Khafji Joint OperationsAl-Khafji, Arabia Saudita

Ravi ChhibberAbul JamaluddinLynn MurphyKalyanaraman VenugopalHouston, Texas, EUA

Jeffrey D. JohnsonConsultorTulsa, Oklahoma, EUA

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Primavera de 2013: 25, no. 1.Copyright © 2013 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Tamir X. Aggour, Salam P. Salamy y Khalid A. Zainalabedin, Saudi Aramco, Dharhan, Arabia Saudita; Alvin Barber, Alan Lee Brown y Patricia Marçolla, Houston; Ronald Carter, College Station, Texas; y Claude Hernández, Al-Khafji, Arabia Saudita. Petrel es una marca de Schlumberger.

Todo trabajo requiere una diversidad de aptitudes y conocimientos. En la industria del petróleo y el gas, las aptitudes y el conocimiento tienden a perfec-cionarse durante el ejercicio del cargo. Sin embargo, dado que constantemente se producen cambios, hasta los profesionales experimentados en algún momento pueden sentir cierto grado de ineptitud. En el mundo acelerado de E&P de nuestros días, los operadores necesitan procedimientos interdis-ciplinarios para las actividades de exploración y producción, un enfoque intenso en las nuevas tec-nologías y atención a los cambios producidos en las tácticas requeridas para buscar extensiones pro-

ductivas (plays) nuevas, a menudo situadas en ambientes previamente considerados inaccesibles. Para los ingenieros y científicos de E&P, éstas son épocas apasionantes plagadas de innovaciones y paradigmas en constante cambio, circunstancias que exigen que tanto los empleados nuevos como los ya existentes incrementen sus conocimientos y optimicen sus aptitudes.

Además del desafío de las nuevas tecnologías y las nuevas formas de acceso a los recursos, las compañías de E&P también deben colmar los vacíos producidos en términos de experiencia y fuerza laboral como resultado del cambio demo-

> Cambios globales en la dotación del personal presente y futuro. El porcentaje de PTPs por categoría etaria explica el dilema que plantea el gran cambio de la brigada petrolera. La tasa de retiro es del 20% para el grupo etario comprendido entre 55 y 59 años, del 90% para el grupo etario comprendido entre 60-64 años y del 100% para el grupo de personas de 65 años y mayores. El índice de deserción en la industria de E&P es del 1,4%. (Adaptado de Rostand y Soupa, referencia 1.)


PTPs

glo

bale

s, %

Edad, años

0

5

20 a 24 25 a 29 30 a 34 35 a 39 40 a 44 45 a 49 50 a 54 55 a 59 60 a 64 65+

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20092015

Cierre de la brecha de talento

1. El término profesionales petrotécnicos hace alusión a geocientíficos e ingenieros de petróleo. Los geocientíficos incluyen a los geólogos, geofísicos y petrofísicos. Los ingenieros de petróleo incluyen a los ingenieros de yacimientos, perforación, terminación y producción.

Para obtener más información sobre el gran cambio de la brigada petrolera, consulte: Coton S: “The Great Crew Change: A Challenge for Oil Company Profitability,” Journal of Petroleum Technology 63, no. 4 (Abril de 2011): 58–59.

Rostand A y Soupa O: “The Strategic Importance of Talent,” SBC Energy Perspectives (Verano de 2011): 48–51.

2. Tennant J: “Making Informed Human Resources Decisions Based on Workforce Outlook,” World Oil 233, no. 9 (Septiembre de 2012): R127–R132.

3. El término talento se refiere a una persona o un conjunto de personas con capacidad o aptitud en un dominio, campo o área de conocimiento o especialización en particular.

Rousset J-M, Bismuth P y Soupa O: “Technical Talent Shortage Could Begin to Limit Growth,” Journal of Petroleum Technology 63, no. 6 (Junio de 2011): 46–49.

Olson B, Klump E y Kaskey J: “Dearth of Skilled Workers Imperils $100 Billion Projects,” Bloomberg (7 de marzo de 2013), http://www.bloomberg.com/news/ 2013-03-07/dearth-of-skilled-workers-imperils-100-billionprojects.html (Se accedió el 7 de marzo de 2013).

Huizer TJ y Portner F: “Building a Talent Engine,” SBC Energy Perspectives (primer semestre de 2013): 4–9.

Volumen 25, no.1 55

gráfico de los profesionales petrotécnicos (PTPs), muchos de los cuales están dejando sus puestos de trabajo como parte del “gran cambio de la brigada petrolera.”1 Numerosos especialistas que ingresa-ron en la industria durante el auge de fines de la década de 1970 y comienzos de la década de 1980, ahora están por retirarse. Esta situación se agu-diza debido a la presencia de la generación del baby boom, caracterizada por el gran número de nacimientos registrados en EUA entre 1946 y 1964. El primero de los miembros de esta generación, conocidos como baby boomers, cumplió 65 años en el año 2011 y se prevé que hasta un 50% de la mano de obra energética de EUA se retirará en la próxima década.2 Al mismo tiempo, la población experimentada que se encuentra en una fase intermedia de su carrera profesional, con edades oscilantes entre 32 y 50 años, está sub-represen-tada debido a las bajas tasas de contratación regis-tradas durante los ciclos económicos de expansión y recesión de las décadas de 1980 y 1990.

Si bien las compañías están contratando emplea-dos de corta edad para reemplazar a quienes están por retirarse, muchos de los más jóvenes general-mente poseen una experiencia limitada y una capacitación inadecuada porque las compañías, por cuestiones presupuestarias, han reducido la

actividad de capacitación. El resultado es una pérdida de conocimientos técnicos que se tra-duce en una brecha de talento (página anterior). Algunas compañías están reportando demoras en ciertos proyectos como consecuencia de esta escasez de talento.3 A raíz de ello, ciertos opera-dores hacen que los PTPs relativamente inexper-tos asuman las responsabilidades de sus mentores y gerentes sin concederles tiempo suficiente para adquirir las aptitudes necesarias. Además, los empleados jóvenes deben asumir la responsabili-dad de ejecutar proyectos de ingeniería complejos en etapas más tempranas de sus carreras profesio-nales que sus predecesores. La situación resul-tante requiere la implementación de programas intensificados de capacitación y desarrollo.

Los cambios demográficos, la introducción acelerada de nuevas ciencias y tecnologías y la brecha de experiencia se están combinando para obligar a las compañías de E&P a reevaluar la importancia estratégica de sus programas de capacitación y desarrollo. Además, las compañías desean mejorar y acelerar la transferencia del conocimiento existente de los expertos senior a los recién contratados mientras los primeros aún se encuentran disponibles. Los programas de capacitación actuales se centran en la acelera-

ción del desarrollo y la transferencia de conoci-mientos de dominios a los nuevos PTPs, pero a menudo se encuentran enraizados en entornos tradiciones de educación presencial, metodolo-gía que tiende a descuidar la práctica y el apren-dizaje a través de la utilización de datos reales e idoneidad para el manejo de los flujos de trabajo. Esta idoneidad es esencial para alcanzar el éxito en el ambiente en permanente cambio de E&P. Para que sus aportes sean inmediatos, los PTPs jóvenes deben conocer cabalmente su tema y poseer un conocimiento práctico de los datos, herramientas y flujos de trabajo importantes para sus grupos de tareas y sus negocios.

El desafío para la aceleración del aprendizaje petrotécnico estriba en la maximización de su efi-ciencia, sus aspectos prácticos y su efectividad. NExT, una compañía de Schlumberger cuyo nom-bre significa Red de Excelencia en Capacitación, utiliza una combinación de técnicas de aprendi-zaje experiencial (aprender haciendo) y gestión de competencias para satisfacer estos desafíos. El enfoque consta de tres componentes:•aprendizajedeasignaturas•exposiciónatecnologías•prácticacondatosreales.

6 Oilfield Review

Estos componentes se instrumentan a través de una combinación de trabajo en clase y talleres con asistencia a clases, dirigidos por instructores, aprendizaje mediante casos de estudio, visitas de observación, visitas a laboratorios, centros de ingeniería y manufactura, programas de mento-ría, entrenamiento y formación práctica (arriba). La combinación exacta de estas herramientas de capacitación depende de las necesidades de cada cliente y de los niveles de competencia que se pre-tenden alcanzar.

El aprendizaje experiencial enfatiza el pensa-miento analítico y la experiencia adquirida a tra-vés de una combinación de métodos de enseñanza tradicional y capacitación práctica, complemen-tados por un proceso global de exposición a tec-nologías y datos.4 El objetivo es acortar el tiempo para lograr autonomía, transformando un PTP recién contratado en un profesional competente e independiente, responsable de la toma de deci-siones, que contribuya al éxito de la compañía.5

Para una capacitación adecuada con fines espe-cíficos, NExT utiliza técnicas de evaluación y ges-tión de competencias para establecer los planes de estudio, referencias y metas que garanticen que la capacitación sea eficiente, específica y efectiva, y que satisfaga las necesidades de los negocios para adquirir talento humano y las necesidades de los empleados para adquirir conocimientos y aptitudes para la ejecución de sus trabajos. Estos programas de competencias se adaptan a los requerimientos de las disciplinas de E&P y a las funciones labora-les de cada negocio. La gestión de competencias utiliza una matriz de elementos de aptitudes espe-cíficas y niveles de idoneidad requeridos para una posición en cada rango o nivel de evolución. El perso-nal de capacitación y desarrollo utiliza la matriz para evaluar la idoneidad, identificar brechas de apti-tud, diseñar planes de estudio para acortar las bre-chas y verificar la efectividad de la capacitación.

Este artículo describe el programa NexT, una política de capacitación creada para acortar la bre-cha de talento, y explica cómo los programas de capacitación son diseñados a medida para satisfa-cer las necesidades específicas de los clientes y a la vez proporcionar parámetros de medición de la ido-neidad a fin de cuantificar el éxito. Algunos casos de estudio de programas de gestión de competen-cias y capacitación integrada ilustran el enfoque de desarrollo y ejecución de los programas de capacitación adoptado por la compañía NExT.

AntecedentesEn el año 2000, Schlumberger y tres universidades que ofrecen programas de estudios petroleros crearon una compañía de responsabilidad limi-tada denominada NExT, una Red de Excelencia en Capacitación. Las tres universidades estre-chamente vinculadas a la industria energética —la Universidad A&M de Texas, en College Station, EUA; la Universidad de Oklahoma, en Norman, EUA; y la Universidad Heriot-Watt en Edimburgo, Escocia— combinaron sus capacida-

> Visita de observación geológica. En un afloramiento de Desert Member y Castlegate Sandstone en Thompson Canyon, Utah, EUA, un líder de visitas de observación (el segundo contando desde la izquierda) les muestra a los participantes que lo que observan en el afloramiento se traduce en una sección geológica y en un modelo determinístico de la plataforma del software Petrel E&P. En este lugar, el relieve del afloramiento es de unos 30 m [100 pies].


> Programa de capacitación. Los participantes del programa se reúnen con el experto en la materia de Schlumberger (centro) para analizar las operaciones de perforación en un programa de capacitación de NExT.


4. El aprendizaje experiencial (aprender haciendo) es una forma de aprendizaje basado en la solución de problemas.

Para obtener más información sobre el aprendizaje basado en la solución de problemas, consulte: Galand B, Frenay M y Raucent B: “Effectiveness of Problem-Based Learning in Engineering Education: A Comparative Study on Three Levels of Knowledge Structure,” International Journal of Engineering Education 28, no. 4 (Julio de 2012): 939–947.

5. Soupa O: “Benchmarking Industry Talent Needs,” Journal of Petroleum Technology 62, no. 7 (Julio de 2010): 28–30.

6. Bowman C, Cotten WB, Gunter G, Johnson JD, Millheim K, North B, Smart B y Tuedor F: “El próximo paso en los programas de capacitación,” Oilfield Review 12, no. 2 (Otoño de 2000): 31–45.

7. Algunos participantes de los programas pueden obtener maestrías de la Universidad Heriot-Watt si los programas son certificados por esa universidad en cuanto a créditos académicos.

Volumen 25, no.1 7

des educativas con la experiencia operacional de los profesionales de Schlumberger para propor-cionar a la organización NExT conocimientos especializados en materia de formación y desa-rrollo.6 Esta asociación aún hoy continúa vigente.

En el año 2010, Schlumberger adquirió los derechos comerciales de las tres universidades de la alianza, pero retuvo y mantuvo su grupo de ins-tructores. Además, NExT incrementó su equipo de instructores con los especialistas petrotécnicos de Schlumberger y con expertos de diversas consulto-ras reconocidos en el ámbito industrial.

NExT provee servicios para compañías de E&P en más de 50 países. Estos servicios abarcan tres categorías: cursos de petróleo y gas, servicios de gestión de competencias y programas de capa-citación (página anterior, abajo). El catálogo de cursos de NExT contiene más de 420 ofrecimien-tos que incluyen cursos técnicos y de software,

programas de capacitación integrados, certifica-ción de software, y en ciertos casos, créditos para la obtención de maestrías.7 Los servicios de ges-tión de competencias incluyen evaluaciones ini-ciales, análisis de brechas de competencias, desarrollo de planes de estudio y capacitación para llenar los vacíos evaluados en las competen-cias de los empleados, además de la verificación del seguimiento para cuantificar las mejoras pro-ducidas como resultado de la capacitación.

Competencias y brechasLos programas de capacitación de NExT a menudo se diseñan a medida para satisfacer los objetivos comerciales y los desafíos técnicos de un cliente. Un equipo de trabajo de NExT inicia el proceso mediante la construcción de un catálogo de competencias diseñado a medida, específico para cada cliente, y la confección de matrices

para cada función laboral; luego, el equipo lleva a cabo las evaluaciones de competencias y el análi-sis de brechas. Los resultados proporcionan los datos necesarios para que los especialistas de NExT propongan prioridades para los programas de capacitación y desarrollo y recomienden estrategias para satisfacer esas prioridades.

Para definir las funciones laborales, los exper-tos en la materia (SMEs) de NExT trabajan con cada compañía a fin de comprender sus necesida-des comerciales y técnicas. Luego, estos expertos confeccionan matrices de competencias basadas en disciplinas para los distintos puestos de trabajo de una compañía. Las matrices consisten en uni-dades de aptitudes, elementos de aptitudes e ido-neidades requeridas para cada dominio; el campo o área de conocimiento o especialización (arriba). Cada elemento de aptitud de la matriz de compe-tencias posee cinco niveles de idoneidad: recono-

> Perfil del puesto de trabajo. La matriz de descripción de actividades del puesto de trabajo, que aquí se muestra sólo parcialmente, es un conjunto de unidades de aptitud, elementos de aptitud y niveles de idoneidad. Una unidad de aptitud es una función laboral colectiva, tal como los fundamentos de ingeniería de yacimientos. Un elemento de aptitud es un subconjunto de una unidad de aptitud, tal como la geología de yacimientos en producción. Cada elemento de aptitud posee una idoneidad requerida (punto negro) que depende del trabajo, una unidad de aptitudes requeridas y un nivel de experiencia del empleado en proceso de capacitación. Además, la matriz incluye definiciones específicas de cada elemento de aptitud (no mostrado aquí) en cada rango y nivel de idoneidad; la inclusión de estos puntos específicos reduce la subjetividad asociada con la evaluación. Un participante efectúa una autoevaluación (tilde), que es ajustada (X) después de que un SME entrevista a los participantes seleccionados. La desviación de la idoneidad evaluada ajustada final respecto de la idoneidad requerida muestra las brechas (azul) y fortalezas (verde) en las aptitudes y capacidades del individuo; si no se observa un color que denota una desviación, el individuo ha alcanzado el nivel de idoneidad requerido.


Geología de yacimientos en producción

Unidad deaptitud

Elemento de aptitud Desviación de la evaluación respectode las idoneidades requeridas

Perfiles de ingeniería de yacimientos

Fundamentosde ingeniería

de yacimientos

Métodosbásicos

de ingenieríade yacimientos

Métodosavanzados

de ingenieríade yacimientos

Reco

noci

mie

nto

Cono

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Espe

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izado

Avan

zado

Expe

rto

–4 –3 –2 –1 0 1 2 3 4

Evaluación de formacionesFlujo de fluidos a través de medios porososPropiedades de los fluidos del petróleoPredicción del comportamiento del pozoDiseño e interpretación de pruebas de pozosManejo de datosGeologíaPetrofísicaCurvas de declinaciónYacimientos no convencionalesDeterminación de reservasIngeniería de yacimientos de gasEconomía petroleraTécnicas analíticasPrincipios y prácticas de manejo de yacimientosProceso de recuperación secundariaInyección de gas inmiscible y miscibleIntegración del subsueloTransmisión interactiva de datos en tiempo realConstrucción de modelos de simulación y ajuste históricoPronóstico del comportamiento mediante modelos de simulaciónModelado composicional y simulaciónSimulación de sistemas complejos de doble porosidad

BrechaFortaleza

XX

X

XX

X

X

X

X

X

XX

XX

X

XXX

XXX

X

= Autoevaluación= Nivel requerido

= Evaluación ajustada finalX

X

X

8 Oilfield Review

cimiento, conocimiento, especializado, avanzado y experto (arriba). Para reducir la subjetividad asociada con la evaluación, la matriz incluye un cierto grado de especificidad con respecto a cada elemento de aptitud, rango y nivel de idoneidad. El perfil del puesto de trabajo mapea el nivel de idoneidad requerido para los elementos de apti-tudes de ese trabajo dentro del dominio. Las com-petencias básicas son elementos de importancia crítica para la ejecución del trabajo o la satisfac-ción de un desafío comercial o técnico. Los ele-mentos restantes se denominan competencias complementarias.

Luego, los SMEs ejecutan una evaluación de competencias para determinar el nivel real de conocimiento y aptitud de un individuo en com-paración con el nivel de conocimientos, aptitu-

des, capacidades y competencias requerido para el trabajo.8 Los participantes del programa de capacitación completan un cuestionario de autoe-valuación, seleccionando el nivel de idoneidad que consideran que poseen para cada uno de los ele-mentos de aptitudes. Concluidas las autoevalua-ciones, se compilan y analizan los resultados y se selecciona una muestra de participantes que representan la distribución de las respuestas del cuestionario, para la ejecución de entrevistas des-tinadas a validar y ajustar las autoevaluaciones.

Finalmente, se efectúa un análisis de brechas a fin de comparar el nivel de idoneidad evaluado de los individuos con el nivel de idoneidad requerido para las funciones laborales. Cuando las idoneidades evaluadas son inferiores a las requeridas, los plani-ficadores de los planes de estudio dirigen la capa-

citación hacia estas brechas de aptitud. Cuando las idoneidades evaluadas son superiores a las requeridas, se las registra como fortalezas técnicas. Los resultados del análisis de brechas conforman la base para las recomendaciones relacionadas con las prioridades de la capacitación y los progra-mas que abordan las brechas de aptitud y elevan los niveles de competencias de los participantes (abajo, a la izquierda).

Redefinición de las independientesLas compañías petroleras independientes peque-ñas se caracterizan a menudo por sus estructuras organizacionales planas con muy poca jerarquía vertical. Su modelo de negocios es simple: incor-porar más reservas a través de actividades de exploración, desarrollo y producción. La mayoría de sus empleados se dedica a buscar extensiones productivas (plays) de exploración, avances (leads) y áreas prospectivas que pueden convertirse en descubrimientos exitosos, preparan y ejecutan pla-nes de desarrollo de campos petroleros y llevan a cabo análisis de producción o de yacimientos para incrementar o mantener la producción de los acti-vos existentes. Estas tareas se centran en el incre-mento y la explotación de las reservas para la compañía. Cuando una compañía petrolera inde-pendiente pequeña crece, su personal aumenta y la compañía tarde o temprano implanta cierto grado de estructura vertical y jerarquía. Para ello, la compañía debe saber con qué talento cuenta y cómo utilizarlo a fin de administrar sus actividades de la manera más redituable y efectiva.9

Una compañía petrolera independiente de EUA reconoció que se encontraba ante un dilema rela-cionado con la formación de su personal. La compa-ñía se encontraba en pleno proceso de expansión; su personal y sus reservas comprobadas se habían duplicado en cinco años. Para encarar este rápido crecimiento, la compañía creó una división de talentos y formación profesional, dentro del depar-tamento de recursos humanos (RH), para adqui-rir, formar y dirigir talento humano.

La primera tarea del departamento de RH con-sistió en evaluar el nivel de competencia de los empleados, evaluar el abanico de aptitudes de cada empleado y definir los roles específicos de los pues-

8. Conocimiento es el conjunto de datos, conceptos, idiomas (lenguajes) y procedimientos necesarios para un trabajo. Aptitud es la experiencia adquirida y el conocimiento práctico necesario para llevar a cabo las tareas de un puesto de trabajo. Capacidad es la aptitud innata para ejecutar un trabajo. Competencia es la combinación de conocimiento, aptitud y capacidad para ejecutar un trabajo con un nivel especificado de idoneidad.

9. Sanghi S: “Building Competencies,” Industrial Management 51, no. 3 (mayo–junio de 2009): 14–17.

>Niveles de idoneidad y sus definiciones.


Asesora a la compañía acerca del valor estratégico y la dirección de la tecnología.Considerado por sus pares y la compañía una autoridad en la tecnología.

Niveles de idoneidad

Experto

Avanzado

Especializado

Conocimiento

Reconocimiento

Aplica el conocimiento y las aptitudes en proyectos con regularidad y en forma independiente, y puede demostrar su uso.

Ha asistido a un curso o proceso de capacitación pertinente, que cubre los principios y puede explicar y aplicar la tecnología bajo supervisión.

Reconoce una tecnología o técnica, conoce su objetivo, puede describirla y comprende su valor y sus limitaciones.

Asesora a las demás personas responsables de aplicar la aptitud y puede enseñar o actuar como mentor de otros. Ha aplicado la tecnología en numerosos proyectos y en áreas diversas y complejas.

> Gestión de competencias. La gestión de competencias es un proceso que responde a los objetivos y las necesidades del negocio de la compañía cliente. Los SMEs de NExT y los representantes de la compañía recaban los requerimientos técnicos, que se basan en los objetivos corporativos y de negocios vigentes. Luego, los SMEs alinean el marco de competencias con las necesidades técnicas y generan procesos y perfiles de puestos de trabajo que representan los requerimientos de los proyectos y de las competencias de los puestos. A través del trabajo conjunto con NExT, la compañía evalúa su personal y las brechas existentes entre las idoneidades requeridas y las reales. Por último, NExT y la compañía diseñan una hoja de ruta para cerrar estas brechas en el corto plazo y proporcionar un plan para el desarrollo profesional en el largo plazo. Cuando el giro del negocio de la compañía cambia, el departamento de recursos humanos realinea los modelos.


Definir los perfiles de los puestos de trabajo y los niveles de idoneidad requeridos

Identificar las brechas de aptitud y las necesidades de desarrollo

Preparar matrices de competencias adecuadas por función

Efectuar las autoevaluaciones

Definir las necesidades del negocio

Gestión de competencias

Actualizar

Comienzo

Llevar a cabo entrevistas con los expertos

Recomendar opciones de desarrollo

Revisar el proceso

Volumen 25, no.1 9

tos de trabajo dentro de la organización (derecha). Además, el departamento necesitaba conocer la brecha de aptitud que existía para alinear y for-mar grupos de aptitudes acordes con los objetivos comerciales; el departamento de RH debió llevar a cabo este proceso para comprender cómo atraer, formar, contratar y retener talentos para la com-pañía y cultivar los futuros líderes técnicos de la organización. El departamento de RH también necesitaba identificar los individuos con lide-razgo técnico y establecer un sistema estructu-rado para transferir el conocimiento de los más experimentados a los más jóvenes.

El departamento de RH necesitaba puntos de medición cuantificables para determinar el valor comercial de este proceso. El valor comercial puede adoptar la forma de beneficios directos e indirectos. Los beneficios directos comprenden la acelera-ción de la formación del personal y el mejora-miento de las prácticas de retención de quienes poseen aptitudes clave dentro de la compañía. Los beneficios indirectos incluyen a los emplea-dos contratados facultados para asumir el control de su desarrollo profesional.

La compañía contactó a NExT para obtener su asistencia en el manejo de talento. Los SMEs de NExT formaron un equipo con los SMEs de la com-


Atracción de talento humano

Desarrollo de líderes futuros

¿Qué necesitamos lograr?¿Cuánto necesitamos lograr?

M

¿Estamos desarrollando suficiente tecnología y líderes de negocios?

M

¿Cómo procede nuestragestión?¿Cómo nos posicionamos en el proceso?

M

¿Con qué aptitudes asociadas con el nivel inicial deseamos contar?¿Es atractivo nuestro programa de desarrollo para los empleados a los que va dirigido?

M

¿Qué aptitudes se necesitan para operar el negocio?¿Qué significa rendimiento técnico?

M

Medición requerida

M

2

4

Alin

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Evaluación de competencias

Desarrollo de talento humano co

mpe

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n el negocio

3

3

1

> Pasos para el desarrollo de talento humano. En sentido antihorario desde el extremo superior izquierdo, el desarrollo de talento humano comienza con el desarrollo de modelos de competencias; una combinación de competencias y perfiles de puestos de trabajo que se alinean con las necesidades del negocio (1). La compañía debe atraer el talento humano correcto (2); se trata de un proceso continuo en el que inciden las necesidades del negocio y la alineación de los modelos de competencias con éstas para ayudar con el reclutamiento tanto de personal que se encuentra en una fase intermedia de su carrera profesional como de recién graduados. Las claves para la generación de talento humano son la evaluación de aptitudes y el desarrollo profesional del personal (3). Mediante la utilización de los modelos de competencias, una compañía evalúa el talento existente, establece las brechas de idoneidad y utiliza las brechas para desarrollar opciones y planes de capacitación para los empleados. Finalmente, a través de este proceso, la compañía identifica, desarrolla y forma a sus futuros líderes (4). Los puntos de medición (M) identifican preguntas que deben ser cuantificadas para determinar el avance del desarrollo.

, Análisis de brechas de la población de empleados en proceso de capacitación. Todo trabajo implica aptitudes que un empleado debe poner en práctica con los niveles de idoneidad requeridos (puntos negros). Un grupo de empleados en proceso de capacitación es sometido a una evaluación de competencias y los puntajes obtenidos en la evaluación ajustada final se suman y se promedian (X). Las brechas (azul) y las fortalezas (verde) asociadas con las idoneidades de esos empleados proporcionan los datos para establecer los objetivos de la capacitación destinada a mejorar las aptitudes del grupo e identificar el talento humano existente en la compañía.


Geología de yacimientos en producción

Elementos de aptitud

Nivel de idoneidad

Nin

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Reco

noci

mie

nto

Cono

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o

Espe

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Avan

zado

Expe

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Evaluación de formaciones

Flujo de fluidos a través de medios porosos

Propiedades de los fluidos del petróleo

Predicción del comportamiento del pozo

Diseño e interpretación de pruebas de pozos

Manejo de datos

Geología

Petrofísica

Curvas de declinación

Yacimientos no convencionales

Determinación de reservas

Ingeniería de yacimientos de gas

Economía petrolera

Técnicas analíticas

Principios y prácticas de manejo de yacimientos

Proceso de recuperación secundaria

Inyección de gas inmiscible y miscible

Integración del subsuelo

Transmisión interactiva de datos en tiempo real

Construcción de modelos de simulación y ajuste histórico

Pronóstico del comportamiento con modelos de simulación

Modelado composicional y simulación

Simulación de sistemas complejos de doble porosidad

BrechaFortalezaNivel requeridoNivel evaluadoX

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

Para el primer paso del proceso, el personal que se encontraba en la fase inicial de su carrera profesional —con uno a siete años de experien-cia— completó autoevaluaciones individuales, y los SMEs generaron informes de evaluación de aptitudes para cada participante. El departamento de RH proporcionó al equipo de SMEs información básica para cada participante, lo que incluyó asig-nación de trabajos, años de experiencia, nivel de instrucción y lugar de estudio. Esta información básica ayudó al equipo a comparar los niveles de aptitud de los participantes con los niveles de apti-tud basados en los requerimientos de la industria. Luego, el equipo llevó a cabo entrevistas de eva-luación de aptitudes que le permitieron validar la autoevaluación de cada participante. Los resulta-dos de las entrevistas permitieron que el equipo de trabajo actualizara los informes de autoeva-luación (izquierda). A continuación, el equipo de trabajo de NExT y los SMEs de la compañía plani-ficaron acciones de capacitación multianuales

pañía a fin de definir las descripciones de los pues-tos de trabajo y las matrices de competencias para cada dominio representado en la organización.

10 Oilfield Review

para cada participante. Los planes incluyeron cursos, talleres, programas de aprendizaje expe-riencial, autoinstrucción y trabajos de proyectos dirigidos en el empleo.

A través del proceso de evaluación de compe-tencias, la compañía alineó las funciones labora-les con sus objetivos comerciales, compiló los perfiles de puestos de trabajo requeridos, definió los requerimientos de idoneidad, confeccionó hojas de ruta para la capacitación y el desarrollo, y estableció puntos de referencia para la evalua-ción del talento y la capacitación. De este modo, la compañía pudo conocer qué aptitudes se requie-ren para que los individuos ejecuten sus tareas ahora y en el futuro. Y además se informó de las actividades básicas para su personal, y como resul-tado, estableció un plan de capacitación para cerrar las brechas de aptitud (derecha).

A medida que la compañía independiente crece y se redefine, el departamento de RH implementa una hoja de ruta para alinear y manejar el talento de manera que se ajuste a sus objetivos comerciales. Las matrices de competen-cias facilitarán la capacidad de la compañía para estimular y recompensar el desempeño y optimi-zarán su capacidad para atraer y retener talento. Los empleados deben conocer exhaustivamente los impulsores del rendimiento de la organiza-ción ya que éstos los ayudarán a desarrollar sus carreras profesionales.

Maximización de la idoneidad para el uso del softwareCuando las compañías experimentan un creci-miento rápido, a veces necesitan ser restructura-das para adaptarse a su tamaño y sus actividades expandidas. Una compañía petrolera mediana independiente de América del Norte se vio obli-gada a lidiar con situaciones cada vez más conflic-tivas mientras procuraba expandir sus actividades operacionales e incorporar personal técnico y directivo acreditado. La compañía también inten-taba adoptar las tecnologías de software y campo más modernas y, en ese proceso, reconoció la nece-sidad de instrumentar una capacitación efectiva en software, por lo que proporcionó generosas opor-tunidades de capacitación a su personal técnico.

La adopción de las tecnologías de computa-ción más actualizadas constituye una táctica para incrementar la eficiencia y la productividad de los PTPs en materia de exploración, operaciones y equipos a cargo de los activos. Para aprovechar los cambios producidos en la tecnología de la infor-mación, los empleados deben contar con una base técnica sólida en ciencia y tecnología, además de las aptitudes para utilizar las aplicaciones especí-ficas promovidas en la compañía. Para evaluar el

entorno de capacitación de la organización, incluida su estructura, las tecnologías utilizadas, los tipos de capacitación ofrecida, las competen-cias del personal y las necesidades tecnológicas anticipadas, se recurrió a NExT.

Para comenzar su evaluación, NExT entrevistó a los directivos de la compañía a fin de conocer la organización, su panorama comercial actual y las expectativas tecnológicas del futuro. NexT asignó parámetros a estas expectativas a fin de desarro-llar parámetros o estándares de medición para evaluar a los empleados experimentados, definidos como los que llevan 10 o más años en la industria. La mayoría de los encuestados había estado en la compañía 10 o menos años, pero contaba con 10 años de experiencia en la industria. Un grupo de muestra de estos empleados participó de una encuesta para medir su idoneidad con respecto a las tecnologías de software y los flujos de trabajo de la compañía. La compañía esperaba que los PTPs experimentados fueran competentes en el manejo de la tecnología, pero la encuesta reveló la existencia de brechas en las aptitudes y las capaci-dades, lo que proporcionó a NExT los datos necesa-rios para establecer los objetivos de mejoramiento.

Los resultados de las evaluaciones revelaron además que el programa de capacitación en tecno-logía vigente no estaba brindando a la compañía los beneficios deseados (próxima página, arriba a la derecha). Las encuestas de autoevaluación

demostraron que sólo unos pocos eran altamente idóneos para el uso del software. Las entrevistas de seguimiento confirmaron estos resultados. Algunos PTPs sólo utilizaban las funciones bási-cas provistas por el software y, dado que carecían de nociones y conocimientos de las capacidades del software, estos PTPs no utilizaban otras de sus aplicaciones.

Los resultados de la encuesta indicaron que, salvo algunas excepciones, el programa de capa-citación en el software de la compañía no estaba satisfaciendo los requerimientos técnicos de los empleados. Era preciso alinear la idoneidad de los empleados para el uso del software con la experiencia en dominios, y la capacitación selec-tiva debía diseñarse para acortar las brechas exis-tentes entre la idoneidad evaluada y la esperada. La transferencia de conocimientos también podría facilitarse a través del fomento de un clima en el que el personal joven se sienta cómodo al requerir ayuda y en el que se espera que el personal experto actúe como mentor y entrenador y trans-fiera sus conocimientos al primero.

Las encuestas y las entrevistas identificaron las inquietudes de los empleados en cuanto a la situación de la organización; su propio aprendi-zaje, la competencia y la utilización del software;

> Análisis de brechas. Este resumen de análisis de brechas de una población de empleados de ingeniería de producción de una compañía reveló la existencia de áreas en las que debería enfocarse la capacitación para eliminar las brechas (azul) de idoneidad. El análisis mostró además ciertos conocimientos técnicos especiales en terminaciones de pozos ya que este elemento exhibió la mayor fortaleza (verde). Para cada aptitud de ingeniería de producción, las barras resumen cuatro estadísticas de las desviaciones de la evaluación respecto de la idoneidad requerida; desviación máxima, mínima, promedio (punto rojo) y media. Una desviación cero significa que la idoneidad evaluada es igual a la idoneidad requerida para el elemento de aptitud. Las desviaciones positivas son fortalezas; cuando la idoneidad evaluada es mayor que la requerida. Las desviaciones negativas son brechas; cuando la evaluación es menor que la requerida. Los recuadros a lo largo de las barras muestran la tendencia central de las desviaciones; son negros cuando la media es menor que el promedio y grises cuando la media es mayor que el promedio. El alcance de las desviaciones resulta de la combinación de antecedentes y experiencia en la población muestreada.


Desviación de la evaluación respectode las idoneidades requeridasElementos de aptitud

–4 –3 –2 –1 0 1 2 3 4

Impedimentos para la producción

Seguridad y medio ambiente

Tópicos especiales

Operaciones de producción de superficie

Terminaciones no convencionales

Terminaciones de pozos

Control de pozos

Evaluación de pozos

Técnicas de intervención de pozos

Desempeño del pozo

Técnicas de control de la producción de arena y de estimulación

BrechaFortaleza

10. Los niveles de la escala de competencias son los siguientes: falta de reconocimiento 0, reconocimiento 1, conocimiento 2, especializado 3, avanzado 4 y experto 5.

Volumen 25, no.1 11

y las prácticas estándar en torno a la tecnología de software. Los resultados de las encuestas y las entrevistas indicaron que la falta de una visión y una estrategia de software en la compañía había conducido a la adopción desordenada del software. NExT recomendó las siguientes soluciones estra-tégicas para encarar estas inquietudes:•racionalizar los flujos de trabajo para que se

alineen con las estrategias de la compañía y las mejores prácticas de la industria

•ofrecermáscursosprácticosenlosqueseutili-cen software críticos para la misión de la com-pañía además de software reconocidos como estándares de la industria de E&P

•establecerdirectricestransparentesparaade-cuar el software a los diferentes tipos de acti-vos y flujos de trabajo

•establecerpuntosdereferenciaparalasaptitu-des con software recomendados, organizados por flujo de trabajo y disciplina

•fomentar y formar campeones de tecnologíadentro de los equipos a cargo de los activos para que transfieran el conocimiento de los activos, faciliten la capacitación entre pares y fomenten un sentido de logro técnico.

Después de implementar diversas recomenda-ciones, la compañía obtuvo un retorno perceptible-mente positivo de su inversión en capacitación.

Aprendizaje aceleradoAramco Gulf Operations Company y Kuwait Gulf Oil Company crearon Al-Khafji Joint Operations (KJO) en el año 2000 para operar en forma con-junta y participar equitativamente en la produc-ción de hidrocarburos proveniente de la zona neutral existente entre los límites de Arabia Saudita y Kuwait. KJO deseaba expandir sus acti-vidades exploratorias, pero experimentaba una escasez severa de PTPs capacitados. A fin de ace-lerar la capacitación de los PTPs de exploración, KJO contrató a NExT para que desarrollara un programa de capacitación combinado para nue-vos contratados e ingenieros y geólogos en la fase intermedia de sus carreras profesionales.

NExT desarrolló dos programas de capacitación, uno diseñado para capacitar 20 nuevos contratados durante tres años y el otro para entrenar 20 PTPs que se encontraban en la fase intermedia de su carrera profesional durante dos años. Ambos pro-gramas comenzaron con un análisis de competen-cias de los participantes seguido por un análisis de brechas. Estos datos constituyeron las bases de los planes de estudio con aprendizaje combinado, consistentes en cursos teóricos y de software, capacitación práctica (OJT), talleres, visitas de observación, sesiones de mentoría, proyectos y capacitación en manejo de proyectos. Los progra-

mas incluyeron la verificación de la efectividad de la capacitación para medir el desarrollo de las competencias y la participación individual.

El programa para nuevos contratados se cen-tró en la capacitación de siete ingenieros y cinco geocientíficos en geología del subsuelo y en ocho ingenieros en operaciones en instalaciones de superficie. El objetivo era formar profesionales semiautónomos que pudieran operar con un nivel de idoneidad calificada. El plan de estudios de tres años pasó de un 100% de capacitación presencial, a comienzos del primer año, a un 90% de OJT a fines del tercer año. El objetivo del primer año era la construcción de un fundamento de competen-cias básicas en el dominio de cada materia. La capacitación incluyó una combinación de aprendi-zaje dirigido por instructores y aprendizaje auto- didacta con visitas de observación. Durante el segundo año, el enfoque se centró en el fortaleci-miento de las competencias básicas de la disci-plina principal de cada participante a través de cursos avanzados, procesos de mentoría a cargo de pares y expertos, y la puesta en marcha de proyec-tos OJT. Hacia fines del tercer año, se esperaba que los participantes lograran idoneidad y autono-mía en su función laboral, dedicación absoluta a los proyectos OJT mediante procesos estructura-dos de mentoría a cargo de expertos y responsabi-lidad por las tareas de los proyectos.

El programa de nuevos contratados fue puesto en marcha en octubre de 2010. Al cabo del primer

año dedicado principalmente al trabajo en clase, la competencia de los participantes pasó de un nivel de reconocimiento de 1,55 a un nivel de conocimiento de 2,04 (abajo).10 Luego de tres años, se esperaba que los participantes alcanza-ran el nivel especializado equivalente a 3.

Sobre la base de las lecciones aprendidas durante el primer año de capacitación, NExT y KJO modificarán el programa de nuevos contratados. La capacidad de modificación de esos programas de capacitación explica la flexibilidad del sis-tema NExT. En vez de comenzar el programa con un año de trabajo en clase y finalizarlo principal-mente con una capacitación de tipo OJT, el nuevo programa incluirá una combinación más rica de

> Autoevaluación de la idoneidad para el uso del software y adecuación de la tecnología. Cincuenta geocientíficos de una compañía participaron en encuestas de autoevaluación de su idoneidad para el uso del software y de la comprensión de la adecuación del software a sus flujos de trabajo. El tamaño de la burbuja se corresponde con el número de encuestados. Los números y los colores de las burbujas representan los puntajes promedio de la idoneidad para el uso del software (izquierda) y la adecuación al flujo de trabajo (derecha). La idoneidad para el uso del software exhibe un nivel bajo a través del espectro de experiencia. No obstante, los encuestados clasificaron al software como apropiado para sus trabajos. Estos resultados indican que los niveles bajos de idoneidad para el uso del software resultan de una capacitación inadecuada, no de un software inadecuado.

9,0 1,0

1,0

1,0

1,0

2,3

2,3

2,3 2,2

2,0

3,01,9

1,6

1,3

3,0

3,2

2,8

2,1

9,0

4,6

4,5 6,7

7,9

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4,6

4,45,1

4,24,03,4

3,8

5,4

1,0

3,5


Expe

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com

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ños

Idoneidad para el uso de software

25+

21 a 25

16 a 20

11 a 15

5 a 10

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0 a 1

25+21 a 2516 a 2011 a 155 a 102 a 40 a 1 25+21 a 2516 a 2011 a 155 a 102 a 40 a 1

Adecuación de la tecnologíaal flujo de trabajo del puesto

Experiencia en la industria, años Experiencia en la industria, años

Poca antigüedad, poca experienciaPoca antigüedad, mucha experienciaMucha antigüedad, mucha experiencia

9: Alto 5 a 8: Intermedio 1 a 5: Bajo 1 a 2: Alto 2 a 3: Intermedio-alto 3 a 5: : Intermedio-bajo

> Retorno de la inversión de KJO en capacitación. Los modelos y mediciones de competencias proporcionan un estándar para evaluar los niveles de aptitud y asegurar que la capacitación sea específicamente adecuada. El rango de mejoramiento de la competencia de los participantes desde sus evaluaciones iniciales osciló entre 18% y 47%. Este resultado le permite determinar a la compañía que el programa de capacitación está funcionando.


General 1,55 2,04

Ingeniería de subsuelo 1,55 2,01

Ingeniería de superficie 1,50 2,21

Geología del subsuelo 1,61 1,90

Dominio Evaluacióninicial

Fin delprimer año

12 Oilfield Review

capacitación presencial y capacitación práctica desde el principio; pasando de un 60% de capaci-tación presencial al comienzo a un 80% de OJT al final. Los participantes del programa indicaron que el escalonamiento de los cursos y la combina-ción de la capacitación práctica serían más efec-tivos y además facilitarían el aprendizaje y la retención del material del curso. Durante el año 2013, KJO tiene previsto contratar 30 recién gra-duados; estos empleados nuevos seguirán el régi-men de capacitación modificado.

