Otoño de 2001

Cementos ultraligeros

Datos sísmicos de excepcional calidad

Innovadoras soluciones de perforación

Empaque de grava en pozos horizontales

Oilfield Review

SMP-6089-S

Durante muchos años, la industria de la perforación y la producciónha intentado reducir los costos de perforación a través de mejorasen la tecnología. Algunas iniciativas se orientan a hacer más efi-cientes las operaciones de perforación, mientras que otras se con-centran en la reducción del tiempo no productivo (NPT, por sussiglas en inglés). Como consecuencia de varios problemas de perfora-ción diferentes, el NPT constituye cerca del 20% del tiempo de losequipos de perforación y puede ser mucho mayor en campos difíci-les. Si bien las fallas en los equipos suelen ser un motivo importan-te, las principales causas de pérdida de tiempo en las operacionesde perforación de BP son las relacionadas con la formación, talescomo tuberías atascadas y pérdidas de circulación.

En 1988, un equipo de trabajo de BP se propuso reducir el efectoen los costos causado por el atascamiento de las tuberías y llegó ala conclusión de que muchos incidentes contaban con dos atribu-tos. En primer lugar, las condiciones del pozo, tales como la pre-sión de formación, el gradiente de fractura y la presencia de fallas,a menudo eran distintas de lo que se había anticipado. En segundolugar, se contaba con escasa información para permitir a los inge-nieros de perforación reaccionar de manera correcta frente a estosincidentes imprevistos. Era claro que los incidentes debido al atas-camiento de tuberías se podían evitar mediante una mejor detec-ción de los problemas en desarrollo, si se advertía apropiadamentea las personas adecuadas en el momento justo. Esto, combinadocon una mejor predicción de las condiciones del pozo, podría hacermás precisos los planes de perforación de pozos y permitiría plani-ficar mejor las contingencias. Estos principios también son rele-vantes cuando se trata de evitar otros problemas, tales como losincidentes de control del pozo o de pérdidas de circulación.

A pesar de los importantes avances tecnológicos desarrollados enla década pasada, BP aún enfrenta muchos de los mismos problemasy cerca del mismo porcentaje de NPT. Para lograr un avance decisi-vo, BP y Schlumberger crearon en conjunto el programa PerforaciónSin Sorpresas, un enfoque pormenorizado que aprovecha la actualtecnología de perforación, medición y comunicaciones. El objetivode BP para esta iniciativa fue la disminución del NPT causado porincidentes inherentes al pozo a menos de un 5%. El Campo Mungo,en el Mar del Norte, presentó un primer desafío a la iniciativa dePerforación Sin Sorpresas, ya que en 1988 el NPT superaba el 40%.

Ahora es posible transmitir sofisticadas mediciones de la for-mación adquiridas durante la perforación, desde varios kilóme-tros debajo de la superficie de la tierra. Los parámetros pronosti-cados se pueden comparar con los valores medidos, tales comolas resistividades de la formación, las mediciones acústicas—tanto sónicas como sísmicas—y las presiones de fondo del pozo.También se monitorean las mediciones más tradicionales delavance de la perforación, tales como el peso sobre la barrena, lavelocidad de penetración, la vibración, las tasas de flujo del lodoy las mediciones del volumen de lodo. Este permanente diagnósti-co del ambiente del pozo permite identificar mejor la apariciónde peligros y riesgos inminentes.

El programa Perforación Sin Sorpresas se basa en gran medida endatos adquiridos en tiempo real, pero incluye mucho más que sólomediciones. La información debe ser enviada a las personas del equi-po que la necesitan, en un formato que les permita tomar mejoresdecisiones más rápidamente. El uso de gráficos tridimensionales haconstituido un paso clave, permitiendo a los equipos de especialistas

La planificación inteligente reduce el tiempo no productivo

interpretar el contenido de algunas bases de datos extremadamentegrandes y complejas. Las pantallas de visualización fueron utilizadasen la reunión de planeamiento de uno de los pozos del Campo Mungopara considerar siete posibles trayectorias que pudieran alcanzartres objetivos del yacimiento. En una sesión de un día, los riesgos ypeligros fueron aminorados con los aportes y la colaboración detodos los miembros del equipo multidisciplinario: ingenieros de per-foración, geólogos, expertos en geomecánica e ingenieros de yaci-mientos. Se ahorraron semanas de repeticiones y aumentó radical-mente la comprensión mutua. Reuniones de colaboración como éstacrean una ventaja enorme: permiten diseñar el mejor plan posible apartir de los datos disponibles, en el menor plazo posible.