El programa para los contratados que se encuentran en una fase intermedia de su carrera profesional se centró en la capacitación de siete geocientíficos y nueve ingenieros en geología e ingeniería de yacimientos, y cuatro ingenieros en ingeniería de perforación. El objetivo era conver-tir los participantes en profesionales autónomos, capaces de operar en un nivel entre avanzado y experto, y responsables de la ejecución de un plan de desarrollo de campo completo. Los profe-sionales a cargo de la capacitación de NExT diseña-ron un plan de estudios de dos años que comenzó con un 100% de aprendizaje presencial y concluyó con un 100% de mentoría en sitio. Durante el pri-mer año, los participantes asistieron a cursos preliminares para llenar los vacíos de conoci-miento del grupo y combinaron sus disciplinas para colaborar en proyectos multidisciplinarios totalmente integrados. Además, los cursos indi-vidualizados resolvieron las brechas existentes en la formación y el conocimiento funcional de los participantes.

Durante el segundo año, cada participante fue asignado a uno de los tres proyectos integrados de capacitación en desarrollo de campos petroleros luego de consultar con los mentores y la dirección de KJO. Los SMEs de NExT diseñaron cada pro-yecto integrado de capacitación en desarrollo de campos petroleros para que tuvieran una duración de aproximadamente cuatro meses. En las prime-ras dos semanas, los participantes llevaron a cabo una evaluación inicial de los proyectos y asistieron a un curso de gestión de proyectos. Durante las siete semanas siguientes, participaron de cursos sobre la teoría y los flujos de trabajo relacionados con planes de desarrollo de campos petroleros, que incluyeron: geofísica y geología de yacimientos del subsuelo, instalaciones de superficie, predic-ciones de la producción, y operaciones de campo y mantenimiento. En las últimas ocho semanas, los participantes planificaron un proyecto de desarro-llo de campos petroleros y trabajaron con un sub-conjunto de datos de un plan de desarrollo general. Por último, concluyeron el programa con un pro-yecto final y una presentación ante la dirección de KJO. Luego de estos proyectos de capacitación,

la expectativa es que cada participante que se encuentra en la fase intermedia de su carrera pro-fesional capitalice el conocimiento adquirido y se convierta en miembro colaborador de un equipo a cargo de los activos de la compañía.

El programa para contratados en la fase inter-media de su carrera profesional concluyó en el año 2012. El sucesor de este programa es el Programa de Formación de Talentos Especialistas (STDP) de KJO, que se encuentra abierto para los empleados ciudadanos del país con alto potencial y al menos siete años de experiencia en la industria. STDP es un programa de desarrollo basado en competencias cuyo objetivo es trans-formar a los empleados especializados en una disciplina en especialistas o expertos. En el nuevo programa, cada participante es evaluado para ser admitido en el programa en base al nivel de competencia. Luego, los SMEs de KJO eva- luarán cada fase del plan de desarrollo individua-lizado de esa persona.

Los programas STDP y para nuevos contrata-dos son importantes para KJO porque eliminan las brechas de conocimiento y aptitud generadas a medida que los empleados experimentados aban-donan KJO por razones de retiro y deserción. Para KJO, los programas ayudan a formar líderes PTP, convertir a los PTPs jóvenes calificados en PTPs especializados que pueden desempeñarse en forma independiente y permitir que la compañía dependa menos de especialistas externos.

Talento no convencional para las extensiones productivas de lutitasSaudi Aramco colaboró con NExT para capacitar y formar PTPs expertos en explotación de recursos gasíferos no convencionales (UGR). La compañía se comprometió con un programa de capacitación acelerada para capacitar equipos de ingenieros y geocientíficos a cargo de activos para el grupo UGR. El programa de capacitación enfatizó la integra-ción de los participantes en equipos coherentes, en los que cada uno de sus miembros poseyera competencia en una disciplina básica y estuviera familiarizado con las disciplinas de los otros miembros del equipo.

Un programa de capacitación típico comienza con evaluaciones de las competencias de los parti-cipantes. No obstante, en este caso, los participan-tes candidatos recibieron créditos por trabajos realizados sobre geociencias e ingeniería del gas de lutitas. Sobre la base de las evaluaciones de los trabajos realizados, los equipos candidatos de geo-científicos e ingenieros fueron seleccionados para la capacitación en UGR.

Luego, los participantes fueron sometidos a evaluaciones de competencias básicas y se evaluó

su conocimiento de las geociencias y la ingenie-ría petrolera de los recursos de gas de lutitas. Después de la evaluación, comenzaron su capaci-tación en UGR: una combinación de 20% de aprendizaje, 20% de exposición a tecnologías y 60% de capacitación práctica.

El programa se enfocó inicialmente en los fun-damentos de la tecnología UGR. Este plan de estu-dios consistió en la ejecución de trabajos dirigidos por instructores sobre geología de extensiones pro-ductivas de lutitas, geofísica, petrofísica, geomecá-nica, ingeniería de yacimientos, ingeniería de pozos, terminaciones y tratamientos de estimula-ción, ingeniería de producción y manejo del agua.

Luego del componente asociado con la clase en sí, los participantes enfocados en geociencias e ingeniería petrolera se centraron en sus tecno-logías básicas, si bien cada uno de los grupos fue expuesto a las tecnologías del otro grupo a través de un proceso de capacitación interdisciplinaria. Con este tipo de capacitación se aseguró que todos los participantes comprendieran el rol de cada dis-ciplina técnica ya que el trabajo en equipo inter-disciplinario es vital para la explotación de UGR y el manejo de yacimientos.

El núcleo del programa de capacitación consis-tió en un largo período de OJT práctica. Se espe-raba que los participantes ejecutaran tareas basadas en conjuntos de datos de extensiones pro-ductivas de lutitas reales y aplicaran los conocimien-tos adquiridos en clase y a partir de la capacitación en software. Los participantes, separados en los grupos de geociencias e ingeniería, fueron rotados a través de diversos proyectos paralelos en diver-sas instalaciones de Schlumberger.

En conjunto con la capacitación OJT, los par-ticipantes compartieron lo siguiente:•clasesdecapacitaciónbasadasenproyectos,uti-

lizando datos de yacimientos de lutitas con la supervisión de expertos en lutitas de la industria

•visitasaplantasdemanufacturaparaexaminarherramientas de adquisición de registros en agu-jero descubierto, arreglos de cabezales de pozos, barrenas de perforación y otras tecnologías

•viajes de observación geológica para observarafloramientos de lutitas y correlacionarlos con modelos geológicos basados en software

•observaciones de las operaciones de camposeleccionadas

•capacitación especializada en tecnología derecursos gasíferos no convencionales.

Luego de la OJT, los grupos se unieron nueva-mente para trabajar como equipos a cargo de acti-vos en proyectos integrados de manejo de activos en extensiones productivas de lutitas e instalaciones. Cada uno de los miembros de los equipos a cargo de los activos asumió una responsabilidad com-

Volumen 25, no.1 13

partida por los éxitos y fracasos de los proyectos y aprendió los aspectos económicos de los recursos de gas no convencionales, utilizando una combi-nación de teoría y software para analizar los con-juntos de datos.

Al final del programa, cada equipo evaluó un proyecto integrado, elaboró un informe que deta-llaba cómo manejaría el activo y presentó su informe ante un panel de SMEs de la industria encargado de calificarlo.

Cada participante fue sometido a una reevalua-ción de competencias final para medir y verificar el mejoramiento de su idoneidad en geociencias e ingeniería de las extensiones productivas de lutitas. El mejoramiento de los niveles de idoneidad de los participantes, que fue cuantificado con las reevaluaciones, demostró el retorno de la inver-sión del programa de capacitación en UGR.

Aprendizaje multidisciplinarioEl programa de capacitación de Saudi Aramco se centró en la adquisición de las capacidades nece-sarias para desarrollar extensiones productivas

> Programa de capacitación en lutitas de múltiples dominios. Este programa de capacitación de 12 semanas (izquierda) consiste en caminos paralelos de geociencias e ingeniería. La capacitación es una combinación de teoría, análisis e interpretación de datos (derecha), visitas a sitios de operaciones, viajes de observación geológica, visitas a laboratorios y proyectos. El orden de la capacitación procede desde abajo hacia arriba. Los geocientíficos e ingenieros comienzan juntos aprendiendo los fundamentos de las extensiones productivas de lutitas. Luego sus caminos divergen durante varias semanas. Al final del programa, los participantes se juntan nuevamente para aprender los aspectos económicos de las extensiones productivas de lutitas, formar equipos a cargo de activos y trabajar en proyectos piloto comunes. Finalmente, los equipos realizan presentaciones ante los SMEs de la industria, que clasifican a los participantes por sus evaluaciones y sus recomendaciones para los proyectos.


Introducción a lasextensiones productivas

de lutitas

Geología y geofísicade las lutitas

Modelado de cuencasde las extensiones

productivas de lutitas

Petrofísica delas lutitas

Geomecánica delas lutitas

Aspectos económicosde las lutitas

Programa de geociencias

Programa integrado de 12 semanas

Programa de ingeniería

Presentación de proyectospiloto en lutitas

Viaje de observacióngeológica a los

afloramientos de lutitas

12 s

eman

as

Introducción a las extensiones productivas de lutitas

Arquitectura de pozos y perforación de lutitas

Producción e ingeniería de yacimientos de lutitas

Prácticas de manejo de agua de campos petroleros para las extensiones productivas de lutitas

Aspectos económicos de las lutitas

Presentación de proyectos piloto de ingeniería

Visitas a laboratorios y sitios de operaciones

Operaciones de terminación y estimulación de lutitas

Teoría

Análisis e interpretación de datos

Visitas a sitios

Viajes de observación geológica

Visitas a laboratorios

Aplicación a proyectos

de lutitas. Además de la capacitación convencio-nal dirigida por instructores, el programa expuso a los participantes a tecnologías facilitadoras, operaciones de campo y prácticas en el puesto de trabajo, y culminó con la experimentación de un escenario de un proyecto real por parte de los par-ticipantes. Este programa particular permitirá a Saudi Aramco acelerar las capacidades de sus PTPs para explotar las oportunidades UGR.

A diferencia de Saudi Aramco, muchas compa-ñías de América del Norte poseen negocios en extensiones productivas de lutitas maduras. A pesar de ello, es probable que algunas compañías nece-siten expandir las capacidades de sus empleados en las tecnologías asociadas con las extensiones productivas de lutitas. Sobre la base de las reco-mendaciones y la retroinformación de los partici-pantes y mentores del programa de Saudi Aramco, además de debates con asesores SME de compa-ñías con base en EUA, NExT diseñó un programa multidisciplinario de 12 semanas de capacitación en lutitas, respecto del cual se prevé que estará dis-ponible el cuarto trimestre del año 2013 (arriba).

Cada parte del programa de 12 semanas corres-ponde a un módulo combinado de aprendizaje experiencial. Además, las compañías cliente pue-den proporcionar a sus empleados OJT adicional en explotación y manejo de recursos en extensio-nes productivas de lutitas.

La solución para el desarrollo y la aceleración del aprendizaje petrotécnico consiste en maximi-zar su eficiencia, funcionalidad y efectividad. NexT utiliza una combinación de aprendizaje experiencial y gestión de competencias para alcanzar estos objetivos y ayudar a acortar la bre-cha de talento existente en la industria de E&P. El aprendizaje experiencial combina diversos modos de aprendizaje basados en los objetivos comercia-les de los clientes y los desafíos técnicos, en tanto que la gestión de competencias asegura que la capacitación sea eficiente, selectiva y efectiva. La utilización de estas técnicas coloca a los negocios de E&P de todos los tamaños en el camino hacia el desarrollo sostenido de talento y a sus PTPs, en el camino hacia la idoneidad. —RCNH

14 Oilfield Review

Navegación estructural: Un camino hacia la productividad

El número de pozos de petróleo y gas perforados horizontalmente continúa

creciendo a medida que los operadores se esfuerzan por maximizar el contacto

con las formaciones, desarrollar programas de terminación de pozos más eficientes

y optimizar la recuperación en estructuras geológicas complejas. La navegación

estructural, un método por el cual los operadores dirigen las trayectorias de los

pozos horizontales y de alto ángulo, integra los datos obtenidos con las herramientas

de resistividad LWD de lectura profunda y con los generadores de imágenes de alta

resolución para crear modelos estructurales de las condiciones geológicas que

encuentra la barrena de perforación. Esta técnica permite a los perforadores corregir

las trayectorias de los pozos previendo los cambios estructurales presentes delante

la barrena y ayuda a los operadores a conocer mejor las formaciones ya perforadas.

La perforación de pozos de petróleo y gas de nuestros tiempos poco tiene en común con la de los primeros días de la exploración, cuando los exploradores cavaban pozos, basados a veces en distribuciones aparentemente aleatorias, con la esperanza de descubrir recursos no explotados. Hoy, los ingenieros de perforación modernos tie-nen acceso a un abanico de tecnologías para visua-lizar el subsuelo y luego comandar sofisticados equipamientos de fondo de pozo para apuntar con precisión a las secciones prospectivas. Después de analizar los datos provenientes de diversas fuen-tes, los ingenieros de posicionamiento de pozos pueden ajustar las trayectorias de los mismos durante la perforación, a fin de maximizar el con-

tacto con el yacimiento. Las compañías de servi-cios continúan introduciendo nuevas tecnologías. Estas nuevas tecnologías ayudan a los operadores a perforar pozos que producen durante más tiempo, drenan el yacimiento en forma más completa y mejoran el retorno de la inversión.

La capacidad para ejecutar trayectorias de pozos horizontales y de alto ángulo constituye uno de los cambios más significativos introducidos en los últimos años en las operaciones de perforación. Si bien, en promedio, los pozos horizontales generalmente duplican o triplican el costo de los pozos verticales convencionales, e implican mayores riesgos, su proporción continúa incrementándose (abajo). Por ejemplo, a fines del año 2012 en EUA,

Aimen AmerEast Ahmadi, Kuwait

Filippo ChinellatoMilán, Italia

Steve CollinsChief Oil & Gas LLCDallas, Texas, EUA

Jean-Michel DenichouSugar Land, Texas

Isabelle DubourgClamart, Francia

Roger GriffithsPetaling Jaya, Selangor, Malasia

Randy KoepsellDenver, Colorado, EUA

Stig LyngraSaudi AramcoDhahran, Arabia Saudita

Philippe MarzaAberdeen, Escocia

Doug MurrayAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Iwan (Bob) RobertsDhahran, Arabia Saudita

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Primavera de 2013: 25, no. 1.Copyright © 2013 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Danny Hamilton, Frisco City, Texas; Remi Hutin, Clamart, Francia; Emmanuelle Regrain, Houston; y a Haifeng Wang, Stavanger.CMR, eXpandBG, eXpandGST, FMI, FPWD, MDT, MicroScope, PeriScope, Petrel y PowerDrive son marcas de Schlumberger.

> Perforación de pozos horizontales en EUA. El número de pozos perforados horizontalmente, como porcentaje del número total de pozos perforados en EUA, se incrementó bruscamente en la última década. (Datos utilizados con autorización de Baker Hughes.)

Oilfield Review SPRING 13Structural Steering Fig. 1ORSPG 13-STCTSTR 1

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60

50

40

30

20

10

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 20120

Pozo

s ho

rizon

tale

s en

EUA

, %

Año

Volumen 25, no.1 1515

16 Oilfield Review

63% de los 1 817 pozos que se estaban perforando fueron clasificados como pozos horizontales y 11%, como direccionales. Sólo un 26% de los pozos reci-bieron la clasificación de verticales.1 Una de las razones principales de este vuelco hacia los pozos horizontales y de alto ángulo es que aportan recompensas potenciales en el corto y largo plazo, que los pozos verticales generalmente no proporcionan. A través de un solo agujero, los pozos horizontales y de alto ángulo mejoran el drenaje, permiten el acceso a compartimentos discretos en yacimientos complejos, reducen los costos de las intervenciones, mejoran las eficien-cias y permiten la exposición a un mayor volumen del yacimiento. A pesar de sus costos iniciales más elevados, los pozos horizontales a menudo ofrecen a los operadores un método para desarrollar los yacimientos que de otro modo no resultarían renta-bles. Los pozos horizontales son especialmente importantes en los yacimientos no convenciona-les en los que su utilización se ha traducido en una tecnología facilitadora clave para el desarro-llo de recursos en lutitas.2

Estas mejoras introducidas en las tecnologías y las prácticas de perforación han transformado la forma en que los operadores encaran el desa-rrollo de los recursos.3 En los primeros días de la perforación horizontal, los pozos se construían fun-damentalmente sobre la base de planes de pozos geométricos. Cuando algunos pozos no se posicio-naban de manera óptima en las zonas objetivo, los resultados eran a menudo desalentadores. Hoy, los geocientíficos e ingenieros de perforación son

conscientes de que los vocablos perforación hori-zontal constituyen una simplificación excesiva del proceso, y que el posicionamiento preciso de los pozos implica algo más que desviar un pozo 90° res-pecto de la vertical. La maximización del contacto con el yacimiento y la comprensión de la geome-tría y la geología del subsuelo son elementos cruciales para el éxito de las operaciones de perforación.

Los avances tecnológicos de las herramientas de evaluación de formaciones LWD también están posibilitando que los ingenieros logren los objetivos de posicionamiento de pozos de manera más efectiva. Las herramientas que exploran la formación a cierta distancia del pozo permiten que los ingenieros de perforación visualicen la geometría compleja del subsuelo. Los ingenieros utilizan datos de imágenes de alta resolución dis-ponibles en tiempo real para definir la geometría estructural y ajustar proactivamente los progra-mas de perforación. Además, las mediciones LWD ayudan a los operadores a diferenciar los interva-los con características de producción superiores de los que pueden no resultar redituables.

Para optimizar la perforación horizontal, los ingenieros de posicionamiento de pozos han desa-rrollado flujos de trabajo que los ayudan a lograr sus objetivos de perforación. Aún antes de iniciar la perforación de un pozo, estos flujos de trabajo desempeñan un rol importante ya que ayudan a los geólogos e ingenieros a identificar objetivos y desarrollar trayectorias realistas que evitan complicaciones innecesarias en la perforación.

Durante la perforación, el equipo de posiciona-miento de pozos puede actualizar los modelos con información disponible en tiempo real y utili-zando un enfoque 3D.

Estas nuevas tecnologías y flujos de trabajo no siempre proporcionan la respuesta. El elemento crucial en la determinación del tipo de pozo con mejor desempeño es el conocimiento que posee el grupo de trabajo de perforación sobre cómo incide la geología del yacimiento en el desem-peño del pozo en el largo plazo. En muchos yaci-mientos de alta permeabilidad, especialmente en la primera fase del desarrollo, los pozos verticales y horizontales pueden exhibir igual desempeño, lo que vuelve más atractivos a los primeros debido a sus costos más bajos. En un estudio reciente de un yacimiento complejo naturalmente fracturado, los pozos verticales producían con tasas de flujo de petróleo más altas y cortes de agua más bajos que los pozos horizontales.4 Este fenómeno fue el resul-tado de la maduración del proceso de inundación de agua y de la geología única del yacimiento.

No obstante, los desarrollos recientes en mate-ria de tecnología de perforación y geonavegación han permitido el acceso a recursos para los cuales los pozos verticales convencionales o los pozos horizontales perforados geométricamente no hubieran funcionado tan bien. Este artículo analiza las herramientas LWD que proveen datos que inciden directamente en los programas de perfo-ración, el software para la visualización de la geo-metría del subsuelo y un flujo de trabajo que utilizan los operadores para optimizar el posicio-namiento de los pozos a través de técnicas de navegación estructural. Los ejemplos correspon-dientes a un proyecto de almacenamiento de gas en Italia, un yacimiento no convencional en EUA y un yacimiento carbonatado de escaso espesor en Medio Oriente demuestran cómo los operado-res están optimizando el posicionamiento de pozos y están ganando el acceso a los yacimientos y recursos en forma más efectiva.

Los alcances de la perforaciónLos avances tecnológicos en materia de perfora-ción fueron factores clave para el brusco incre-mento del número de pozos horizontales y direccionales de la década de 1990. En el año 1986, el total de pozos horizontales perforados en todo el mundo ascendía a 41 (izquierda).5 Tan sólo cuatro años más tarde, en 1990, el número de pozos hori-zontales perforados, mayormente en Texas, EUA, llegó a 1 190. Más del 20% de esos pozos se con-centraba en la creta Austin. La actividad desarro-llada en esta formación tipifica la evolución experimentada por la perforación horizontal.

> Perforación horizontal antes de 1995. En el año 1986, sólo 41 pozos de todo el mundo fueron clasificados como horizontales. Entre 1989 y 1990, se produjo un incremento significativo de estas cifras, impulsado por las mejoras tecnológicas y por los aumentos de la producción resultantes, experimentados por algunos operadores que perforaban pozos horizontales. Si bien al comienzo la tendencia se registró principalmente en EUA, los operadores de otras regiones, especialmente Canadá, también perforaron más pozos horizontales. (Adaptado de Kuchuk et al, referencia 5.)


1 600

1 400

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1 000

1986

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1987

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Pozos horizontales perforados en todo el mundo

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Año

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1994

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Núm

ero

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ozos

0

Fuera de América del NorteCanadáEstados Unidos

Volumen 25, no.1 17

La creta Austin corresponde a un yacimiento de baja permeabilidad y de baja a moderada porosidad. En esta formación, los primeros pozos fueron perfo-rados en la década de 1920. La producción de petró-leo y gas en cantidades comerciales dependía de que el pozo intersectara las fracturas interconectadas. Para mejorar la producción de los pozos verticales, los operadores introdujeron nuevas tecnologías con éxito variable. Estas tecnologías incluyeron tratamientos ácidos diseñados para abrir trayectos desde el pozo hasta las redes de fracturas, interpre-taciones sísmicas para localizar agrupamientos de fracturas y tratamientos de estimulación por fractu-ramiento hidráulico para incrementar la conectivi-dad del pozo con las redes naturales de fracturas.

En la década de 1980, los operadores comen-zaron a experimentar con las extensiones de pozos laterales, usualmente a través del rein-greso en pozos existentes no productivos. Dado que este enfoque permitía que el pozo contactara muchas más fracturas que las que eran posibles con el pozo vertical original, como resultado, a menudo, se generaban incrementos espectacula-res de la producción.

Algunos especialistas atribuyeron el creci-miento global de la perforación horizontal a los éxi-tos y las lecciones aprendidas en éstos y otros pozos de Texas.6 Sin embargo, no todos los pozos horizon-tales perforados en la creta Austin experimentaron incrementos espectaculares de la producción. Muchos operadores omitieron tomar en cuenta la naturaleza compleja de la formación, cuya comple-jidad implicaba la compartimentalización y la existencia de fallas subsísmicas que dividían la creta Austin en múltiples yacimientos aislados.

Hoy en día, los operadores utilizan modelos extensivos de yacimientos para extrapolar los datos de superficie y de fondo de pozo a fin de pro-nosticar las formaciones que encontrarán los pozos horizontales. Este enfoque busca identificar rocas de mejor calidad prospectiva, y si corres-ponde, de mejor calidad de terminación. No obs-tante, hasta que se perfora un pozo, el modelo, que es una función del tipo y la calidad de los datos disponibles, sigue siendo una aproximación.

Métodos de posicionamiento de pozosEl equipamiento de fondo de pozo para perforar los tramos horizontales ha mejorado considera-blemente en las últimas décadas, y se han desa-rrollado metodologías y flujos de trabajo de posicionamiento de pozos para capitalizar las nuevas tecnologías y las técnicas de perforación. Con estas mejoras, los métodos de posicionamiento de pozos continúan evolucionando. Actualmente, se utilizan en general tres métodos complementa-

rios para posicionar los pozos.7 El primer método se caracteriza como un método de modelado, comparación y actualización, y es un proceso de perforación reactiva. El segundo se basa en la estimación y extrapolación de la orientación de los planos de estratificación a partir de datos de echados (buzamientos) de las formaciones, usual-mente con mediciones azimutales obtenidas durante la perforación. El tercer método se basa en la utilización de datos direccionales de lectura profunda para la detección de límites remotos con

el fin de ajustar proactivamente la trayectoria del pozo para maximizar el contacto con el yaci-miento y evitar salir de las zonas objetivo.

En el método de modelado, comparación y actualización, el equipo de posicionamiento de pozos primero genera un modelo de respuestas de la herramienta de adquisición de registros (perfilaje), basadas en las formaciones esperadas observadas en los datos derivados de registros de pozos vecinos (arriba). En el análisis se incluyen interpretaciones de los datos sísmicos para ayudar

>Método de posicionamiento de pozos de tipo modelado, comparación y actualización. Los datos de registros de pozos vecinos se utilizan para construir modelos geológicos y de respuestas de herramientas. Los geólogos generan modelos geológicos mediante el escalonado de los datos originales, la generación de columnas de capas y el posterior rotulado de los marcadores formacionales y de las superficies (extremo superior izquierdo). Los marcadores formacionales y la estratificación se propagan a partir de los datos de pozos vecinos para generar un modelo geológico (extremo inferior izquierdo), que además puede ser mejorado con datos sísmicos. Un programa de modelado directo prevé cómo responderán las herramientas de adquisición de registros (perfilaje), tales como las herramientas de resistividad, a las propiedades de las formaciones (rojo, extremo superior derecho). Una vez generado el modelo, se propone una trayectoria de pozo (verde, extremo inferior derecho) para llegar a determinadas capas prospectivas. A medida que se perfora la sección de pozo horizontal, la respuesta medida (azul, extremo superior derecho) observada en el pozo se compara con la respuesta modelada. (Adaptado de Griffiths, referencia 7.)


Modelo geológico

Apartamiento horizontal

Registro depozos vecinos

Resistividadde la formación

Marcadoresformacionalesidentificados

Los marcadores se vinculancon las superficies del

modelo geológico

Escalonadode registros

Marcadores

Columnade capas

Modelogeológico

Registro de resistividad

ModeladaMedida

Marcadores Superficies

1. Baker Hughes: “Interactive Rig Counts,” Investor Relations, http://gis.bakerhughesdirect.com/RigCounts/ (Se accedió el 13 de febrero de 2013).

2. Alexander T, Baihly J, Boyer C, Clark B, Waters G, Jochen V, Le Calvez J, Lewis R, Miller CK, Thaeler J y Toelle BE: “Revolución del gas de lutitas,” Oilfield Review 23, no. 3 (Marzo de 2012): 40–56.

3. Para obtener más información sobre la evolución y las innovaciones en materia de tecnología de perforación, consulte: Felczak E, Torre A, Godwin ND, Mantle K, Naganathan S, Hawkins R, Li K, Jones S y Slayden F: “Lo mejor de ambos mundos: Un sistema rotativo direccional híbrido,” Oilfield Review 23, no. 4 (Junio de 2012): 36–45.

Bennetzen B, Fuller J, Isevcan E, Krepp T, Meehan R, Mohammed N, Poupeau J-F y Sonowal K: “Pozos de alcance extendido,” Oilfield Review 22, no. 3 (Marzo de 2011): 4–15.

Williams M: “Un nuevo giro en la perforación rotativa direccional,” 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.

4. Widjaja DR, Lyngra S, Al-Ajmi FA, Al-Otaibi UF y Alhuthali AH: “Vertical Cased Producers Outperform Horizontal Wells in a Complex Naturally Fractured Low Permeability Reservoir,” artículo SPE 164414 presentado en la Reunión y Conferencia del Petróleo y el Gas de Medio Oriente de la SPE, Manama, Bahrain, 10 al 13 de marzo de 2013.

5. Kuchuk F, Nurmi R, Cassell B, Chardac J-L y Maguet P: “Horizontal Highlights,” Middle East Well Evaluation Review 16 (1995): 7–25.

6. Kuchuk et al, referencia 5.7. Griffiths R: Well Placement Fundamentals. Sugar Land,

Texas, EUA: Schlumberger (2009): 10.

18 Oilfield Review

a los geólogos a estimar la localización de los lími-tes de las formaciones. El equipo de trabajo puede utilizar un software de visualización 3D que nor-malmente incluye la funcionalidad de planeación anticipada para desarrollar programas de perfora-ción y trayectorias de pozos. Los datos adquiridos en tiempo real durante la perforación validan el modelo o bien son utilizados para actualizarlo en respuesta a la nueva información (izquierda). Luego, el perforador direccional puede introdu-cir cambios en la trayectoria del pozo basados en el modelo actualizado.

El segundo método de posicionamiento de pozos requiere conocer la orientación y la magni-tud del echado de la formación. Después de inter-pretar los datos azimutales derivados de las imágenes de la pared del pozo, los ingenieros de posicionamiento de pozos pueden estimar y extra-polar la orientación de la capa o formación objetivo. La barrena se direcciona para que permanezca dentro del objetivo. En caso de que la barrena ya no se encuentre en la capa objetivo, pueden utilizarse datos LWD para determinar si ésta ha salido por el tope o por la base del yacimiento, y el ingeniero especialista en perforación direccional puede apli-car correcciones para direccionarla de regreso al objetivo (abajo). Cuando el pozo atraviesa una falla y sale del yacimiento, es probable que esta técnica no resulte efectiva porque el ingeniero debe saber en qué dirección proceder para la reconexión con el objetivo, y los datos azimutales por sí solos pue-den no proporcionar esa información.

> Alineación con el modelo. Los ingenieros y geólogos de posicionamiento de pozos pueden crear modelos de las respuestas de las herramientas de adquisición de registros a partir de la geología anticipada del subsuelo. Los datos de rayos gamma (verde, extremo superior ) y de resistividad somera (azul, centro) se alinean con la respuesta modelada (rojo), lo que indicaría que el modelo 2D para la trayectoria del pozo (extremo inferior, verde) es válido. Las diferencias entre los datos de resistividad profunda modelados y medidos (datos de registros, extremo inferior ) podrían indicar que será necesario ajustar la trayectoria del pozo, si bien los datos de resistividad profunda se alinean nuevamente en la posición de la barrena.

Oilfield Review SPRING 13Structural Steering Fig. 3AORSPG 13-STCTSTR 3A

X 450

X 500

X 550

X 600

X 650

X 700

0

1 000

100

10

1 000

100

10

200

1 000 1 100 1 200 1 300 1 400 1 500 1 600 1 700 1 800 0 200

Prof

undi

dad

verti

cal

verd

ader

a, p

ies

Longitud horizontal verdadera, pies

Modelado en tiempo real

Rayos gamma, ºAPI

50 75 100 125 150

Rayos gamma, ºAPI

ModeladosMedidos

ModeladaMedida

ModeladaMedida

Resi

stiv

idad

prof

unda

, ohm

.mRe

sist

ivid

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a, o

hm.m

Rayo

s gam

ma, º

API

> Posicionamiento de pozos utilizando datos de echados (buzamientos) de las formaciones. Los datos de registros azimutales, expresados con caritas tristes y sonrientes, ayudan a los ingenieros de posicionamiento de pozos a determinar las correcciones de la barrena. Cuando un pozo atraviesa un plano de estratificación, la respuesta de la herramienta de adquisición de registros azimutales indica si el pozo está saliendo de una capa geológica ascendente o descendente. Cuando el pozo atraviesa una capa ascendente (izquierda), el primer contacto con la formación se produce en el extremo inferior del pozo (extremo inferior izquierdo); cuando la barrena sale de la capa, el último contacto tiene lugar en el tope del pozo. Cuando la barrena atraviesa una capa ascendente, los datos aparecen en la imagen representados con una carita triste. Por el contrario, las mediciones de un pozo que sale de un plano de estratificación descendente aparecen como una carita sonriente (derecha). Sobre la base de estas interpretaciones, la barrena puede ser guiada hacia arriba o hacia abajo para asegurar que el pozo permanezca en una zona objetivo o se reconecte con ésta.


Pozo que intersecta una capa descendente

Tope

Tope

Base

Imagen a partirde los registros

Imagen a partirde los registros

Profundidad medida

Pozo que intersecta una capa ascendente

Profundidad medida

Volumen 25, no.1 19

En el tercer método, los ingenieros de posi-cionamiento de pozos utilizan la detección de límites remotos para determinar proactivamente la orientación en la cual direccionar la barrena. Las mediciones azimutales profundas proporcio-nan una advertencia temprana acerca de la ocu-rrencia de cambios inminentes en la capa objetivo y las capas adyacentes (derecha). Esta técnica funciona mejor cuando existe un contraste de resis-tividad suficiente entre la capa límite y el objetivo. Los programas de perforación que optimizan el drenaje, el acceso a compartimentos no explota-dos y el direccionamiento lejos de potenciales fuentes de agua son algunos de los principales beneficiarios de este tipo de perforación proactiva. En las secciones prospectivas de gran espesor, esta técnica puede no resultar tan efectiva. Los ambien-tes geológicos complejos, tales como los que con-tienen fallas y pliegues, también son problemáticos para esta técnica.

Existe otra técnica de posicionamiento de pozos, la navegación estructural, que extiende las capacidades de estos tres métodos. La navega-ción estructural reemplaza las hipótesis geomé-tricas acerca de las superficies laminares con predicciones geológicamente informadas de la estructura, basadas en datos de pozos observados (derecha, extremo inferior). Mientras que la mayo-ría de las técnicas de posicionamiento de pozos se centran en la geometría, la navegación estruc-tural utiliza algunos aspectos de las metodologías tradicionales pero busca resolver las complejida-des geológicas con datos LWD, algunos de los cua-les sólo recientemente se encuentran disponibles en tiempo real.

Flujo de trabajo de navegación estructural La perforación direccional se define como la ciencia de direccionar un pozo a lo largo de un trayecto planificado, hacia un objetivo localizado a una determinada distancia lateral y siguiendo un cierto rumbo. La navegación estructural, que aprovecha la información obtenida con los servi-cios LWD, es la combinación del análisis estruc-tural y las capacidades de modelado con las imágenes de la pared del pozo para generar modelos 3D que utilizan los operadores para opti-mizar el posicionamiento de los pozos, a menudo en tiempo real. Mediante la incorporación de los modelos geológicos confeccionados con las nue-vas herramientas de software y el desarrollo de mayor confiabilidad en las interpretaciones que podrían no ajustarse a los programas de perfora-ción originales, los operadores pueden tomar decisiones en tiempo real basadas en metodolo-gías de navegación estructural.

> Tecnología de obtención de datos de la distancia hasta los límites (DTB) para el posicionamiento de pozos. La tecnología de mapeo de la distancia a los límites en tiempo real utiliza mediciones direccionales y una gran profundidad de investigación (DOI) para determinar la distancia hasta las capas adyacentes, que se encuentran por encima y por debajo del trayecto del pozo. Para que la tecnología DTB sea utilizada efectivamente, debe haber contrastes de resistividad entre las capas adyacentes y las capas adyacentes deben estar dentro de la ventana de medición. Los datos de resistividad obtenidos con los servicios LWD de lectura profunda, tales como la herramienta PeriScope, pueden ser invertidos y los valores pueden ser convertidos en colores. Los contrastes de colores resaltan las diferencias de las propiedades del plano de estratificación. Los datos son procesados y presentados de manera tal que presentan el aspecto de cortinas, lo que conduce a la expresión visualización tipo cortina. Cuando se conoce la posición del pozo respecto de las capas adyacentes, la barrena puede ser direccionada mediante la ejecución de ajustes en el arreglo de perforación para que siga la dirección deseada (azul) de modo que el pozo permanezca en el objetivo o retorne en caso de que la trayectoria salga de un objetivo. Si se hubiera seguido la trayectoria planificada (verde), este pozo habría salido del objetivo (colores claros).


X 606

X 608

X 610

X 612

X 614

X 616

X 618X 800 X 850 X 900 X 950 Y 000 Y 100 Y 200Y 050 Y 150 Y 250 Y 300

Prof

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, pie

s

Longitud horizontal verdadera, pies

Trayectoria planificadaTrayectoria real

>Navegación estructural para el posicionamiento de pozos. La navegación estructural incorpora la tecnología de modelado de yacimientos y determinación de la distancia a los límites, junto con las imágenes de alta resolución, para manejar las decisiones de perforación. A partir de estos datos, los geólogos confeccionan modelos 3D, tales como el que se muestra en esta gráfica, que ayudan a los perforadores direccionales a visualizar las formaciones presentes alrededor y delante de la barrena. Esto resulta particularmente útil para pronosticar la geometría del subsuelo y para guiar la barrena en yacimientos complejos con fallas y pliegues.


20 Oilfield Review

Un ejemplo de un software que posibilita el posicionamiento de los pozos mediante la navega-ción estructural combina dos módulos (plug-ins) utilizados en la plataforma del software Petrel E&P: el módulo de modelado en la escala de la región

vecina al pozo-yacimiento eXpandBG y el módulo de geonavegación en tiempo real eXpandGST. Los datos obtenidos en tiempo real con el servicio de medición de la resistividad y generación de imágenes durante la perforación MicroScope pue-

den combinarse con las mediciones profundas de la herramienta de mapeo de límites de capas PeriScope para proporcionar el análisis estructu-ral y las capacidades de modelado.

Mediante la utilización de los datos obtenidos con herramientas de lecturas profundas y de las imágenes de la pared del pozo generadas en tiempo real, los geólogos de Schlumberger desa-rrollaron un flujo de trabajo de navegación estruc-tural que proporciona una plataforma para la toma de decisiones de posicionamiento de pozos (izquierda). El intérprete pica la distancia exis-tente hasta los límites y los límites se muestran en una sección tipo cortina eXpandGST. Los datos de las imágenes obtenidas con herramientas tales como el servicio MicroScope proveen el echado de la estratificación, información sobre fracturas y detección de fallas.

El módulo eXpandBG importa los datos deriva-dos de los registros LWD, y los ingenieros generan un modelo actualizado que incluye registros de polaridad de la perforación. Los registros de pola-ridad indican si el pozo se está dirigiendo hacia la base o hacia el tope de una estructura. Luego, el software computa un índice de espesores estrati-gráficos verdaderos (TST); el índice TST se rela-ciona con el espesor de la sección prospectiva. Mientras avanza la perforación, los ingenieros de posicionamiento de pozos pueden comparar los echados estructurales con los echados del modelo original e identificar rápidamente las anomalías. El software proyecta el echado estructural lejos del pozo, utilizando los horizontes estratigráficos, y el geólogo puede etiquetar los topes de forma-

, Flujos de trabajo de navegación estructural. La planeación previa a la operación para los pozos direccionados estructuralmente comienza cuando los geólogos confeccionan un modelo estructural a partir de los registros de un pozo vecino, que pueden ser de un pozo piloto vertical (extremo superior). Los datos son correlacionados para determinar la localización de los topes formacionales y los marcadores geológicos. Luego, estos datos se propagan lejos del pozo vertical y se crea una trayectoria de pozo basada en la geometría esperada del subsuelo. A medida que se perfora el pozo, los ingenieros de posicionamiento de pozos utilizan análisis de datos de echados disponibles en tiempo real para direccionar el pozo. Los ingenieros pueden utilizar perfiles de espesor estratigráfico verdadero (TST) para determinar las distancias existentes hasta las capas guía y efectuar ajustes en el posicionamiento del pozo. La operación no concluye cuando el pozo alcanza la profundidad final (TD). Los modelos se actualizan con los datos recién adquiridos, las terminaciones y los diseños pueden optimizarse, y pueden desarrollarse planes de pozos nuevos para maximizar la recuperación (extremo inferior ).


Evaluación posterior a la operación y productos entregables

Posicionamiento de pozosPerfil TST

Análisis de echadosen tiempo real

Correlación y topesde formaciones

Modelos deposicionamiento de pozos

Planeación previa a la operación

Modeloestructural

Registros depozos vecinos

Sección tipo cortina

Volumen 25, no.1 21

ciones y las superficies estratigráficas. Provisto de esta información, el equipo de posicionamiento de pozos está en condiciones de determinar hacia dónde dirigir el pozo y si se requieren correcciones.

Dos elementos cruciales para la perforación estructural son los datos LWD, que pueden ser utilizados para desarrollar modelos realistas, y el software que puede proveer una solución robusta para describir el yacimiento. Sin los datos disponi-bles en tiempo real, para los ingenieros y geólogos puede resultar difícil la comprensión de la geome-tría del subsuelo y la proyección precisa de hacia dónde dirigir el paso siguiente. Lamentablemente, los ingenieros a menudo deben tomar decisiones con datos insuficientes de yacimientos complejos. Hasta hace poco, las herramientas para resolver estas complejidades no existían para las opera-ciones LWD, pero esto ya es cosa del pasado.

Los instrumentos fundamentalesJunto con el software de modelado y el equipa-miento de perforación, las herramientas LWD están experimentando una evolución en términos de diseño y funcionalidad. Originalmente, las herramientas LWD reiteraban la información dis-ponible con las herramientas convencionales de perfilaje operadas con cable, que están diseñadas principalmente para obtener datos petrofísicos de alta calidad, esenciales para la caracteriza-ción de yacimientos. Las herramientas LWD modernas siguen proporcionando información petrofísica y poseen la ventaja de que los datos se adquieren antes de que las formaciones sean expuestas a los fluidos de perforación, que con el tiempo pueden alterar las propiedades de las rocas y de los fluidos. No obstante, el aspecto de las operaciones LWD relacionado con el tiempo real está generando un camino divergente en el desarrollo de herramientas.

Las compañías de servicios están introdu-ciendo herramientas LWD que exploran regiones de la formación más profundas que lo que es habi-tual con las herramientas operadas con cable. Los nuevos diseños de herramientas también posibilitan la adquisición de datos en la barrena. Con una amplia faja de la formación alrededor del pozo iluminada por estas mediciones, los per-foradores pueden posicionar el pozo con precisión para optimizar el desempeño de la producción o de la inyección.