Sin embargo, estos planes incluyen cierta incertidumbre, puestoque los datos disponibles antes de la perforación son una guía im-perfecta acerca de las condiciones del pozo. La iniciativa Perfo-ración Sin Sorpresas proporciona un marco de trabajo y una meto-dología para comparar las predicciones con mediciones cruciales entiempo real. La continua actualización del plan lo convierte en unplan de pozo activo, lo que permite que el equipo de PerforaciónSin Sorpresas planee anticipándose a las contingencias. Los riesgosde los pozos vecinos ayudan a predecir posibles incidentes en elpozo actual, pudiendo enfrentarlos de manera más eficaz durante laperforación, e incluso preverlos y analizarlos en la reunión diaria.La experiencia obtenida de los incidentes de NPT y los cuasi inci-dentes—incidentes de NPT que se evitaron—se almacena en unabase de datos para utilizarla en el planeamiento del siguiente pozo.

El futuro promete incluso muchas otras formas de lograr perfo-raciones exitosas. Los nuevos métodos de telemetría permitirán unmayor ancho de banda para enviar a la superficie las medicionesefectuadas durante la perforación. Los métodos mejorados paraobtener secciones sísmicas mediante la prospección durante laperforación de lo que hay delante de la barrena, proporcionarámás y mejor información al personal a cargo de la perforación. Elordenamiento eficiente de un creciente volumen de información seconvertirá en una necesidad absoluta, así como las pantallas inde-pendientes diseñadas específicamente para cada miembro delequipo de perforación.

BP y Schlumberger han dado un gran paso hacia adelante. En elCampo Mungo, el NPT se redujo a la mitad entre 1998 y 2000. Elprograma Perforación Sin Sorpresas es más que un eslogan; es unimportante avance hacia una perforación inteligente.

Chris RhodesVicepresidente de TecnologíaBPSunbury on Thames, Inglaterra

Chris Rhodes es el Vicepresidente de Tecnología y responsable de BPExploration para la perforación en todo el mundo. Chris comenzó su carrera enBP en 1971 en refinación y luego fue transferido a perforación. Fue Líder de laUnidad de Negocios para el proyecto Eastern Trough Area Project (ETAP) desiete campos de petróleo y gas, incluido el Campo Mungo. Chris asistió alPolitécnico Glamorgan, Pontypridd, Gales, con una beca de BP. Allí recibió unalicenciatura en ingeniería química con honores y posteriormente obtuvo unamaestría en ingeniería del petróleo del Imperial College, Londres, Inglaterra.

Consejo editorialTerry AdamsAzerbaijan International Operating Co., Bakú

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

Antongiulio AlborghettiAgip S.p.AMilán, Italia

Svend Aage AndersenMaersk Oil Kazakhstan GmbHAlmaty, República de Kazakhstán

George KingBPHouston, Texas

David Patrick MurphyShell E&P CompanyHouston, Texas

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

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

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

EdiciónAntonio Jorge TorreSubediciónNora RosatoDiagramaciónDiego SánchezGabriela MuñozRevisión de la traducciónJesús Mendoza R.Departamento de MercadotecniaMéxico y América Central (MCA)

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

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

© 2001 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de estapublicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medioalguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debidaautorización escrita de Schlumberger.

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Editor ejecutivoDenny O’BrienEditor consultorLisa StewartEditor seniorMark E. TeelEditoresGretchen M. GillisMark A. AndersenMatt GarberColaboradoresRana Rottenberg

DistribuciónDavid E. BergtDiseño y producciónHerring DesignSteve FreemanKaren MalnartIlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge StewartImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

Otoño de 2001Volumen 13Número 2

Schlumberger

2 Ligero como una pluma, duro como una roca

Las formaciones débiles o con bajas presiones deben cementarse cuidadosa-mente para asegurar su aislamiento zonal y la protección ambiental. Hoy sedispone de nuevas lechadas de cemento ultraligeras que evitan el fractura-miento de la formación y las pérdidas de circulación durante las operacionesde perforación y terminación de pozos. Una vez fraguado, el cemento ultrali-gero alcanza la baja permeabilidad y la alta resistencia a la compresión necesa-rias para asegurar la integridad del pozo y el aislamiento de las formaciones.