La aplicación de datos obtenidos con estas nuevas herramientas posee el potencial para modificar radicalmente la forma en que se perfo-ran los pozos direccionales. Por ejemplo, los inge-nieros de posicionamiento de pozos pueden utilizar la información provista por las herra-mientas de lectura profunda para ayudar a direc-

cionar el pozo dentro de una zona objetivo definida estrictamente. Mediante la utilización de las mediciones de lectura profunda y el proce-samiento TST, ahora los ingenieros pueden mane-jar las trayectorias de los pozos basados en las estructuras adyacentes en vez de basarse en las condiciones cercanas al pozo.

Para los yacimientos fracturados, tales como la creta Austin y muchas extensiones productivas (plays) de lutitas, la sección prospectiva puede tener un espesor de decenas o incluso cientos de metros, y el posicionamiento de los pozos puede estar más enfocado en la intersección de redes de fracturas que en la permanencia dentro de una zona estrecha. Los generadores de imágenes que proporcionan mediciones de alta resolución per-miten confirmar la presencia de fracturas y quizás conducen a redireccionar o reperforar secciones de pozo que no se encuentran posicionadas en forma óptima. Por el contrario, esquivar las frac-turas y las fallas puede constituir el objetivo en ciertos yacimientos para prevenir la producción prematura de agua. Los ingenieros utilizan estas mismas herramientas de generación de imágenes para identificar las fracturas y las fallas y caracte-rizar su orientación con precisión.

Dado que estas mediciones, especialmente las imágenes de la pared del pozo, involucran grandes cantidades de datos y las velocidades de transmisión de los datos LWD son algunos órde-

nes de magnitud menores que las de los sistemas de adquisición de registros con herramientas operadas con cable, la fuente principal de los datos para crear imágenes han sido las herra-mientas operadas con cable. Recientemente, se han introducido sistemas de transmisión de datos LWD y herramientas de generación de imá-genes que pueden reproducir las capacidades de las herramientas operadas con cable para detectar las fracturas y las fallas, y determinar su orienta-ción. Para obtener esta información ya no se necesitan carreras de adquisición de registros independientes, y los perforadores pueden tomar decisiones mientras el arreglo de perforación aún se encuentra dentro del pozo.

Evolución de la resoluciónLa mayoría de las herramientas LWD transmiten datos a la superficie utilizando un sistema de trans-misión de pulsos a través del lodo (MPT). Si bien hoy las velocidades de transmisión de datos se expresan a menudo en megabits/s y terabits/s, los sistemas de transmisión de pulsos a través del lodo originalmente ofrecían velocidades de trans-misión de datos en el rango de bits de un solo dígito/s (bps) (arriba). Dado que las herramien-tas LWD poseen la capacidad para transmitir los datos a la superficie en forma continua durante la perforación, lo que les proporciona la ventaja de disponer de más tiempo para adquirir y enviar

> Velocidades de transmisión de datos con el sistema de transmisión de pulsos a través del lodo (MPT). Las herramientas LWD transmiten y reciben datos utilizando los pulsos a través del lodo codificados con los datos. Los primeros sistemas MPT tenían velocidades de transmisión en el rango del bit de un solo dígito/s. Si bien estas velocidades se incrementaron en las últimas décadas, las velocidades de transmisión de datos LWD son dos órdenes de magnitud inferiores a la de las herramientas de adquisición de registros con herramientas operadas con cable. Para ciertas operaciones, los datos LWD deben almacenarse en la memoria de la herramienta y recuperarse cuando las herramientas se llevan nuevamente a la superficie. El almacenamiento en el fondo del pozo es característico de las mediciones LWD que requieren grandes cantidades de datos, tales como las imágenes de alta resolución. Las nuevas técnicas de compresión de datos, combinadas con las velocidades más altas de transmisión de datos, ahora permiten adquirir algunos de estos datos en tiempo real para operaciones tales como la navegación estructural.


103

102

101

100

10–1

1970Año

Velocidad de transmisión de datos con elsistema de transmisión de pulsos a través del lodo

1980 1990 2000

Velo

cida

d de

tran

smis

ión

de d

atos

, bit/

s

22 Oilfield Review

los datos que sus contrapartes operadas con cable, las compañías de servicios han descubierto formas de superar las velocidades de los sistemas MPT inherentemente bajas. No obstante, las mediciones que implican un uso intensivo de datos, tales como las asociadas con la generación de imágenes de la pared del pozo, casi siempre se obtuvieron con herramientas de perfilaje opera-das con cable porque el cable de adquisición de registros ofrecía la capacidad para transmitir los datos con velocidades suficientemente altas.

Los sistemas MPT LWD modernos transmiten con velocidades más altas; algunos sistemas se aproximan a los 128 bps. Estas velocidades de transmisión mejoradas, junto con los nuevos métodos de compresión de datos, han abierto un nuevo mundo de posibilidades para la adquisición de datos en tiempo real. Una herramienta que aprovechó las capacidades optimizadas de trans-misión de datos es el servicio MicroScope (arriba).8 Mediante la adquisición de datos con sensores azimutales guiados durante la rotación, la herra-mienta ofrece imágenes de la pared del pozo com-parables con las de las herramientas operadas con cable, tales como el generador de imágenes microeléctricas de cobertura total FMI. Una ven-taja adicional de la herramienta MicroScope es que puede proporcionar imágenes de resistividad de alta resolución, con diferentes profundidades de investigación radiales, lo que permite a los ingenieros distinguir las fracturas naturales de las fracturas inducidas por la perforación.

La herramienta utiliza antenas toroidales como transmisores para enviar las corrientes axiales hacia el interior de la formación, a lo largo del collar, a fin de obtener mediciones de resistividad. Dos botones de electrodos instalados en los lados opuestos del collar proveen la cobertura del pozo a medida que rota la herramienta. La corriente sale de la superficie de la herramienta, se dirige hacia la formación a través del fluido de perforación conductivo y retorna a los botones de electrodos.9 Una vez corregida por los efectos del pozo, la medición de la corriente es una función de la conductividad de la formación (y de su recíproca, la resistividad). Los botones miden la resistividad azimutal en 56 celdas independientes distribui-das alrededor de la circunferencia del pozo, y la orientación de las mediciones de los botones es determinada con respecto al campo magnético

> Imágenes provenientes de herramientas operadas con cable versus imágenes LWD. Los datos obtenidos con herramientas de generación imágenes operadas con cable, tales como la herramienta FMI (izquierda), han sido la norma, si bien la operación de estas herramientas en los pozos horizontales puede insumir mucho tiempo y generar el riesgo adicional de atascamiento. Las herramientas de generación de imágenes LWD recientemente introducidas, tales como la herramienta MicroScope, proporcionan imágenes (derecha) con una calidad comparable a la de las herramientas operadas con cable, a menudo en tiempo real o almacenadas en memoria para ser recuperadas en la superficie. (Adaptado de Allouche et al, referencia 10.)


X 333

X 334

X 335

X 336

X 337

X 338

X 339

X 340

Prof.,pies

Imágenes FMI Imágenes MicroScope

> Herramienta MicroScope. La herramienta de adquisición de registros LWD MicroScope proporciona cuatro resistividades de lateroperfil, cuatro mediciones para crear imágenes de la pared del pozo y dos resistividades toroidales. La herramienta incluye además mediciones de rayos gamma azimutales e inclinación. Las imágenes de la pared del pozo de alta resolución generadas con la herramienta pueden ser utilizadas para definir las condiciones estructurales. A partir de estos datos, es posible identificar tanto fallas como fracturas. Dado que la herramienta proporciona información de alta resolución en múltiples profundidades de investigación (DOIs), las fracturas naturales a menudo pueden diferenciarse de las fracturas someras inducidas por la perforación. Las mediciones de resistividad toroidales son de utilidad para determinar las condiciones de perforación e identificar las formaciones en la barrena.


Rayos gamma azimutales

Inclinación

• Resistividad de lateroperfil en cuatro DOIs• Imágenes de la pared del pozo en cuatro DOIs• Resistividad toroidal en dos DOIs• Resistividad del lodo

Dos sensores con botones de alta resolución

Resistividaden la barrena

Volumen 25, no.1 23

de la Tierra, que se mide con un sistema de orien-tación azimutal instalado en dirección perpendi-cular al eje de la herramienta.

La serie completa de mediciones posee pro-fundidades de investigación de aproximadamente 2,5; 7,6; 13; y 15 cm [1, 3, 5 y 6 pulgadas], medidas radialmente desde la superficie de la herra-mienta hacia afuera. Estos datos pueden resol-ver planos de estratificación y rasgos de tan sólo una pulgada. Si bien las imágenes FMI resuelven rasgos más pequeños, que resultan de utilidad para el análisis textural y la caracterización de las fracturas, las imágenes MicroScope son compara-bles con las imágenes FMI (página anterior, abajo).

También se dispone de una medición de resis-tividad en la barrena, derivada de dos antenas situadas en el extremo inferior de la herramienta. Una antena actúa como transmisor y la otra como monitor. La corriente circula hacia afuera desde la barrena y retorna más arriba por la sarta de herramientas. La sarta de perforación debajo de las antenas actúa como un electrodo, y la corriente medida depende de la resistividad de la formación y de las propiedades del lodo.

Fuera de la gran cantidad de datos necesarios para generar las imágenes, uno de los mayores desafíos de la producción de imágenes de alta resolución con herramientas LWD es la conversión

de los datos basados en el tiempo a datos basados en la profundidad. Las mediciones LWD tradicio-nales son indexadas con respecto al movimiento de la tubería observado en el piso de perforación. Esta técnica no es adecuada para la detección de rasgos formacionales pequeños porque el movi-miento de la columna de perforación en la super-ficie puede no reflejar los movimientos pequeños de la herramienta en el fondo del pozo. Los cien-tíficos de Schlumberger introdujeron un nuevo algoritmo para derivar la información de profun-didad local sobre la base de las revoluciones de la herramienta en vez del movimiento observado de la tubería.10

Para esta técnica, los datos de alta resolución junto con la orientación de la herramienta basada en un magnetómetro, son registrados en función del tiempo. Estos datos pueden ser visualizados como bandas con un espesor constante y conocido. La conversión de las mediciones basadas en el tiempo a una imagen indexada en profundidad requiere estimaciones precisas de la posición azi-

mutal y axial de los sensores. A medida que avanza la herramienta, las bandas superpuestas se fusio-nan y se correlacionan con el movimiento axial de la herramienta. La técnica proporciona un ajuste en profundidad de alta resolución (arriba). Luego, las imágenes son transmitidas a la superfi-cie con una degradación mínima de la resolución.

Los ingenieros de posicionamiento de pozos también utilizan mediciones con mayores profun-didades de investigación que las de las herra-mientas de adquisición de registros operadas con cable para identificar las distancias existentes hasta los límites superior e inferior de las seccio-nes prospectivas. Estas mediciones ayudan a los ingenieros a planificar las trayectorias de los pozos para que permanezcan dentro de los inter-valos objetivo. La herramienta de mapeo de lími-tes de capas PeriScope obtiene mediciones de 360° y puede detectar capas a una distancia de hasta 6,4 m [21 pies] del pozo. Las bobinas recep-toras inclinadas que poseen sensibilidad direccio-nal pueden determinar la orientación de las capas.

8. Borghi M, Piani E, Barbieri E, Dubourg I, Ortenzi L y Van Os R: “New Logging-While-Drilling Azimuthal Resistivity and High Resolution Imaging in Slim Holes,” presentado en la 10a Conferencia y Exhibición Marina Mediterránea, Ravenna, Italia, 23 al 25 de marzo de 2011.

9. La herramienta MicroScope está diseñada para ser utilizada en lodos conductivos.

> Correlación de las mediciones de alta resolución con la profundidad. Las profundidades de los registros LWD son referenciadas a las mediciones de las tuberías obtenidas en la superficie. Para la mayoría de los datos, éste es un método de adquisición aceptable, pero su precisión no es suficiente para proveer mediciones de alta resolución. A fin de compensar las deficiencias de las mediciones tradicionales en escala de profundidad, los ingenieros de Schlumberger desarrollaron una técnica que utiliza las bandas superpuestas de las imágenes (izquierda) para generar una referencia de profundidad interna basada en las distancias fijas existentes entre los botones de los sensores de la herramienta. La correlación toma en cuenta el error de ajuste entre el movimiento de la herramienta en el fondo del pozo (centro, azul) y el movimiento en la superficie (negro). Las imágenes correlacionadas resultantes (derecha) muestran un mejoramiento con respecto a las imágenes no correlacionadas. (Adaptado de Borghi et al, referencia 8.)


1 498

2 951

2 950

2 949

2 948

2 947

2 946

2 945

2 944

1 499

Tiempo, 100 sPr

ofun

dida

d, p

ies

1 500 1 501 1 502 1 503 1 504 1 505

Imágenes nocorrelacionadas

Imágenescorrelacionadas

Prof

undi

dad

Bandade laimagen

Profundidad medida en la superficie

Profundidad de correlación

10. Allouche M, Chow S, Dubourg I, Ortenzi L y van Os R: “High-Resolution Images and Formation Evaluation in Slim Holes from a New Logging-While-Drilling Azimuthal Laterolog Device,” artículo SPE 131513 presentado en la Conferencia y Exhibición Anual de las EUROPEC/EAGE de la SPE, Barcelona, España, 14 al 17 de junio de 2010.

24 Oilfield Review

Siempre que exista suficiente contraste de resis-tividad entre las capas objetivo y las capas adyacen-tes a las zonas de interés, la herramienta PeriScope permite proporcionar información crucial acerca de la posición del pozo en la formación.11

El posicionamiento de pozos moderno requiere algo más que la determinación de la localización y la orientación de la barrena en una zona objetivo. Ante la presencia de fallas, puede suceder que los ingenieros de posicionamiento de pozos no obtengan suficiente información de las herra-mientas de lectura profunda solamente para comprender la geometría requerida para guiar la barrena de regreso al objetivo. La integración de los datos de imágenes de alta resolución con los datos obtenidos con herramientas de lectura pro-funda ayuda a los geólogos a construir una ima-gen 3D de la estructura que rodea el pozo y a menudo puede ayudar a los perforadores direc-cionales a decidir hacia dónde dirigirse a conti-nuación y cómo reconectarse con el yacimiento si la trayectoria del pozo sale del intervalo objetivo (izquierda, extremo superior).

Resolución de complejidadesEn la última década, la producción de gas a partir de lutitas ricas en contenido orgánico se ha conver-tido en una búsqueda global; este fenómeno ha sido impulsado en gran parte por las operaciones de estimulación hidráulica y perforación horizontal. El procedimiento convencional de desarrollo de estos recursos consiste en perforar un pozo piloto vertical seguido por un pozo desviado hasta la hori-zontal apuntando al intervalo arcilloso. Debido a la complejidad de los marcos geológicos-estruc-turales de muchas de estas extensiones producti-vas, algunos pozos pueden salir de la zona productiva o encontrar rocas de calidad prospec-tiva pobre. Si bien con frecuencia se utilizan datos símicos para resolver las complejidades asociadas con los yacimientos, en muchos casos

>Modelo de la compleja lutita Marcellus. El modelo de yacimiento original (inserto) fue confeccionado mediante la propagación de los topes formacionales picados a partir de los datos del pozo piloto, y los ingenieros de posicionamiento de pozos diseñaron una trayectoria de pozo basada en el modelo. La estructura real era muy diferente. El tramo lateral se asentó en lo que supuestamente correspondía a una formación de tipo torta de estratos (layer cake) con una suave inclinación ascendente (5° NNO). No obstante, antes de alcanzar la horizontal, el pozo atravesó el eje de un pliegue con capas de inclinación pronunciada, y luego salió del objetivo. Si bien el perforador direccional esperaba que el hecho de continuar perforando lo ayudaría a determinar hacia dónde direccionar el pozo, repentinamente éste atravesó una falla. El bloque de falla se encontraba levantado e inclinado respecto de la sección previa y además buzaba en la dirección opuesta. El pozo se reconectó con el intervalo objetivo sólo para volver a atravesar una segunda falla. Pero afortunadamente se mantuvo dentro de la lutita Marcellus, y la perforación continuó cerca del ángulo proyectado originalmente, basado en el pozo piloto, a partir de lo cual se asumió que la formación exhibía una inclinación de 5° hacia el NNO. El pozo salió de la base del objetivo antes de lo previsto porque la inclinación de la formación era más pronunciada (8° NNO) que la proyectada. El perforador direccional contaba con poca ayuda para determinar el mejor direccionamiento de este pozo porque sólo disponía de información azimutal de rayos gamma como orientación. Luego, los geólogos cargaron los datos de las imágenes, adquiridos con una herramienta FMI, en el módulo eXpandBG del software de modelado Petrel, lo que generó una interpretación que explicó porqué el pozo no había encontrado el yacimiento como estaba previsto.


Lutita Marcellus

Lutita Marcellus Registro de rayos gamma

Registro de rayos gamma

Bloquefuertemente

inclinadoAnticlinal asimétrico

Modelo estructural producidomediante el procesamiento eXpandBG

Bloque levemente inclinado

NO SE

5°

24°

Eje delpliegue

25°

Echado promedioy dirección

X°

Línea de falla primaria

8°

SinclinalAnticlinal

Pozo vertical

Pozo horizontal

, Integración de datos. Los geólogos utilizan imágenes generadas en tiempo real (extremo superior) para identificar la presencia de fallas y determinar la dirección del echado; luego, estos datos se utilizan para explicar las condiciones geológicas. Los geólogos pueden utilizar además mediciones DTB para ayudar a generar modelos de capas del subsuelo (extremo inferior). La integración de estos datos permite a los perforadores direccionales modificar las trayectorias planificadas de los pozos (verde) para maximizar el contacto con el yacimiento y determinar el trayecto óptimo (azul) para hacer que el pozo retorne al objetivo (amarillo) en caso de encontrar condiciones inesperadas, tales como fallas y pliegues.

X 300

X 310

X 320

X 330

X 340

X 800 Y 000 Z 000 XX 000Y 200 Y 400 Y 600 Y 800 Z 200 Z 400 Z 600 Z 800

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, pie

s

Longitud vertical verdadera, pies

Imágenes generadas en tiempo real para el picado del echado

Trayectoria real

Echado de la capa

Formación objetivo

Trayectoria planificadaFalla microsísmica


Volumen 25, no.1 25

estos datos carecen de la resolución necesaria para definir adecuadamente los rasgos del subsuelo. Una nueva técnica estructural 3D, que incluye la aplicación del modelado eXpandBG, fue utilizada recientemente en un pozo de la lutita Marcellus operado por Chief Oil & Gas LLC.12

Construido con datos del pozo piloto, el modelo original indicó un sinclinal con inclinación hacia el noroeste y un anticlinal con inclinación hacia el sudeste en dirección a la punta del tramo late-ral propuesto. Los ingenieros de Chief Oil & Gas propusieron una trayectoria de pozo basada en esta interpretación del pozo piloto vertical.

La sección horizontal fue perforada utili-zando solamente datos de rayos gamma azimuta-les LWD. Después de perforar el tramo lateral, se obtuvieron imágenes de la pared del pozo con una herramienta FMI. La interpretación resul-tante del procesamiento eXpandBG resaltó la existencia de diferencias significativas entre el modelo de yacimiento original y la estructura geológica observada en el pozo.

El enfoque eXpandBG resuelve las complejida-des geométricas sin requerir un aporte extensivo de parte del intérprete. Además, el software puede generar modelos estructurales utilizando datos de múltiples pozos como datos de entrada. En este ejemplo, el echado de la formación fue computado con la técnica basada en el principio del eje de curvatura local para confeccionar el modelo estructural eXpandBG.13 Las soluciones obtenidas con esta técnica pueden no ser únicas, pero los geólogos intérpretes tienen la posibilidad de inter-venir y ajustarlas para que se adecuen a otros datos, tales como las interpretaciones sísmicas 3D.

Los geólogos de Chief y Schlumberger anali-zaron las secuencias de echados tanto en el pozo piloto como en la sección horizontal subsiguiente y clasificaron las estructuras utilizando la téc-nica basada en el principio del eje de curvatura local en una gráfica de Schmidt para resolver la complejidad estructural. A diferencia del modelo original, el nuevo modelo reveló tres secciones bien definidas: un anticlinal asimétrico, un bloque fuertemente inclinado y una tercera sección caracterizada como levemente inclinada (página anterior, abajo).

Sobre la base de los echados identificados en el pozo vertical, se asumió que la formación exhibía una leve inclinación de 5° hacia el NNO. El pozo debía ser asentado en el intervalo objetivo y seguir esta tendencia. Sin embargo, el tramo late-ral se asentó en realidad en el eje de un pliegue en el que la estructura se volvía de inmediato hacia el sur con un ángulo de 24°. El pozo salió repentinamente de la sección prospectiva y atra-vesó una falla hasta que finalmente se reconectó

con el yacimiento pero en una sección que buzaba en la dirección opuesta, hacia el norte, describiendo un ángulo de 25°. El pozo encontró una segunda falla y luego volvió a la formación objetivo; la perforación continuó a lo largo del tra-yecto indicado por el modelo estructural original. Lamentablemente, dado que la inclinación de la formación era más pronunciada que la modelada, el pozo salió de la base de la lutita Marcellus antes de lo previsto.

Una revisión del trayecto del pozo convalida la necesidad de contar con datos estructurales en tiempo real durante la perforación. Al disponer solamente de datos de rayos gamma azimutales para la interpretación de la estructura de la for-mación, el programa de perforación no produjo un trayecto de pozo óptimo. Si se hubieran adqui-rido datos de resistividad profunda y de imágenes con herramientas LWD en tiempo real, los pro-gramas de perforación y terminación resultantes habrían sido totalmente diferentes.

Uno de los pasos finales del proceso de modelado consiste en la validación con el software de recons-trucción geológica Petrel. Este producto posibi-

lita la restauración y el modelado directo de los modelos geológicos plegados y fallados complejos. Mediante la simulación del comportamiento me- cánico de las rocas con un conjunto amplio de con-diciones de borde, el software permite que el usua-rio analice las estructuras complejas. El software confirmó la viabilidad de la interpretación com-pleja actual (arriba). Y los datos sísmicos 3D recientemente adquiridos validaron además el modelo estructural.

11. Para obtener más información sobre la herramienta PeriScope y el mapeo de los límites de capas, consulte: Chou L, Li Q, Darquin A, Denichou J-M, Griffiths R, Hart N, McInally A, Templeton G, Omeragic D, Tribe I, Watson K y Wiig M: “Hacia un mejoramiento de la producción,” Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 54–63.

Bourgeois D, Tribe I, Christensen R, Durbin P, Kumar S, Skinner G y Wharton D: “Mejoras en la colocación de pozos con el modelado durante la perforación,” Oilfield Review 18, no. 4 (Primavera de 2007): 20–29.

12. Amer A, Collins S, Hamilton D, Gamero H, Contreras C y Singh M: “A New 3D Structural Modeling Technique Unravels Complex Structures Within the Marcellus Shale: Utilizing Borehole Image Logs,” presentado en la Reunión de la Sección de Oriente de la AAPG, Washington, DC, 25 al 27 de septiembre de 2011.

13. Amer et al, referencia 12.

> Balanceo y restauración estructurales. Para confirmar la validez de una interpretación generada con el modelo eXpandBG, se debe llevar a cabo un proceso de modelado con balanceo y restauración estructurales. A partir de la suposición de una geometría original tipo torta de estratos (layer cake) (extremo superior ), el modelo se expone al fenómeno de carga post-depositacional utilizando el software de reconstrucción geológica Petrel. La compresión de la etapa inicial (centro) produce la geología compleja observada, y el posterior levantamiento explica la situación actual (extremo inferior). En este último paso del modelado se valida la interpretación generada con el software eXpandBG.


El levantamiento produceuna extensión localizada

Compresiónmáxima

Paso 1: Después de la depositación

Paso 2: Etapa inicial de la deformación

Paso 3: Momento presente

Eje del pliegue

26 Oilfield Review

La producción de este pozo se clasificó como decepcionante en comparación con la de los pozos cercanos. Si el modelo estructural hubiera sido actualizado utilizando las imágenes LWD, el trayecto del pozo podría haberse modificado o reperforado en función del nuevo modelo. De un modo similar, el diseño del tratamiento de esti-mulación de cuatro etapas pudo haber sido más efectivo (arriba). Sólo las etapas 2 y 3 se ubicaron completamente en la zona objetivo. Las etapas 1 y 4 cubrieron zonas que se localizaron en el obje-tivo sólo a lo largo de medio intervalo. Además, una sección de la lutita Marcellus en el talón del pozo no fue estimulada, si bien coincide con un inter-valo sometido a intensos esfuerzos alrededor del pliegue, donde los datos FMI indicaron la presen-cia de fracturas naturales, que a menudo mejoran la producción en los yacimientos de lutitas. En este caso, la disponibilidad de datos estructu-rales en tiempo real podría haberse traducido en una trayectoria de pozo que contactara una por-ción mayor de la formación objetivo y condujera a un mejoramiento de la producción del pozo.

Navegación para el almacenamientoRecientemente, se empleó un flujo de trabajo de navegación estructural en el que se utilizaron datos LWD y el procesamiento eXpandBG en tiempo real en un proyecto de almacenamiento subterrá-

neo de gas llevado a cabo por Stoccaggi Gas Italia (Stogit) SpA, la división de almacenamiento de gas de la Società Nazionale Metanodotti (Snam). El proyecto, que involucró múltiples pozos y múlti-ples campos, fue desarrollado con la colaboración técnica de los especialistas de Eni SpA. El objetivo del programa de perforación era exponer el mayor volumen posible de sección prospectiva con pro-piedades óptimas en la menor longitud de pozo.14 Para ello, los pozos fueron perforados y direccio-nados utilizando datos LWD disponibles en tiempo real.

Como sucede en muchas áreas de Italia, la perforación horizontal plantea desafíos debido a la presencia de capas de inclinación pronun-ciada, fallas y cambios estratigráficos abruptos. La sección prospectiva del campo Furci es carac-terizada como un sistema turbidítico Plioceno de extensión limitada, que contiene varios cuerpos arenosos con laminaciones interestratificadas más pequeñas. El procedimiento de perforación de pozos del campo siguió un flujo de trabajo pre-determinado. El operador escogió objetivos hori-zontales y los ingenieros de posicionamiento de pozos cargaron el plan de pozos en el módulo eXpandGST, en la plataforma del software Petrel E&P, que se pobló con las propiedades derivadas de los registros de un pozo piloto vertical. Con el programa se creó un registro teórico por modelado

directo para pronosticar las respuestas del regis-tro para diversos escenarios, tales como un echado de formación que era más alto o más bajo que el previsto. Estos escenarios indicarían que el pozo se encontraba en una parte del yaci-miento diferente a la planificada.

Para el segundo de los dos pozos perforados en el campo, el objetivo consistía en dos grandes lóbu-los arenosos separados por dos capas de lutita. La meta era perforar a través del lóbulo arenoso somero, atravesar las capas delgadas de lutita y navegar hacia el lóbulo arenoso más profundo. El operador perforó el pozo piloto vertical como se había planificado y luego comenzó la sección hori-zontal, siguiendo la trayectoria predeterminada.

Los geólogos determinaron los echados forma-cionales mediante la utilización de dos sistemas de herramientas independientes: una herramienta de mapeo de los límites de capas de lectura pro-funda PeriScope y un generador de imágenes de la pared del pozo MicroScope. Estas mediciones pro-veyeron información sobre las fallas y la estratifi-cación que atravesaban el pozo. Al comenzar la perforación horizontal, la herramienta PeriScope indicó un echado plano y luego una inclinación levemente ascendente. La reducción repentina de la resistividad fue un indicio de que la trayec-toria había atravesado el lóbulo superior y las secciones de lutita intermedias, y se estaba apro-ximando al lóbulo inferior. No obstante, los geólo-gos interpretaron que los datos de las imágenes indicaban que el pozo había intersectado una falla inesperada y se encontraba en una sección levantada (próxima página).

La perforación a través de la sección levan-tada confirmó la interpretación de la falla y final-mente el pozo atravesó una segunda falla y encontró nuevamente la sección prospectiva. Los datos de los registros, adquiridos después de que la trayectoria atravesara la segunda falla, indicaron que el pozo estaba penetrando el lóbulo arenoso inferior y el equipo de trabajo de perforación tomó la decisión de inclinar la barrena más allá de los 90° y reconectarse con el lóbulo superior.

El pozo volvió a atravesar las capas de lutita y finalmente alcanzó una sección echado abajo del lóbulo arenoso superior. Después de cruzar la pri-mera falla, la trayectoria original del pozo habría pasado completamente por alto el lóbulo inferior y se habría perforado una gran porción del pozo a tra-vés de las capas de lutita que separaban los lóbulos. La trayectoria actualizada, modificada con los datos LWD disponibles en tiempo real, intersectó ambos lóbulos y maximizó el contacto del pozo con la sección prospectiva.

> Resultados de la terminación. El operador diseñó el programa de estimulación para el pozo de la lutita Marcellus, basado en la interpretación de los datos azimutales de rayos gamma; el programa fue desarrollado antes de la confección del modelo estructural revisado mostrado. De las cuatro etapas exhibidas (magenta), sólo las etapas 2 y 3 se ubicaron completamente dentro de la zona objetivo. Las etapas 1 y 4 sólo cubrieron la lutita Marcellus en forma parcial. En el talón del pozo (óvalo blanco de guiones), donde se identificaron fracturas, no se aplicó tratamiento alguno, lo que fue visto por los ingenieros como una oportunidad perdida para el tratamiento de estimulación. El operador consideró el comportamiento de este pozo decepcionante, en comparación con el de los pozos vecinos.


Lutita Marcellus

Etapas del fracturamiento hidráulico

Etapa 1Etapa 2

Etapa 3 Etapa 4

Volumen 25, no.1 27

Perforación de lutitas En un pozo de exploración de la lutita Niobrara en el nordeste de Colorado y el sudeste de Wyoming, EUA, los ingenieros utilizaron el flujo de trabajo de perforación estructural para resol-ver las condiciones geológicas complejas presen-tes en un pozo posicionado en una formación arcillosa.15 La lutita Niobrara corresponde a una lutita calcárea de edad Cretácico superior que produce petróleo y gas. Las lutitas se componen

de calizas arcillosas con intercalaciones de creta, marga y bentonita. Debido a la baja permeabili-dad y la baja porosidad de la roca, la producción por lo general es mayor en las zonas de fracturas naturales mejoradas con tratamientos de estimu-lación hidráulica.

El escenario de desarrollo típico para los pozos de la lutita Niobrara consiste en perforar un pozo piloto vertical y adquirir datos petrofísicos utilizando herramientas de adquisición de regis-tros operadas con cable. Para los pozos de evalua-ción, el programa de adquisición de registros usualmente incluye herramientas de resistividad, neutrón y densidad-porosidad, espectroscopía de captura elemental y resonancia magnética nuclear (RMN). Para la identificación de fracturas y la caracterización geológica se obtienen imágenes de la pared del pozo. Y para las propiedades mecá-nicas, que son utilizadas en el diseño de los trata-mientos de estimulación por fracturamiento

hidráulico y en las estimaciones de la estabilidad del pozo, se pueden correr registros acústicos. A menudo, los operadores incluyen operaciones convencionales de extracción de núcleos para los pozos piloto a fin de determinar la litología y des-cribir las fracturas. Los datos de los pozos piloto son utilizados para caracterizar el yacimiento, definir la orientación de las zonas objetivo e iden-tificar la profundidad óptima para asentar el tramo lateral.

Los objetivos de adquisición de registros en la sección horizontal difieren de los de los pozos piloto verticales. Para el diseño de un tratamiento de estimulación es necesario conocer la densidad, tipo y orientación de la población de fracturas. La medición del trayecto y la orientación del pozo es crucial, especialmente cuando el pozo ingresa y sale de las capas prospectivas. La identificación de las fallas y la determinación de su localización y orientación asisten en el diseño de la terminación.

14. Borghi M, Loi D, Cagneschi S, Mazzoni S, Donà E, Zanchi A, Boiocchi D, Gremillion J, Chinellato F, Lebnane N, Lepp R, Chow S y Squaranti S: “Well Placement Using Borehole Images and Bed Boundary Mapping in an Underground Gas Storage Project in Italy,” presentado en la 10a Conferencia y Exhibición Marina Mediterránea, Ravenna, Italia, 23 al 25 de marzo de 2011.

15. Koepsell R, Han SY, Kok J, Munari M y Tollefsen E: “Advanced LWD Imaging Technology in the Niobrara—Case Study,” artículo SPE 143828 presentado en la Conferencia y Exhibición del Gas No Convencional de América del Norte de la SPE, The Woodlands, Texas, 14 al 16 de junio de 2011.

> Geología compleja en un pozo de almacenamiento de gas de Italia. Los objetivos de este pozo horizontal eran dos lóbulos de arena separados por capas de lutita. En el modelo original se asumió una geología de tipo torta de estratos (layer cake) y los ingenieros de perforación desarrollaron una trayectoria (verde) para que pasara a través del lóbulo de la arena superior, atravesara las capas de lutita y terminara en el lóbulo inferior. En vez de encontrar capas continuas, la trayectoria real (azul) encontró una falla, ingresó en una sección levantada por debajo de los lóbulos de la arena objetivo y atravesó otra falla para reconectarse luego con el lóbulo de arena inferior en una sección hundida. Después de perforar a través de una sección del lóbulo de arena inferior, los ingenieros de posicionamiento de pozos direccionaron el pozo hacia arriba y éste volvió a atravesar la capa de lutita y a reconectarse con el lóbulo de la arena superior de inclinación descendente. Las mediciones petrofísicas tradicionales —de resistividad (carriles 2 y 3), rayos gamma (carril 4) y densidad de formación (no mostrada aquí)— no proporcionaron mucha orientación direccional. Además, si los ingenieros hubieran utilizado solamente los datos DTB obtenidos con la herramienta PeriScope (puntos rojos y azules, extremo inferior ), les habría resultado difícil determinar los ajustes direccionales. Los datos de las imágenes obtenidas con la herramienta MicroScope (extremo superior ) permitieron a los geólogos identificar las fallas, determinar la dirección del echado y direccionar el pozo correctamente. Sin los dos sistemas de medición complementarios, a los ingenieros les habría resultado difícil determinar hacia dónde direccionar el pozo luego de que éste atravesara cualquiera de las dos fallas. (Adaptado de Borghi et al, referencia 14.)


X 004

X 006

X 008

X 010

X 012

X 014

X 016

X 018

700 800 900 1 000

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, m

Longitud horizontal verdadera, m

Trayectoria planificadaTrayectoria perforadaLóbulo superior

Posible falla subsísmica,echado aparente

Lóbulo inferior

Capas de lutita

700 800 900 1 000

Imágenes de resistividad MicroScope

Datos LWD

Datos PeriScope

Resistividad PeriScope

ROP Rayos gamma

28 Oilfield Review

carreras independientes de perfilaje con herra-mientas operadas con cable (arriba).

Un operador de la cuenca de Denver-Julesburg puso en marcha una campaña para desarrollar la formación Niobrara con tratamientos de fractura-miento hidráulico de múltiples etapas en pozos horizontales. A partir de los registros del pozo piloto vertical, los geólogos pudieron confirmar la pre-sencia de una capa objetivo denominada terraza C.

Los ingenieros identifican zonas de complejidad estructural para que los ayude a mantener el pozo en la unidad yacimiento o determinar el mejor camino a seguir para reconectarse si el pozo sale del objetivo. Las variaciones depositacionales pueden ser determinadas con herramientas LWD, y los geólogos utilizan estos datos para ajustar los modelos que extrapolan las propiedades a partir del pozo piloto.

Los métodos tradicionales de adquisición de datos para crear imágenes del tramo lateral requieren el despliegue de herramientas operadas con cable, bajadas con la columna de perforación. Los geólogos utilizaron estos datos para identificar fracturas naturales y cuantificar su orientación y densidad. No obstante, los datos de imágenes de alta resolución obtenidos con la herramienta MicroScope eliminan la necesidad de efectuar

> Resolución de la geología compleja. Los datos de las imágenes obtenidas con la herramienta MicroScope pueden ser presentados en modo dinámico (carril 2) o estático (carril 4). El echado formacional (extremo superior, carril 1) puede ser picado a mano a partir de las imágenes o computado a partir de estos datos. Las flechas verdes indican la dirección descendente del echado, de 0° a 360° en sentido horario alrededor de cada flecha. Ésta representa la dirección norte-este-sur-oeste-norte. La magnitud del echado también se computa y puede ser leída a partir del registro. La flecha magenta indica una fractura y proporciona su orientación. Los datos de las imágenes pueden ser presentados en el modo de ajuste (wrap mode), que simula el pozo horizontal (inserto). Los planos de estratificación (verde), las fallas (magenta), las fracturas abiertas (azul) y las fracturas reparadas (cian) pueden ser visualizados como aparecen en el pozo horizontal. (Adaptado de Koepsell et al, referencia 15.)


0

0,1

–5°

95°

1 000

°API

ohm.m

150

Imag

en e

stát

ica

Tope

Tope

Base

Imag

en d

inám

ica

Ángu

lo d

e ec

hado

verd

ader

o

Tope

Tope

Base

Profundidad medida, pies

X 94

0

X 95

0

X 96

0

X 97

0

X 98

0

X 99

0

Y 00

0

Y 01

0

Y 02

0

Y 03

0

Y 04

0

Y 05

0

Fractura resistiva

Falla

Límite de capa

Microfalla

Resistividad profunda

Resistividad somera

Rayos gamma

Límite de capa

Falla

Fractura resistiva

Orientación de lamicrofalla

Orientación de la falla

Volumen 25, no.1 29

> Alejamiento respecto de la vertical. Los geólogos pueden identificar la localización y orientación de los planos de estratificación y las fallas en los pozos verticales y proyectarlos lejos de los pozos, pero los pozos horizontales a menudo encuentran geometrías geológicas inesperadas. En este tramo de pozo vertical (extremo superior ), los geólogos identificaron varias secciones geológicas, incluida la sección correspondiente a la terraza C del yacimiento objetivo, que es una combinación de creta y marga limitadas por lutitas dúctiles y cretas no productivas y forma parte de la formación Niobrara. Los ingenieros de posicionamiento de pozos desarrollaron una trayectoria para seguir el objetivo, y los ingenieros direccionales asentaron el tramo lateral en la terraza C (extremo inferior, sección expandida). Se procedió con la perforación horizontal a lo largo de aproximadamente 716 m [2 350 pies] y el pozo encontró una geometría estructural que difería de las expectativas de los geólogos. El pozo (negro) atravesó al menos siete fallas principales (líneas magenta). Después del primer conjunto de fallas, se observó que la terraza C se encontraba levantada, lo que hizo que el pozo se posicionara en la parte inferior extrema del yacimiento. Al avanzar la perforación, el pozo atravesó una quinta falla principal y quedó debajo de la formación objetivo y completamente fuera del yacimiento. Después de que los geólogos desarrollaran el nuevo modelo del pozo horizontal, el operador volvió a la sección de la primera falla y reperforó la sección horizontal con una orientación (no mostrada aquí) que posicionó el pozo por encima de la trayectoria original; este reposicionamiento permitió que el pozo permaneciera en el intervalo objetivo. Los geólogos también pueden utilizar los datos de echados para identificar otros rasgos. Las gráficas stereonet mostradas a través de cinco de los intervalos pueden ser utilizadas para identificar el tipo y la orientación de las fracturas y las fallas. La gráfica del extremo izquierdo muestra la orientación NNO por SSE de las fracturas reparadas, resultantes probablemente del plegamiento. (Adaptado de Koepsell et al, referencia 15.)


X 200

X 300

X 400

X 500

X 600

X 700

X 800

X 900

Y 000

Y 100

Prof

undi

dad,

pie

s

0 90

Fractura abiertaFractura reparadaFallaEchado estructural

Echados sin procesar

O E

N

S

Falla

Marga

Creta

Lutita dúctil

Pozo piloto vertical

Terraza C,formación Niobrara Caliza

Fort Hays

Limolita Codell

Lutita Carlile

Caliza Greenhorn

Echado estructural

Echa

dos

sin

proc

esar

OE

N S

X 100

0

90Y 100 Z 100

Oilfield Review SPRING 13Structural Steering Fig. 17BORSPG 13-STCTSTR 17B

Datos de echados

Sección expandida, terraza C objetivo

Lutita dúctil Creta Marga Falla

90

0

180

270 90

0

180

270 90

0

180

270

90

0

180

270

90

0

180

270

Pozo en la porción inferior extrema de la terraza C Pozo por debajo de la terraza C

FallaEchado estructural

Terraza Cobjetivo

Los datos de las imágenes indicaban la presencia de fracturas abiertas con poblaciones de rumbos de orientación NO-SE y fracturas mineralizadas de rumbo NNE-SSO. Para maximizar la intersec-ción con las fracturas naturales, la sección de pozo horizontal fue planificada perpendicular a las frac-turas naturales con un azimut de 104° y una longi-tud de aproximadamente 730 m [2 400 pies].

La herramienta MicroScope proporcionó imá-genes de alta resolución en tiempo real para el análisis estructural y el análisis de fracturas. Los ingenieros confeccionaron modelos 3D utili-zando el software eXpandBG, lo que los ayudó a optimizar el posicionamiento de los pozos y dise-ñar las operaciones de estimulación por fractura-miento hidráulico. Los datos de las imágenes MicroScope fueron particularmente útiles para revelar el marco estructural complejo. Además de las numerosas fracturas abiertas y reparadas, los geólogos identificaron numerosas fallas, una sec-ción pasada por alto y capas estructuralmente deformadas (abajo).

30 Oilfield Review

> Registros del pozo piloto. A partir de los registros de agujero descubierto adquiridos en un pozo piloto perforado con un ángulo de 30°, se identificó una sección prospectiva carbonatada petrolífera. Sobre la base de la profundidad medida, la zona productiva (sombreado gris) tenía menos de 6 m [20 pies] de espesor. Corregido por la desviación del pozo, el espesor vertical verdadero sería aún menor que el mostrado. La movilidad del fluido, determinada a partir de los datos de RMN (carril 5) y MDT (no mostrados), indicó la presencia de un pequeño filón permeable dentro del intervalo. El equipo de posicionamiento de pozos propuso la perforación de un pozo horizontal que sería direccionado utilizando las herramientas PeriScope y MicroScope. Los perforadores direccionales emplean mediciones petrofísicas como guía para el direccionamiento de los pozos, pero en este caso la variación de los rayos gamma (carril 1), la resistividad (carril 2) o la porosidad (carril 3) dentro de la zona objetivo era insuficiente para utilizarlas como guía. No obstante, una roca de cubierta de alta resistividad que suprayacía la zona sirvió como capa límite de referencia para el direccionamiento del pozo.

Hidrocarburo

Volúmenes

100%0

Petróleo

Agua

Calcita


Prof.,pies

X 725

0 0,2 ohm.m 2 000 45 % –15

0,2 ohm.m 2 0000 10

0,2 ohm.m 2 000

1,95 2,95g/cm3

0,2 ohm.m 2 000

0,2 ohm.m 2 000

°API

Rayos gammaArreglo de

10 pulgadas Porosidad-neutrón Volumen de agua Media logarítmica T2

Saturación dehidrocarburos

Arreglo de20 pulgadas

PEF Porosidad total Valor de corte de T2

Distribuciones de T2


Densidad volumétrica Porosidad CMR

Fluido ligado

Petróleo

AguaArreglo de60 pulgadas


Resistividad

200 0 % 25

0 % 25

0,3 ms 5 000 0 % 100

0,3 ms 5 000

0,3 ms 5 0000 % 25

0 % 25

X 750

X 775

Volumen 25, no.1 31

La trayectoria planificada del pozo, desarro-llada a partir de los datos del pozo piloto y los datos sísmicos de superficie, hizo que éste atravesara una falla y saliera de la zona objetivo para penetrar en las secciones margosas no productivas situadas por debajo del objetivo. La última mitad del pozo se encontraba debajo de la terraza C y fue perfo-rada principalmente en una lutita dúctil de cali-dad no prospectiva. Después de analizar estos datos, la trayectoria del pozo fue desviada y reper-forada a través de la mayor parte del intervalo y luego fue direccionada hacia una posición estruc-tural más alta sobre la base del nuevo modelo.

Los resultados de los registros incidieron en muchas de las decisiones tomadas por los inge-nieros en relación con el programa de termina-ción del pozo desviado. Por ejemplo, el programa requirió la utilización de empacadores de agujero descubierto para el aislamiento. Los ingenieros identificaron la presencia de secciones de pozo ensanchadas y elípticas, y evitaron la colocación de los empacadores en estas zonas. Los empacado-res tampoco se colocaron cerca de las fallas, que pueden afectar la calidad del sello e incidir en los resultados de los tratamientos de estimulación. Por motivos similares, tampoco se instalaron en las fracturas naturales abiertas, cuya presencia también se identificó en los datos de las imágenes. Los tratamientos de estimulación por fractura-miento fueron ejecutados en etapas, y las etapas fueron diseñadas para apuntar a tipos de rocas simi-lares identificados a partir de datos petrofísicos. En los diseños de los tratamientos de estimula-ción se consideraron además los esfuerzos loca-les resultantes de la complejidad estructural de la formación.

Perforación entre líneasLos recursos no convencionales pueden requerir procedimientos de perforación y terminación que difieren de las operaciones de los yacimientos convencionales, pero los yacimientos convencio-nales pueden beneficiarse con la aplicación de las soluciones no convencionales. Saudi Aramco utilizó el flujo de trabajo de navegación estructu-ral en tiempo real con los módulos de procesa-miento eXpandBG y eXpandGST para alcanzar los recursos cuya producción económica hubiera sido difícil de otro modo. El yacimiento carbona-

tado estaba compuesto por una capa permeable delgada, situada entre intervalos de baja permea-bilidad, sobre los que descansaba una roca de cubierta carbonatada no porosa de gran espesor.

El pozo fue perforado en un campo gigante maduro localizado en Arabia Saudita.16 Histó-ricamente, este campo produjo principalmente de dos yacimientos carbonatados. A comienzos de la década de 1980, se descubrieron dos acumula-ciones estratigráficas de petróleo más pequeñas. El pozo del ejemplo fue perforado en el yacimiento más grande de estos dos. Y el descubrimiento fue delineado más exhaustivamente y comprobado mediante varios pozos verticales. El yacimiento de baja permeabilidad contiene petróleo liviano de buena calidad con una relación gas-petróleo rela-tivamente alta.

A comienzos del año 2012, Saudi Aramco per-foró el primer pozo de desarrollo del yacimiento, profundizando un pozo productor abandonado que había sido terminado originalmente en el horizonte productor principal. El pozo piloto fue perforado con una inclinación de 30° en la sec-ción prospectiva, y Saudi Aramco llevó a cabo un extensivo programa de adquisición de datos que incluyó la extracción de núcleos de todo el inter-valo prospectivo.

La porosidad y la resistividad en la zona de interés eran bastante uniformes; el operador uti-lizó una herramienta de perfilaje de resonancia magnética combinable CMR para identificar la presencia de petróleo móvil (página anterior). Un probador modular de la dinámica de la forma-ción MDT confirmó que sólo una capa delgada dentro de la zona exhibía buena movilidad y pro-duciría petróleo. A partir de los datos de los registros, los petrofísicos determinaron que la capa permeable tenía menos de 3 m [10 pies] de espesor y se encontraba posicionada a unos 1,8 m [6 pies] por debajo de la roca de cubierta de alta resistividad. Los analistas de registros no estaban seguros de si la zona con alta movilidad se exten-día a mayor distancia dentro del yacimiento o era simplemente una anomalía estratigráfica.

Aunque la zona se extendiera hacia el interior del yacimiento, los ingenieros sabían que la pro-ducción efectiva de un intervalo tan pequeño del pozo piloto sería compleja. Por consiguiente, dise-ñaron un pozo productor piloto horizontal para

drenar el yacimiento de manera más efectiva. Los desafíos a superar incluyeron la utilización de datos disponibles en tiempo real obtenidos con las herramientas LWD para verificar la pre-sencia de la zona de alta movilidad y la perma-nencia dentro de esta ventana estrecha de alta permeabilidad. Los registros de porosidad y resis-tividad fueron de poca ayuda para la identifica-ción de la zona con la mejor movilidad.

El equipo técnico determinó que el mejor curso de acción a adoptar era perforar el pozo con una trayectoria que mantuviera una separa-ción o distancia constante con respecto a la roca de cubierta suprayacente. La separación se basó en mediciones de la distancia existente hasta los límites (DTB) computadas con una herramienta PeriScope. El equipo técnico utilizó los datos de espesor estratigráfico verdadero (TST) para man-tener una posición constante respecto de la locali-zación de la roca de cubierta. Los ingenieros de posicionamiento de pozos de Schlumberger logra-ron computar el TST en tiempo real, utilizando el procesamiento eXpandBG de los echados formacio-nales picados a partir de las imágenes MicroScope. El personal de Saudi Aramco utilizó estas inter-pretaciones para impartir instrucciones al perfo-rador direccional acerca de la dirección correcta para guiar el sistema de perforación direccional de rotación continua PowerDrive.

Sobre la base de los resultados del pozo piloto, los datos de RMN fueron considerados insuficien-tes para identificar la zona con movilidad. En con-secuencia, se utilizó una herramienta de medición de la presión de formación durante la perforación FPWD para confirmar que la trayectoria del pozo permaneciera en el filón de alta movilidad. A fin de asegurar que el pozo siguiera los cambios suti-les producidos en el echado y la dirección, el personal de geonavegación utilizó las interpreta-ciones de las imágenes de la pared del pozo obte-nidas con la herramienta MicroScope.

16. Al-Suwaidi SH, Lyngra S, Roberts I, Al-Hussain J, Pasaribu I, Laota AS y Hutabarat S: “Successful Application of a Novel Mobility Geosteering Technique in a Stratified Low-Permeability Carbonate Reservoir,” presentado en la Exhibición y Simposio Técnico Anual de la Sección de Arabia Saudita de la SPE, Al-Khobar, Arabia Saudita, 19 al 22 de mayo de 2013.

32 Oilfield Review

> Posicionamiento del pozo y ejecución de la operación. Dentro de la zona carbonatada petrolífera de interés, los ingenieros confinaron el objetivo a un filón permeable estrecho (extremo inferior, amarillo) limitado por capas petrolíferas de permeabilidad más baja (canela). El objetivo de la perforación era guiar el pozo manteniendo una distancia constante respecto de la roca de cubierta de baja porosidad y alta resistividad (verde) que suprayacía el yacimiento. La resistividad (carril 4) y la porosidad (no mostrada) exhibían poca variación a través del intervalo. A modo de guía, los ingenieros utilizaron los datos de la sección tipo cortina PeriScope (carriles 7 y 8) para mantener la DTB. Además, los geólogos utilizaron los datos de las imágenes MicroScope (carril 3) para detectar cambios sutiles en la orientación y el echado formacional (carril 2). Los ingenieros de posicionamiento de pozos corrigieron proactivamente la trayectoria del pozo sobre la base de los datos de polaridad (carril 6, el rojo indica la perforación estructura arriba y el verde, la perforación estructura abajo). Dado que la movilidad del fluido y la permeabilidad eran las propiedades que diferenciaban el intervalo objetivo del resto de la zona de interés, entre la serie de herramientas de adquisición de registros LWD se incluyó una herramienta FPWD. Las mediciones de la movilidad fueron adquiridas a intervalos irregulares a lo largo del pozo (círculos azules, carril 1), pero luego de validar la presencia de movilidad del fluido a lo largo de aproximadamente 520 m [1 700 pies], los ingenieros removieron la herramienta FPWD de la sarta de herramientas debido a la posibilidad de atascamiento de la misma. El equipo de posicionamiento de pozos direccionó el pozo a través de aproximadamente 884 m [2 900 pies] (extremo inferior, azul) y permaneció dentro de la ventana estrecha a lo largo de todo el intervalo.


Movilidad

Echadoformacional

ImágenesMicroScope

Resistividad

Polaridad dela perforación

InversiónPeriScope

Inversión delímites en tiempo

real PeriScopeSección tipo cortina

Tope del yacimiento

Sección integradatipo cortina

Rayos gammaInclinación

Roca de cubierta Trayectoria del pozo

X 000 Y 000 Z 000

Tope del yacimiento

Trayectoria del pozo

Capa de alta movilidad inferida

Volumen 25, no.1 33

Los geólogos confeccionaron un modelo estructural 2D a partir de los datos del pozo piloto y modelaron mediante modelado directo las respuestas de las herramientas de perfilaje para las herramientas LWD. El equipo de posicio-namiento de pozos asentó el pozo cerca del inter-valo, direccionándolo estratigráficamente hacia arriba para lograr la distancia requerida hasta el límite superior. Una vez que los datos del proce-samiento eXpandBG confirmaron la trayectoria requerida, el pozo fue perforado manteniendo la orientación correcta (página anterior).

Los datos FPWD fueron adquiridos para los pri-meros 520 m [1 700 pies] y confirmaron que el tra-yecto escogido seguía el filón de alta permeabilidad. Para cada prueba de movilidad FPWD se requería que el arreglo de perforación permaneciera dete-nido durante 20 minutos. Al cabo de cada prueba de movilidad, comenzaron a registrarse esfuerzos de tracción excesivos, y la herramienta FPWD fue extraída por problemas operacionales relaciona-dos con las condiciones del pozo y el fenómeno de atascamiento. Luego, se perforó el resto del pozo utilizando solamente datos DTB y TST obteni-dos de los procesamientos eXpandBG y eXpandGST para determinar las correcciones de su trayectoria. Las imágenes generadas con la herramienta MicroScope ayudaron a establecer el echado de la formación y fueron datos clave para la inter-pretación. El intervalo horizontal cubrió aproxi-madamente 884 m [2 900 pies] y permaneció dentro de una ventana correspondiente a un punto dulce de 1,2 m [4 pies] de espesor a lo largo de todo el intervalo.

El pozo confirmó que el filón de alta permeabi-lidad no era una anomalía estratigráfica y se extendía hacia el interior del yacimiento. Luego de la terminación, fue sometido a prueba y produjo con una tasa de producción de varios miles de bbl/d. Actualmente, se encuentra en curso una evalua-ción más exhaustiva, pero el análisis preliminar confirma que dado que el pozo siguió el trayecto de alta permeabilidad, se logró el acceso a recur-sos cuya producción económica no habría sido posible de otro modo.

El conocimiento es poderHace un tiempo, la perforación horizontal era un ejercicio de la geometría y la tecnología de perfo-ración. No obstante, con la evolución de las técni-cas y las prácticas de posicionamiento de pozos, se introdujeron herramientas LWD que proporcionan a los equipos de posicionamiento de pozos un mayor conocimiento de las condiciones estructura-les geológicas y del subsuelo. La integración de los datos de fondo de pozo en el software de modelado proporciona a los operadores la capacidad de visua-lizar las complejidades del subsuelo. Este conoci-miento brinda a los operadores herramientas poderosas para modificar los planes de perfora-ción, alterar las trayectorias de los pozos y optimi-zar los programas de terminación.

Las compañías de servicios continúan contri-buyendo a la diversidad de herramientas LWD que pueden haber sido consideradas poco prácti-cas para los ambientes de perforación del pasado. En un momento, se consideró que los dispositivos de muestreo de presión, adquisición sísmica de fondo

de pozo y adquisición de registros acústicos trascen-dían las capacidades de las herramientas utilizadas durante la perforación. Al mismo tiempo que estos servicios fueron aceptados por la industria, se ponen a disposición mediciones de alta resolución que proveen imágenes de la pared del pozo y gene-ran grandes volúmenes de datos. La interpreta-ción correcta de estos datos posee el potencial para modificar la forma en que se perforan los pozos; dicha perforación ya no se basa fundamen-talmente en la geometría, sino que además ha sido optimizada para las condiciones estructura-les de fondo de pozo.

La navegación estructural involucra más herramientas y requiere más datos para el análi-sis que la perforación convencional. Además, los costos de la navegación estructural son más ele-vados, pero las respuestas proporcionadas por las herramientas y los datos a los ingenieros y geólogos poseen el potencial para brindar un mejor acceso a un volumen más grande del yacimiento, mejorar la recuperación y producir más hidrocarburos. Quizás, la navegación estructural no sea la res-puesta para todos los pozos, pero la oportunidad para resolver las complejidades de la geología de fondo de pozo ofrece a los operadores una herra-mienta espectacular para mejorar la recupera-ción de recursos. —TS

34 Oilfield Review

Nuevas capacidades del probador de formación operado con cable

En ciertas formaciones y tipos de fluidos de yacimientos, los operadores

experimentaron dificultades para la obtención de muestras y mediciones de

presión con probadores de formación convencionales operados con cable.

Recientemente, los ingenieros desarrollaron una herramienta para la ejecución

de pruebas confiables incluso en ambientes desafiantes, tales como las

formaciones de baja movilidad y el petróleo pesado.

Cosan Ayan París, Francia

Pierre-Yves CorreAbbeville, Francia

Mauro FirinuEni SpA E&PRavenna, Italia

Germán GarcíaCiudad de México, México

Morten R. KristensenAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Michael O’KeefeLondres, Inglaterra

Thomas PfeifferStavanger, Noruega

Chris TevisSugar Land, Texas, EUA

Luigi Zappalorto Eni Norge SAStavanger, Noruega

Murat ZeybekDhahran, Arabia Saudita

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Primavera de 2013: 25, no. 1.Copyright © 2013 Schlumberger.ECLIPSE, MDT, Quicksilver Probe y Saturn son marcas de Schlumberger.

1. Para obtener más información sobre los probadores WFT, consulte: Ayan C, Hafez H, Hurst S, Kuchuk F, O’Callaghan A, Peffer J, Pop J y Zeybek M: “Caracterización de la permeabilidad con probadores de formación,” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2003): 2–23.

2. La caída o abatimiento de presión es una condición de presión diferencial que induce el flujo de los fluidos desde una formación prospectiva hacia el interior de un pozo. La caída de presión tiene lugar cuando la presión del pozo es menor que la presión de formación y puede ocurrir naturalmente o generarse mediante el bombeo o la producción del pozo.


Los ingenieros que buscan caracterizar yacimientos y diseñar terminaciones para maximizar la eficien-cia de la producción dependen mucho del análisis de muestras de fluidos de yacimiento de fondo de pozo y de las pruebas de presiones transitorias. Pero la identificación de fluidos móviles y la defi-nición de columnas de hidrocarburos pueden ser difíciles en formaciones complejas. Los ingenie-ros de yacimientos y petrofísicos utilizan una variedad de datos para efectuar estimaciones de reservas precisas y confeccionar modelos de yaci-mientos representativos. Dichos datos incluyen la composición de los fluidos, mediciones de la pre-sión de poro, la temperatura de yacimiento, la res-puesta del yacimiento a los cambios de presión y la integración de los datos sísmicos.

En el pasado, la mayoría de las muestras de fluidos de formación eran captadas después de llegar a la superficie, durante las pruebas de for-mación efectuadas a través de la columna de per-foración y las pruebas de pozos de producción, y luego se separaban en los componentes gas, petró-leo y agua. Estas muestras eran transportadas a los laboratorios auxiliares para su análisis. Las pruebas de pozos continúan proporcionando a los ingenieros datos de utilidad acerca de los fluidos de yacimiento, el tamaño del yacimiento y el potencial de producción, pero la caracterización de los fluidos a partir de muestras captadas en la superficie puede ser problemática. La recombina-ción de los fluidos separados en la superficie requiere sumo cuidado: a menudo los técnicos experimentan dificultades para evitar la contami-nación de las muestras o la inducción de pérdidas de presión durante la captación y el transporte, especialmente cuando se trabaja en localizacio-nes remotas; la recreación de las condiciones locales en el laboratorio es compleja pero necesa-ria para un análisis preciso.

En la década de 1950, la industria comenzó a abordar éstas y otras dificultades asociadas con el muestreo mediante la introducción de los pro-badores de formación operados con cable (WFT) que se bajaban hasta la zona de interés. Una ver-sión reciente de estas herramientas utiliza dos empacadores de intervalo inflables, inflados por encima y por debajo del punto o estación de muestreo, para aislar la formación de los fluidos de pozo y exponer más formación para el mues-treo (izquierda). Luego, los fluidos de formación se hacen fluir o se bombean hacia el interior de la herramienta para su captación y recuperación en la superficie.

Los probadores WFT de tipo probeta utilizan brazos operados hidráulicamente para presionar un arreglo de empacadores contra la pared del pozo (derecha). La probeta, emplazada en el cen-tro del empacador, se extiende hacia la forma-ción y luego los fluidos de yacimiento fluyen o son bombeados hacia el interior de la herramienta. Los fluidos se analizan en el fondo del pozo y las muestras pueden ser captadas mientras se mide la presión con medidores de fondo de pozo. Los flui-dos se analizan para determinar su pureza antes de ser enviados a las cámaras para muestras. Esto permite remover los fluidos contaminados antes de que los ingenieros especialistas en opera-ciones con cable tomen las muestras de formación. Las botellas para muestras conservan los fluidos en condiciones de presión de formación para evi-tar que se produzcan cambios de fase mientras las muestras son llevadas a la superficie a fin de ser transportadas a un laboratorio para su análisis.1

Los probadores WFT a menudo proporciona-ban muestras de fluidos que eran más representa-tivas de los fluidos de yacimiento que las captadas en la superficie. Sin embargo, las probetas utiliza-das en las primeras herramientas no podían apli-carse en ciertas formaciones en las que resultaba difícil establecer un sello. Además, las pruebas de formaciones en las que los fluidos se mueven lenta-mente hacia la herramienta prolongaban el tiempo de permanencia de la herramienta en la estación y a menudo se traducían en muestras contaminadas con filtrado de lodo excesivo. Por otro lado, los flui-dos muy viscosos generalmente pueden despla-zarse hacia el interior del pozo, a través de la formación, sólo si se genera una presión diferencial relativamente alta entre el pozo y la formación. Esta caída o abatimiento de la presión, o presión diferencial, puede exceder las especificaciones del empacador WFT o producir el derrumbe de la pared del pozo en formaciones no consolidadas, generando una pérdida del sello que rodea al arreglo de empacadores.2 Un diferencial de pre-sión alto también puede producir la caída de la presión de la herramienta por debajo de la presión del punto de burbujeo, induciendo la producción

> Probador de formación operado con cable (WFT) con empacador dual de intervalo. Algunas herramientas WFT utilizan empacadores inflables hidráulicos para sellar la formación contra la contaminación con los fluidos de pozo durante las operaciones de muestreo y pruebas de presiones transitorias.

Fluido de pozo

Fluido de pozo

Abertura de admisión de fluido para el probador WFT

Empacadorinflable

Empacadorinflable

> Probador WFT de tipo probeta. Una vez que una herramienta de tipo probeta se encuentra en profundidad, la herramienta extiende los pistones desde uno de los lados del probador WFT contra la pared del pozo, a la vez que un arreglo de empacadores es presionado firmemente contra la formación a probar. Luego, una probeta situada en el centro del arreglo de empacadores se extiende hacia la formación; los fluidos de yacimiento fluyen a través de la probeta hacia la línea de flujo y de las cámaras para muestras de la herramienta para ser recuperados en la superficie. El sello del empacador, que rodea a la probeta, impide que los fluidos de pozo se mezclen con los fluidos de yacimiento.

Arreglo deempacadores

Probeta

Pistones

36 Oilfield Review

Oilfield ReviewWinter 06Quicksilver Fig. 7ORWin06-Quicksil Fig. 7

Niv

el d

e co

ntam

inac

ión

Tiempo

Muestra aceptable

Admisión demuestras

Sello Sello

Admisióncontaminada

Admisión deseguridad

Tubo de flujo a las cámaras para muestras

Tubo de flujo al pozo

de gas libre y cambios composicionales en el petróleo, lo que pone en peligro la integridad de las muestras.

En ciertas condiciones de pozo, puede resul-tar difícil captar muestras representativas utili-zando probadores WFT estándar de una sola probeta porque el empacador de sello aísla la forma-ción o el arreglo de probeta sólo de los fluidos de perforación o de terminación que se encuentran en el pozo. Los fluidos que invadieron las zonas permeables también pueden contaminar la muestra. Para obtener una muestra relativa-mente pura de fluidos de yacimiento, los ingenie-ros utilizan un módulo de bombeo— una bomba diminuta incluida en la sarta de herramientas WFT— para hacer fluir o bombear los fluidos desde la formación, a través de la herramienta, y hacia el pozo hasta haber eliminado los contami-nantes por bombeo. La naturaleza de los fluidos que ingresan se analiza en el fondo del pozo con una diversidad de sensores. Luego, el flujo es diri-gido hacia las botellas para muestras que captan y almacenan los fluidos para su transporte hasta los laboratorios de superficie donde se llevan a cabo los análisis.

En cualquier condición, la obtención de una muestra representativa de fluido de yacimiento puede constituir un desafío porque a los ingenieros les resulta difícil saber cuándo la corriente de flujo se

encuentra suficientemente libre de contaminantes. Estos profesionales dependen de la información acerca del yacimiento y la naturaleza y magnitud de la invasión de contaminantes para calcular el tiempo que insumirá la limpieza de la formación con una tasa de flujo dada. Este cálculo se com-plica aún más porque el flujo del yacimiento cir-cula describiendo un volumen cónico hacia la probeta y toma contaminantes de la zona de inva-sión en la región vecina al pozo, así como también de cierta distancia vertical a lo largo del pozo. El borde externo de esta corriente de flujo puede contener una cantidad significativa de fluidos que no son fluidos de yacimiento y cuya eliminación, por consiguiente, puede demandar tiempos pro-longados. Dado que pueden subestimar la cantidad de tiempo que implica este proceso, los ingenieros a menudo captan muestras no representativas. Por el contrario, si sobrestiman el tiempo, pueden pasar períodos innecesariamente largos y costo-sos en la estación de muestreo.

Las innovaciones introducidas en los diseños de los probadores WFT han hecho mucho para supe-rar estas limitaciones. Por ejemplo, para acortar el período de limpieza y garantizar la obtención de muestras representativas, los ingenieros de Schlumberger desarrollaron el probador Quicksilver Probe para la extracción guiada del fluido de yacimiento puro, que utiliza dos áreas de muestreo concéntricas a través de las cuales los fluidos bombeados ingresan en la herramienta. El anillo externo es un conducto para el segmento externo más contaminado de la corriente de flujo que se

descarta en el pozo. La probeta interna extrae los fluidos de la sección interna más representativa del flujo cónico, que luego pueden ser desviados hacia las botellas para muestras WFT (abajo, a la izquierda).3

Otra innovación, el análisis de fluidos de fondo de pozo (DFA), utiliza la espectroscopía óptica para identificar la composición del fluido de yacimiento a medida que fluye a través del probador WFT. Esta tecnología permite a los ingenieros determi-nar los niveles de contaminantes y comenzar a extraer muestras sólo después que estos niveles alcanzan un valor aceptablemente bajo en la corriente de flujo. Cuando el módulo DFA es des-plegado en los intervalos seleccionados de un pozo y en múltiples pozos, los ingenieros obtie-nen datos previamente no disponibles con los cuales se efectúa el análisis de arquitectura de los yacimientos.4

Además de asegurar la pureza de las mues-tras, estas innovaciones acortan el tiempo en la estación, lo que se traduce en ahorros significati-vos de los costos operativos. Sin embargo, aún persisten algunas trabas. Este artículo analiza precisamente los obstáculos existentes para la captación de muestras de fluidos en ciertos yaci-mientos problemáticos y una nueva probeta WFT que ayuda a superarlos. Algunos casos de estudio de Medio Oriente, México y Noruega ilustran cómo la nueva herramienta facilita el muestreo de fluidos en ambientes desafiantes.

Los desafíos continuosEn la mayoría de los distintos tipos de formaciones, las mejoras introducidas en la tecnología WFT han incrementado considerablemente la capacidad de los operadores para captar muestras de fluidos repre-sentativas, adecuadas para el análisis, y a la vez obte-ner presiones de fondo de pozo de alta precisión. Pero las restricciones operacionales, las arenas no consolidadas, los petróleos pesados y las rocas de baja permeabilidad siguen incidiendo en el éxito de las operaciones de muestreo.

>Muestreo de fluidos de formación con la herramienta de muestreo guiado Quicksilver Probe. La probeta posee dos orificios de admisión: la admisión de seguridad que rodea a la admisión de muestras (extremo inferior izquierdo). Los empacadores rodean y separan estas probetas y se sellan contra la pared del pozo (derecha). El fluido de formación se indica en azul grisáceo y el filtrado en marrón claro. Cuando se inicia el bombeo, el fluido que fluye a través de la admisión de muestras se encuentra muy contaminado (extremo superior izquierdo), pero los niveles de contaminación pronto alcanzan un valor aceptable.

3. Para obtener más información sobre la herramienta Quicksilver Probe, consulte: Akkurt R, Bowcock M, Davies J, Del Campo C, Hill B, Joshi S, Kundu D, Kumar S, O’Keefe M, Samir M, Tarvin J, Weinheber P, Williams S y Zeybek M: “Muestreo guiado y análisis de fluidos en el fondo del pozo,” Oilfield Review 18, no. 4 (Primavera de 2007): 4–21.

4. Para obtener más información sobre el análisis de fluidos de fondo de pozo, consulte: Creek J, Cribbs M, Dong C, Mullins OC, Elshahawi H, Hegeman P, O’Keefe M, Peters K y Zuo JY: “Laboratorio de fluidos de fondo de pozo,” Oilfield Review 21, no. 4 (Junio de 2010): 40–57.

5. Los efectos de expansión y compresión de los fluidos de pozo distorsionan la respuesta del yacimiento a los cambios de presión utilizados en el análisis de presiones transitorias. Un elemento crucial del análisis de presiones transitorias es la diferenciación entre los efectos de almacenamiento del pozo y la respuesta de la presión de yacimiento verdadera.

Volumen 25, no.1 37

Si bien los empacadores duales tradicionales de intervalo ofrecen una solución para estas con-diciones, ésta conlleva ciertas inquietudes opera-cionales. En los pozos grandes, los empacadores requieren tiempos de inflado prolongados, y su posi-cionamiento relativo por encima y por debajo de la zona que está siendo sometida a prueba genera un volumen de sumidero considerable. El efecto de este volumen de almacenamiento puede exten-der significativamente los tiempos de limpieza y generar problemas para las mediciones de las

pruebas de presiones transitorias en los yaci-mientos de baja permeabilidad.5

En las pruebas de formaciones de baja movili-dad, las presiones diferenciales pueden volverse muy altas durante el bombeo y exceder las espe-cificaciones de los empacadores de intervalo de aproximadamente 31 MPa [4 500 lpc]. Las presio-nes diferenciales altas también pueden resultar del flujo de fluido de alta viscosidad a través de arenas no consolidadas, lo que produce la falla del sello o incluso el colapso de la pared del pozo.

Las formaciones en proceso de desmorona-miento también pueden arruinar las operaciones de muestreo cuando la arena proveniente de la formación tapona la probeta y las líneas de flujo. Además, la perforación a través de rocas con poca resistencia mecánica generalmente se traduce en paredes de pozo muy rugosas con unas pocas sec-ciones de pozo en calibre contra las cuales se puede obtener un buen sello de los empacadores.

Para encarar estas cuestiones, a lo largo de los años los ingenieros incrementaron en diez veces el tamaño de la probeta y diseñaron formas de probetas diferentes para su mejor adecuación a diversos tipos de formaciones. Las probetas que generan áreas de flujo más extensas han incre-mentado los índices de éxito en las formaciones compactas y las arenas friables, y la tecnología de empacadores duales ha incrementado los rangos de presión diferencial operacional hasta un valor de 40 MPa [5 800 lpc]. Además, las mediciones DFA ayudan a asegurar la pureza de la muestra y permiten la ejecución de una serie de análisis de fluidos complejos diferentes de los que son posi-bles con las muestras llevadas a la superficie y transportadas a los laboratorios. El paso siguiente en la evolución de los probadores WFT fue intro-ducido recientemente por los ingenieros de Schlumberger con el desarrollo de una probeta que provee un área de flujo significativamente más extensa entre la formación y la herramienta, y a la vez ofrece un mejor elemento de sellado.

Una solución radialPara abordar las limitaciones de la presión diferen-cial y los problemas de fallas relacionadas con sellos y empacadores, los ingenieros de Schlumberger desarrollaron la probeta radial 3D Saturn. Esta herramienta utiliza cuatro orificios alargados, espaciados de manera uniforme en torno a la cir-cunferencia del módulo, en vez de una sola probeta o empacadores duales. Los orificios se encuentran aislados individualmente del pozo mediante un solo empacador inflable que genera una extensa superfi-cie de sellado contra la formación (izquierda).

El empacador utilizado en la probeta Saturn se sella contra un pozo rugoso de manera más confia-ble que los empacadores WFT de una sola probeta, y se infla y desinfla más rápido que los empacado-res duales de intervalo, eliminándose por completo el volumen de sumidero. Las cuatro aberturas están empotradas en el empacador y son significa-tivamente más grandes que las de las probetas con-vencionales, lo que acelera aún más la limpieza.

El tiempo de limpieza —un componente esen-cial de los tiempos de las pruebas de formación— es el período requerido para hacer fluir el pozo hasta que la contaminación de la corriente de

> Probeta Saturn. La probeta Saturn (extremo superior ) capta muestras de fluidos de yacimiento a través de cuatro grandes orificios espaciados de manera uniforme a lo largo de la circunferencia de la herramienta. Los orificios se presionan contra el pozo cuando el empacador que los contiene se infla, lo que genera un sello que separa los fluidos del yacimiento de los fluidos del pozo. La geometría de la herramienta produce una configuración de flujo radial (centro, a la derecha) para los fluidos de yacimiento (verde) y una remoción más rápida de los fluidos contaminados (azul). Esto difiere de la configuración de flujo de un probador WFT típico (centro, a la izquierda), que posee una sola abertura en uno de los lados de la herramienta. Además, la probeta Saturn presenta un área de flujo mucho más extensa que la de las probetas tradicionales (extremo inferior).

Orificios deadmisión defluido

Empacadorinflable

79,44Área de flujo,

pulgadas2

6,03Área de flujo,

pulgadas2

La probeta radial 3D Saturn, que utiliza cuatro orificios, incrementa la superficie de la probeta más de 500 veces con respecto a la probeta estándar

2,01Área de flujo,

pulgadas2

1,01Área de flujo,

pulgadas2

0,85Área de flujo,

pulgadas2

0,15Área de flujo,

pulgadas2

Probeta radial3D Saturn

Probetaelíptica

Probeta dediámetro

extra grande

ProbetaQuicksilver

Probe

Probetade diámetro

grande

Probetaestándar

38 Oilfield Review

flujo de fluidos de yacimiento ha sido eliminada o reducida a un nivel aceptable. Una clave para la reducción de los tiempos de pruebas prolongados consiste en acortar el proceso de limpieza a tra-vés de regímenes de flujo más altos. Para verifi-car si el diseño de la probeta Saturn lograba este objetivo, los ingenieros de yacimientos construye-ron un modelo numérico que compara el tiempo de limpieza requerido con la probeta Saturn con los tiempos de una probeta tradicional de diáme-tro extra grande (XLD). El equipo de trabajo uti-lizó el software de simulación de yacimientos ECLIPSE en tres configuraciones de probetas para probar la propuesta. Para modelar las pro-betas XLD y Saturn, se utilizó una cuadrícula de alta resolución. Para la contaminación miscible, los investigadores simularon un sistema de fluido monofásico y representaron la contaminación con filtrado de fluido de perforación utilizando

un trazador encastrado. Además, los investigado-res efectuaron el modelado inmiscible para los sistemas humedecidos con petróleo y humedeci-dos con agua.

Durante las pruebas simuladas, los ingenieros consideraron ciertos parámetros, tales como per-meabilidad, anisotropía, contraste de viscosidad entre el filtrado y el petróleo, dispersión del frente de invasión y extensión de la invasión. En un esce-nario de limpieza de la contaminación miscible, los ingenieros observaron que si bien la irrupción de petróleo de formación es más rápida para la probeta XLD, se pueden recolectar muestras más limpias con el módulo radial 3D Saturn con menos volumen total bombeado. En una simula-ción del proceso de limpieza de la contaminación inmiscible, se utilizaron viscosidades del filtrado de lodo de 1,0 cP [1,0 mPa.s] y 0,6 cP [0,6 mPa.s]. En los escenarios que utilizan valores típicos de

permeabilidad relativa en una roca humedecida con agua y humedecida con petróleo, los tiempos de limpieza requeridos para alcanzar un 5% de contaminación fueron similares a los de la conta-minación miscible (izquierda).6

Dado que la movilización de los fluidos pesa-dos a menudo genera presiones diferenciales sufi-cientemente altas como para producir el colapso de las formaciones débiles, la combinación de fluidos de alta viscosidad en arenas pobremente consolidadas constituye uno de los desafíos más formidables en materia de pruebas de formación con herramientas operadas con cable.

El comportamiento del flujo de fluidos desde el yacimiento hasta la herramienta de muestreo se rige por la ley de Darcy, según la cual el flujo es directamente proporcional a la permeabilidad, la presión diferencial y la superficie en sección transversal e inversamente proporcional a la vis-cosidad del fluido y la longitud a través de la cual se aplica la caída o abatimiento de presión. Mediante la introducción de un área de flujo unas 40 veces más extensa que la de las probetas XLD tradicionales, la probeta Saturn reduce la pre-sión diferencial necesaria para movilizar los flui-dos pesados o los fluidos de formaciones de baja permeabilidad (próxima página, arriba).

En el pasado, las opciones con los probadores WFT tradicionales limitaban a los operadores a optar entre la mayor caída de presión y el régi-men de flujo reducido de una probeta tradicional, y el régimen de flujo más alto de un empacador de intervalo inflable. La desventaja de los regíme-nes de flujo más bajos son los tiempos de limpieza más largos. Por otro lado, si bien los empacadores duales permiten regímenes de flujo más altos que los regímenes de flujo de las probetas tradiciona-les, también generan volúmenes de almacena-miento grandes y pueden perder el sello porque no proveen el soporte necesario de la pared del pozo en formaciones no consolidadas. El diseño de la probeta Saturn ofrece las ventajas de una pro-beta y un empacador dual al mismo tiempo: un área de flujo extensa para reducir el tiempo de limpieza y una configuración de tipo empacador-probeta que provee el soporte mecánico de las paredes del pozo para formar un sello más confiable.

Las innovaciones de la probeta radial 3D Saturn permiten a los operadores captar muestras, efec-

6. Al-Otaibi SH, Bradford CM, Zeybek M, Corre P-Y, Slapal M, Ayan C y Kristensen M: “Oil-Water Delineation with a New Formation Tester Module,” artículo SPE 159641, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 8 al 10 de octubre de 2012.

7. Movilidad es la relación entre la permeabilidad de formación y la viscosidad del fluido. Por consiguiente, la permeabilidad de formación más baja o la viscosidad del fluido más alta reducen la movilidad.

> Parámetros de la simulación de una prueba de limpieza. Los ingenieros efectuaron una comparación de la eficiencia de la limpieza de la probeta Saturn, el empacador dual de intervalo y las probetas XLD, utilizando un modelo de yacimiento basado en parámetros específicos de pozo, formación, fluidos y simulación (extremo superior ). La salida del modelo (extremo inferior ) confirmó que el área de flujo más extensa de la probeta Saturn redujo significativamente los tiempos de limpieza para diversas permeabilidades verticales y horizontales, tanto en las arenas humedecidas con agua como en las arenas humedecidas con petróleo. Las simulaciones toman en cuenta los efectos de almacenamiento del sumidero del empacador dual. En estas simulaciones, se asume un volumen de sumidero de 17,0 L [4,5 galones US] y se supone que los filtrados de lodo a base de aceite y a base de agua se segregan en forma instantánea en el sumidero. La altura del intervalo entre los empacadores es de 1,02 m [40 pulgadas].

PorosidadPermeabilidad horizontalPermeabilidad verticalDiámetro del pozoEspesor de la formaciónDistancia de la herramienta con respecto al límitePresión de formaciónCaída de presión máxima durante la limpiezaVelocidad de bombeo máximaProfundidad de la invasión de filtrado

20%10 mD2 mD

21,6 cm [8,5 pulgadas]50 m [164 pies]25 m [82 pies]

21 MPa [3 000 lpc]4 MPa [600 lpc]

25 cm3/s [0,4 galUS/min]10 cm [4 pulgadas]

Parámetros comunes Valor

Viscosidad del petróleoViscosidad del filtrado de lodo a base de aceite

1 cP1 cP

Viscosidad del petróleoViscosidad del filtrado de lodo a base de agua

1 cP0,6 cP

Permeabilidad relativaSaturación de petróleo residualSaturación de agua irreduciblePermeabilidad relativa al aguaPermeabilidad relativa al petróleoExponentes de núcleos de agua y petróleoSaturación de agua connata

Humedecida con agua0,100,200,201,00

3,0 y 1,50,12

Humedecida con petróleo0,300,150,800,60

1,5 y 3,00,12

Salida del modelo

Salida del modelo

Valor

Probeta radial 3D SaturnProbeta XLDAceleración de la probeta Saturn con respecto a la probeta XLD

0,71 h9,10 h12,8

0,42 h7,17 h17,0

0,99 h14,61 h

14,8

Limpiezamiscible

Limpieza inmiscibleHumedecida con agua

Limpieza inmiscibleHumedecida con petróleo

Parámetros de limpieza miscible Valor

Volumen 25, no.1 39

tuar el análisis DFA e identificar regímenes de flujo transitorio en situaciones en las que previa-mente no podían hacerlo; a saber, formaciones de baja permeabilidad, petróleos pesados, formacio-nes no consolidadas, fluidos monofásicos cercanos al punto de burbujeo, formaciones ultra-compac-tas y demás.7

Verificación de la teoríaUn operador desplegó la herramienta Saturn para diferenciar las zonas de petróleo de las zonas de agua en formaciones que habían sido difíciles de someter a pruebas utilizando las herramientas tradicionales. Entre los problemas observados se encontraba una historia de pruebas de formación en las que las pérdidas de lodo habían restringido el tiempo de muestreo a cuatro horas por estación. Dado que éstas eran además formaciones de baja movilidad, dicha restricción operacional dificul-taba la captación de muestras con las probetas tradicionales.

Los ingenieros vieron esta operación como una oportunidad para comparar la herramienta Saturn con los métodos de muestreo tradiciona-les y diseñaron una sarta de herramientas WFT compuesta por una probeta XLD, una probeta Saturn, un módulo DFA composicional y varias botellas para muestras. Los profesionales obtuvie-ron múltiples mediciones de presión a medida que se bajaba la herramienta en el pozo, y al extraer la sarta de herramientas captaron siete muestras.

En la primera estación, las muestras fueron captadas utilizando la probeta XLD después que las mediciones DFA habían identificado la presen-cia de entre un 60% y un 70% de petróleo en la corriente de flujo. El operador escogió la estación 2 en un esfuerzo por determinar la profundidad del petróleo móvil que se encontraba más abajo. Los ingenieros trataron de captar una muestra en la estación 2 utilizando la probeta XLD, pero con una caída de presión de 13,8 MPa [2 000 lpc] sólo pudo lograrse un régimen de flujo de 5,2 L/h [1,4 galones US/h]. Luego de 1,5 horas de bom-beo, el flujo se desvió hacia la probeta Saturn, y si bien el régimen de flujo se incrementó hasta alcan-zar 7,8 L/h [2,1 galones US/h], la caída de presión correspondiente fue de sólo 4,7 MPa [680 lpc]. En estas condiciones, se logró la estabilidad del flujo y los ingenieros pudieron identificar la deli-neación agua-petróleo dentro del límite de tiempo de cuatro horas impuesto previamente.