76 Colaboradores

80 Próximamente en Oilfield Review

81 Nuevas publicaciones

Oilfield Review

1

52 Empaques de grava en pozos horizontales de alta productividad

Hasta hace poco, el uso de caños filtro era el método predominante para elcontrol de la producción de arena en pozos horizontales abiertos. Sin em-bargo, hoy los operadores empacan con grava una mayor cantidad de estospozos, ya que muchas terminaciones en las que sólo se han utilizado cedazoshan fallado prematuramente. Este artículo describe el uso de caños filto, elempaque con agua, la tecnología Alternate Path y la remoción del revoque defiltración, incluyendo los desplazamientos en el pozo y la limpieza simultáneacon fluidos a base de agua. Se analizan nuevas herramientas, el desarrollo defluidos a base de aceite y las técnicas emergentes como los filtros de gravaexpandibles.

16 Elevación de los estándares de calidad de los datos sísmicos

Una innovadora forma de adquirir datos sísmicos marinos produce imágenesde excelente calidad para facilitar una interpretación detallada. Con el nuevosistema, cada paso de la adquisición marina ha cambiado: los cables sísmicoscon los receptores se pueden direccionar y posicionar de manera confiable yrepetible; los controladores de los cañones de aire regulan la calidad de lafuente; las señales se registran en puntos receptores individuales en lugar deen grupos para reducir el ruido y mejorar la señal. Las imágenes resultantesson notablemente claras y están estableciendo nuevos estándares de calidadpara los datos sísmicos marinos.

32 Prevención de problemas durante la perforación

Perforar pozos sin incidentes ya es suficientemente costoso, pero los impre-vistos pueden destruir rápidamente un presupuesto. Un nuevo proceso deperforación puede mitigar los problemas de perforación al adquirir los datoscorrectos en el momento adecuado y comunicar esta información a las perso-nas apropiadas. Los estudios de casos del Golfo de México y de los Mares Cas-pio y del Norte ilustran la eficacia de este nuevo proceso de perforación enambientes de perforación difíciles.

2 Oilfield Review

Ligero como una pluma, duro como una roca

Abdullah Al-SuwaidiChristian HunAbu Dhabi Company for Onshore Oil OperationsAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

José Luis BustillosCiudad del Carmen, México

Dominique GuillotJoel RondeauPierre VigneauxClamart, Francia

Husam HelouAbu Dhabi, EAU

José Antonio Martínez RamírezJosé Luis Reséndiz RoblesPetróleos Mexicanos (PEMEX)Ciudad del Carmen, México

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Wassim Assaad y Mohamed Jemmali, Ahmadi,Kuwait; Jean Marc Boisnault, Philippe Drecq, BrunoDrochon, Martin Hyden, Bernard Piot y Benoit Vidick,Clamart, Francia; Leo Burdylo, Andre Garnier, Roger Keese,Erik Nelson y Dwight Peters, Sugar Land, Texas, EUA; SherifFoda y Philippe Revil, Abu Dhabi, EAU; Greg Garrison,Houston,Texas; Stephan Harris, Nueva Orleáns, Luisiana,EUA; y Robert Roemer, Aberdeen, Escocia.CBL Adviser, CBT (herramienta de Adherencia del Cemento),CemCADE, CemCRETE, CET (herramienta de Evaluación dela Cementación), LiteCRETE, PAL (registro de Análisis de laTubería), SFM (sistema de Monitoreo de la Fracción Sólida),USI (Imágenes Ultrasónicas) y Variable Density son marcasde Schlumberger. Windows es una marca de MicrosoftCorporation.

Hasta hace poco, era imposible diseñar y preparar lechadas de cemento de alta

calidad cuya densidad se acercara a la del agua. Los nuevos cementos ligeros

logran las bajas permeabilidades y la alta resistencia a la compresión necesarias

para garantizar la integridad del pozo y el aislamiento de las formaciones con

densidades lo suficientemente bajas como para impedir el fracturamiento de la

formación y las pérdidas de circulación.

El cemento del pozo que proporciona un com-pleto aislamiento de las formaciones, protege elmedio ambiente, aumenta la seguridad de lasoperaciones de perforación y ayuda a optimizarla producción. Sin un cemento de alta calidadque llene el espacio anular entre la tubería derevestimiento y la formación, los acuíferos deagua dulce que se encuentran por debajo oencima del yacimiento podrían verse contamina-dos por fluidos provenientes de otras formacio-nes. La tubería de revestimiento no protegida porcemento puede verse expuesta a la corrosión quecausan los fluidos de la formación. Los fluidos deperforación cuyas densidades superan el gra-diente de fractura de la formación pueden induciral fracturamiento de la misma. Durante las ope-raciones de perforación y cementación se puedenproducir pérdidas de circulación, y por lo tanto sepuede perder el control del pozo, lo que significaque los fluidos no retornan a la superficie, parti-cularmente si las formaciones débiles no estánprotegidas de la densidad del lodo o de lechadasque superen el gradiente de fractura de la forma-ción. En esos casos, los fluidos de perforación sepierden en las fracturas y no vuelven al sistemade circulación de fluidos. La producción podríaverse afectada si los hidrocarburos fluyen haciacualquier parte que no sea el pozo mismo.

Las lechadas CemCRETE, introducidas en1995, mantienen estándares de alto rendimientoen condiciones extremas en el campo petrolífero,con un diseño de la distribución del tamaño delas partículas especialmente concebido para ase-gurar gran resistencia a la compresión y un com-pleto aislamiento de las formaciones para unamplio rango de densidades.1 Recientemente, la

versión ligera de la tecnología CemCRETE, cono-cida como tecnología LiteCRETE, ha sido mejo-rada y actualizada para proporcionar propiedadesfísicas comparables a la de una lechada cuyadensidad es similar a la del agua.

La tecnología mejorada LiteCRETE funcionaeficazmente en situaciones operacionales difíci-les. Quizás el mayor desafío en los ambientes decementación ligera es controlar las pérdidas decirculación. Incluso los lodos de perforación máslivianos y las lechadas de cemento más ligerasse pueden perder en formaciones débiles o frac-turadas. La cementación de zonas de pérdidas decirculación usualmente implica gastos extra paraherramientas de trabajo en etapas, operacionesde remediación y otros métodos que aseguren elaislamiento de las formaciones débiles y de losacuíferos.2

La tecnología de cementación ligera de altaeficiencia mejora el aislamiento de las formacio-nes. Los cementos ultraligeros protegen las fuen-tes de agua dulce y protegen la tubería derevestimiento de la corrosión, ya que permitencolumnas más altas en el espacio anular que laslechadas convencionales, incluso en áreas contendencia a pérdidas de circulación extremas.Las formaciones débiles se pueden cementarcompletamente utilizando lechadas LiteCRETEque no exceden los bajos gradientes de fracturade la formación. Los tapones de LiteCRETE son losuficientemente fuertes como para emplearsecomo tapones de desviación o cucharas desvia-doras, y las tuberías de revestimiento cementa-das con los sistemas LiteCRETE se puedenperforar fácilmente sin provocar fracturamiento.La permeabilidad del cemento fraguado es menor

Otoño de 2001 3

que la del cemento Portland convencional ClaseG, y la resistencia a la compresión es comparablea la del cemento Portland. Las aplicaciones de latecnología LiteCRETE son eficaces a temperatu-ras que varían de 80 a 450°F [27 a 232°C], pre-siones de fondo del pozo de hasta 8000 lpc [55.15MPa] y lechadas cuyas densidades varían de 8.2a 12.5 lbm/gal [0.98 a 1.50 g/cm3].

Este artículo describe la tecnología de cemen-tación de alto rendimiento, analiza cómo se hanlogrado crear y aplicar con éxito lechadas másligeras que el agua y demuestra el papel que ha

jugado la nueva tecnología de Monitoreo de laFracción Sólida (SFM, por sus siglas en inglés) enhacer posibles las operaciones de cementaciónultraligeras sin utilizar un sistema de cementoenergizado. También se analizan los recientes éxi-tos operacionales logrados en Abu Dhabi y otrasáreas de Medio Oriente, y México.

Aliviar la cargaLa tecnología CemCRETE es una tecnología delechada de concreto que optimiza el comporta-miento de la lechada durante su aplicación y que

asegura una alta calidad del cemento fraguado.Para crear estas lechadas de alto rendimiento, semezclan partículas de varios tamaños para maxi-mizar la cantidad de partículas sólidas en un volu-men de lechada dado (abajo). Las propiedades

> Distribución optimizada del tamaño de las par-tículas. Las partículas pequeñas ocupan el espa-cio vacío entre las partículas más grandes, locual resulta en una fracción más alta de sólidosen la lechada y en una menor permeabilidad delcemento fraguado.