Durante la extracción de muestras de la esta-ción 2 con la probeta XLD, los ingenieros no observaron flujo de petróleo en los primeros 34 L [9,0 galones US] bombeados durante la limpieza (derecha). Aun cuando se tomara en cuenta la contribución de la probeta XLD, los ingenieros

> Distribución tridimensional de la contaminación. Se muestran los modelos de limpieza con la probeta Saturn y con una probeta XLD en cuatro momentos. Se aplica la misma caída de presión en ambas probetas, XLD y Saturn, pero debido a su área de flujo más extensa y a los múltiples drenajes espaciados en forma periférica, la probeta Saturn puede operar con velocidades de bombeo más altas y, por consiguiente, alcanzar tiempos de limpieza de entre 12 y 18 veces más rápidos que la probeta XLD. (Adaptado de Al-Otaibi et al, referencia 6.)

Prob

eta

Satu

rn

Tiempo 1 Tiempo 2 Tiempo 3 Tiempo 4

Prob

eta

XLD

Contaminación

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Contaminación

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Contaminación

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Contaminación

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Contaminación

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Contaminación

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Contaminación

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Contaminación

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

> Descubrimiento de petróleo. Los registros de presión de formación (carril 1), movilidad (carril 2), neutrón, densidad y sónico (carril 3) y resistividad (carril 4) de este pozo de Medio Oriente inducirían a los analistas a asumir que la formación objetivo no contiene petróleo. No obstante, el análisis DFA (carril 5) durante el bombeo indicó la presencia de petróleo en la formación carbonatada.

Presión de formación

Mov

ilida

d de

pre-

ensa

yo

Tipo de fluido

Litología

EstaciónMDT

lpc 930 1 00

0

530Factor fotoeléctrico

0,01

46

48

49

50

51

52

70% deagua

30% depetróleo

40% deagua

AguaEstación 2

Estación 1

Estación 3

60% depetróleo

Corrección pordensidad volumétrica

Densidad deformación

g/cm3

g/cm3

Porosidad-neutróntermal

%

ΔTPorosidad-sónico

%

Inducción de arreglode 30 pulgadas

ohm.mInducción de arreglo

de 20 pulgadas

ohm.m


ohm.m


ohm.mResistividad de la

zona invadidaohm.m

Resistividad

Arenisca

Porosidad

Dolomía

Caliza

0,477 lpc/pie (agua)± 0,021 lpc/pie

0,367 lpc/pie(petróleo)

40 Oilfield Review

llegaron a la conclusión de que el petróleo lle-gaba a la herramienta más rápido con la probeta Saturn, lo que atribuyeron al incremento del régi-men de flujo y la limpieza radial.

El operador también sometió a prueba una zona del campo de baja porosidad y baja resistividad. El primer intento, efectuado con una probeta XLD, produjo una caída de presión de 13,8 MPa y un régimen de flujo de menos de 72 L/h [19,0 galones US/h]. Mediante la utilización de la probeta Saturn, los ingenieros lograron reducir la caída de presión a 7,6 MPa [1 100 lpc] con un régimen de flujo de 288 L/h [76,1 galones US/h] y, en consecuencia, pudieron captar muestras sufi-cientes para definir el contacto agua-petróleo (OWC) utilizando las mediciones de densidad óptica del módulo DFA.

La probeta Saturn también fue utilizada para identificar una pequeña cantidad de petróleo en una zona de baja movilidad en la que no era posible el bombeo con la probeta XLD estándar. Y final-mente, el operador procuró utilizar el muestreo y el módulo DFA para determinar el OWC en una formación carbonatada heterogénea con una medición de resistividad de 0,7 ohm.m. En este caso, en el que las técnicas de muestreo tradicio-

nales no resultaban adecuadas para la operación, los ingenieros pudieron utilizar las mediciones DFA junto con las muestras de fluidos captadas con la herramienta Saturn para determinar el espesor de la zona de petróleo.8

El desafío del petróleo pesadoEl petróleo pesado es especialmente problemá-tico para los dispositivos convencionales de muestreo de fondo de pozo. La explotación de este tipo de recurso a través del posicionamiento correcto de los pozos de inyección y producción puede depender considerablemente de una carac-terización de fluidos precisa. Dado que el despla-zamiento del petróleo de alta viscosidad hacia el pozo y luego hacia la superficie se logra a menudo utilizando métodos de inyección de vapor y levan-tamiento artificial, es crucial que los operadores estén al tanto de las zonas de mayor movilidad creadas en las capas prospectivas por la roca de permeabilidad relativamente alta o por el fluido de baja viscosidad. Ambas situaciones pueden generar trayectos preferenciales de alta movili-dad a través de los cuales fluyen el petróleo y el vapor, y a menudo se traducen en un volumen significativo de reservas pasadas por alto.

En el año 2011, Petróleos Mexicanos (PEMEX), la compañía petrolera estatal de México, reportó que un 60% de las reservas de petróleo del país correspondía a petróleo pesado o extra pesado.9

Con el drenaje de otras reservas más fáciles de producir, estos recursos se han vuelto cada vez más importantes para PEMEX y el país. En el campo de petróleo pesado Samaria, situado en el sur de México, PEMEX está tratando de producir fluidos con viscosidades en condiciones de fondo de pozo de 5 000 cP [5 000 mPa.s] de formaciones con una resistencia a la compresión no confinada oscilante entre 0,69 y 5,5 MPa [100 y 800 lpc].10

Debido a los desafíos planteados por la combina-ción de fluido de alta viscosidad que se desplaza a través de una formación no consolidada, en estas formaciones los operadores pudieron utilizar pro-badores WFT para obtener mediciones de presión pero no lograron captar muestras. En cambio, en el campo Samaria, los ingenieros de PEMEX dispa-raron e hicieron fluir cada zona individualmente y desplegaron las botellas de muestreo con tubería flexible o con una sarta de perforación. Dado que demostró ser poco práctico y costoso —y a menudo requería varios días o semanas por zona— el ope-rador abandonó este método de muestreo.

En el año 2011, cuando pusieron en marcha un nuevo ciclo de desarrollo en estas areniscas de edad Terciario, los ingenieros de PEMEX recurrie-ron a la probeta Saturn para evaluar cuatro pozos. El principal objetivo del equipo de trabajo en el pri-mer pozo era la comprobación de la funcionalidad de la nueva herramienta. En el segundo y tercer pozos, los ingenieros efectuaron pruebas de presión máxima con escaneado y muestreo de fluidos. En el cuarto pozo, planificaron además la ejecución de pruebas de intervalo e interferencia vertical.

En cada uno de los pozos, se probaron y mues-trearon múltiples estaciones. Dado que se trata de formaciones no consolidadas, los pozos suelen ser rugosos y a menudo exhiben falta de redon-dez; condiciones que pueden producir la pérdida de sello de una probeta tradicional antes de con-cluir la limpieza y captar las muestras. En el pri-mer pozo, las pruebas se llevaron a cabo con una probeta XLD y una probeta Saturn para verificar la eficiencia de sellado del nuevo sistema y ajus-tar variables tales como el tiempo de fijación y liberación de los empacadores, la presión de inflado mínima para un sello y el volumen óptimo de los pre-ensayos para dar cuenta de los efectos de almacenamiento.

>Muestreo de fluidos. La herramienta Saturn fue utilizada para obtener muestras de fluidos y medir la presión (rojo) en la zona de interés. Las mediciones iniciales corresponden a la presión de lodo. A aproximadamente 2 500 s, se fija la herramienta y se inicia el bombeo, seguido por una restauración de presión que comienza a aproximadamente 10 000 s, lo que establece una estimación de la presión de yacimiento. El volumen total acumulado bombeado (verde) comienza a incrementarse cuando la bomba vuelve a encenderse a aproximadamente 18 000 s para iniciar la limpieza. A unos 40 000 s, se activa una segunda bomba, lo que incrementa la velocidad de bombeo. La caída de presión se incrementa debido a la velocidad de bombeo más alta y a la llegada de petróleo de alta viscosidad a la herramienta. La presencia de dos picos de presión a aproximadamente 55 000 s es el resultado de los golpes de presión generados cuando se captan las muestras y luego se detiene la bomba. Las presiones también son registradas con una probeta de observación (negro). Las velocidades de bombeo (tostado y azul) son registradas en cm3/s, en el eje derecho extremo, para la primera y segunda bombas respectivamente. (Adaptado de Flores de Dios et al, referencia 10.)

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Medidor de presión de cuarzo (observación)

Presión registrada con la probeta radial 3D Saturn

Velocidad de la bomba 2

Velocidad de la bomba 1

Volumen bombeado

Volumen 25, no.1 41

La probeta Saturn logró un sellado del 100% en cada una de las siete estaciones probadas utili-zando presiones de inflado de los empacadores de tan sólo 0,2 MPa [30 lpc]. Como consecuencia de ello, los ingenieros lograron obtener levantamientos de presión máxima tanto en ambientes de lodo a base de aceite como en ambientes de lodo a base de agua, que detectaron efectos de almacenamiento sólo secundarios en las respuestas de presión. Los ingenieros de PEMEX utilizaron los levanta-mientos de presión y las movilidades determina-das a partir de los pre-ensayos para diseñar terminaciones que distribuirán el vapor inyectado en los intervalos designados de manera uniforme, lo que incrementará la eficiencia de barrido.

A medida que continuaban las pruebas de la herramienta Saturn, los ingenieros captaron mues-tras de fluidos de tres pozos con una mínima con-taminación, utilizando una sarta de herramientas que incluyó una probeta XLD y diversas probetas Saturn, analizadores de fluidos y botellas para muestras. Debido a la naturaleza no consolidada de las formaciones, los ingenieros de PEMEX esperaban utilizar presiones diferenciales bajas que requerirían entre 16 y 20 horas por estación para captar una muestra; gran parte del tiempo se utilizaría para bombear el filtrado delante de los fluidos de yacimiento durante la limpieza. En la primera estación, a la vez que limitaban la presión diferencial, los ingenieros vieron el primer hidro-carburo luego de 9 horas de bombeo.

La velocidad de la bomba se aceleró y la presión diferencial se incrementó hasta alcanzar 200 lpc [1,4 MPa]; no se observó arena en la herramienta. La presión de flujo también se redujo, lo que indicó que el sello se mantenía. Esto condujo al equipo de trabajo a abandonar el plan original de presiones diferenciales bajas y establecer en cam-bio un diferencial mínimo de 300 lpc [2,1 MPa] para la estación 2 (página anterior). La muestra con una mínima contaminación recolectada en esta estación correspondió a un petróleo cuya den-sidad era de 7,5° API; el análisis de laboratorio sub-siguiente documentó que esta muestra poseía una viscosidad de aproximadamente 1 030 cP [1,03 Pa.s] en condiciones de fondo de pozo y aproximada-mente 7 800 cP [7,8 Pa.s] en condiciones atmos-féricas. Los ingenieros utilizarán los resultados del análisis de laboratorio de las muestras en la pla-neación de las operaciones de terminación y pro-ducción del campo.

En el cuarto pozo, los ingenieros efectuaron pruebas de presiones transitorias de intervalo, utilizando la probeta Saturn combinada con una

probeta de observación. Estas pruebas de presio-nes transitorias implican la limpieza completa del filtrado de lodo seguida por períodos de flujo de tasa variable y períodos de cierre, que se utili-zan para evaluar la capacidad de producción de la formación. Los datos obtenidos con una pro-beta de observación situada en una posición más elevada de la sarta de herramientas proporciona-ron a los ingenieros información sobre la permea-bilidad de la formación y la anisotropía de la permeabilidad (arriba). Los ingenieros de PEMEX están aplicando esta información para calibrar los valores de corte en el procesamiento de los regis-tros de resonancia magnética, que utilizan para refinar los pronósticos de la permeabilidad.11

Baja movilidad y alta confiabilidadMediante la utilización de las mediciones deriva-das de los registros de resistividad, los petrofísicos pueden definir los contactos agua-petróleo en la mayoría de las formaciones. No obstante, en cier-tas formaciones, a los operadores les resulta difícil interpretar la respuesta del registro en la que se intersectan zonas acuíferas con zonas petrolíferas. Esta incertidumbre puede incidir en cómo los ingenieros deciden terminar el pozo.

Para un operador de Medio Oriente que inten-taba determinar la extensión de una zona de petróleo en una formación carbonatada com-pacta, los registros indicaban a todas luces que la

zona superior era petrolífera y la inferior acuífera. Pero los resultados de los registros para la zona intermedia eran ambiguos; la respuesta de resis-tividad era similar a la de la zona acuífera situada por debajo. La resolución del tema de los tipos de fluidos de la zona intermedia con mediciones DFA, utilizando herramientas tradicionales de muestreo de fondo de pozo, se descartó porque el establecimiento del flujo de la formación carbo-natada compacta habría generado una presión diferencial superior a las especificaciones de los empacadores duales tradicionales.

Sin embargo, mediante la utilización de la pro-beta Saturn, los ingenieros pudieron recolectar muestras en las tres zonas, lo que confirmó petró-leo liviano en la zona superior y agua en la zona inferior extrema. Al cabo de 15 horas de bombeo con una presión diferencial de 4 900 lpc [34 MPa] en la zona con una movilidad de 0,04 mD/cP, las mediciones DFA indicaron petróleo liviano móvil en la zona intermedia, lo que permitió que el opera-

8. Al-Otaibi et al, referencia 6. 9. Petróleos Mexicanos (PEMEX) Exploración y Producción:

“2011: Las reservas de hidrocarburos de México,” Ciudad de México: PEMEX (1º de enero de 2011): 22.

10. Flores de Dios T, Aguilar MG, Pérez Herrera R, García G, Peyret E, Ramírez E, Arias A, Corre P-Y, Slapal M y Ayan C: “New Wireline Formation Tester Development Makes Sampling and Pressure Testing Possible in Extra-Heavy Oils in Mexico,” artículo SPE 159868, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 8 al 10 de octubre de 2012.

11. Flores de Dios et al, referencia 10.

> Prueba de interferencia WFT. La probeta Saturn fue corrida por debajo de un probador WFT con una sola probeta. Los ingenieros llevaron a cabo una prueba de presiones transitorias de intervalo, obteniendo la permeabilidad vertical (kv) y la permeabilidad horizontal (kh). El incremento de presión ΔP y su derivada fueron registrados con la herramienta de observación más somera (azul) y con la herramienta Saturn (verde). Los modelos se confeccionaron utilizando valores de 12,2 m, 640 mD, 120 mD y 370 cP para el espesor, kv, kh y la viscosidad, respectivamente. Los valores modelados (líneas sólidas de color azul y verde) reproducen fielmente los datos, lo que indica que los valores para la permeabilidad vertical y la permeabilidad horizontal son correctos. (Adaptado de Flores de Dios et al, referencia 10.)

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Derivada de ΔP modelada, probeta de observación WFT

Derivada de ΔP modelada,herramienta Saturn

ΔP modelada,probeta de observación WFT

42 Oilfield Review

dor determinara que el espesor de la zona de petró-leo era mayor que lo estimado inicialmente (abajo).

Restricciones de la caída de presiónEn ciertos casos, los operadores tienen motivos para utilizar la probeta radial 3D Saturn, si bien una probeta tradicional sería suficiente. Cuando los

ingenieros de Eni SpA observaron los resultados obtenidos con la nueva probeta en Ghana, los ingenieros de una compañía afiliada, Eni Norge, decidieron probar el servicio en el campo Goliath situado en el Mar de Barents. Los ingenieros de Eni utilizaron esta aplicación para probar las are-niscas en un ambiente de movilidad relativa-mente baja, actualizar el modelo de yacimiento y los contactos de fluidos, y perfeccionar su conoci-miento de esta nueva tecnología.

Durante las operaciones de pruebas, el levan-tamiento de presión de formación permitió des-

> Carbonatos de baja movilidad. En una formación de Medio Oriente, las mediciones derivadas de los registros adquiridos con herramientas operadas con cable (extremo superior ) no fueron concluyentes o proporcionaron interpretaciones contradictorias. Las mediciones de porosidad (carril 1) y resistividad (carril 2) indican una zona petrolífera. No obstante, los datos de los registros de una zona intermedia fueron similares a los de la zona acuífera más profunda. Los ingenieros resolvieron la incertidumbre asociada con la zona intermedia mediante la utilización de la probeta Saturn para captar una muestra de yacimiento y de un módulo DFA para medir las propiedades de los fluidos. El análisis de fluidos de fondo de pozo (carril 3) indicó petróleo en la zona intermedia, de un modo similar a la zona superior. El flujo proveniente de la formación carbonatada compacta requirió una presión diferencial de 4 900 lpc (extremo inferior ), lo que excede las especificaciones de los empacadores y las herramientas WFT tradicionales. (Adaptado de Al-Otaibi et al, referencia 6.)

Caliza

Litología

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Arcilla

cubrir algunas zonas de baja movilidad con supercarga de presión en la base de una columna de petróleo. Esto introdujo cierta incertidumbre en la interpretación del gradiente de presión.12

La definición clara del contacto agua-petróleo (OWC) también fue difícil porque la respuesta del registro de resistividad podía atribuirse a una alta saturación de agua o bien a los efectos de la invasión profunda. Mediante el escaneado de los fluidos con la probeta Saturn, se identificó la localización del OWC a una profundidad 5,5 m [18 pies] mayor que la indicada por el gradiente de presión y la respuesta del registro.

Por otra parte, debido a la extensa área de flujo de la probeta Saturn, se confirmó la resistencia de las rocas laminadas y de baja permeabilidad. En este caso, si bien la movilidad del yacimiento era de unos moderados 45 mD/cP, la presión de yaci-miento se aproximaba a la presión de saturación. Por consiguiente, era esencial una presión diferen-cial baja para evitar la inducción de un flujo bifásico y una relación gas-petróleo no representativa. Con la probeta Saturn, se necesitaba una caída de presión de sólo 0,5 bares [0,05 MPa o 7,3 lpc] para examinar e identificar claramente el petróleo. Además, se obtuvo una muestra con una probeta XLD en otra estación del mismo pozo en el que la movilidad del yacimiento era de 880 mD/cP; más de un orden de magnitud mayor que la del yaci-miento muestreado con la probeta Saturn. En com-paración con el régimen de flujo de la probeta XLD, la probeta Saturn logró el doble del régimen de flujo con la mitad de la caída de presión (próxima página). En consecuencia, el tiempo de limpieza equivalió a la tercera parte del logrado con la probeta XLD y no existieron preocupaciones por los efectos de los cambios de presión extremos sobre la integridad de las muestras.

Otro paso adelanteLa capacidad de la industria para captar muestras de fluidos y datos de presión cruciales ha evolu-cionado rápidamente desde la década de 1970. Las innovaciones registradas en estos ámbitos han sido generadas por la necesidad de desarrollar for-maciones más complejas con límites más estrictos para las operaciones de pruebas. Cada vez con más frecuencia, los ingenieros están sometiendo a pruebas formaciones más débiles y están produ-ciendo fluidos de alta viscosidad, lo que significa que las pruebas deben insumir menos tiempo en cada estación con rangos de caída de presión más bajos y regímenes de flujo también más bajos. A menudo, estas restricciones conspiran para im- posibilitar la extracción de muestras.

El diseño de la herramienta Quicksilver Probe acorta el tiempo en la estación, y la tecnología DFA

Volumen 25, no.1 43

proporciona a los ingenieros un conocimiento crí-tico y oportuno sobre los fluidos de yacimiento a medida que son captados. Ambos avances han per-mitido a los operadores obtener datos de muestras de fluidos y presión más rápidamente y con mayor confiabilidad en los resultados.

La probeta Saturn extiende el abanico de situa-ciones y condiciones en las que son aplicables las herramientas WFT. Éstas incluyen, entre otras, for-maciones de baja permeabilidad o no consolidadas, petróleo pesado, fluidos casi críticos y pozos rugo-sos. Las aberturas de la probeta Saturn son configu-radas para generar un área de flujo total 1 200% más

extensa que la de los probadores de formación convencionales más grandes con una sola probeta. Esta área más extensa hace que el flujo de fluidos viscosos sea menos restringido y que los diferencia-les de presión se reduzcan; el flujo de fluidos visco-sos y los diferenciales de presión constituyen las principales restricciones para las pruebas en ambientes previamente inaccesibles.

Además de permitir que los operadores obten-gan mediciones y muestras en estas formaciones, en la mayoría de los casos la probeta Saturn fun-ciona para eliminar más rápidamente el filtrado y los fluidos de formación contaminados, reduciendo el tiempo en la estación. Las simulaciones de caídas de presión constantes en yacimientos de baja movi-lidad indican que la herramienta Saturn es varios órdenes de magnitud más rápida que las probetas de empacadores XLD para ejecutar la limpieza.

Sin ningún sumidero, los regímenes de flujo transi-torio pueden ser reconocidos antes, lo que amplía el rango de aplicabilidad de las pruebas de presio-nes transitorias de intervalo.

El tiempo de operación más corto no es algo menor en algunos de los proyectos de nuestros días en los que los costos operativos a menudo exceden USD 1 millón por día. La probeta Saturn aborda este tema del tiempo de costo elevado a través de los regímenes de flujo más altos que generan ahorros de varias horas e incluso días de costos operativos para los operadores. De un modo similar, los datos obtenidos con la probeta Saturn permiten a los ingenieros tomar decisio-nes críticas de terminación y producción de pozos en base a hechos concretos en vez de estimacio-nes, y eso puede hacer la diferencia entre el éxito o el fracaso, las ganancias o las pérdidas. —RvF

12. El fenómeno de supercarga se produce cuando la invasión de filtrado del lodo a través de la pared del pozo durante la perforación genera una sobrepresión en la zona de la formación que rodea al pozo. Las pruebas de presión con herramientas WFT, llevadas a cabo durante el pre-ensayo (pretest ), son afectadas por esta sobrepresión, que es más alta que la presión de formación verdadera.

> Comparación entre la caída de presión y el régimen de flujo. Los ingenieros de Eni escogieron la probeta Saturn para captar, en el mismo pozo, muestras de un yacimiento de 45 mD/cP de movilidad y una sola probeta XLD para coleccionar una muestra en un yacimiento de movilidad mucho más alta, de 880 mD/cP. Si bien el régimen de flujo (extremo superior, línea verde) a través de la probeta Saturn (izquierda) fue casi el doble del de la probeta XLD (derecha), la caída de presión (línea azul) fue la mitad de la de la probeta XLD. El monitoreo de la fluorescencia durante la limpieza (centro) indicó que se había ejecutado la limpieza cuando la fluorescencia se incrementó con la pureza del fluido. El yacimiento sometido a prueba utilizando la probeta Saturn exhibió un tiempo de limpieza de 10 minutos (extremo inferior izquierdo), en tanto que la probeta XLD concluyó la limpieza en unos 30 minutos (extremo inferior derecho).

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Presión registrada con elmedidor de cuarzo

Presión en la línea demuestreo

Caída depresión Caída de

presión

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Régimen deflujo, 22 cm3/s

Régimen de flujototal de bombeo Régimen de flujo

total de bombeo

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Relación de fluorescencia Relación de fluorescenciaReflexión de fluorescencia Reflexión de fluorescencia

44 Oilfield Review

La técnica Coil Shooting, en la que una sola embarcación registra datos sísmicos

3D de cobertura azimutal completa mientras navega describiendo círculos,

proporciona imágenes más precisas y más confiables del subsuelo que los

métodos 3D convencionales en áreas de geología compleja. Recientemente, se ha

implementado una técnica con múltiples embarcaciones para abordar los desafíos

que plantean las imágenes subsalinas en las áreas de aguas profundas.

Tim BricePerth, Western Australia, Australia

Michele BuiaEni E&PMilán, Italia

Alex CookeRío de Janeiro, Brasil

David HillEd PalmerGatwick, Inglaterra

Nizar KhaledSérgio TchikanhaEnrico ZamboniTotal E&P AngolaLuanda, Angola

Ed KotochigovOslo, Noruega

Nick MoldoveanuHouston, Texas, EUA

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Primavera de 2013: 25, no. 1.Copyright © 2013 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Paul Bidmead, Gatwick, Inglaterra; y a Giuseppe Uncini, Eni Indonesia, Yakarta.3D GSMP, Coil Shooting, DSC, Dual Coil Shooting, ObliQ, Q-Fin y Q-Marine son marcas de Schlumberger.

Tradicionalmente, los datos sísmicos marinos 3D se adquieren con una embarcación sísmica que navega describiendo una serie de líneas rectas paralelas a través de un área de levantamiento. Esta configuración de registro presenta un pro-blema inherente: si bien el frente de onda de la fuente se propaga en todas las direcciones, sólo una pequeña proporción del frente de onda refle-jado es captada por el tendido de receptores de superficie, y los rayos sísmicos se alinean predo-minantemente en una dirección o azimut.

Frente a una geología compleja, la curvatura de los rayos puede hacer que queden ciertas porciones del subsuelo sin tocar por las ondas sísmicas cuando se registra sólo un rango estrecho de azimuts entre la fuente sísmica y los receptores (izquierda). Los esfuerzos para resolver este problema condu-jeron al desarrollo de las configuraciones de adqui-sición con cobertura azimutal amplia (WAZ), cobertura azimutal rica (RAZ) y cobertura azi-mutal múltiple (MAZ) (próxima página, arriba a la izquierda). Si se “enciende una luz” que ilu-mina las formaciones desde muchas direcciones, estos métodos ofrecen una mejor iluminación sís-mica del subsuelo, una relación señal-ruido (S/N) más alta y una mejor resolución sísmica en áreas desafiantes para generar imágenes, tales como los estratos ubicados por debajo de cuerpos sali-nos complejos.1

Los levantamientos con cobertura azimutal amplia, generalmente, se llevan a cabo utilizando tres o cuatro embarcaciones, cada una de las cua-les registra a lo largo de líneas paralelas rectas. Como sucede con los levantamientos convencio-nales, hasta hoy, el tiempo requerido para girar

> Distorsión de la imagen. La refracción de la luz a través de la superficie irregular de un vaso de vidrio (extremo superior ) hace que ciertas partes de la cuchara sean invisibles o estén distorsionadas cuando se ven desde diferentes direcciones. La imagen cambia dependiendo del azimut. De un modo similar, las imágenes sísmicas de una estructura del subsuelo (extremo inferior ) del área marina de Angola difieren según el azimut entre la fuente sísmica y los receptores de los datos de aporte.


0° a 10° 60° a 70°

Desarrollos en las imágenes sísmicas marinas con cobertura azimutal completa

1. Camara Alfaro J, Corcoran C, Davies K, González Pineda F, Hampson G, Hill D, Howard M, Kapoor J, Moldoveanu N y Kragh E: “Reducción del riesgo exploratorio,” Oilfield Review 19, no. 1 (Verano de 2007): 26–43.

2. Buia M, Flores PE, Hill D, Palmer E, Ross R, Walker R, Houbiers M, Thompson M, Laura S, Menlikli C, Moldoveanu N y Snyder E: “Levantamientos sísmicos en círculos,” Oilfield Review 20, no. 3 (Invierno de 2008/2009): 20–35.

3. El apilamiento nominal (fold ) es una medida de la densidad de las mediciones sísmicas. Se computa generalmente como el número de pares de fuentes-receptores diferentes que registran las reflexiones provenientes de una capa objetivo dada en cada una de las celdas cuadrangulares (generalmente de 25 m × 25 m [82 pies × 82 pies]) de una cuadrícula 3D a través del área de levantamiento. Un apilamiento alto usualmente mejora la relación señal-ruido.


las embarcaciones entre el final de una anchura de barrido rectilíneo y el comienzo del barrido siguiente, ha sido aceptado como tiempo no pro-ductivo (NPT) inevitable (arriba a la derecha).

En el año 2007, WesternGeco comenzó a probar la técnica Coil Shooting, en la que una embarca-ción navega describiendo una serie de círculos superpuestos en tirabuzón, registrando continua-mente para proporcionar datos de cobertura com-pleta (FAZ) (derecha).2 El método proporciona un apilamiento nominal (fold) superior y una mejor cobertura azimutal que otras técnicas.3 Los levan-tamientos FAZ pueden ser económicamente más efectivos porque los datos se adquieren utili-zando una sola embarcación sísmica y se regis-tran en forma continua, lo que minimiza el NPT.

La capacidad para llevar a cabo una adquisi-ción sísmica exitosa con la técnica Coil Shooting es posible gracias al sistema sísmico marino con receptores puntuales Q-Marine. Sus sensores uni-tarios calibrados permiten la atenuación del ruido que no puede ser resuelta con otras tecnologías. Una red acústica totalmente reforzada posibilita el posicionamiento preciso del equipo marino.

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Oilfield Review AUTUMN 12 Coil Shooting Fig. 4ORAUT 12-CLSHTNG 4



Embarcacionesfuente

Rutas adoptadas por las embarcaciones para posicionarse en la siguiente anchura de barrido rectilíneo del levantamiento

Siguientes líneas del levantamiento planificadas

Embarcaciones que remolcan la fuente y los cables sísmicos

Cablessísmicosmarinos

> Una configuración de adquisición sísmica con cobertura azimutal amplia (WAZ) que utiliza cuatro embarcaciones. Esta configuración de adquisición sísmica —con dos embarcaciones que remolcan los cables sísmicos y las fuentes, más dos embarcaciones fuente adicionales— ha sido ampliamente

utilizada en el Golfo de México. La gráfica de desplazamientos-azimuts (inserto) indica los desplazamientos y los azimuts adquiridos con esta configuración; en este caso, se trata de un rango de azimuts de 60°. El azimut corresponde al ángulo considerado en sentido horario desde el extremo superior del círculo. El desplazamiento corresponde a la distancia al centro del círculo. Los colores varían del púrpura, para un número escaso de trazas, al verde, el amarillo y el rojo para un número de trazas considerable.

> Cambios de líneas con múltiples embarcaciones. Las cuatro embarcaciones de una configuración de adquisición WAZ lineal típica del Golfo de México siguen un trayecto sinuoso entre el final de una anchura de barrido rectilíneo y el comienzo de la siguiente, lo cual es necesario para alinear las embarcaciones para el comienzo del siguiente barrido y para evitar colisiones durante los virajes. Esta configuración del movimiento de las embarcaciones genera tiempo no productivo.


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> Esquema de levantamiento sísmico Coil Shooting. Para el levantamiento sísmico Coil Shooting con cobertura azimutal completa y una sola embarcación, la embarcación sísmica navega describiendo círculos superpuestos en espiral, registrando en forma continua. La gráfica de desplazamientos-azimuts (inserto) indica que con la configuración de este levantamiento se adquiere una cobertura azimutal completa y una cobertura con grandes desplazamientos.

46 Oilfield Review


Inversión tomográficaTrazado de rayos con azimuts reales

Modelo de velocidad TTI inicial

Modelo de velocidad TTI actualizado

Identificar los erroresen el tiempo de tránsito



PSDM 0° a 60°Salida de la cuadrícula de 50 m



Los dispositivos de direccionamiento Q-Fin con-trolan con exactitud la profundidad y la posición lateral de los cables sísmicos marinos, haciendo posible que entre ellos se mantenga una separa-ción constante. La tecnología de control dinámico de tendido DSC incorpora fuentes direccionales y el direccionamiento automático de la embarca-ción, las fuentes y los cables sísmicos para lograr el mejor ajuste posible con las posiciones planifi-cadas de fuentes y receptores. La técnica Coil Shooting no requiere ninguna adaptación especial del equipo utilizado para los levantamientos 3D convencionales, y las embarcaciones pueden alter-nar fácilmente entre un programa de adquisición sísmica lineal y otro circular.

Se han efectuado levantamientos Coil Shooting en diversas regiones y, en áreas de geología com-pleja, los resultados de estos levantamientos FAZ de geometría circular resultaron superiores a los de los levantamientos 3D convencionales y com-parables o mejores que los datos WAZ adquiridos con múltiples embarcaciones. Este artículo des-cribe los éxitos registrados recientemente en materia de generación de imágenes sísmicas en las áreas marinas de Indonesia, Brasil, Angola y el Golfo de México.

Generación de imágenes en IndonesiaEl primer levantamiento comercial completo efectuado con la técnica Coil Shooting se llevó a cabo en el año 2008 para el proyecto Tulip de la división de E&P de Eni SpA, en el bloque Bukat, correspondiente a un contrato de producción com-partida, al este de Kalimantan, en el área marina de Indonesia. En esta área, diversas condiciones geológicas desfavorables conspiran para causar una respuesta sísmica pobre.4 El objetivo tiene un bajo contraste de impedancia de ondas P, por lo que sólo exhibe una reflectividad sísmica débil. El fondo marino se caracteriza por una geomorfo-logía accidentada, con cañones e irregularidades que producen una iluminación despareja del sub-suelo y trayectos sísmicos 3D complejos para los múltiples internos y de superficie.5 Un reflector simulador de fondo (BSR) ubicado por debajo del fondo marino genera varios órdenes de múltiples que degradan aún más la iluminación del subsuelo.6 La presencia de gas libre por debajo del BSR pro-duce un decaimiento súbito de la frecuencia y de la amplitud de las reflexiones primarias. La geo-logía compleja del subsuelo complica aún más el escenario. En combinación, estas condiciones producen la difracción, absorción, dispersión y transmisión débil de la energía de la señal sísmica. Dichos efectos han sido observados en los resulta-dos de los levantamientos sísmicos 3D con cable sísmico remolcado y cobertura azimutal estrecha

(NATS), que producen una iluminación pobre del yacimiento objetivo.

Eni deseaba mejorar las imágenes mediante un proceso innovador de adquisición sísmica. Los ingenieros efectuaron un estudio de factibili-dad utilizando el método de trazado de rayos sobre un modelo existente de la relación entre la velocidad y la profundidad del campo Tulip para evaluar el potencial de diversas geometrías de cables sísmicos marinos remolcados por una sola embarcación. Las opciones WAZ y RAZ con múltiples embarcaciones no fueron consideradas porque era importante registrar desplazamientos cercanos —datos con una separación corta entre la fuente sísmica y los receptores— para generar imágenes del fondo marino ondulado. El estudio llegó a la conclusión de que un levantamiento Coil Shooting proporcionaría la mejor ilumina-ción sísmica de los objetivos. Además, la movili-zación de numerosas embarcaciones al área del levantamiento habría resultado logística y finan-cieramente desafiante.

El diseño del levantamiento seleccionado con-sistió en 145 círculos de 6 500 m [21 300 pies] de radio, con los centros de los círculos separados entre sí por una distancia de 1 000 m [3 280 pies]. La embarcación sísmica Geco Topaz, equipada con ocho cables sísmicos marinos de 6 km [3,7 mi] de largo cada uno, separados entre sí por una distan-cia de 100 m [328 pies], llevó a cabo el levanta-miento de 563 km2 [217 mi2] durante los meses de agosto y septiembre de 2008. Se adquirieron aproximadamente 260 000 puntos de tiro.

La adquisición de los datos provenientes de los círculos programados originalmente fue con-

cluida antes de lo previsto y se registraron algu-nas líneas adicionales para rellenar las áreas de poca iluminación. Al final del levantamiento, des-pués del registro de relleno, la iluminación real del objetivo fue levemente más uniforme que la planificada. WesternGeco ejecutó el levanta-miento Coil Shooting del campo Tulip en 49 días. Como referencia, se pronosticó que un levanta-miento MAZ con tres azimuts requeriría 60 días y otro con cuatro azimuts, 75 días.

Los ingenieros sísmicos comenzaron a proce-sar los datos del levantamiento Coil Shooting de Tulip a bordo de la embarcación Geco Topaz en agosto de 2008 y concluyeron el proceso en febrero de 2010. El método Coil Shooting posee muchas ventajas para la adquisición y generación de imá-genes sísmicas, pero introduce desafíos en el pro-cesamiento de los datos porque ciertos flujos de trabajo de procesamiento estándar fueron diseña-dos para datos con una geometría lineal. Previo a la ejecución del levantamiento completo, los geofí-sicos de WesternGeco generaron un volumen par-cial de datos sintéticos 3D con una geometría en espiral y lo procesaron para verificar la eficacia de los algoritmos y los flujos de trabajo propuestos.

Un paso importante en la preparación de los datos para el flujo de trabajo de procesamiento es la remoción de múltiples. WesternGeco desarrolló la tecnología de predicción general de los múltiples de superficie GSMP, que ha demostrado ser alta-mente efectiva para atenuar los múltiples y a la vez preservar la integridad de la energía primaria.7 Además de las velocidades de apilamiento, el algoritmo no requiere un conocimiento previo del subsuelo y puede manejar todos los órdenes de

> Flujo de trabajo de tomografía azimutal. Un modelo de velocidad isotrópica transversal (TTI) inclinado, derivado del procesamiento en el dominio del tiempo, constituyó el modelo inicial. El conjunto de datos Coil Shooting del proyecto Tulip fue dividido en tres grupos azimutales para la migración en profundidad antes del apilamiento (PSDM). Los tiempos de tránsito derivados de la PSDM fueron comparados con los pronosticados por el modelo, utilizando técnicas de inversión tomográfica y trazado de rayos, lo que se tradujo en un modelo de velocidad actualizado.

Volumen 25, no.1 47

múltiples de superficie en presencia de una geolo-gía compleja y de geometrías de adquisición sís-mica irregulares.8 La técnica GSMP 3D predice los múltiples con el azimut verdadero, lo que asegura que los múltiples modelados se ajusten con exacti-tud a los múltiples de los datos de entrada. La téc-nica es más efectiva cuando es aplicada a los datos de un amplio rango de azimuts, de modo que se logra un rendimiento óptimo cuando se aplica a los datos FAZ provistos con la técnica Coil Shooting. En el conjunto de datos de Tulip, se predijo que los múltiples 3D se encontraban casi perfecta-mente en fase, y el algoritmo redujo sus amplitu-des en 25 dB [94%] aproximadamente.

Una de las muchas ventajas del método Coil Shooting es que exhibe un apilamiento superior y, por consiguiente, una mejor relación señal-ruido. No obstante, el apilamiento nominal puede variar en forma considerable entre una celda y otra, y esta variación debe ser encarada para evitar la introducción de variaciones anómalas en la ampli-tud de las trazas sísmicas después de sumarlas. Mediante la utilización de un sistema de ponde-ración que computa los factores de escala en base a la distribución espacial de las trazas en una celda 3D, los ingenieros aplicaron los proce-sos para regularizar las contribuciones del apila-miento nominal y los desplazamientos dentro del rango completo de azimuts. El análisis de ampli-tudes subsiguiente, en la profundidad del objetivo, indicó que la normalización había sido

exitosa, por lo que el conjunto de datos resultó adecuado para procesos tales como el análisis de la variación de la amplitud con el desplazamiento o la inversión sísmica.

Además, la información azimutal proporciona oportunidades para la construcción de modelos más exactos de la velocidad sísmica del subsuelo, lo que a su vez permite la obtención de imágenes más precisas de las estructuras 3D del subsuelo en escala de profundidad. Los modelos se confeccio-nan utilizando la técnica de tomografía; un proceso de inversión que busca construir una estimación de la estructura de velocidad 3D del subsuelo, basada en las mediciones observadas de los tiem-pos de tránsito asociados con las reflexiones sísmi-cas, que a menudo incluyen algunas restricciones geológicas. El análisis se efectúa generalmente con secciones 2D y es un proceso iterativo que busca una solución de mejor ajuste entre los tiem-pos de tránsito observados y los predichos por el modelo de velocidad 3D.

Como datos de entrada para el flujo de trabajo de tomografía azimutal, el conjunto de datos del campo Tulip fue dividido en tres sectores azimuta-les, cada uno de los cuales representa un rango de 60° (página anterior). El proceso de migración sís-mica antes del apilamiento en el dominio de la pro-

fundidad (PSDM) se aplicó a cada uno de los sectores y los resultados antes del apilamiento fue-ron volcados en una cuadrícula de 50 m × 50 m [164 pies × 164 pies] para su análisis.9 El modelo inicial de velocidad isotrópica transversal incli-nado (TTI) fue derivado del procesamiento en el dominio del tiempo. El análisis de los datos PSDM indicó dónde se requerían ajustes del modelo de velocidad, y el proceso fue iterado hasta que el modelo se ajustó a los tiempos de tránsito observados. El modelo de velocidad ani-sotrópica resultante mostró un buen ajuste con las velocidades interválicas derivadas de un perfil sís-mico vertical (VSP) que había sido efectuado pre-viamente en el área del levantamiento. Además, el modelo TTI fue consistente con los límites geoló-gicos y las velocidades observadas en un pozo e identificó áreas de baja velocidad por debajo del fondo marino, que se debieron probablemente a la presencia de gas libre.

Los resultados PSDM Coil Shooting finales muestran varias mejoras en las imágenes, en el nivel del objetivo y a mayores profundidades, res-pecto de los datos de un levantamiento previo con cobertura azimutal estrecha que cubrió la misma área (arriba). En particular, la continui-dad, visibilidad y nitidez de los eventos inclina-dos son claramente evidentes.

> Datos Coil Shooting del proyecto Tulip. La comparación entre una línea de ejemplo de un levantamiento 3D NATS previo (izquierda) y los datos equivalentes del nuevo conjunto de datos Coil Shooting migrados en el dominio de la profundidad antes del apilamiento (derecha) demuestra las mejoras introducidas en las imágenes, particularmente la continuidad, la visibilidad y la nitidez de los eventos inclinados en la sección más profunda.


Datos NATS del proyecto Tulip Datos Coil Shooting del proyecto Tulip

2,0

3,0

Tiem

po, s

4,0

5,0

6,0

4. Buia M, Vercesi R y Tham M: “Coil Shooting on Tulip Discovery: Seismic Processing Challenges, Opportunities and Results,” artículo SPE 134222, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Florencia, Italia, 19 al 22 de septiembre de 2010.

5. Un múltiple es un arribo sísmico que incurrió en más de una reflexión en su trayecto. Muchos múltiples involucran reflexiones del fondo marino y de la interfaz mar-aire. Otros involucran reflexiones entre reflectores del subsuelo. Los múltiples pueden interferir con las reflexiones primarias u oscurecerlas y usualmente deben ser suprimidos con cuidado durante el procesamiento.

6. Un reflector simulador de fondo (BSR) es una reflexión sísmica que se ve a menudo en las secciones sísmicas de las áreas de aguas profundas. Los estudios indican que se debe fundamentalmente al contraste de impedancia acústica presente en las áreas en las que el gas libre se encuentra entrampado en la base de una zona de hidratos de gas.