1. Para una introducción a la tecnología CemCRETE, con-sulte: Boisnault JM, Guillot D, Bourahla A, Tirlia T, Dahl T,Holmes C, Raiturkar AM, Maroy P, Moffett C, Pérez MejíaG, Ramírez Martínez I, Revil P y Roemer R: “ConcreteDevelopments in Cementing Technology,” Oilfield Review11, no. 1 (Primavera de 1999): 16-29.

2. Las herramientas de trabajo en etapas se utilizan en lasoperaciones de cementación por etapas, las que por logeneral se realizan al cementar formaciones débiles queno pueden soportar una alta columna de fluidos. Lasherramientas permiten que la lechada de cemento de laprimera etapa se aplique a través de la zapata de flota-ción o zapata guía y hacia arriba del espacio anular, pero

no más allá de la herramienta de etapa. Luego, se lanzauna herramienta de apertura, la que abre orificios en laherramienta de etapa e impide el acceso por debajo dela herramienta de apertura. La lechada de segunda etapase bombea dentro de la tubería de revestimiento, pasapor los orificios y se dirige hacia arriba en el espacioanular, completando así la operación de cementación.En ocasiones puede requerirse un trabajo de llenado delespacio anular entre la formación y la tubería de revesti-miento. Estos trabajos consisten en bombear cementodentro del espacio anular desde la superficie, en lugarde bombear dentro de la columna de perforación paraque el cemento luego ascienda por el espacio anular.

volumétricas del cemento, tales como la densidad,dependen de las propiedades de las partículasmás gruesas. Las partículas intermedias se selec-cionan para ofrecer una respuesta química especí-fica, como resistencia química o estabilidadtérmica. Las partículas más pequeñas aseguranpropiedades de matriz específicas, entre las quese incluyen la estabilidad, el control de pérdida defluidos y la permeabilidad. Se pueden combinarvarios tipos de partículas y distribuciones deltamaño de las partículas para lograr una densidadde lechada específica y que a la vez mantenga lareología deseada; la lechada debe ser homogé-nea, estable y fácil de bombear.3 Se han mezcladoy bombeado con éxito lechadas de CemCRETE conun máximo de 65% de lechada seca y una densi-dad de hasta 24 lbm/gal [2.88 g/cm3].

En el otro extremo del espectro, se estándesarrollando lechadas cuyas densidades soncada vez menores para responder a situacionesde cementación difíciles (arriba a la izquierda).Anteriormente, la densidad de la lechada sepodía reducir solamente agregando agua ousando un sistema de cemento con espuma(cemento energizado). Sin embargo, aumentar elcontenido de agua de una lechada de cementoPortland común produce cemento fraguado conalta permeabilidad, baja resistencia a la compre-sión y escasa protección de la tubería de revesti-miento contra la corrosión.

El cemento energizado se desarrolló hacemás de 20 años para aplicaciones de cementa-ción ligera, y aún es útil en ciertas situaciones.4

Los sistemas de cemento energizado requierenequipos especiales para incorporar nitrógeno oaire a la lechada para reducir la densidad(izquierda). Se agrega un surfactante a la lechadapara generar y estabilizar la espuma hasta que sefragüe el cemento. Se han bombeado cementosenergizados con densidades que varían de los 3.5a los 15.0 lbm/gal [0.42 a 1.80 g/cm3].5 Sinembargo, el cemento energizado con una calidad

4 Oilfield Review

5

10Densidad del agua,

8.3

15

20

25

Dens

idad

de

la le

chad

a, lb

m/g

al

Sistemas de cementos

DensificadoPesado UltrapesadoPuroLigero

convencionalUltraligero

> Clasificación del cemento por densidad de la lechada.

Equipos de cementación convencional

Equipos de cementación energizada

Paquete mezclador

Unidad de cementación

Purga de cemento energizadoAgua para la lechada

Lechada seca Cabezal del pozo

Generador de espuma

Bomba de nitrógeno

Computadora de control del proceso

Tanque de nitrógeno de 2000 galones,

180,000 pc

Válvula de aislamiento de nitrógeno

Camión de cementaciónUnidad de cementación montada sobre patines

Densitómetro no radioactivo

Purga de nitrógenoBomba

energizante

Tanque de nitrógeno de 2000 galones,

180,000 pc

> Equipo de cementación. Las lechadas convencionales se pueden mezclar y bom-bear utilizando una unidad de bombeo montada sobre patines o sobre un camión(arriba), con la lechada seca almacenada en silos en el sitio del pozo. Las operacio-nes de cementación energizada (abajo) requieren una bomba de nitrógeno, tanquesde nitrógeno y un contenedor para los aparatos electrónicos, medidores de flujo yotras herramientas, además del equipo utilizado para las operaciones de cementa-ción comunes. Debido a la variedad de equipos de perforación, el equipo de cemen-tación energizada se instala de manera diferente para cada trabajo, según sea elespacio disponible en el equipo de perforación.