7. Moore I y Dragoset B: “General Surface Multiple Prediction: A Flexible 3D SRME Algorithm,” First Break 26, no. 9 (Septiembre de 2008): 89–100.

8. El apilamiento (stacking) es una etapa clave del procesamiento sísmico en la que las trazas de una celda se combinan. Antes del apilamiento, las trazas requieren correcciones individuales basadas en sus desplazamientos entre fuentes sísmicas y receptores y una estimación de las velocidades sísmicas del subsuelo para ubicarlas en un horizonte de tiempo común antes del apilamiento o suma.

9. La migración es un paso del procesamiento sísmico en el que las reflexiones se desplazan respecto de sus tiempos de tránsito dobles (ida y vuelta) registrados hacia una estimación de su posición verdadera en el espacio, basada en un modelo de las velocidades sísmicas del subsuelo.

48 Oilfield Review

Observación a través de la sal en el área marina de BrasilA comienzos del año 2010, un operador buscaba una oportunidad para evaluar la técnica de adquisición sísmica en espiral como herramienta para mejorar las imágenes de los objetivos presa-linos del área marina de Brasil. La compañía invitó a WesternGeco para que implementara la tecnología en un campo petrolero localizado en el área de aguas profundas de la cuenca de Santos.10 Los yacimientos de este campo se encuentran hasta una profundidad de 6 000 m [20 000 pies] por debajo de la superficie del océano y su espesor varía entre decenas y cientos de metros. Los estra-tos de sobrecarga incluyen una compleja capa de sal inclinada de 2 000 m [6 600 pies] de espesor compuesta por cuerpos de halita homogénea y evaporitas estratificadas. La relación señal-ruido en los datos sísmicos existentes del área es pobre a nivel de yacimiento. Además, la intensa energía múltiple interna y de la superficie interfiere con las reflexiones primarias provenientes del obje-tivo presalino.

El levantamiento se centró en la localización planificada de un pozo futuro con el objetivo de utilizar el nuevo conjunto de datos para ayudar a optimizar el posicionamiento del pozo. El área del levantamiento contenía además un equipo de per-foración activo. Aunque impidió la adquisición de datos en espirales contiguas a través de todo el área del levantamiento, este equipo de perforación facilitó la adquisición de un conjunto de datos VSP 3D en espiral. Los especialistas en procesamiento

de datos utilizaron estas mediciones para validar el modelo del subsuelo utilizado para la genera-ción de imágenes del conjunto de datos sísmicos de superficie en el domino de la profundidad. El operador tiene previsto fusionar los datos VSP 3D con el volumen de datos sísmicos de superficie, lo que mejorará la cobertura en el área oscurecida por la presencia del equipo de perforación.

Los responsables del desarrollo del modelo lle-varon a cabo un estudio de diseño del levantamiento para comparar los resultados esperados de diversas geometrías potenciales de adquisición sísmica. La secuencia de procesamiento esperada se aplicó a los conjuntos de datos sintéticos generados mediante trazado de rayos 3D a través de un modelo del subsuelo existente. El estudio con-

firmó que, en comparación con las geometrías lineales, la adquisición sísmica con la técnica Coil Shooting proporcionaría una mejor relación señal-ruido, mejor atenuación de la energía de los múltiples y mejor continuidad de las reflexio-nes en el nivel del objetivo. Después de conside-rar diversas geometrías potenciales en espiral, las compañías acordaron un plan para adquirir 78 círculos de 6,25 km [3,88 mi] de radio en un área de 600 km2 [230 mi2] (izquierda). En un esfuerzo por hacer la geometría de adquisición sís-mica levemente menos regular y reducir el agrupa-miento de los desplazamientos dentro de las celdas 3D, los centros de las espirales fueron distri-buidos en forma aleatoria dentro de una toleran-cia predefinida.11

> Posiciones de las fuentes del levantamiento de Brasil. Las espirales rojas muestran las posiciones reales de las fuentes. Los cuadrados representan el límite del área de levantamiento y las áreas con azimuts de 180° y 360°. El círculo negro indica la localización del equipo de perforación.


Espirales delevantamiento

Límite del área de levantamiento

Área de cobertura de 180°

Área de cobertura de 360°> Apilamiento nominal (fold of coverage) e iluminación sísmica. Apilamiento total (extremo superior ) calculado para celdas de 25 m x 25 m. El apilamiento nominal planificado (izquierda) y el apilamiento nominal real (derecha) muestran una gran concordancia. La iluminación del objetivo, o número de aciertos (extremo inferior), también exhibe un ajuste estrecho entre la iluminación planificada (izquierda) y la iluminación real (derecha).

1 1 000

Apilamiento nominal

Iluminación sísmica

Apilamientonominal planificado

Apilamientonominal real

Límite del área del levantamiento




1 1 280

Iluminación sísmica planificada Iluminación sísmica real

Volumen 25, no.1 49

El levantamiento fue efectuado entre noviem-bre de 2010 y enero de 2011 en tirantes de agua (profundidad del lecho marino) oscilantes entre 2 000 y 2 300 m [6 600 y 7 500 pies]. La embarca-ción sísmica estaba equipada con 12 cables sísmi-cos marinos, de 8 000 m [26 250 pies] de largo cada uno, remolcados con una separación de 120 m [394 pies] entre sí. Dos arreglos de fuentes, con una separación de 60 m [197 pies] entre sí, fue-ron disparados en forma alternada cada 37,5 m [123 pies].

La brigada sísmica generó visualizaciones a bordo para confirmar la calidad de los datos sís-micos. Los datos de las posiciones de fuentes y receptores fueron transferidos a las oficinas de Río de Janeiro, donde los analistas confeccionaron mapas de apilamiento nominal e iluminación sís-mica casi en tiempo real para su comparación con el plan original (página anterior, arriba). La bri-gada introdujo ciertos cambios en la disposición de las anchuras de barrido durante el levanta-miento, especialmente en la zona que rodeaba el equipo de perforación. Estos cambios fueron necesarios debido a la magnitud y la dirección de las corrientes y a una extensión de la zona de exclusión alrededor del equipo de perforación. La geometría circular permitió la ejecución de ajus-tes operacionales viables. La embarcación registró más de 92 000 puntos de tiro y describió un círculo menos que los planificados originalmente.

Antes de que comenzara la adquisición sís-mica, los analistas probaron un flujo de trabajo que incluyó la atenuación del ruido inicial y parte del procesamiento para determinar la forma de la ondícula, lo que fue aplicado subsiguientemente en tiempo casi real a bordo de la embarcación sísmica. El flujo de trabajo eliminó efectivamente el ruido de alta amplitud sin producir ningún impacto evi-dente en las amplitudes de las señales (arriba).

10. Cooke A, Le Diagon F, De Marco R, Amazonas D, Bunting T, Moldoveanu N, Klug S y Mattos E: “Full-Azimuth Towed-Streamer Seismic: An Exploration Tool for Pre-Salt Hydrocarbon Exploration Offshore Brazil,” artículo SGS 1.6 presentado en la 82a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Las Vegas, Nevada, EUA, 4 al 9 de noviembre de 2012.

11. Moldoveanu N: “Random Sampling: A New Strategy for Marine Acquisition,” Resúmenes Expandidos, 80a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Denver (17 al 22 de octubre de 2010): 51–55.

12. Carvill CV: “A New Approach to Water Velocity Estimation and Correction,” artículo U027, presentado en la 71a Conferencia y Exhibición de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, Ámsterdam, 8 al 11 de junio de 2009.

espiral es que posee una mayor densidad de dispa-ros que los levantamientos NATS convencionales y proveen más información de los desplazamientos cercanos que los levantamientos WAZ con múlti-ples embarcaciones. Estas características pro-porcionan datos que satisfacen mejor los requerimientos de las técnicas para la atenuación de los múltiples, tales como el método GSMP 3D que fue el aplicado.

La cobertura de los datos en términos de des-plazamiento, azimut y punto medio (la posición en la superficie equidistante entre la fuente y el receptor) es inherentemente irregular a través del área de un levantamiento en espiral. Para ciertos algoritmos de procesamiento de datos —tales como el de construcción del modelo de velocidad basado en la tomografía— las celdas 3D necesi-tan tener desplazamientos, azimuts y puntos medios regularmente espaciados. Para la regula-rización, se dispone de diversos métodos, varios de los cuales se utilizaron como apropiados para diferentes partes de la secuencia de procesa-miento de datos del levantamiento de la cuenca de Santos.

La obtención de datos muestreados regular-mente a partir de datos muestreados en forma irregular requiere un proceso de interpolación.

Los especialistas en procesamiento aplicaron correcciones para dar cuenta de las variaciones producidas en la velocidad acústica del agua de mar durante el levantamiento, debido a los cam-bios de temperatura y salinidad. Dichas variacio-nes producen anomalías en los tiempos de tránsito de las reflexiones, que pueden incidir en la gene-ración de imágenes, la atenuación de los múlti-ples y algunos otros procesos aplicados a los datos dispuestos en las celdas 3D. Es probable que las variaciones sean más significativas en aguas profundas y en las áreas de corrientes que cambian rápidamente, características ambas de las aguas del área marina de Brasil. Muchas espi-rales diferentes, cada una con sus propias carac-terísticas de columna de agua, aportan datos a cada una de las celdas; por consiguiente, cuando se producen variaciones de velocidad significati-vas, éstas deben ser corregidas.

Las correcciones de la velocidad del agua fue-ron aplicadas utilizando un procedimiento de reemplazo de capas.12 Dado que una línea de nave-gación de una sola espiral con un radio de 6,25 km [3,9 mi] puede muestrear regímenes de corrientes significativamente variables en el área del levan-tamiento, los geofísicos dividieron cada espiral en segmentos separados y estimaron la velocidad del agua para cada segmento. Luego, aplicaron correcciones dinámicas para ajustar el conjunto de datos a una sola función de velocidad del agua.

En esta área de la cuenca de Santos de aguas profundas, los múltiples de superficie provenien-tes tanto del fondo marino como de los horizon-tes complejos del tope de la sal coinciden con los arribos de las reflexiones más débiles de la base de la sal y de las estructuras subsalinas. Por con-siguiente, resultaba crítico atenuar esta energía sin corromper las amplitudes primarias. Una de las características de la adquisición sísmica en

> Atenuación del ruido. El registro sísmico crudo (izquierda) contiene ruido de alta amplitud, que es atenuado efectivamente después del procesamiento a bordo (derecha).


Colecciones de trazas sísmicas: sin procesar Colecciones de trazas sísmicas: filtradas

50 Oilfield Review

Para el conjunto de datos del área marina de Brasil, la técnica de interpolación por medio de series de Fourier Matching Pursuit generó un conjunto de datos completamente regularizados en desplazamiento, punto medio y azimut para cons-truir el modelo de velocidad en los sedimentos (derecha).13 Este método interpola eficientemente en múltiples dimensiones para mejorar la regula-rización de los datos escasamente muestreados. Los datos son convertidos del dominio del tiempo y del espacio al dominio de la frecuencia y del espa-cio mediante una transformada rápida de Fourier. Para cada corte de frecuencias, los datos se con-vierten del dominio espacial al dominio de Fourier espacial o de número de onda. Una vez computado el dominio de Fourier, los datos pueden ser con-vertidos nuevamente a cualquier localización del dominio espacial —en este caso, en una cuadrí-cula densa y regular— utilizando una transfor-mada inversa de Fourier discreta.

Para las imágenes en escala de profundidad, en áreas geológicas complejas tales como este campo de la cuenca de Santos, es esencial un modelo de velocidad preciso para ubicar correcta-mente las reflexiones en sus posiciones verdaderas del subsuelo. Con la adquisición sísmica de cober-tura azimutal completa, pueden utilizarse méto-dos tomográficos con cobertura azimutal múltiple para la actualización del modelo de velocidad. La introducción de información adicional de múl-tiples azimuts reduce la incertidumbre y aumenta la confiabilidad en las actualizaciones del modelo de velocidad.14

Los geofísicos actualizaron el modelo de velo-cidad del campo de la cuenca de Santos en varios pasos: primero, dividieron el conjunto de datos de la espiral en tres volúmenes azimutales para la tomografía: de 0° a 60°, de 60° a 120° y de 120° a 180° y sus azimuts opuestos. Luego, actualiza-ron el modelo de velocidad anisotrópica secuen-cialmente en tres zonas: sedimentos, intrasalina y presalina. La validación del modelo del sub-suelo resultante incluyó el análisis de los tiempos de tránsito VSP 3D, en el que se compararon los tiempos de arribo medidos y modelados para pro-ducir una indicación de confiabilidad en el modelo (derecha).

Los resultados de la migración en profundi-dad de los datos Coil Shooting, utilizando un modelo de velocidad intermedio, se tradujeron en un mejoramiento significativo de las imágenes respecto de los resultados de un conjunto de datos 2D previos del área, migrados en profundi-dad (próxima página, arriba). Los nuevos datos FAZ proporcionaron imágenes de alta calidad de la base de la sal y están posibilitando una inter-pretación segura de las estructuras presalinas.

> Regularización de los datos. Esta sección de un volumen de desplazamiento común y azimut común (extremo superior) muestra vacíos y “fluctuaciones” entre las trazas, causados por la variación azimutal. Después de la regularización, los vacíos se rellenan y la fluctuación se reduce (extremo inferior). Las gráficas azules (inserto) muestran el apilamiento nominal para el volumen de desplazamiento-azimut antes y después de la regularización. Las líneas amarillas indican la ubicación de las secciones sísmicas.

> Tiempos de tránsito residuales del levantamiento de Brasil. Los geofísicos validaron el modelo de velocidad para la generación de imágenes sísmicas mediante la comparación de los tiempos de tránsito del modelo con los tiempos de tránsito reales de un VSP 3D realizado en el mismo momento que el levantamiento Coil Shooting de la cuenca de Santos. El VSP se efectuó con las posiciones de las fuentes distribuidas en espiral alrededor del equipo de perforación y con los receptores en el pozo en el centro de la espiral. Los colores indican la diferencia entre los tiempos de tránsito modelados y los reales. El color aguamarina indica el mejor ajuste. La superficie magenta por debajo y a la derecha de la espiral corresponde al tope de la sal.


3,2

3,6

4,0

4,4

4,8

Tiem

po d

e trá

nsito

, s

Desplazamiento común, azimut común antes de la regularización

Desplazamiento común, azimut común después de la regularización

3,2

3,6

4,0

4,4

4,8

Tiem

po d

e trá

nsito

, s


–32–40 –24 –16 –8 8 16 24 32 400Tiempos de tránsito residuales, ms

Volumen 25, no.1 51

Se esperan mejoramientos posteriores cuando se migren los datos utilizando el modelo completo de velocidad anisotrópica del subsuelo.

Adquisición sísmica en espiral en el área marina de AngolaEl primer levantamiento Coil Shooting efectuado en la provincia subsalina de África Occidental se llevó a cabo en el Bloque 33 de Angola, en el área

de predesarrollo (PDA) de Calulu para Total E&P Angola (TEPA) y sus socias (abajo). En este blo-que, el tirante de agua oscila entre 1 500 y 2 500 m [4 900 y 8 200 pies]. El área se caracteriza por una geología compleja relacionada con la presen-cia de domos salinos extendidos que cubren la mayor parte del bloque. Los niveles prospectivos principales corresponden a arenas turbidíticas localizadas en áreas intensamente estructuradas cercanas a la sal y subsalinas.

En el año 1999, se efectuó un levantamiento sís-mico 3D NATS en el área, pero la calidad de los datos resultantes fue insuficiente para generar imá-genes correctas de las estructuras tectónicas sali-nas complejas y de los flancos de los anticlinales fuertemente inclinados. Además, los objetivos pre-salinos se caracterizaban por una relación señal-ruido pobre y una iluminación sísmica deficiente. Los desplazamientos limitados de 3,5 km [2,2 mi] y un rango restringido de azimuts contribuyeron a estos resultados insatisfactorios.

Para encarar estos problemas, TEPA y sus socias decidieron adquirir dos nuevos conjuntos de datos 3D: un levantamiento NATS de 1 284 km2 [496 mi2] con desplazamientos largos —7,5 km [4,7 mi]— en toda el área, y un levantamiento Coil Shooting de 860 km2 [332 mi2] en un sector del área. El objetivo de la compañía para la ejecu-ción del levantamiento NATS era mejorar las imá-genes de las secciones profundas presalinas y de edad Oligoceno y Cretácico a través de una mejor penetración de las señales, desplazamientos más largos, apilamientos nominales superiores y un tiempo de registro más largo que el del levanta-miento de 1999. Los nuevos datos posibilitarían la reevaluación de la serie postsalina profunda y una primera interpretación 3D de la serie presalina. El objetivo del levantamiento Coil Shooting era mejorar las imágenes de las secciones subsalinas profundas de edad Oligoceno y Cretácico para pro-porcionar un mayor conocimiento de la geometría de las trampas y reducir la incertidumbre asociada con la presencia o falta de un yacimiento. La com-paración de los resultados de los dos tipos de levan-tamiento representó una oportunidad para evaluar el valor agregado de la técnica Coil Shooting.

Antes de la adquisición de los datos, se llevó a cabo un estudio de factibilidad para seleccionar los parámetros Coil Shooting óptimos a fin de generar una imagen sísmica adecuada de un área objetivo de 38 km2 [15 mi2] en el centro del levantamiento.15 El estudio condujo a un diseño de levantamiento consistente en 72 círculos con los centros en una

> Líneas sísmicas y una sección sísmica de tiempo del volumen 3D del levantamiento Coil Shooting de Brasil. Los nuevos datos Coil Shooting proporcionaron imágenes de alta calidad de la base de la sal y están posibilitando una interpretación segura de las estructuras presalinas.


Volumen 3D Coil Shooting de Brasil

Base de la sal

Estructuras presalinas

ANGOLA

CONGO


Á F R I C A

ANGOLA

CaluluPDA

33km0 100

0 mi 100

> Localización del área de predesarrollo (PDA) de Calulu en el Bloque 33 del área marina de Angola.

13. Schonewille M, Klaedtke A y Vigner A: “Anti-Alias Anti-Leakage Fourier Transform,” Resúmenes Expandidos, 79a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Houston (25 al 30 de octubre de 2009): 3249–3253.

14. Dazley M, Whitfield PJ, Santos-Luis B, Sellars A, Szabo P, Nieuwland F y Lemaistre L: “Solving Short-Wavelength Velocity Variations with High-Resolution Hybrid Grid Tomography,” artículo C001, presentado en la 69a Conferencia y Exhibición de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, Londres, 11 al 14 de junio de 2007.

15. Khaled N, Capelle P, Bovet L, Tchikanha S y Hill D: “A Coil Shooting-Acquisition Case Study in the Angolan Deep Offshore,” artículo X027, presentado en la 74a Conferencia y Exhibición de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, Copenhague, Dinamarca, 4 al 7 de junio de 2012.

52 Oilfield Review

configuración rómbica, separados entre sí por una distancia de 2 500 m [8 200 pies] tanto en la dirección paralela a la dirección de adquisición (inline) como en la dirección perpendicular a la dirección de adquisición (crossline) (arriba).

Para el diseño seleccionado, el apilamiento nominal de las celdas de 12,5 m × 12,5 m [41 pies × 41 pies] fue de 567, y la cobertura azimutal alcanzó 360° en el área objetivo.

En comparación con un levantamiento NATS de igual dimensión efectuado exactamente con la misma configuración de equipos marinos, en el diseño en espiral un 95% de las celdas poseen un mayor apilamiento nominal y un 70% exhiben el doble de apilamiento nominal. Un levantamiento Coil Shooting con una sola embarcación registra más del doble del volumen de datos que un levan-tamiento NATS, aunque el levantamiento Coil Shooting registra desplazamientos lejanos leve-mente más cortos debido a la curvatura de los cables sísmicos marinos (abajo).

La embarcación WesternGeco Amundsen llevó a cabo los dos levantamientos entre febrero y abril de 2011. La adquisición sísmica del levantamiento en espiral del área PDA de Calulu fue concluida en 21 días. En varias ocasiones, la embarcación adquirió datos en forma continua durante perío-dos de más de 24 horas sin NPT. A pesar del área mucho más pequeña del levantamiento Coil Shooting, el tamaño de su conjunto de datos antes del apilamiento fue equivalente al del levanta-miento NATS; cada levantamiento consistió en aproximadamente 120 000 puntos de tiro.

En un levantamiento NATS, el control de cali-dad (QC) de la cobertura se basa generalmente en el apilamiento nominal y el rango de desplaza-mientos representados en cada celda de la cua-drícula 3D. Se asume que las trazas sísmicas cuyos puntos medios se encuentran dentro de una celda pertenecen a esa celda. Esta suposi-ción es correcta para los reflectores planos y las velocidades isotrópicas, que a menudo son ade-cuadas para el lecho marino y la geología somera, pero cuya precisión disminuye con el incremento de la complejidad geológica. Las corrientes oceá-nicas transversales hacen que los cables sísmicos

produzcan una estela, o se desvíen de las posicio-nes planificadas, lo que puede generar vacíos o áreas de celdas con un apilamiento nominal bajo. Si los vacíos son considerados perjudiciales para generar imágenes, en estas áreas se han de regis-trar líneas de relleno adicionales. Dado que el levantamiento de Calulu fue diseñado para supe-rar los desafíos de la iluminación sísmica en un objetivo subsalino estructuralmente complejo, el QC mediante modelado por trazado de rayos 3D, además del QC convencional de la adquisición sís-mica, se llevó a cabo a bordo de la embarcación casi en tiempo real para comparar la iluminación sísmica esperada con la real en el nivel del yaci-miento objetivo. Al final del levantamiento progra-mado, la iluminación sísmica lograda demostró ser en esencia equivalente a la iluminación sísmica esperada, lo que indicó que la estela de los cables sísmicos, la desviación de la embarcación y otros factores que pueden generar la necesidad de una adquisición sísmica de relleno, no incidían en la iluminación sísmica del objetivo (próxima página, arriba). Sobre la base de este análisis, el equipo de trabajo determinó que no era necesaria adquisi-ción de relleno alguna para el levantamiento Coil Shooting, aunque el levantamiento NATS requirió un 6,4% más de tiempo para las líneas de relleno que el utilizado para la adquisición sísmica progra-mada (próxima página, abajo).

En presencia de corrientes transversales intensas, el remolque de los cables sísmicos en una curva generó elevados niveles de interferen-cia acústica, conocidos como “ruido inducido por el flujo transversal,” que requirieron un procesa-miento especial. Dado que los geofísicos necesita-ban diseñar un flujo de trabajo para la atenuación efectiva de ese ruido durante el levantamiento Coil Shooting principal —cuya ejecución se pro-gramó para después del levantamiento NATS— se registraron varios círculos preliminares antes del levantamiento NATS para evaluar la magnitud del


0

0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 8 000

74 100 200 300 400 500Apilamiento nominal

Levantamiento NATS

Levantamiento en espiral

Desplazamiento, m

Núm

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traz

as

Levantamiento en espiral Levantamiento NATS


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74 100 200 300 400 500Apilamiento nominal

Levantamiento NATS

Levantamiento en espiral

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Núm

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Levantamiento en espiral Levantamiento NATS

> Diseño del levantamiento Coil Shooting del área de Calulu. El diseño del levantamiento consistió en 72 espirales (arriba) con sus centros (puntos rojos) en una configuración rómbica (abajo). El levantamiento proporcionó una cobertura azimutal completa con un gran apilamiento nominal en el área del objetivo (recuadro rojo).


2 50

0 m

2 500 m


2 50

0 m

2 500 m

> Comparación del apilamiento nominal y los desplazamientos entre un levantamiento NATS y un levantamiento Coil Shooting con una sola embarcación. El histograma de apilamiento (izquierda) muestra el apilamiento nominal constante de un levantamiento NATS (rojo) y el apilamiento nominal variable pero considerable de un levantamiento en espiral (azul). En cuanto al desplazamiento (derecha), un levantamiento NATS ofrece desplazamientos levemente más largos, pero un levantamiento en espiral de iguales dimensiones registra más del doble de trazas.

Volumen 25, no.1 53

ruido inducido por el flujo transversal. Para este levantamiento Coil Shooting, el ruido inducido por el flujo transversal alcanzó niveles más de 10 veces superiores a los de los levantamientos promedio con líneas rectas.

La tecnología Q-Marine facilita la eliminación efectiva del ruido inducido por el flujo transver-sal mediante el aprovechamiento de los avances producidos en materia de componentes electróni-cos y redes de fibra óptica para proveer sistemas de registro de alto conteo por canal. Los datos de campo de esta tecnología de sensores unitarios son muestreados a intervalos de 3,125 m [10,25 pies] a lo largo de cada cable sísmico, proporcionando un muestreo adecuado de la señal y de la mayor parte del ruido. La primera fase de la secuencia de procesamiento a bordo es la formación de gru-pos digitales (DGF). En el proceso DGF, los inge-nieros aplican algoritmos adaptativos basados en datos a los registros sísmicos de cada cable símico marino para reconocer y suprimir el ruido inducido por el flujo transversal y a la vez preser-var la integridad de la señal sísmica. Durante las fases de procesamiento subsiguientes, se logra la atenuación posterior del ruido.

Los ingenieros sísmicos probaron los paráme-tros para el procesamiento GSMP 3D en las pri-meras etapas de la adquisición sísmica para determinar el flujo de trabajo óptimo y facilitar la ejecución rápida del procesamiento, y seleccio-naron los parámetros sobre la base del trazado de rayos, a través de un modelo de velocidad TTI

provisto por TEPA. Se modelaron diversos tipos de múltiples, incluidos algunos relacionados con la superficie existente entre el mar y el aire y otras presentes entre los reflectores del subsuelo. Los horizontes del fondo del agua y del tope de la sal fueron definidos como los generadores más sig-nificativos de múltiples. Los datos Coil Shooting y NATS fueron procesados con parámetros GSMP 3D similares.

El cronograma de evaluación de campo de TEPA requería una ejecución rápida para el procesa-miento y la generación de imágenes preliminares.

Cuatro y cinco meses después de registrar el último punto de tiro para los datos NATS y Coil Shooting respectivamente, se dispuso de un volu-men de datos 3D sin procesar de migración en profundidad antes del apilamiento y migración en tiempo reversa (RTM) TTI. RTM es un algo-ritmo de migración por ecuación de onda bidirec-cional antes del apilamiento, adecuado para la generación de imágenes precisas en y debajo de áreas con complejidades estructurales y de velo-cidad. Hasta hace poco, las compañías lo conside-raban poco práctico debido a sus significativos


1 050525

Iluminación sísmica

1


Adquisiciónprincipal

Adquisiciónde relleno

Cambiode líneas

Tiem

po, h

Tiempotécnico inactivo

Espiral

NATS

0

50

100

200

300

400

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350

> Iluminación sísmica del objetivo. La iluminación esperada, basada en el modelado 3D por trazado de rayos (izquierda), se ajusta estrechamente a la iluminación sísmica real (derecha) en el nivel del objetivo. Los valores de iluminación, es decir, el número de trayectorias sísmicas que atraviesan una celda, se codifican en colores: los valores bajos son azules y los valores altos son rojos.

> Tiempos del levantamiento. Si bien el levantamiento principal requirió aproximadamente el mismo tiempo para cada uno de los levantamientos PDA de Calulu, el tiempo de los cambios de líneas y otro tipo de tiempo no productivo son mucho más extensos para la adquisición NATS.

54 Oilfield Review

requerimientos computacionales y su sensibili-dad con respecto a los parámetros de velocidad y reflectividad. Ahora, los grandes clusters de computación paralela, sumados a los nuevos flujos de trabajo capaces de construir modelos de velo-cidad cada vez más precisos, convierten al algo-ritmo RTM en una opción más viable dentro del portafolio de la generación de imágenes sísmicas. No obstante, para ejecutar el procesamiento por vía rápida en los plazos previstos, se hicieron cier-tas concesiones. Para producir las imágenes por vía rápida, los geofísicos seleccionaron un 50% de los tiros y migraron las frecuencias de hasta 25 Hz y 20 Hz para los datos NATS y Coil Shooting, res-pectivamente. Los datos Coil Shooting se dividieron en cuatro sectores azimutales antes de la migración RTM; luego, se sumaron los cuatro conjuntos de datos azimutales parcialmente apilados con igual ponderación. En comparación con el conjunto de datos NATS, el conjunto de datos Coil Shooting pro-porcionó un mejoramiento general de las imágenes, especialmente en las áreas de estructuras comple-jas y echados (buzamientos) pronunciados.

En algunas áreas, los reflectores de inclinación pronunciada aparecían mejor representados en los datos NATS por vía rápida que el apilamiento sin ponderar de los datos Coil Shooting. En presen-cia de una geología compleja, es probable que la iluminación sísmica desde diferentes azimuts pro-duzca imágenes de calidad variable. El hecho de combinar conjuntos de datos de diferentes azi-muts sin considerar la calidad de la imagen puede


0° a 10° 10° a 20° 20° a 30° 30° a 40° 40° a 50° 50° a 60° 60° a 70° 70° a 80° 80° a 90°

90° a 100° 100° a 110° 110° a 120° 120° a 130° 130° a 140° 140° a 150° 150° a 160° 160° a 170° 170° a 180°


> Gráficas de distribución por azimut y desplazamiento. Se muestran las gráficas de distribución por azimut y desplazamiento para cuatro localizaciones en un horizonte objetivo (centro) en torno a un diapiro salino. Para cada gráfica circular, la distancia al centro indica el desplazamiento, la desviación en sentido horario respecto de la vertical representa el azimut y el color representa la iluminación, o el número de rayos que pasan a través de esa ubicación, con los valores bajos en azul y los valores altos en rojo. Las gráficas indican grandes variaciones en los desplazamientos y los azimuts requeridos para iluminar cada área. Si se provee peso adicional a los datos desde los azimuts que proporcionan la mejor imagen, se obtienen resultados óptimos en términos de apilamiento.

> El impacto del azimut sobre las imágenes. Los resultados PSDM correspondientes a un sector del levantamiento Coil Shooting del área PDA de Calulu se dividieron en 18 rangos azimutales. Cada panel ilumina diferentes rasgos. Dado que el apilamiento ordinario promedia estos rasgos y mejora solamente aquellas señales que son comunes para todos los paneles, podría degradar la amplitud de la señal en las áreas de las que es más difícil generar imágenes. Esta observación condujo a los geofísicos a idear un método de apilamiento ponderado dependiente de los datos que otorgara preferencia a los azimuts que proporcionaban la mejor iluminación.

Volumen 25, no.1 55

conducir a un apilamiento destructivo. El análisis de la iluminación pronosticada del subsuelo mediante trazado de rayos reveló la existencia de variaciones significativas de los desplazamientos y los azimuts respecto de los cuales se esperaba que iluminaran diferentes áreas e indicó además la probabilidad de que se produjera un apilamiento destructivo en rangos específicos de desplaza-mientos-azimuts a través de los horizontes objetivo especificados (página anterior, arriba).

A fin de investigar aún más la variación reque-rida en los azimuts para iluminar los reflectores presentes alrededor de las estructuras salinas, los geofísicos aplicaron el proceso PSDM a una parte del conjunto de datos y dividieron los resulta-dos en 18 rangos azimutales —de 10° cada uno— para el apilamiento. El análisis de los 18 conjuntos de datos confirmó la correlación observada entre las imágenes sísmicas y el estudio de la iluminación sísmica (página anterior, abajo). Las imágenes pro-ducidas utilizando datos de diferentes azimuts exhibieron diferencias significativas, lo que indicó que un esquema de apilamiento adaptativo más inteligente basado en datos debería crear una mejor imagen que un método sin ponderaciones.

Los especialistas en procesamiento desarrolla-ron un esquema de apilamiento inteligente itera-tivo para resolver el problema del apilamiento destructivo y crear una imagen óptima a través del volumen 3D. Los pesos localizados para cada ima-gen migrada azimutalmente fueron derivados de la comparación con una imagen de referencia. Si la imagen azimutal era localmente similar a la ima-gen de referencia, su factor de peso se incremen-taba, y si era disímil, su factor de peso se reducía. Los resultados preliminares de este esquema de apilamiento iterativo indican que se muestra pro-misorio para la obtención de resultados optimiza-dos a partir de datos multiazimutales (derecha, extremo superior).16

Los resultados iniciales sugieren que la riqueza azimutal de la técnica Coil Shooting puede resul-tar beneficiosa para el mejoramiento de las imáge-nes en el área PDA de Calulu. La comparación entre los resultados Coil Shooting por vía rápida y los resultados del procesamiento completo de los datos NATS adquiridos en ese momento demues-tra la efectividad del procedimiento de pondera-ción (derecha, extremo inferior). Las áreas de mejoramiento en términos de imágenes son los objetivos situados debajo de los domos salinos, que se beneficiaron con la iluminación sísmica FAZ, y los objetivos profundos que se beneficiaron con el mejoramiento de la relación señal-ruido resultante del apilamiento nominal más alto. El procesa-

miento final en curso se centra en la explotación de toda la riqueza azimutal de la técnica Coil Shooting.

Azimut completo y desplazamientos largos en el Golfo de MéxicoAlgunos ambientes geológicos producen trayecto-rias sísmicas muy complejas. En dichos ambien-tes, la iluminación adecuada del subsuelo a menudo requiere no sólo un rango completo de azimuts sino también desplazamientos muy lar-gos entre las fuentes sísmicas y los receptores. Esto sucede en ciertas extensiones productivas subsalinas de hidrocarburos de las áreas de aguas profundas del Golfo de México, que a menudo plantean desafíos severos para generar imágenes debido a la presencia de cuerpos salinos de gran espesor con una morfología compleja. En estas áreas, los métodos WAZ con múltiples embarca-

ciones mejoraron las imágenes pero muchos con-juntos de datos exhiben zonas de baja relación señal-ruido y una continuidad de reflectores pobre, especialmente por debajo de protuberan-cias salinas (salt overhangs) y en las zonas donde el echado es pronunciado. A menudo, estas áreas de iluminación pobre son los lugares en los que las imágenes son más cruciales para la identificación de los objetivos de perforación y para las evaluaciones de campos. Los estudios de modelado de estas áreas indicaron que las imáge-nes subsalinas adecuadas requieren una cober-


Datos NATS Datos Coil Shooting no ponderados Datos Coil Shooting ponderados


Procesamiento final NATS, 20 Hz Procesamiento por vía rápida Coil Shooting, 20 Hz

> Apilamiento inteligente. Las variaciones producidas en la cobertura de azimuts y desplazamientos requieren un esquema de apilamiento ponderado para producir resultados óptimos. En algunas áreas, los datos del levantamiento NATS (izquierda) fueron similares en calidad a los del procesamiento por vía rápida Coil Shooting (centro). La aplicación de un proceso de ponderación dependiente de los datos a los rangos azimutales antes del apilamiento de los datos Coil Shooting (derecha) proporcionó una imagen optimizada a través de todo el conjunto de datos.

> Comparación del procesamiento final NATS con los resultados Coil Shooting preliminares. Los datos obtenidos con el cable sísmico remolcado con cobertura azimutal estrecha, completamente procesados (izquierda), revelan mucho sobre la complejidad estructural, pero los datos Coil Shooting procesados parcialmente (derecha) muestran áreas de las que se han generado imágenes aún más claras (recuadros verdes). Éstas incluyen rasgos con imágenes pobres en los datos NATS, tales como las capas situadas por debajo de protuberancias salinas (salt overhangs) y los reflectores profundos que muestran una mejor continuidad lateral.

16. Zamboni E, Tchikanha S, Lemaistre L, Bovet L, Webb B y Hill D: “A Coil (Full Azimuth) and Narrow Azimuth Processing Case Study in Angola Deep Offshore,” artículo X025, presentado en la 74a Conferencia y Exhibición de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, Copenhague, Dinamarca, 4 al 7 de junio de 2012.

56 Oilfield Review

tura azimutal completa y desplazamientos entre fuentes y receptores de hasta 14 km [8,7 mi] (arriba).17

Los levantamientos 3D modernos del Golfo de México habitualmente utilizan cables sísmicos marinos de 8 km [5 mi] de largo. Dado que el des-pliegue de cables sísmicos mucho más largos en una geometría circular sería logísticamente desa-fiante, una solución con una sola embarcación no puede satisfacer los requerimientos de desplaza-mientos largos. Para proporcionar los rangos de

azimuts y desplazamientos requeridos en esta área, los geofísicos de WesternGeco diseñaron un sis-tema en espiral de cuatro embarcaciones. El sis-tema consta de dos embarcaciones de registro con sus propias fuentes y dos embarcaciones fuente independientes que navegan describiendo una serie de círculos de 12,5 km [7,8 mi] de diámetro vinculados entre sí (abajo). Cada embarcación sís-mica está equipada con 10 cables sísmicos de 8 km de largo, separados entre sí por una distancia de 120 m. Este diseño en doble espiral (dual coil

design) se traduce en una densidad de trazas aproximadamente 2,5 veces superior a la de los diseños de los levantamientos WAZ actuales, lo que mejora la relación señal-ruido, optimizando aún más las imágenes de las reflexiones subsali-nas débiles. El primer levantamiento en espiral con múltiples embarcaciones del Golfo de México se llevó a cabo en el año 2010, y hoy ya se ha estu-diado un área de más de 25 600 km2 [9 880 mi2] —equivalente a unos 1 100 bloques de la Plata-forma Continental Externa— utilizando este mé- todo de múltiples embarcaciones. Las localizacio-nes de los levantamientos incluyeron áreas inten-samente obstruidas con corrientes de más de 2,5 nudos [4,6 km/h, 2,9 mi/h].

Los levantamientos están diseñados para des-plegar una distribución aleatoria de fuentes y receptores. Existen dos motivos para esta distri-bución: la distribución aleatoria de fuentes y receptores elimina cualquier agrupamiento o configuración repetida que pudiera aparecer en la cobertura, y la teoría de muestreo con compresión establece que cuando los datos han sido mues-treados insuficientemente, el campo de ondas sís-mico se reconstruye mejor si las mediciones se distribuyen en forma aleatoria.18 Los datos sísmi-cos adquiridos en los levantamientos marinos NATS convencionales generalmente son muestreados en forma insuficiente, tanto con respecto a las fuentes como a los receptores, y se distribuyen regular-mente a lo largo de una serie de líneas paralelas. Por consiguiente, en cualquier parte de la secuen-cia de procesamiento en la que se requiere la inter-polación o regularización, los datos Coil Shooting muestreados aleatoriamente arrojan mejores resul-tados que los datos convencionales.

Uno de los levantamientos del Golfo de México cubrió un área con varias instalaciones de pro-ducción y perforación que representaban zonas de exclusión. Esto requería especial considera-ción a la hora de planificar el posicionamiento de las espirales. La adquisición de datos sísmicos de superficie por debajo de tales obstrucciones implica que las fuentes y los receptores se desplieguen en los lados opuestos del área restringida; método que se conoce como tiro por debajo. La configura-ción en doble espiral se presta para este método de tiro por debajo porque una unidad de espiral con cuatro embarcaciones puede cubrir un área de aproximadamente 9 km [5,6 mi] sin modifica-ción alguna. La planeación cuidadosa del posicio-namiento de las espirales permitió que las brigadas


Levantamiento con cobertura azimutal amplia, desplazamientos estándar

Levantamiento Coil Shooting,desplazamientos largos

Paquete dereflexiones

Estructura salinade tipo quilla


S1

S3S2

S4

>Mejoramiento de la iluminación de las estructuras subsalinas con desplazamientos largos. El modelado acústico por diferencias finitas muestra el efecto de la longitud de los desplazamientos en las imágenes de un paquete de reflexiones que se trunca contra una estructura salina de tipo quilla (salt keel ) (círculos amarillos de guiones). En una configuración de registro WAZ utilizada normalmente, con un desplazamiento máximo en la dirección paralela a la dirección de adquisición (inline) de 8 km y un desplazamiento máximo en la dirección perpendicular a la dirección de adquisición (crossline) de un poco más de 4 200 m [13 800 pies], el truncamiento de las reflexiones contra la estructura salina de tipo quilla resulta poco definido (izquierda). Con un diseño Coil Shooting FAZ con desplazamientos largos (derecha), el truncamiento de las reflexiones es más coherente.

> Diseño de un levantamiento en doble espiral. Los levantamientos Coil Shooting FAZ con desplazamientos largos del Golfo de México han sido realizados utilizando dos embarcaciones de registro con sus propias fuentes (S1 y S3) y dos embarcaciones fuente independientes (S2 y S4) que navegan describiendo una serie de círculos enlazados de 12,5 km de diámetro.

17. Moldoveanu N y Kapoor J: “What Is the Next Step After WAZ for Exploration in the Gulf of Mexico?,” Resúmenes Expandidos, 79a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Houston (25 al 30 de octubre de 2009): 41–45.

18. Moldoveanu, referencia 11.

Volumen 25, no.1 57

sísmicas aplicaran el método de tiro por debajo en la mayor parte de las instalaciones de producción y perforación sin necesidad de efectuar reconfigu-ración alguna. Para las tres obstrucciones más grandes del área del levantamiento, el diámetro de la espiral se incrementó a fin de dar cabida a las zonas de exclusión. Un sistema automatizado de direccionamiento y posicionamiento controló con precisión las posiciones de las embarcacio-

nes, las fuentes y los cables sísmicos, lo que resulta particularmente crítico cuando se reali-zan pasadas cerca de obstrucciones.

La flexibilidad asociada con el diseño de los levantamientos en cuanto a la forma del área a cubrir es otra característica importante de la tec-nología Coil Shooting. Mientras que los levanta-mientos NATS en general son rectangulares o tienen otras formas geométricas regulares, los

diseños de los levantamientos Coil Shooting aceptan cualquier forma, de modo que pueden ser optimizados para abordar el área prospectiva o el área del objetivo exploratorio en cuestión. Además, las áreas de los levantamientos pueden ser extendidas fácilmente en cualquier dirección después de la ejecución de un programa inicial; por ejemplo, si se identifica algún rasgo nuevo interesante o si el levantamiento inicial se con-cluye antes de lo previsto (izquierda).

Los conjuntos de datos FAZ de doble espiral del Golfo de México han sido procesados utilizando esquemas RTM TTI o de isotropía transversal verti-cal, que se adecuan a la geología compleja y a los echados pronunciados existentes en torno a los objetivos subsalinos. El procesamiento incluyó la inversión de forma de onda acústica completa (FWI) antes del apilamiento en 3D, que utiliza un método de ecuación de ondas bidireccionales, para construir modelos de velocidad de alta resolución. En la inversión de forma de onda completa se hace uso del modelado directo para computar las dife-rencias entre los datos sísmicos adquiridos y el modelo vigente, y se lleva a cabo un proceso simi-lar al RTM con el conjunto de datos residuales para computar un volumen de gradientes y actualizar el modelo de velocidad. En combinación con la gene-ración de imágenes que utiliza el esquema RTM, la construcción de modelos con el método FWI mejoró el producto final porque se aplicaron solu-ciones de campo de ondas consistentes a través de todo el flujo de trabajo de generación de imágenes en escala de profundidad. Los resultados iniciales de los levantamientos Dual Coil Shooting del Golfo de México muestran mejoras significativas con res-pecto a los levantamientos WAZ lineales llevados a cabo en las mismas áreas (izquierda).

Hasta la fecha, la técnica Coil Shooting con múltiples embarcaciones se ha centrado en las imágenes de áreas desafiantes del oeste del Golfo de México; no obstante, la técnica es aplicable en otros ambientes geológicos de los que es difícil obtener imágenes, tales como las áreas con capas de basalto de gran espesor presentes o en las que los carbonatos distorsionan las trayectorias sísmicas.

Existen actividades de investigación en curso enfocadas en la utilización de fuentes simultá-neas para mejorar el muestreo de las fuentes y la productividad en la adquisición sísmica con múl-tiples embarcaciones. En los proyectos actuales del Golfo de México, las cuatro fuentes son dispa-radas de manera secuencial a intervalos de 17 s. Mediante la detonación de cuatro fuentes al mismo tiempo, la densidad de los datos se cuadri-plica sin que ello implique costos extra de adqui-sición sísmica, siempre que los campos de ondas resultantes puedan ser registrados por separado.



Datos WAZ lineales

Tope de la sal

Datos Dual Coil Shooting

Base de la sal

> Flexibilidad del diseño Coil Shooting. Las posiciones de las fuentes (espirales rojas) de un levantamiento en doble espiral llevado a cabo en un área obstruida del Golfo de México demuestran la capacidad para extender el área del levantamiento en cualquier dirección. Las obstrucciones se indican con los círculos amarillos.

> Resultados de la técnica Dual Coil Shooting. Dos conjuntos de datos fueron procesados por vía rápida utilizando el mismo modelo de velocidad preliminar. El conjunto de datos WAZ lineales (izquierda) y el conjunto de datos Dual Coil Shooting (derecha) muestran en ambos casos una reflexión intensa en el tope de la sal. El conjunto de datos Dual Coil Shooting exhibe mejores imágenes de la base de la sal y una mejor continuidad de las reflexiones (círculos amarillos de guiones) por debajo del cuerpo salino.

58 Oilfield Review

Con las fuentes separadas por una distancia de al menos 12,5 km unas con respecto a otras, en los lados opuestos de una espiral, no se produce superposición alguna de los campos de ondas a través de grandes porciones de un registro sís-mico simultáneo. Los estudios de modelado y una prueba de factibilidad de campo indicaron que los datos adquiridos utilizando configuraciones en espi-ral y múltiples embarcaciones con fuentes simultá-neas pueden ser procesados efectivamente.19 Ya se han efectuado investigaciones adicionales para confirmar que en los proyectos Coil Shooting futu-ros, con embarcaciones múltiples, pueda aplicarse el método de registro simultáneo.

Extensión del ancho de bandaLas geometrías de adquisición sísmica en espiral proporcionan datos FAZ y pueden ser configuradas para proveer desplazamientos largos, elementos ambos que contribuyen a mejorar la iluminación. El mejoramiento de la resolución, otro objetivo clave en la búsqueda del mejoramiento de las imágenes sísmicas, requiere que se extienda el rango de frecuencias de señales utilizables tanto en el extremo de baja frecuencia como en el de alta frecuencia.

Uno de los factores limitantes en la resolución sísmica para la adquisición con cables sísmicos marinos remolcados es el efecto conocido como efecto “fantasma,” generado por el despliegue de los receptores varios metros por debajo de la superficie del mar. El efecto fantasma produce la atenuación de ciertas frecuencias, dependiendo

de la profundidad de los receptores. La atenuación es causada por la interferencia entre el campo de ondas sísmicas ascendentes y su reflexión fan-tasma; la reflexión del campo de ondas que rebota desde la superficie del mar por encima del cable sísmico. Los sistemas convencionales de adquisi-ción sísmica marina con cables sísmicos general-mente despliegan los cables a profundidades oscilantes entre 6 y 12 m [20 y 39 pies]. El remol-que más somero preserva las medias y altas fre-cuencias, pero atenúa las bajas frecuencias y además hace que los datos sean más susceptibles al ruido ambiental, tal como el ruido producido por las olas, la marejada y el viento. El remolque de los cables sísmicos marinos a mayor profundi-dad reduce el ruido ambiental y preserva las bajas frecuencias pero atenúa las frecuencias más altas.

Los desarrollos recientes en materia de tecno-logías de adquisición y procesamiento sísmico han permitido la implementación de diversas solucio-nes para abordar el problema de las reflexiones fantasma de los receptores. Una solución consiste en remolcar los cables sísmicos en forma oblicua, lo que produce profundidades variables de los receptores —y, por consiguiente, atenúa un rango variable de frecuencias— entre un extremo de los cables sísmicos marinos y el otro.20 El apilamiento y la migración combinan datos de diferentes partes de los cables sísmicos, lo que atenúa las reflexio-nes fantasma de los receptores. No obstante, antes de estos procesos, deben efectuarse la ate-nuación de los múltiples y la construcción del modelo de velocidad, para lo cual se requiere una ondícula uniforme. A fin de facilitar este paso, se desarrolló un nuevo algoritmo que elimina las reflexiones fantasma de los receptores antes del apilamiento. Esto se aplica en una etapa temprana del procesamiento. Las reflexiones fantasma de la fuente se abordan mediante la utilización de una familia recientemente desarrollada de fuentes sís-micas marinas calibradas de banda ancha.

WesternGeco efectuó una prueba de factibili-dad de campo con una configuración de cables sísmicos oblicuos durante el programa de adqui-sición sísmica en espiral con múltiples embarca-ciones del Golfo de México, en el que los cables sísmicos marinos son remolcados normalmente a una profundidad de 12 m. La adquisición de una espiral se reiteró con los cables sísmicos desple-gados en modo oblicuo, de manera que las profun-didades de los receptores oscilaron entre 12 m y 32 m [39 y 105 pies]. La comparación de los resul-tados de la migración en profundidad antes del apilamiento para los datos del cable sísmico hori-zontal y el cable sísmico oblicuo indicaron que la técnica de adquisición y procesamiento sísmicos con cables sísmicos oblicuos ObliQ mejoró las bajas frecuencias y a la vez preservó las medias y altas frecuencias (arriba). La preservación de las frecuencias más bajas es importante no sólo para generar imágenes de objetivos profundos o pro-nunciados, sino también para la confección de modelos de velocidad de alta resolución utili-zando la inversión FWI. Hasta la fecha, se han efectuado dos levantamientos Coil Shooting con una sola embarcación, utilizando cables sísmicos oblicuos, uno en Europa y otro en Asia. En el Golfo de México se efectuó un levantamiento Coil Shooting con múltiples embarcaciones, utilizando cables sísmicos oblicuos.

Desde las primeras pruebas de factibilidad de la técnica Coil Shooting llevadas a cabo en el año 2007, la técnica demostró ser una solución econó-micamente efectiva y eficiente para lograr una mejor iluminación y mejores imágenes sísmicas en ambientes geológicos complejos de todo el mundo. Se esperan mejoras adicionales a partir de la implementación de configuraciones de adquisi-ción sísmica innovadoras, tecnologías de proce-samiento de avanzada y nuevos flujos de trabajo que extraerán más información de las medicio-nes sísmicas para mejorar nuestro conocimiento del subsuelo. —JK


Cable sísmico marino horizontal Cable sísmico marino oblicuo

> Inclinación del cable sísmico marino. En una prueba del Golfo de México, los datos Coil Shooting obtenidos con un cable sísmico horizontal (izquierda) y con un cable sísmico oblicuo (derecha) demuestran el ancho de banda más extensa obtenible con un cable sísmico oblicuo. Con cables sísmicos oblicuos, se obtienen imágenes más claras de los reflectores profundos presentes en estructuras complejas como las de los recuadros amarillos.

19. Moldoveanu N, Ji Y y Beasley C: “Multivessel Coil Shooting Acquisition with Simultaneous Sources,” artículo ACQ 1.6, presentado en la 82a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Las Vegas, Nevada, 4 al 9 de noviembre de 2012.

20. Moldoveanu N, Seymour N, Manen DJ y Caprioli P: “Broadband Seismic Methods for Towed-Streamer Acquisition,” artículo Z009, presentado en la 74a Conferencia y Exhibición de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, Copenhague, Dinamarca, 4 al 7 de junio de 2012.

Seraj Al-Abdulbaqi se desempeña como gerente de soporte de calidad en servicios para NExT, una compañía de Schlumberger; entre sus responsabilidades en NExT se encuentra el trabajo con Al-Khafji Joint Operations en Al-Khafji, Arabia Saudita. En el año 2001, Seraj comenzó su carrera profesional en Schlumberger como procesador de datos de registros; en 2006 fue designado gerente del centro de entrega de datos de la zona neutral saudí–kuwaití y asumió su posición actual en 2011.

Abdulaziz Alobaydan se desempeña como superintendente de desarrollo del avance profesional en el Departamento de Capacitación y Desarrollo para Al-Khafji Joint Operations (KJO) en Al-Khafji, Arabia Saudita. Está a cargo de los proyectos de planificación del avance profesional y de capacitación y desarrollo especiales. En 1992, Abdulaziz se convirtió en ingeniero eléctrico especialista en sistemas de mantenimiento de la seguridad e incendios en KJO y desde entonces ha ocupado diversas posiciones en la compañía. Obtuvo una licenciatura en ingeniería eléctrica de la Universidad King Fahd de Petróleo y Minerales, en Dhahran, Arabia Saudita.

Aimen Amer se desempeña como geólogo principal especialista en fracturas y sistemas petroleros para Schlumberger y reside en East Ahmadi, en Kuwait. Trabaja en calidad de tal desde hace 15 años en Medio Oriente, África y EUA. Es titular de una patente de EUA relacionada con un nuevo concepto de cómputo del echado estructural en el subsuelo y ha dictado cursos de geología básica y avanzada en EUA, Brasil, Omán, Argelia y Libia. Efectuó numerosos estudios de afloramientos en ambientes depositacionales modernos y antiguos. Aimen obtuvo una licenciatura en geología y geofísica de la Universidad de Benghazi en Libia y una maestría en dinámica de cuencas y sistemas petroleros de la Universidad de Jacobs en Bremen, Alemania.

Cosan Ayan se desempeña como asesor de ingeniería de yacimientos y campeón de dominio de Schlumberger Wireline para yacimientos, y reside en París. Previamente, ocupó posiciones de ingeniería de yacimientos para Schlumberger Testing Services y Schlumberger Data & Consulting Services. Ingresó en la compañía en el año 1990 para trabajar en Schlumberger Reservoir Characterization Services en Dubai. Posteriormente, ocupó posiciones de ingeniería de yacimientos en El Cairo, Aberdeen, Houston, Yakarta y Abu Dhabi, Emiratos Árabes. Autor de numerosos artículos sobre pruebas de pozos e ingeniería de yacimientos, fue Conferenciante Distinguido de la SPE para el período 2005/2006 y se desempeñó como editor ejecutivo de SPE Reservoir Evaluation & Engineering desde el año 2007 hasta el año 2010. Cosan obtuvo una licenciatura de la Universidad Técnica de Medio Oriente —donde se desempeña actualmente como profesor adjunto— y una maestría y un doctorado de la Universidad A&M de Texas en College Station, EUA, todo en ingeniería petrolera.

Tim Brice se desempeña como geofísico principal para WesternGeco en Perth, Australia Occidental, Australia. Comenzó su carrera profesional en Schlumberger en el año 1991 como geofísico de campo y desde entonces ha ocupado múltiples posiciones en la compañía, involucrándose principalmente en el diseño de levantamientos geofísicos y adquisición sísmica. Previamente, trabajó en Horizon Exploration, Robertson Geologging y Gearhart Industries. Tim posee una licenciatura en geología de la Universidad de Leeds, en Inglaterra, y una maestría en geofísica del Imperial College de la Universidad de Londres.

Michele Buia se desempeña como asesor geofísico senior para la Región de África de Eni SpA E&P y posee su base en la oficina central de Milán, Italia. Desde el año 1992, ocupó varias posiciones técnicas relacionadas con los servicios de procesamiento de datos, participó en la planeación de levantamientos de cuatro componentes y en proyectos de adquisición y procesamiento de datos, y dirigió un proyecto de investigación y desarrollo para integrar métodos geofísicos sísmicos y no sísmicos. Desde 2003 hasta 2008, lideró el grupo de procesamiento sísmico de Eni. Michele obtuvo una licenciatura en geología con especialización en mecánica de rocas de la Universidad de Bolonia en Italia.

Ravi Chhibber se desempeña como asesor de sistemas de exploración en Schlumberger Information Solutions en Houston. Ingresó en la compañía en 1989 como geofísico de procesamiento en Nueva Delhi, India, y desde entonces trabajó en Mumbai, Dubai y Houston. Ha estado involucrado en operaciones de campo, estudios de campo, despliegue de software, optimización de flujos de trabajo y mercadeo. Durante su carrera profesional, trabajó en proyectos para compañías petroleras nacionales e internacionales y también para compañías regionales y pequeñas de todo el mundo. Ravi obtuvo una licenciatura en ciencias de la Universidad de Punjab, en Chandigarh, India, y una maestría en ingeniería geofísica del Instituto de Tecnología de la India en Roorkee, Uttarkhand.

Filippo Chinellato es campeón de dominio de posicionamiento de pozos a cargo de las aplicaciones LWD relacionadas con la geología y la geonavegación para las operaciones de Schlumberger en Europa continental. Reside en Milán, Italia. Ingresó en Schlumberger Drilling & Measurements en el año 2006 como ingeniero de campo en Ecuador. Desde el año 2007, trabajó como ingeniero de posicionamiento de pozos y geólogo de pozo en América del Sur y Europa. Llevó a cabo operaciones de geonavegación en más de 70 pozos de todo el mundo, en extensiones productivas convencionales y no convencionales para más de 20 operadores. Recientemente, Filippo participó en una campaña conjunta de almacenamiento subterráneo de gas llevada a cabo en Italia entre ENI SpA y STOGIT, y asistió con el posicionamiento del primer pozo de gas de lutitas en Polonia. Posee una maestría en geología de la Università di Padova en Italia.

Steve Collins se desempeña como geólogo de petróleo en Chief Oil & Gas LLC y reside en Dallas. Comenzó su carrera profesional en el grupo Pitts Energy en 1982, como geólogo en la cuenca Fort Worth de Texas. En el año 1998, ingresó en Texas Western Corporation, una empresa pionera en la extensión productiva (play) de la lutita Barnett de Texas. En 2003, ingresó en Chief Oil & Gas como miembro del equipo de desarrollo de perforación horizontal de la compañía en la lutita Barnett. En 2007, Chief Oil & Gas comenzó a centrar su actividad en la lutita Marcellus en Pensilvania, EUA, y hoy Steve está involucrado principalmente en el equipo de desarrollo de dicha área. Posee una licenciatura en geología de la Universidad de Carolina Occidental, en Cullowhee, Carolina del Norte, EUA.

Alex Cooke se desempeña como geofísico de área en WesternGeco en Brasil. Sus responsabilidades se centran en los aspectos técnicos de las operaciones de procesamiento de datos en Río de Janeiro. Comenzó su carrera profesional como analista geofísico en Western Geophysical en Londres, trabajando en proyectos 3D marinos. Luego, supervisó los departamentos de procesamiento de datos terrestres, marinos someros y marinos, y más recientemente se desempeñó como gerente de servicios de procesamiento de datos en Gatwick, Inglaterra. Alex obtuvo una licenciatura en ciencias geofísicas de la Universidad de Lancaster en Inglaterra.

Pierre-Yves Corre se desempeña como líder de proyectos de ingeniería de Schlumberger en Abbeville, Francia, donde dirige el desarrollo de los empacadores inflables de alta temperatura y alto rendimiento para las probetas MDT* y Saturn*. Desde el comienzo de su carrera profesional en la compañía hace 18 años, ocupó varias posiciones como ingeniero de diseño, líder de proyectos y gerente de proyectos, entre otros. Pierre-Yves posee una licenciatura en ingeniería de la Université de Technologique de Compiègne, en Francia.

Jean-Michel Denichou se desempeña como campeón de dominio de posicionamiento de pozos y geología de Schlumberger en Sugar Land, Texas, donde está a cargo del asesoramiento de los clientes para la planeación y ejecución de operaciones de posicionamiento de pozos y el desarrollo de nuevas soluciones de posicionamiento de pozos. Comenzó su carrera profesional en Schlumberger en Nigeria como analista de registros en 1996 y dos años después su trabajo se centró en el posicionamiento de pozos, ocupando posiciones tales como ingeniero de posicionamiento de pozos, coordinador de posicionamiento de pozos, líder de equipo y campeón de dominio. Durante los últimos 15 años, trabajó en Nigeria, Argelia, Túnez, Noruega, EUA y China. Es coautor de numerosos artículos de la SPE y miembro de la AAPG, la SPWLA y la SPE. Jean-Michel obtuvo su maestría en geología del Instituto Católico de París.

Colaboradores

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Oilfield Review

Isabelle Dubourg se desempeña como físico de herramientas para Schlumberger Drilling & Measurements en Clamart, Francia. Comenzó su carrera profesional en Schlumberger en el año 1988 trabajando en medidores de presión y luego colaboró con el desarrollo de herramientas de evaluación de formaciones basadas en el uso de electrodos para sistemas de adquisición de registros LWD en agujero descubierto y en pozo entubado. Ha estado involucrada en la física y la interpretación de imágenes obtenidas con la herramienta MicroScope*. Sus principales áreas de responsabilidad son la física de las mediciones, el modelado de respuestas y el desarrollo de productos de respuesta para estos sistemas de herramientas. Isabelle posee un doctorado en física atómica y molecular de la Université París-Sud en Francia.

Mauro Firinu es gerente de proyectos y líder del equipo de operaciones geológicas para Eni E&P en Ravenna, Italia. A lo largo de sus 25 años de experiencia en la industria del petróleo y el gas, se desempeñó como geólogo de pozo, petrofísico y gerente de geología del subsuelo en Europa, Asia, África y EUA. Autor de numerosos artículos técnicos, Mauro obtuvo una licenciatura en geología e ingeniería minera del Instituto de Minería Técnica G. Asproni en Iglesias, Italia.

Germán García cuenta con más de 17 años de experiencia en campos petroleros y es campeón de dominio de yacimientos de Schlumberger Wireline para México y América Central y reside en Ciudad de México. Previamente, fue campeón de dominio y proporcionó soporte técnico en operaciones con cable en Medio Oriente, el Mar del Norte y América del Sur. Germán obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad Nacional de Colombia en Medellín y posee una maestría en ingeniería petrolera con gestión de proyectos de la Universidad Heriot-Watt de Edimburgo en Escocia.

Roger Griffiths es jefe de dominio petrofísico para Schlumberger Drilling & Measurements en Petaling Jaya, Malasia. Ingresó en la compañía en 1987 como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable y ha ocupado varias posiciones de campo, directivas, de ingeniería y técnicas en Asia, Medio Oriente, Europa, África y América del Norte. Se desempeña como asesor técnico en petrofísica y posicionamiento de pozos, escribió dos libros, es coautor de numerosos artículos técnicos y es titular de varias patentes relacionadas con petrofísica y posicionamiento de pozos. Roger posee una mención honorífica en ingeniería mecánica de la Universidad de Melbourne en Victoria, Australia.

David Hill es gerente de tecnología para Europa y África en WesternGeco, en Gatwick, Inglaterra, e ingresó en la compañía en el año 2000. Está a cargo del soporte geofísico para la región de Europa y África de WesternGeco. Previamente trabajó en Amoco UK durante 10 años como geofísico de operaciones, y diseñó, adquirió y procesó levantamientos sísmicos para satisfacer los objetivos de los equipos a cargo de los activos de exploración y desarrollo de la compañía. Además, ocupó diversas posiciones para Western Geophysical entre 1978 y 1990, adquiriendo experiencia en operaciones de procesamiento de datos y en el desarrollo de software para procesamiento y análisis de datos geofísicos. David obtuvo una licenciatura (con mención honorífica) en física y geofísica de la Universidad de Liverpool, en Inglaterra.

Abul Jamaluddin es gerente de negocios de NExT para América del Norte y asesor de Schlumberger Flow Assurance en Houston. Ingresó en Schlumberger en 1998 y trabajó en el desarrollo de negocios y en el manejo de operaciones en las Américas, Medio Oriente y Asia. Previamente, fue director del programa de recursos no convencionales de NExT, gerente de operaciones de análisis y muestreo de yacimientos para Medio Oriente y Asia, y gerente de desarrollo de negocios relacionados con fluidos para América del Norte y América del Sur. Es coinventor de ocho procesos patentados y coautor de más de 100 artículos técnicos. Fue designado Miembro Distinguido de la SPE en el año 2012. Abul, que cuenta con más de 22 años de experiencia en la industria, obtuvo su doctorado de la Universidad de Calgary.

Jeffrey D. Johnson se desempeña como consultor geofísico e instructor de geología y geofísica para NExT en Tulsa. Cuenta con 35 años de experiencia en la industria del petróleo y el gas, lo que incluye posiciones técnicas, de supervisión y directivas senior en exploración, caracterización de yacimientos y manejo de tecnología de geociencia. Hasta su retiro de Schlumberger en 2010, fue director del programa de estudios de geología y geofísica para NExT, donde diseñó, coordinó y dictó cursos para muchos programas de capacitación y desarrollo de NExT y proyectos de todo el mundo. Antes de ingresar en Schlumberger, trabajó 15 años en Amoco como geofísico de exploración y gerente técnico, y nueve años como gerente general de servicios técnicos e investigación geológica y geofísica de Amoco. Posee una licenciatura y una maestría en geofísica de la Universidad de Stanford en California, EUA, además de formación adicional tanto técnica como en administración de empresas.

Nizar Khaled se desempeña como geofísico en Total desde el año 2008. Entre 2010 y 2012, estuvo a cargo de las operaciones de adquisición sísmica para Total E&P Angola. Nizar obtuvo una licenciatura en ingeniería de la École Polytechnique de Tunisie, en Túnez, y una maestría en geociencias del petróleo de la École Nationale Supérieure du Pétrole et des Moteurs, en Rueil-Malmaison, Francia. Reside en Luanda, Angola.

Randy Koepsell se desempeña como asesor de geología de Schlumberger en Denver. Comenzó su carrera profesional en Schlumberger en el año 1980 como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable en Graham, Texas, y desde entonces ocupó diversas posiciones en la compañía, incluida la de gerente de servicios de campo, gerente de distrito y geólogo principal. Randy es coautor de numerosos artículos presentados en conferencias de la AAPG, la SPWLA, la SPE y la SEG. Posee una licenciatura en ingeniería minera de la Universidad de Wisconsin-Madison, en EUA.

Ed Kotochigov es gerente de soporte de operaciones marinas globales para WesternGeco en Oslo, Noruega. Previamente, fue gerente de mercadeo de productos marinos en Gatwick, Inglaterra. Ingresó en Schlumberger en 1998 como ingeniero de adquisición sísmica marina y trabajó en diversas embarcaciones de adquisición sísmica marina en Londres y Houston. En el año 2003, Ed fue entrenado en diferentes áreas como ingeniero de estimulación de yacimientos, y en este rol se desempeñó como ingeniero especialista en servicios de diseño y evaluación para clientes DESC* para Chevron y BP en Houston. Regresó a WesternGeco en el año 2006 como gerente de operaciones en el Ártico y en América del Sur. Ed posee un diploma de asociado del Instituto Americano de Negocios y Economía en Moscú y una maestría en geología y geofí-sica de la Universidad Estatal de Moscú Lomonosov.

Morten R. Kristensen se desempeña como ingeniero de yacimientos senior en Schlumberger, en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, donde trabaja en el desarrollo y despliegue de nueva tecnología para los procesos de recuperación mejorada de petróleo (EOR). Comenzó a trabajar para Schlumberger en el año 2008, desarrollando el software de modelado ECLIPSE* en el Centro de Tecnología de Schlumberger en Abingdon, Inglaterra. Se especializa en el modelado y la simulación de procesos de recuperación de avanzada y ha estado involucrado en proyectos EOR con uso de químicos y CO2 en Medio Oriente. Morten obtuvo una maestría y un doctorado en ingeniería química de la Universidad Técnica de Dinamarca en Lyngby, donde su trabajo se centró en los procesos EOR térmicos.

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Stig Lyngra se desempeña como consultor de ingeniería petrolera en Saudi Aramco en Dhahran, Arabia Saudita. Comenzó su carrera profesional en el año 1987 en Conoco, Inc., donde trabajó 10 años como ingeniero de yacimientos y coordinador comercial, y ocupó varias posiciones de gestión conjunta de activos de la compañía en EUA, Noruega y el Reino Unido. Luego, se convirtió en líder de disciplinas del sector de ingeniería petrolera para Danop en Dinamarca. A comienzos del año 2000, después de que esta compañía fuese absorbida por DONG, la compañía petrolera estatal danesa, fue designado gerente a cargo de los activos de la compañía. A lo largo de sus 12 años en Saudi Aramco, fue coautor de 25 publicaciones sobre temas que abarcaron desde la tecnología de terminaciones de pozos, la caracterización de yacimientos y fracturas, la simulación de yacimientos y la microgravimetría, hasta la investigación y el desarrollo electromagnéticos de técnicas de supervisión de la saturación entre pozos. Stig posee una maestría en ingeniería petrolera del Instituto Noruego de Tecnología en Trondheim, y una licenciatura en administración de empresas de la Escuela Noruega de Administración BI en Stavanger.

Catherine MacGregor es presidente de Schlumberger Wireline. Luego de ingresar en la compañía en 1995 como ingeniero de campo en Sedco Forex, ocupó diversas posiciones directivas y de mercadeo a través de toda Europa, Asia y EUA para Schlumberger Drilling & Measurements. A comienzos de 2007, se convirtió en director de personal de Schlumberger y más adelante, ese mismo año, fue designada vicepresidente de personal para Schlumberger Limited. Su nombramiento para desempeñar la posición actual tuvo lugar en el año 2009. Catherine posee licenciaturas en ingeniería general e ingeniería aeroespacial de la École Centrale de París y una licenciatura en estudios avanzados de energética y transferencia de calor. Reside en Clamart, Francia.

Philippe Marza se desempeña como geólogo principal de Schlumberger en Aberdeen. Comenzó su carrera profesional en el año 1997, trabajando como geólogo de pozo en África Occidental, África Septentrional y el Mar del Norte hasta el año 2005. Después de ocupar una posición de soporte técnico, estuvo a cargo del diseño del software eXpandBG*, un módulo conector (plug-in) de Petrel* dedicado al análisis estructural y el modelado basados en imágenes de la pared del pozo. En el año 2012, volvió a la región del Mar del Norte para desarrollar interpretaciones estructurales avanzadas de las mediciones LWD. Philippe dicta cursos de análisis estructural y modelado basados en la interpretación de imágenes de la pared del pozo; obtuvo un doctorado en geología de la Universidad de Montpellier en Francia.

Nick Moldoveanu comenzó su carrera profesional en Schlumberger en el año 1989 y desempeñó diversas posiciones relacionadas con los servicios de procesamiento de datos, desarrollo de software, soporte geofísico para adquisición y procesamiento de datos sísmicos, diseño de levantamientos sísmicos, y el desarrollo y la comercialización de tecnologías de adquisición y procesamiento de datos sísmicos. Actualmente, se desempeña como asesor geofísico global para el segmento de Diseño y Modelado de Soluciones Sísmicas en Houston. Antes de ingresar en Schlumberger, trabajó para IPGG, la Compañía de Prospección Petrolera Geofísica y Geológica de Bucarest, Rumania, como geofísico de campo, intérprete sísmico, analista de tecnología sísmica, gerente de procesamiento de datos y director técnico del centro de cómputos de datos sísmicos de IPGG. Obtuvo una licenciatura en geofísica del Instituto de Petróleo, Gas y Geología de Rumania, Facultad de Geología y Geofísica de Bucarest, y una licenciatura en matemáticas de la Universidad de Bucarest. Nick cuenta con más de 60 artículos técnicos publicados, es titular de 10 patentes y posee 12 solicitudes de patentes en revisión.

Lynn Murphy es gerente del segmento de capacitación técnica en software y gestión para clientes de NExT en Houston, posición que ocupa desde 2010. Lynn comenzó a trabajar para Schlumberger en el año 2000 y desempeñó una diversidad de roles de gestión de negocios en Schlumberger GeoMarket*. Previamente, trabajó 20 años en diversas compañías operadoras independientes de petróleo y gas, grandes y medianas, en Houston. Lynn posee una licenciatura en geología y ciencias ambientales del Thiel College en Greenville, Pensilvania.

Doug Murray es campeón de dominio LWD y asesor petrofísico para Schlumberger en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos. Desde su ingreso en Schlumberger en el año 1982, ocupó diversas posiciones en el campo y cargos directivos, de ingeniería y evaluación de formaciones. Su carrera profesional incluye el desempeño de funciones en Canadá, Argelia, Nigeria, Arabia Saudita, Trinidad y Tobago, Argentina, Japón y China. Doug posee una licenciatura en ingeniería eléctrica de la Universidad de Lakehead en Thunder Bay, Ontario, Canadá, y una maestría en administración de la Universidad de Hull en Yorkshire, Inglaterra. Es miembro de la SPWLA, la SPE y la SEG.

Michael O’Keefe se desempeña como ingeniero de yacimientos principal para Schlumberger Global Accounts en Londres, donde brinda asesoramiento técnico y soporte a clientes en proyectos de exploración y evaluación en África y Europa. Desde su ingreso en la compañía como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable en Austria, ha ocupado

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posiciones relacionadas con interpretación, desarrollo de productos, mercadeo y operaciones con cable en localizaciones de todo el mundo. Es autor de más de 22 artículos técnicos e industriales y posee siete patentes. Como miembro del equipo de desarrollo de la herramienta Quicksilver Probe*, ganó el galardón Hart a la Actuación Meritoria en Ingeniería en el año 2006. Además, recibió dos Medallas de Oro del programa Performed by Schlumberger, fue Conferenciante Distinguido de la SPWLA en 2010 y es Conferenciante Distinguido de la SPE para el período 2013/2014. Michael posee una licenciatura en ingeniería eléctrica de la Universidad de Tasmania, en Australia.

Ed Palmer es gerente de diseño y modelado de soluciones para WesternGeco en Gatwick, Inglaterra. Dirige el negocio de diseño y modelado de soluciones en Europa y África. Comenzó su carrera profesional en el año 1976 en el Departamento de Minerales y Energía de la República de Sudáfrica, adquiriendo e interpretando datos geofísicos para los proyectos de exploración de agua subterránea, diamantes y minerales. En 1979, regresó a Inglaterra a trabajar para Geophysical Service Inc. (GSI) en el procesamiento de datos sísmicos. Conforme GSI evolucionó para convertirse en Halliburton Geophysical Services, Western Geophysical y posteriormente WesternGeco, Ed adquirió experiencia en la supervisión de proyectos de procesamiento de datos marinos 2D, 3D y 4D y, más recientemente, proyectos integrados avanzados de todo el mundo. Obtuvo una licenciatura (con mención honorífica) en física y geofísica de la Universidad de Liverpool, en Inglaterra.

Thomas Pfeiffer es campeón de dominio de yacimientos senior para Schlumberger Wireline en Stavanger. Ingresó en Schlumberger como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable en 2002 y ha trabajado en el Mar del Norte, Europa y el Golfo de México. Como experto en la materia, Thomas brinda soporte técnico para los servicios de pruebas de formación con herramientas operadas con cable e integra los datos adquiridos en flujos de trabajo de ingeniería de yacimientos. Es coautor de siete publicaciones sobre análisis de fluidos de fondo de pozo y co-inventor de una patente de EUA. Thomas obtuvo una licenciatura y una maestría en ingeniería eléctrica de la Universidad Técnica de Munich en Alemania, y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad A&M de Texas en College Station.

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Iwan (Bob) Roberts se desempeña como geocientífico principal en Schlumberger Drilling & Measurements en Dhahran, Arabia Saudita. Comenzó su carrera profesional en Schlumberger en 1988 como geólogo especialista en adquisición de registros de lodo y posteriormente se convirtió en ingeniero MWD y LWD en Aberdeen. En el año 1998, ejecutó la primera operación de adquisición de registros de tipo quad combo LWD en India. Desde 2001, trabajó en la interpretación de mediciones LWD e introdujo nueva tecnología, principalmente en Arabia Saudita e India. Las introducciones de estas nuevas tecnologías incluyen los primeros servicios de posicionamiento de pozos que utilizan imágenes en tiempo real para Saudi Aramco, la primera aplicación de sísmica durante la perforación en India, el primer despliegue del servicio LWD multifuncional EcoScope* en India y la introducción, también en India, de la herramienta electromagnética de mapeo de límites de capas (EM) PeriScope*; más recientemente, supervisó la introducción de una nueva herramienta LWD EM de lectura profunda en Arabia Saudita. Ha publicado numerosos artículos en publicaciones profesionales, principalmente sobre aplicaciones LWD. Integró el directorio de SPWLA India. Bob dicta cursos de geonavegación e interpretación de mediciones LWD y sus aplicaciones. Posee una licenciatura en geología de la Universidad de Edimburgo en Escocia.

Sérgio Tchikanha se desempeña como geofísico supervisor de operaciones de procesamiento para Total E&P Angola en Luanda, posición que ocupa desde el año 2010. Sérgio obtuvo una licenciatura en ingeniería física de la Universidad de Lisboa, en Portugal, y una maestría en geociencias del Instituto Francés del Petróleo en Rueil-Malmaison, Francia.

Chris Tevis se desempeña como campeón de productos en Schlumberger, en el Centro de Productos para Muestreo y Mediciones de Presión en Sugar Land, Texas, EUA. Antes de ocupar su posición actual, se desempeñó como ingeniero de campo, ingeniero a cargo, gerente de servicios de campo y gerente de soporte de operaciones de calidad en China, el Sudeste Asiático y EUA. Chris obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad de Columbia, en la Ciudad de Nueva York, y está por obtener una maestría en gestión de la industria del petróleo y el gas de la Universidad Heriot-Watt en Edimburgo, Escocia.

Kalyanaraman Venugopal se desempeña como gerente de proyectos para NExT en Houston y dirige el programa de capacitación en gas de lutitas de NExT para Saudi Aramco. Comenzó su carrera profesional en 1995 como ingeniero MWD y LWD en Drilling & Measurements (en ese entonces Anadrill) en Al-Khobar, Arabia Saudita. A lo largo de sus 18 años en Schlumberger, ocupó diversas posiciones directivas en Drilling & Measurements, Oilfield Services y Data & Consulting Services en localizaciones de todo el mundo. Posee una licenciatura doble integrada en ingeniería eléctrica e ingeniería electrónica y una maestría en matemáticas, ambas del Instituto de Tecnología y Ciencia Birla en Pilani, Rajasthan, India.

Enrico Zamboni se desempeña como geofísico en Total E&P Angola en Luanda y comenzó su carrera profesional en la compañía en el año 2008. Cuenta con más de 12 años de experiencia en la industria; además, trabajó como geofísico en Eni SpA y como geofísico de investigación en la Universidad de Milán en Italia. Enrico obtuvo una maestría en física de la Universidad de Milán.

Luigi Zappalorto se desempeña como geólogo de operaciones senior en Eni Norge SA en Stavanger. Antes de ocupar su posición actual, trabajó como geólogo de operaciones en Italia y Túnez. Luigi posee una licenciatura en geología y una maestría en política ambiental de la Unión Europea para el desarrollo sustentable de la Universidad G. D’Annunzio de Chieti-Pescara, en Italia.

Murat Zeybek se desempeña como asesor de ingeniería de yacimientos de Schlumberger y como campeón de dominio de yacimientos y producción para el área de Medio Oriente. Trabaja en el análisis y la interpretación de probadores de formación operados con cable, análisis de presiones transitorias, modelado numérico del flujo de fluido, control de la producción de agua, adquisición de registros de producción y monitoreo de yacimientos. Escribió más de 50 publicaciones técnicas e integró una diversidad de comités de revisión técnica de la SPE. Murat obtuvo una licenciatura de la Universidad Técnica de Estambul, en Turquía, y una maestría y un doctorado de la Universidad de California del Sur en Los Ángeles, todo en ingeniería petrolera. Reside en Dhahran, Arabia, Saudita.

Oilfield Review

Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.

Próximamente en Oilfield Review

Tratamientos de estimulación de múltiples etapas. Las lutitas ricas en contenido de hidrocarburos líquidos están cumpliendo su promesa inicial como fuentes de grandes volúmenes de nuevo petróleo. Pero el acceso y la explotación de estas formaciones de permeabilidad ultra-baja sólo es posible mediante la estimulación de numerosos intervalos a lo largo de pozos horizontales de gran extensión. La nueva tecnología de estimulación de múltiples etapas permite a los operadores mejorar la eficiencia de las terminaciones aunque se deben perforar pozos más largos y el número de intervalos a tratar se incrementa en consecuencia.

Análisis comunes de núcleos. La naturaleza de la exploración del subsuelo obliga a las compañías de petróleo y gas a investigar cada yacimiento en forma remota, principalmente a través de registros de pozos, levantamientos sísmicos y pruebas de pozos. No obstante, los núcleos proporcionan a los operadores muestras físicas de rocas y fluidos que pueden ser medidas directamente para brindar información de utilidad. Las pruebas y análisis cuidadosos de estas muestras permiten a los operadores determinar si la roca contiene poros rellenos de fluidos, si esos poros contienen hidrocarburos y, en ese caso, si esos hidrocarburos pueden ser producidos. El proceso de análisis comunes de núcleos ayuda a responder éstas y otras preguntas.

Software de flujo de trabajo para estimulaciones y terminaciones. Los ingenieros de Schlumberger han creado un software de flujo de trabajo para diseñar, simular y analizar terminaciones y estimulaciones por fracturamiento hidráulico. Una herramienta de asesoramiento en terminaciones posibilita un enfoque de diseño de ingeniería sistemático que mejora la efectividad de los tratamientos de estimulación e incrementa la producción de los pozos. Los avances registrados en materia de software de simulación de fracturas hidráulicas hacen posible la integración del diseño y la evaluación de las fracturas. El flujo de trabajo permite a los ingenieros de terminación de pozos cerrar el circuito del diseño de las terminaciones, desde la caracterización de yacimientos hasta el plan de tratamientos de estimulación, el monitoreo y la calibración y, por último, la evaluación de la producción.

Volumen 25, no.1 63

NUEVAS PUBLICACIONES

Lynn Margulis: Vida y legado de una rebelde científicaDorion Sagan (ed)Chelsea Green85 North Main Street, Suite 120White River Junction, Vermont05001 EUA2012. 224 páginas. USD 27,95 ISBN 978-1-603-58446-3

Lynn Margulis, fallecida en el año 2011, fue particularmente famosa por su trabajo relacionado con los orígenes de las células eucariotas, la hipótesis de Gaia y la simbiogénesis como motor de la evolución. Esta compilación de ensayos sobre Margulis, editada por su hijo y colaborador, da a conocer su vida y su legado a través de la descripción de sus aportes científicos y de la aplicación de sus intereses y energía intelectual.

Contenido:

• Inicios:Un cuento de cuentos; Erudición; Como es arriba, es abajo; Reflexiones sobre Lynn de un colega y amigo cercano; Gaia no es un organismo; Escenas de las primeras colaboraciones científicas entre Lynn Margulis y James Lovelock

• Lavida,nuevamenteenlabiología:La apasionada Lynn Margulis; Lynn Margulis y Stephen Jay Gould; Demasiado fantástico para la alta sociedad: Breve historia sobre la teoría de la simbiosis; Reinos y dominios: Trabajando con la taxonomía de Linneo; La batalla de Balliol; Ciencia, música, filosofía; Margulis en Oxford; El Neodarwinismo y la controversia de la selección de grupo

• UnaversiónmodernadeCopérnico:Un viaje a través del tiempo en Sipperwissett; Las dimensiones culturales de la ciencia de Lynn Margulis; Reflexiones de Lynn Margulis sobre la espiritualidad y la filosofía del proceso; Una inteligencia implacable; Pescadores en el Maelstrom: Historia grande, simbiosis y Lynn Margulis como versión moderna de Copérnico

• Rebelde,profesora,vecinayamiga:Gaiadelica: Lynn Sagan y el LSD; Dos impactos, tres derrumbes —La más grande de las mentiras: David Ray Griffin y sus revelaciones sobre el 11 de septiembre; Ninguna cuestión es tan sagrada; Próxima a Emily Dickinson; Bromas en el baño de mujeres; Una educación; Deberían existir otros galardones; Con amor y miseria

• ObrasseleccionadasdeLynnMargulis,Notas,Índice

. . . una obra cautivante para cualquier interesado en conocer el incentivo de los grandes científicos.

“BookReview,”Publishers Weekly(29deoctubre

de2012),http://www.publishersweekly.com/978-

1-60358446-3(Seaccedióel4deenerode2013).

En esta compilación reflexiva e ingeniosamente conservada, Dorion Sagan —hijo y durante mucho tiempo colaborador de Margulis— se refiere a su madre utilizando la expresión “la indomable Lynn”… En otros ensayos, la compleja personalidad de Margulis seduce, frustra, encanta y eleva a numerosos escritores; el resultado es un asombroso retrato que ningún recuerdo podría haber logrado captar… La compilación de Sagan es un adecuado tributo para una mujer que conmovió a muchos a través de su vida y su legado.

Millard E: “Book Review,” ForeWord Reviews (27 de

septiembre de 2012), https://www.forewordreviews.

com/reviews/lynn-margulis/ (Se accedió el 11 de

enero de 2013).

El terremoto del millón de muertes: La ciencia de predecir el desastre natural más devastador del PlanetaRoger MussonPalgrave Macmillan Ltd, una división de St. Martin’s Press LLC175 Fifth AvenueNueva York, Nueva York 10010 EUA2012. 272 páginas. USD 27,00ISBN 978-0-230-11941-3

El sismólogo Roger Musson describe las fuerzas tectónicas que producen los terremotos y tsunamis y destaca las localizaciones que resultan vulnerables a estas fuerzas geológicas. Musson analiza, asimismo, las medidas que están adoptando científicos e ingenieros a fin de preparar las zonas más densamente pobladas para enfrentar futuros terremotos.

Contenido:

• Puntoscalientesyterremotosferoces

• Primeraparte:Problemas:Ciudades que gritan; En todo caso, ¿qué es un terremoto?; Viaje al centro de la Tierra; En busca de lo jamás visto; ¿Cuán grande?, ¿Cuán fuerte?; La ola que sacudió al Planeta

• Segundaparte:Soluciones:Prevención y recuperación; Los terremotos del próximo año; 25 segundos para Bucarest; Los terremotos no matan a las personas, las construcciones lo hacen; La probabilidad de desastre; Mantenerse a salvo

• Notas,Índice

. . .Una obra sobresaliente que presenta la objetividad racional propia de un experto académico bajo la entretenida apariencia de un libro de ciencia popular.

SmithN:“BookReviews,”Engineering and

Technology Magazine(17deseptiembrede2012),

http://eandt.theiet.org/magazine/2012/09/

book-reviews.cfm(Seaccedióel11deenero

de2013).

. . . aquellos que carezcan de conocimientos respecto de las ciencias de la Tierra podrán comprender todas y cada una de las palabras de esta obra; como Director de Riesgos Sísmicos del Servicio Geológico Británico, su autor escribe con conocimiento de causa . . .

RadfordT:“BookReview,”The Guardian

(9denoviembrede2012),http://www.guardian.

co.uk/books/2012/nov/09/million-death-quake-

rogermusson-review(Seaccedióel11deenero

de2013).

Musson ofrece una guía sobre los fundamentos de la Sismología, apta para el lego. Esta obra incluye las primeras teorías sobre el origen de los terremotos y aquéllas referentes a la dinámica de las placas tectónicas contemporáneas… Manteniendo al lector cautivado con sus sencillas explicaciones y coloridas anécdotas sobre una de las fuerzas más calamitosas de la Naturaleza, Musson logra demostrar

Lynn Margulis

The Life and Legacy of a S C I E N T I F I C R E B E L

E D I T E D BY D O R I O N S A G A N

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a

isbn 978-0-230-11941-3

The race againsT Time To pre venT a de adly quake

We have weeks of warning prior to volcanic

eruptions, days of warning before a blizzard, and

hours of warning before tornadoes. Yet scientists

are still unable to predict when and where an

earthquake will strike next. Thousands of quakes

occur every year around the globe, and many

densely populated cities are at risk of expe-riencing the next cata strophic earthquake that

could kill millions.

Seismologist Roger Musson has been

studying earthquakes for three decades. In this

original and groundbreaking book, he takes the

reader on an informative journey of everything

you wanted to know about earthquakes. Musson

explores how the powerful geological forces

that drive earthquakes and tsunamis were first

discovered. He explains why places such as

California and Japan are hot spots and why

rogue quakes can potentially strike in unlikely

places such as Charleston, South Carolina and

Hong Kong. The real danger of earthquakes isn’t

the ones we are expecting –– it’s the ones we

aren’t. Surveying the future of earthquake predic-tion, Musson breaks down the science behind

one of the world’s most terrifying natural disasters

and shows how amazing feats of engineering are

now making our cities earthquake-proof.

Highlighting hotspots around the world from

Mexico City to New York City, this is a compelling

look at nature at its fiercest.

Ro g e R M u S S o N is a leading seismologist with the British geological

Survey and their chief spokes man after any major

earthquake, speaking to media outlets worldwide

including Time magazine, The New York Times,

the Asso ciated Press, Reuters, ABC, CNBC, the

BBC, and the National geographic Channel,

among others. He lives in edinburgh, Scotland.

$27.00 / $31.00 Can.

www.pa lg rave . com

Praise for

The million de aTh quake“ An authoritative and accessible investigation of one of nature’s most destruc-tive forces.” ––kirkus re views

“ Roger Musson gives us an eloquent grounding in seismology based on science and history and confronts the questions of prediction and survival with balanced honesty. Buy a copy of this essential book and read it again and again.”

––Brian Fagan, author of Elixir: A History of Water and Humankind and The Little Ice Age

“ geophysicist Roger Musson provides an insider’s view of seismology, from riveting accounts of historic earthquakes to the sobering modern reality that as global population grows, future earthquakes could cause unprecedented devastation. essential reading for policymakers, planners, builders, investors, and all citizens of this tectonically vigorous planet.”

––marcia Bjørnerud, author of Reading the Rocks

“ A solid look at a shaky topic that shows why the whole world is earthquake country.” –– david r. monTgomery, author of The Rocks Don’t Lie: A Geologist Investigates Noah’s Flood

“ The Million Death Quake is an entertaining history of earthquakes, with both compelling stories of some of the deadliest disasters of all time and stories of how scientists very slowly came to understand what causes them. Musson puts the entire subject in very human terms.”

––Bruce parker, author of The Power of the Sea

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Jacket photograph of city © shutteRstoCk / iDiz

4 color processMATTe lAMinATion

el porqué de la necesidad de contar con su experiencia y conocimientos a raíz de cada nuevo terremoto.

HaysC:“BooklistReview,”Booklist Online

(28deseptiembrede2012),ttp://www.bookliston-

line.com/ProductInfo.aspx?pid=5542284&As-

pxAutoDetectCookieSupport=1(Seaccedióel

11deenerode2013).

Imágenes e inversión sísmica: Aplicación de la teoría lineal inversaRobert H. Stolt y Arthur B. WegleinCambridge University Press32 Avenue of the AmericasNueva York, Nueva York 10013 EUA2012. 416 páginas. USD 125,00ISBN: 978-1-107-01490-9

Esta obra, que pretende ser fuente de consulta para los geocientíficos en actividad, los programadores y los físicos teóricos, es la primera de una serie propuesta de dos volúmenes. Los autores ofrecen un panorama de los procesos de modelado, migración, generación de imágenes e inversión y de las relaciones existentes entre estas tecnologías. Además se debate la teoría de la dispersión lineal inversa para obtener información de los datos sísmicos.

Contenido:

• Introducción:Modelado,migración,imágeneseinversiónsísmica

• Conceptosbásicosdemigración

• Migraciónantesdelapilamiento

• Limitacionesdelamigración

• Modelosdereflexiónypropagacióndeondas

• FuncionesdeGreen

• Elpotencialdedispersión

• Lareflectividad

• Síntesisdelosdatosdereflexión

• Migracióneneldominiodelnúmerodeondaylafrecuencia

• Migraciónymodeladoasintóticos

• Migraciónasintóticaresidual

Oilfield Review64

• Continuaciónasintóticaymapeo dedatos

• Migraciónasintóticapormínimoscuadrados

• Apéndices,Referencias,Índice

La opinión predominante sostiene que las tecnologías de generación de imágenes e inversión sísmica son independientes y que no existe una interrelación entre ellas. Uno de los aportes principales de este nuevo volumen es la demostración de la relación existente entre ambas tecnologías a través de la teoría de dispersión inversa… Considero que esta serie constituye una contribución importante para la literatura geofísica.

McCormackM:“Review,”The Leading Edge31,

no.9(Septiembrede2012):1104.

• Losríos

• Loslagos

• Ambientesmarinosmarginales: Losestuarios

• Losocéanos

• Referencias,Índice

Esta excelente obra ofrece un tratamiento integral de la materia y está concebida para estudiantes universitarios avanzados y estudiantes iniciales de postgrado. Su amplio alcance y sus vastas referencias la tornan también útil para los investigadores que trabajan en estas numerosas áreas relacionadas… Su organización resulta correcta; su presentación y escritura, claras; sus ejemplos, útiles; y sus referencias a las fuentes originales, detalladas y meticulosas. Sin duda alguna, un texto de referencia para los años venideros.

GreenWR:“BookReview,”The Leading Edge31,

no.11(Noviembrede2012):1392.

Corporation, plantando semillas; Deere & Company entierra el pasado; Sobre la manera en que Harman modificó su cultura de ingeniería; GE Healthcare, en el corazón de la India; El flamante empaquetado de PepsiCo; Partners in Health y su modelo radical de asistencia médica; Un llamado a la acción

• ApéndiceA:Juegodeherramientasparalainnovacióninversa

• ApéndiceB:Agendadeinvestigación

• Notas,Índice,Sobrelosautores

. . . Vijay Govindarajan y Chris Trimble sostienen, con argumentos persuasivos y convincentes, que las compañías no sólo deben ampliar su perspectiva sino también ubicarse en un contexto radicalmente diferente: el de las economías en vías de desarrollo.

HollyK:“BestBusinessBooks2012:Innovation.

ContextIsKing,”strategy+business (27 de

noviembrede2012),http://www.strategybusiness.

com/article/00148d?gko=988ce(Seaccedió

el4deenerode2013).

. . . una obra que ofrece una mirada desafiante respecto de la dinámica de la economía global en rápido cambio.

MurrayA:“Trickle-UpDevelopment,”The Wall

Street Journal(11deabrilde2012),http://online.

wsj.com/article/SB1000142405270230381540457

7334840867970580.html(Seaccedióel4deenero

de2013).

Contenido:

• Introducción:Gravedad; Geomagnetismo; Sismología; Flujo de calor; Geocronología

• Gravedad:Geoide y elipsoide terrestre; Potencial y campo gravitacional de la Tierra; Anomalías de gravedad; Isostasia; Mareas; Observaciones gravimétricas

• Geomagnetismo:El campo principal; Anomalías magnéticas; El campo magnético externo; Campo magnético principal (interno), externo y anómalo; Paleomagnetismo

• Sismología:Elasticidad; Propagación de ondas; Potenciales y desplazamientos; Reflexión y refracción; Teoría de rayos, Velocidad constante y velocidad variable; Teoría de rayos, medios esféricos; Ondas superficiales; Parámetros focales

• ElflujodecalorylaGeocronología:Flujo de calor; Geocronología

• Bibliografía

Si bien no se trata de un manual en sí mismo, esta obra —que contiene alrededor de 200 problemas resueltos en los que se ha procurado reducir la teoría y la matemática avanzada a su mínima expresión— es el complemento perfecto para cualquier manual de geofísica de calidad. Figuras ilustrativas, claras y sencillas acompañan la mayoría de los problemas… Esta obra habría resultado de significativa utilidad para este crítico, quien, en sus días de estudiante, enfrentó dificultades a la hora de intentar comprender los fenómenos geofísicos complejos. Altamente recomendado.

FieldMS:“BookReview,”Choice50,no.4

(Diciembrede2012):708–709.

El medio ambiente global: El agua, el aire y los ciclos geoquímicosSegunda ediciónElizabeth Kay Berner y Robert A. BernerPrinceton University Press41 William StreetPrinceton, Nueva Jersey 08540 EUA2012. 460 páginas. USD 85,00ISBN 978-0-691-13678-3

La edición actualizada de este manual aborda, en forma global, la problemática ambiental y geoquímica asociada con el agua. Esta nueva edición, que introduce conceptos básicos de meteorología, geología superficial, biogeoquímica, limnología y oceanografía, está destinada a estudiantes y a quienes estén involucrados en la investigación de cuestiones ambientales y geoquímicas globales.

Contenido:

• Introducciónalmedioambienteglobal:Losciclosdelaguaydelaenergíaylacirculaciónatmosféricayoceánica

• Laquímicadelaire:Elefectoinvernaderoyelagujerodeozono

• Laquímicadelaire:Elaguadelluvia,lalluviaácidaylosciclosatmosféricosdelazufreydelnitrógeno

• Alteraciónquímica:Losminerales,lasplantasylaquímicadelagua

Innovación inversa: Crea lejos de casa, gana en todas partesVijay Govindarajan y Chris TrimbleHarvard Business Publishing60 Harvard WayBoston, Massachusetts 02163 EUA2012. 256 páginas. USD 30,00ISBN: 978-1-4221-5764-0

Los autores sostienen que la innovación ya no viaja desde las naciones desarro-lladas hacia las naciones en vías de desarrollo y afirman que el concepto de innovación inversa se encuentra en pleno auge y que las consecuencias para los mercados emergentes globales resultan significativas. Govindarajan y Trimble realizan un seguimiento de empresas tales como General Electric Company, Deere & Company y PepsiCo con el propósito de mostrar la manera en que éstas han hecho uso de la innovación inversa en los mercados emergentes.

Contenido:

• Eldesafíodelainnovacióninversa:El futuro está lejos de casa; Las cinco vías de la innovación inversa; Cambio de mentalidad; El cambio del modelo de gestión

• Lainnovacióninversaenacción:Logitech y el ratón que rugió; Procter & Gamble, la innovación del método “Un-P&G”; EMC

Problemas resueltos en GeofísicaElisa Buforn, Carmen Pro y Agustín UdíasCambridge University Press32 Avenue of the AmericasNueva York, Nueva York 10013 EUA2012. 264 páginas. USD 50,00ISBN: 978-1-107-60271-7

Los autores ofrecen una compilación de alrededor de 200 problemas de geofísica y los resuelven al tiempo que muestran los diversos pasos de las soluciones, ecuaciones y suposiciones realizadas. Las ecuaciones, utilizadas comúnmente para la resolución de problemas de geofísica, se aplican a una serie de ejercicios que abordan las áreas clásicas de esta ciencia.

Guerras digitales: Apple, Google, Microsoft y la lucha por InternetCharles ArthurKogan Page Limited1518 Walnut Street, Suite 1100Filadelfia, Pensilvania19102 EUA2012. 272 páginas. USD 19,95ISBN: 978-0-7494-6413-4

Volumen 25, no.1 65

En 1998, Microsoft estaba a punto de convertirse en la compañía más valiosa del mundo; Apple era, en comparación, una compañía bastante pequeña y Google recién comenzaba a dar sus primeros pasos. En 2012, el valor de Apple superaba el valor de Microsoft y Google, consideradas en conjunto. Esta obra analiza lo ocurrido —desde el caso de antimonopolio de 1998, en el que se acusó a Microsoft de abusar del poder monopólico sobre sus computadoras— en el contexto de la lucha entre estas tres compañías de tecnología por el control de lo que se estaba convirtiendo en la red que conecta al mundo entero.

Contenido:

• 1998

• Microsoftyelantimonopolio

• Programasdebúsqueda:Google yMicrosoft

• Músicadigital:AppleyMicrosoft

• Teléfonosinteligentes

• Tabletas

• 2011

• Notas,ReferenciasyLecturasAdicionales,MarcasRegistradas,Índice

Guerrasdigitalesnoesunasimplereadaptacióndelashistoriasyaconocidasdeestosgigantesdelaindustria.Estaobra,porelcontrario,seenfocaenunaseriederelatosqueabarcandiversascuestionesynarranlasvictoriasyfracasosdecadaunadeestascompañías…LalecturadeGuerrasdigitalesseimponealahoradeacercarnosalahistoriadelálteregode[Steve]Jobs,Apple,ydelasotrascompañíasqueconocieroneléxitoyelfracaso,engranmedida,debidoasuasombrosainteligencia.

LoL:“BookReview,”New York Journal of Books,

http://www.nyjournalofbooks.com/review/

digital-wars-apple-google-microsoft-and-battlein-

ternet(Seaccedióel14deenerode2013).

El autor, James Wei, sostiene que las invenciones —desde el hacha de piedra hasta Internet— han sido motivadas por las necesidades básicas del hombre, tales como la alimentación, la salud y la seguridad. Wei analiza el rol de los inventores y de su trabajo y el impacto de estas creaciones en la sociedad, en el medio ambiente y en nuestras vidas. Esta obra explora, además, la manera en que las invenciones no sólo han resuelto problemas sino que además han creado nuevas problemáticas tales como el cambio climático y el bioterrorismo.

Contenido:

• Introducción:Inventores e invenciones; Innovación, desarrollo y difusión; Cambiando el mundo

• Invencionesparaeltrabajo:Herramientas y métodos; Energía y potencia; Materiales

• Lavidaenelhogar:Alimento, vestimenta y vivienda: Alimento; Vestimenta; Vivienda

• Salud,reproducción:Prevención; Diagnóstico; Terapia; Reproducción

• Seguridad:Amenazas naturales; Amenazas económicas; Violencia humana: La guerra

• Transporte:Transporte terrestre; Transporte acuático; Transporte aéreo y espacial

• Información:Observación; Registros; Comunicación; Herramientas de información

• Labuenavida:Juegos y celebraciones; El lujo; El arte

• Másdesafíos:Oportunidades y necesidades futuras; Futuras fuentes de invenciones

• Índice

James Wei… ha escrito una obra extraordinaria y de amplio alcance, que explora el desarrollo humano desde la era de piedra hasta la era de la informática. La información contenida en cada página me ha hecho admirar la magnitud y profundidad de sus conocimientos… Sin dudas, una obra por demás suprema.

EmsleyJ:“HumanDevelopment,”Chemistry

World(14denoviembrede2012),http://www.rsc.

org/chemistryworld/2012/11/great-inventionschan-

ged-world-human-development(Seaccedióel14

deenerode2013).

Henri Poincaré: Una biografía científicaJeremy GrayPrinceton University Press41 William StreetPrinceton, Nueva Jersey 08540 EUA2013. 616 páginas. USD 35,00ISBN: 978-0-691-15271-4

El historiador matemático Jeremy Gray analiza la vida de Henri Poincaré, cuyo teorema sobre la caracterización de una esfera tridimensional tardó casi un siglo en resolverse. El autor explora los logros de Poincaré en el ámbito de la matemática, la física y la filosofía de la ciencia; los debates que han suscitado sus investigaciones y el impacto de sus descubrimientos en la sociedad.

Contenido:

• Introducción:La visión de Poincaré; El pensamiento de Poincaré

• Elensayista:Poincaré y el problema de los tres cuerpos; Los ensayos populares de Poincaré; París celebra el nuevo siglo; Ciencia, hipótesis, valor; Poincaré y la geometría proyectiva; Los escritos populares de física de Poincaré; El futuro de la matemática; Poincaré, entre los expertos en lógica; La defensa de la ciencia por Poincaré

• LacarreraprofesionaldePoincaré:Infancia, años escolares; La Escuela Politécnica; La Escuela de Minas; Vida académica; El caso Dreyfus; Vocero nacional; Tecnología contemporánea; Representante internacional; El Premio Nóbel; 1911, 1912; El recuerdo de Poincaré

• Lacompetenciadepremiación de 1880: La competencia; Fuchs, Schwarz, Klein y las funciones automorfas; Uniformización; 1882 a 1907

• Elproblemadelostrescuerpos:Flujos sobre superficies; Preguntas de estabilidad; El ensayo de Poincaré y sus complementos; Los nuevos métodos de la mecánica celeste; El regreso de Poincaré

• Cosmogonía:Masas fluidas giratorias

• Física:Las teorías de la electricidad antes de Poincaré: Maxwell; La electricidad y la óptica de Poincaré, 1890; Larmor y Lorentz: El electrón y el éter; Reflexiones de Poincaré sobre Hertz y Lorentz; St. Louis, 1904; La dinámica del electrón; Poincaré y Einstein; La teoría cuántica de los primeros tiempos

• Lateoríadefuncionesylafísicamatemática:La teoría de funciones de una única variable; La teoría de funciones con múltiples variables; Poincaré y su abordaje de la teoría del potencial; Las Seis disertaciones en Göttingen, 1909

• Topología:La topología antes de Poincaré; El trabajo de Poincaré, desde 1895 hasta 1905

• Intervencionesenlamatemáticapura:La teoría numérica; La teoría de Lie; La geometría algebraica

• Poincarécomofísicoprofesional:Termodinámica; Probabilidad

• Poincaréylafilosofíadelaciencia:Poincaré: ¿Idealista, escéptico o realista estructural?

• Apéndices:Funciones elípticas y abelianas; Las ecuaciones de Maxwell; Glosario

• Índicedenombres,Temario

. . . esta biografía, escrita por Jeremy Gray, se destaca por su extensa narrativa, colmada de información matemática y bibliográfica detallada, y ofrece numerosas cronologías desde perspectivas disciplinarias diversas… Se trata de una guía abarcativa y organizada que recorre las obras de Poincaré de carácter técnico —a pesar de omitir tecnicismos— y, a la vez, profunda, a pesar de que genera más interrogantes que respuestas.

PesicP:“HistoryofScience,”Science Magazine

339,no.6126(22demarzode2012):1384–1385.

Sería una ofensa hallar falencias en una obra de semejante calibre, pero algún tipo de referencia a Louis Bachelier habría sido bienvenida. Bachelier fue el visionario de la fórmula Black-Scholes de valoración de opciones de la teoría financiera moderna… y uno de los contados alumnos de doctorado de Poincaré.

Sin embargo, en líneas generales, esta obra es un logro en sí mismo. Gray conserva un tono informal y cada ecuación aparece inmersa dentro de un texto aclaratorio… Afortunadamente, el autor se atiene a la realidad de la historia, con todos sus defectos e imperfecciones.

SzpiroG:“Mathematics:PoetoftheInfinite,”

Nature492,no.7427(6dediciembrede2012):

38–39.

Grandes invenciones que cambiaron el mundoJames WeiJohn Wiley & Sons, Inc.111 River StreetHoboken, Nueva Jersey 07030 EUA2012. 360 páginas. USD 49,95ISBN 978-0-470-76817-4

Oilfield Review66

Los dueños de la Tierra: El inicio de la era de la ingeniería climáticaClive HamiltonYale University Press302 Temple StreetNew Haven, Connecticut 06511 EUA2013. 264 páginas. USD 28,00ISBN 978-0-300-18667-3

A través de la exposición de argumentos a favor y en contra de la ingeniería climática, el autor explora las tecnologías que se encuentran actualmente en desarrollo en el área de la geoingeniería; la manipulación de los sistemas climáticos de la Tierra para abordar las consecuencias de la emisión de gases de efecto invernadero. El autor analiza además los intereses que unen a investigadores, inversionistas de capitales de riesgo y compañías y explora el descontento del público respecto del concepto de la geoingeniería.

Contenido:

• Elporquédelageoingeniería

• Laaspiracióndelcarbono

• Laregulacióndelaluzsolar

• Losactoresyelpúblico

• SueñosdePrometeo

• Lageopolíticaatmosférica

• Ansiedadeséticas

• Esteatractivomarco

• Notas,Índice

Clive Hamilton… nos ofrece un relato pormenorizado, sincero, y por momentos escalofriante, sobre las tecnologías, los actores clave, las implicancias éticas, los beneficios potenciales y los riesgos perturbadores.

PoolR:“BookReviews,”Engineering and

Technology Magazine8,no.2(Marzode

2013):94–95.

Hamilton ha concebido una obra astuta y, a la vez, oportuna. Por momentos, exhibe un distanciamiento filosófico, pero en líneas generales se trata, más que nada, de la obra de un activista, una especie de ligera polémica.

Dudo que el autor logre captar una cantidad significativa de adeptos de la geoingeniería dado que concede el beneficio de la duda a sus propios argumentos más que a los argumentos de aquéllos.

YearlyS:“BookReview,”Times Higher

Education(28demarzode2013),http://www.

timeshighereducation.co.uk/books/earthmas-

ters-the-dawn-of-the-age-of-climateengineering-

by-clive-hamilton/2002756.article(Seaccedió

el2deabrilde2013).

Este libro, de formato pequeño, es breve… y se lo considera una obra básica. No por ello se debe interpretar que se trata de una especie de manual de “Cambio climático para tontos.” La física es rigurosa… y, al igual que lo que ocurre con las atmósfera, muchos de los conceptos de física resultan complejos y, muchas veces, incomprensibles. Esta obra… no asume la existencia de conocimientos previos de física atmosférica… logra exactamente el objetivo que se propone: proporcionar una introducción concisa y, a la vez, pormenorizada a un tema complejo que nos afecta a todos, en todas las escalas.

BrittanJ:“BookReview,”The Leading Edge31,

no.12(Diciembrede2012):1520.

. . . Randall ofrece al lector una comprensión conceptual asom-brosamente pormenorizada del rol central de la atmósfera en el clima.

HillS:“AHeadintheCloudsElucidates,”

Science Magazine 337,no.6099(7deseptiembre

de2012):1175.

Interoperabilidad: Promesa y peligros de los sistemas altamente interconectadosJohn Palfrey y Urs GasserBasic Books, miembro deThe Perseus Books Group387 Park Avenue SouthNueva York, Nueva York 10016 EUA2012. 304 páginas. USD 28,99 ISBN 978-0-465-02197-0

Los expertos en tecnología John Palfrey y Urs Gasser analizan la importancia de la estandarización y de la interoperabilidad a medida que se incrementa la conexión en el mundo y demuestran porqué el concepto de la interoperabilidad es un componente esencial de cualquier sistema exitoso. Los autores también exploran las consecuencias negativas de la interoperabilidad, pero sostienen que, a pesar de las desventajas inherentes, es posible que la integración e innovación de la tecnología global prosperen si se dispone de una base de interoperabilidad estable.

Contenido:

• Lateoríadelainteroperabilidad: El estrato tecnológico y el estrato de la información; El estrato humano y el estrato institucional

• Promesaypeligrosdela interoperabilidad:El fortalecimiento del consumidor; Privacidad y seguridad; Competencia y uniformidad; Innovación; Eficiencias sistémicas; Complejidad

• Descifrandoelfenómenodelainteroperabilidad:Próximos a lograr la interoperabilidad; La interoperabilidad legal; La interoperabilidad a través del diseño: El caso del cuidado de la salud a través de la tecnología informática; La interoperabilidad a través del tiempo; La preservación del conocimiento; La arquitectura del futuro: La construcción de un mundo mejor; Conclusiones: El repago de la interoperabilidad como teoría

• Notas,Lecturasrecomendadas,Índice

Esta obra servirá como fuente constructiva e inspiradora para los responsables de la formulación de políticas, para los ciudadanos y para los facultativos interesados en conocer el futuro de los sectores hiperconectados emergentes, tales como las redes inteligentes en la infraestructura energética, la computación en nube y los sistemas electrónicos de salud, o en asegurar nuestra capacidad de preservar la cultura y los conocimientos almacenados digitalmente para las generaciones venideras.

DeNardisL:“TheSocialStakesof

Interoperability,”Science337,no.6101

(21,2012):1454–1455.

Palfrey y Gasser han demostrado una tendencia a tomar conceptos recientes y escribir sobre ellos de una manera informativa y accesible… Los autores se destacan a la hora de debatir la manera en que la legislación y las regulaciones pueden fomentar la interoperabilidad… Los autores sostienen, con particular énfasis, que no se trata de construir sistemas similares, sino de preservar la diversidad e identificar, a la vez, áreas de contacto clave: una importante conclusión correctamente expuesta.

ShadboltN:“ComputerScience:TheGreat

Between,”Nature485,no.7400(31demayo

de2012):580.

La atmósfera, las nubes y el climaDavid RandallPrinceton University Press41 William StreetPrinceton, Nueva Jersey 08540 EUA2012. 288 páginas. USD 75,00ISBN: 978-0-691-14374-3

El autor de esta obra, profesor de ciencia atmosférica, nos ofrece un panorama de los procesos atmosféricos, de su dinámica y de la manera en que los cambios de fase del agua influyen en el tiempo y el clima. Esta publicación, que forma parte de la serie de Obras Básicas de Princeton sobre Cuestiones Climáticas, está destinada a estudiantes, investigadores y a aquellos interesados en conocer el clima de la Tierra.

Contenido:

• Nocionesbásicas

• Flujosdeenergíaradioactiva

• Sobrelamaneraenquelas turbulenciasylasnubescúmulusdesplazanlaenergíahaciaarriba

• Mássobrelosflujosderemolino

• Sobrelamaneraenquelaenergía sedesplazadesdelostrópicoshacialospolos

• Laconservacióndelimpulsoen unaesferagiratoria

• Retroalimentación

• Elplanetadeagua

• Lapredictibilidaddeltiempoy delclima

• Aire,marytierra

• Fronteras

• Notas,Glosario,Recomendacióndelecturasadicionales,Bibliografía,Índice

Los fluidos de perforación cumplen muchas funciones: controlan las presio-nes de formación, remueven los recortes del pozo, sellan las formaciones per-meables encontradas durante la perforación, enfrían y lubrican la barrena, transmiten la energía hidráulica a las herramientas de fondo de pozo y a la barrena y, quizás lo más importante, mantienen la estabilidad y el control del pozo. Aludido a menudo como “lodo,” el fluido de perforación fue introducido por primera vez alrededor del año 1913 para el control de la presión del sub-suelo. Las décadas de 1920 y 1930 fueron testigo del surgimiento de las prime-ras compañías estadounidenses especializadas en la distribución, desarrollo e ingeniería de los fluidos y componentes de perforación. En las décadas siguientes, las compañías de fluidos de perforación introdujeron desarrollos en materia de química, mediciones e ingeniería de procesos, que produje-ron mejoras significativas en la eficiencia de la perforación y la productivi-dad de los pozos.

Las composiciones de los fluidos de perforación varían según las exigen-cias del pozo, las capacidades de los equipos de perforación y los asuntos ambientales. Los ingenieros diseñan los fluidos de perforación para contro-lar las presiones del subsuelo, minimizar el daño de la formación, minimizar la posibilidad de pérdida de circulación, controlar la erosión del pozo y opti-mizar los parámetros de perforación, tales como la velocidad de penetra-ción y la limpieza del pozo. Además, dado que un gran porcentaje de los pozos modernos está representado por pozos altamente desviados, los siste-mas de fluidos de perforación deben ayudar a manejar los problemas de limpieza y estabilidad específicos de estos pozos.

Sistemas de fluidos de perforaciónLos sistemas de fluidos de perforación poseen una fase continua, que es líquida, y una fase discontinua compuesta por sólidos. En ocasiones, también exhiben una fase gaseosa; ya sea por diseño o como resultado del arrastre de gas de formación. La fase continua puede ser utilizada para clasificar los tipos de fluidos de perforación en gaseosos, fluidos acuosos o sistemas no acuosos. Estos fluidos son una mezcla de componentes líquidos y sólidos, cada uno de los cuales está diseñado para modificar una propiedad específica del fluido de perforación, tal como su viscosidad y su densidad.

Los fluidos de perforación acuosos, a los que se alude generalmente como lodos a base de agua, son los más comunes y los más variados de los tres tipos de fluidos de perforación (arriba, a la derecha). Su composición varía entre mez-clas simples de agua y arcilla, y sistemas complejos de fluidos de perforación inhibidores, o estabilizadores de arcillas, que incluyen muchos componentes. En los últimos años, los ingenieros y científicos se han concentrado en el mejoramiento del rendimiento inhibidor y térmico de los sistemas a base de agua en sus esfuerzos para competir con los fluidos no acuosos utilizados habi-tualmente en los ambientes de perforación desafiantes.

En los fluidos de perforación no acuosos, a los que se alude general-mente como lodos a base de sintéticos, la fase continua puede consistir en aceites minerales, ésteres biodegradables, olefinas u otras variantes. Aunque por lo general más costosos que los fluidos de perforación acuosos, estos sistemas tienden a proporcionar un excelente control del pozo, estabi-lidad térmica, lubricidad y velocidades de penetración, lo que puede ayudar a reducir el costo total para el operador.

En rocas fracturadas o en ambientes en los que el pozo no podría susten-tar una columna de agua sin una pérdida significativa de fluido en la forma-ción, los perforadores utilizan sistemas de aire, bruma o espuma para ayudar a remover los recortes del pozo y mantener la integridad del mismo.

Funciones básicasLos fluidos de perforación son formulados para llevar a cabo una amplia variedad de funciones. Si bien la lista es extensa y variada, las característi-cas de rendimiento clave son las siguientes:

Control de las presiones de formación: El fluido de perforación es vital para mantener el control de un pozo. El lodo es bombeado a través de la sarta de perforación, a través de la barrena y de regreso por el espacio anular. En agujero descubierto, la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo se utiliza para compensar los incrementos de la presión de formación que, de lo contrario, producirían el ingreso de los fluidos de formación en el pozo, causando posiblemente la pérdida de control del pozo. Sin embargo, la presión ejercida por el fluido de perforación no debe exceder la presión de fractura de la roca propiamente dicha; de lo contrario, el lodo fluirá hacia la formación; situación que se conoce como pérdida de circulación.

Remoción de los recortes del pozo: La circulación del fluido de perfora-ción permite llevar los recortes —fragmentos de rocas generados por la barrena— a la superficie. La conservación de la capacidad del fluido para transportar estos trozos sólidos por el pozo hacia la superficie —su capaci-dad de transporte— es clave para la eficiencia de la perforación y la mini-mización del potencial para el atascamiento de la tubería. A fin de lograr

Volumen 25, no.1 67

DEFINICIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Fundamentos de los fluidos de perforación

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Primavera de 2013: 25, no. 1.

Copyright © 2013 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Daryl Cullum y Sonny Espey, Houston; y a Ole Iacob Prebensen, Sandnes, Noruega.

Don WilliamsonEditor colaborador

>Mezcla y agitación de un fluido de perforación bentonítico.

Oilfield Review68

DEFINICIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN

este objetivo, los especialistas en fluidos de perforación trabajan con el per-forador para balancear cuidadosamente la reología del lodo y la tasa de flujo a los efectos de ajustar la capacidad de transporte y a la vez evitar un valor elevado de densidad de circulación equivalente (ECD); la densidad real del lodo más la caída de presión producida en el espacio anular por encima de un punto dado del pozo. Una ECD alta, no controlada, puede producir incidentes de pérdidas de circulación.

Enfriamiento y lubricación de la barrena: A medida que el fluido de perforación pasa a través y alrededor del arreglo de perforación rotativo, ayuda a enfriar y lubricar la barrena. La energía térmica es transferida al

fluido de perforación, que lleva el calor a la superficie. En ambientes de perforación extremadamente calientes, pueden utilizarse intercambiadores de calor en la superficie para enfriar el lodo.

Transmisión de la energía hidráulica a la barrena y las herramientas de fondo de pozo: El fluido de perforación es descargado a través de las boquillas de la cara de la barrena. La energía hidráulica liberada contra la formación ablanda y eleva los recortes lejos de la formación. Además, esta energía acciona los motores de fondo y otros equipos que direccionan la barrena y obtienen datos de perforación o de la formación en tiempo real.

Oilfield Review WINTER 12/13Drilling Fluids Fig. 1ORWIN 12/13-DRLFLDS 1

Tubería de subida

Línea de flujo

Mesa rotativa

Zaranda vibratoria (temblorina)

Preventor de reventones

El lodo se bombea desde el tanquede succión, asciende por la tubería

de subida, desciende por el vástago de perforación y atraviesa la columna

de perforación en su recorrido por elpozo hacia la barrena.

El lodo retorna por el espacio anular degradado por las condiciones de fondo de pozo, deshidratado y cargado con sólidos de formación.

En la superficie, el lodo fluye por la línea de flujo hacia las zarandas vibratorias (temblorinas) donde los sólidos de formación más grandes son removidos. A medida que el fluido fluye a través del sistema de tanques de lodo, se produce un proceso de limpieza posterior.

En el tanque de succión o de mezcla, se mezclan aditivos nuevos en el sistema, se repone la fase continua y se ajusta la densidad del lodo, preparando el fluido para su viaje de regreso hacia el fondo del pozo.

El esfuerzo de cizalla (corte) y latemperatura afectan el lodo a medida

que éste es bombeado hacia la barrenaa alta velocidad y alta presión.

Se observan efectos adicionales decizalla a medida que el lodo pasa a

través de las boquillas de la barrenae impacta la formación.

Niple campana

Vástago de perforación

Piso de perforación

Columna deperforación

Espacio anular

Tubería derevestimiento

cementada

Barrena

Tanque desucción

Tanquevibrador

Bombade lodo

> Ciclo de vida de los fluidos de perforación. A lo largo de todo el ciclo de circulación, el lodo es sometido a una serie de procesos que alteran sus parámetros físicos. El plan de tratamiento del fluido de perforación debe revisarse para que siga el ritmo de estos cambios.

Volumen 25, no.1 69

Con frecuencia, los datos recolectados en el fondo del pozo son transmitidos a la superficie mediante el método de transmisión de pulsos a través del lodo, que se basa en los pulsos de presión transmitidos a través de la columna de lodo para enviar los datos a la superficie.

Mantenimiento de la estabilidad del pozo: Los componentes básicos de la estabilidad del pozo implican la regulación de la densidad, la minimiza-ción de la erosión hidráulica y el control de las arcillas. La densidad se man-tiene mediante el leve sobrebalance del peso ejercido por la columna de lodo contra la presión de poro de la formación. Los ingenieros minimizan la ero-sión hidráulica mediante el balance de la geometría del pozo en función de los requerimientos de limpieza, la capacidad de transporte de fluidos y la velocidad de flujo anular. El proceso de control de arcillas es complejo. Las arcillas presentes en algunas formaciones se expanden en presencia de agua, mientras que otras se dispersan. En cierta medida, estos efectos pue-den ser controlados mediante la modificación de las propiedades del fluido de perforación. Sin importar el enfoque utilizado, el control del efecto del fluido en la formación ayuda a controlar el pozo y la integridad de los recor-tes y se traduce en un fluido de perforación más fácil de mantener.

El ciclo de vida de los fluidos de perforaciónEl diseño y mantenimiento de los fluidos de perforación son procesos iterati-vos afectados por las condiciones de superficie y de fondo de pozo. Estas con-diciones cambian a medida que el pozo se perfora a través de formaciones más profundas y encuentra incrementos graduales de temperatura y pre-sión, y el lodo experimenta alteraciones en la química generadas por los diferentes tipos de rocas y fluidos de formación (página anterior). Los espe-cialistas en fluidos que trabajan en sitio y los ingenieros de planta utilizan la ingeniería de procesos continuos para ajustar el fluido de perforación en respuesta a las condiciones variables de pozo y luego evalúan el rendimiento de los fluidos y modifican sus propiedades en un ciclo continuo.

Diseño inicial: En la fase de planeación, los especialistas en fluidos seleccionan diferentes tipos y diseños de sistemas de lodo para cada sección del pozo. Los sistemas están diseñados para cumplir con diversas especifi-caciones, incluidos los requerimientos de densidad, la estabilidad del pozo, los gradientes térmicos, los aspectos logísticos y los asuntos ambientales. La perforación puede comenzar con un sistema de fluidos simples. A menudo, el agua es el primer fluido utilizado para perforar hasta la profundidad de entubación inicial. A medida que el pozo se profundiza, el incremento de la presión de formación, el aumento de la temperatura y la presencia de for-maciones más complejas requieren niveles más altos de control mecánico y capacidad de limpieza del pozo. Los sistemas de fluidos simples pueden ser desplazados o convertidos en un lodo inhibidor espesado, a base de agua, seguido por fluidos de perforación no acuosos a mayores profundidades.

Circulación: El carácter del fluido de perforación evoluciona constante-mente. En un ciclo de circulación, el fluido consume energía, levanta los recor-tes, enfría la barrena y el pozo, y luego descarga los residuos en la superficie. Esto exige que los ingenieros y especialistas en fluidos evalúen y recarguen continuamente el sistema con fluidos nuevos y otros aditivos.

Medición y rediseño: El especialista en fluidos de perforación mide cier-tas propiedades del lodo de retorno. Por lo general, las propiedades especí-ficas medidas son una función del tipo de fluido que se utiliza, pero habitualmente incluyen la densidad, la reología, la tasa de filtración, las relaciones y el contenido de la fase continua, y el contenido y la clasifica-ción de sólidos. El fluido es analizado posteriormente para la estimación del pH, la dureza, la alcalinidad, los cloruros, el contenido de gas ácido y otros parámetros específicos de ciertos tipos de fluidos. Luego, el especialista diseña un programa de tratamiento para las 12-24 horas siguientes. El per-forador, el enganchador y el especialista en fluidos monitorean constante-mente las condiciones del pozo y las características del fluido de retorno y luego efectúan en el lodo los ajustes que imponen las condiciones de pozo y de perforación.

Un siglo de desarrollo continuoDesde sus humildes comienzos hace unos 100 años, los fluidos de perfora-ción han evolucionado como una ciencia, una disciplina técnica y un arte. Los científicos y desarrolladores de productos crean nuevos diseños de flui-dos que abordan los diversos requerimientos impuestos sobre los fluidos de perforación modernos, en tanto que los ingenieros y especialistas en fluidos que trabajan en el campo continúan descubriendo nuevas formas de monito-rear, medir, simular y manejar el ciclo de vida de los fluidos de perforación.

13-OR-0002-S 13-OR-0002-S13-OR-0002-S

Volumen 25, no.1

Desarrollo de talento

Navegación estructural

Muestreo extendido de fondo de pozo

Imágenes a partir de levantamientos sísmicos circulares

Oilfield ReviewSCHLUM

BERGER OILFIELD REVIEW

SEPTIEMBRE DE 2013

VOLUMEN

25 NUM

ERO 1

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