3. Maroy P y Baret JF: “Oil Well Cement Systems, TheirPreparation and Their Use in Well CementingOperations,” Patente europea 621,247 (7 de julio de 1999).

4. Para obtener mayor información acerca del cementoenergizado, consulte: de Rozières J y Griffin TJ: “FoamedCement” en Nelson EB: Well Cementing. Sugar Land,Texas, EUA: Schlumberger Dowell (1990): 14-1–14-19.

5. Referencia 4: 14-1.6. La calidad de la espuma es la relación entre el volumen

de gas y el volumen total del sistema, expresada comoporcentaje. Para obtener mayor información acerca de la caracteri-zación del cemento energizado, consulte: de Rozières J y Ferrière R: “Foamed-Cement Characterization UnderDownhole Conditions and Its Impact on Job Design,” SPEProduction Engineering 6, no. 3 (Agosto de 1991): 297-304.

Otoño de 2001 5

de la espuma mayor al 30%, o una densidad deaproximadamente 9.0 lbm/gal [1.08 g/cm3] nologra la baja permeabilidad y la resistencia de loscementos LiteCRETE (abajo).6 Los cementos ener-gizados se desempeñan adecuadamente en unnúmero limitado de aplicaciones específicas,tales como el control de flujos de agua desdecapas cercanas a la superficie al perforar enzonas de aguas profundas, pero los sistemasLiteCRETE de fraguado rápido también se desem-peñan bien en estas condiciones.

La distribución optimizada del tamaño de laspartículas y las partículas especiales de baja den-sidad de las lechadas LiteCRETE permiten elajuste de las propiedades de la lechada, indepen-dientemente del contenido de agua. Las lechadasLiteCRETE más ligeras tienen densidades meno-res a 8.34 lbm/gal [1.00 g/cm3], suficientementeligeras como para que un cubo de cemento fra-

guado flote en el agua. A pesar de sus bajas den-sidades, estas nuevas lechadas ultraligeras con-tienen 60% de sólidos y 40% de agua cuando sonbombeadas. Una vez fraguados, los cementosultraligeros LiteCRETE logran la baja permeabili-dad y alta resistencia a la compresión de la pri-mera generación de cementos LiteCRETE.

Innovación para el control de calidadUn factor importante para la aplicación exitosade la lechada de baja densidad y para lograr laspropiedades ideales del cemento fraguado es elcontrol de calidad. Una medida clave de la cali-dad de las lechadas de cemento es la fracciónsólida, es decir, el porcentaje de mezcla seca dela lechada. La fracción sólida se puede calculardividiendo el volumen de lechada seca por elvolumen de la lechada de cemento, y multipli-cando por cien. La fracción sólida más la porosi-

dad, o contenido de agua en la lechada, equiva-len al 100%. En una operación de cementaciónindividual, los densitómetros miden la densidadde la lechada, y la fracción sólida se calcula apartir de las mediciones de densidad. En lecha-das ultraligeras, sin embargo, las densidades dela lechada seca y el agua de la mezcla son casiiguales, por lo que los densitómetros no puedendistinguir entre agua y sólido. La densidad seríala misma incluso si la lechada estuviera com-puesta completamente por agua. Aunque los tra-bajos pequeños se pueden mezclar por tandasbajo estricto control de calidad en un laboratorio,esto resulta poco práctico para trabajos querequieren grandes volúmenes de lechada. Elequipo de ingeniería que desarrolló los sistemasLiteCRETE de baja densidad reconoció la impor-tancia de inventar una tecnología complementa-ria de control de calidad.

> Comparación de la resistencia a la compresión y de la permeabilidad de cementos fraguados energizados y LiteCRETE.

Resi

sten

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ión,

lpc

Densidad, lbm/gal

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

08 9 10 11 12 13

Cemento energizado Cemento LiteCRETE

Loga

ritm

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Densidad, lbm/gal

3

2

1

0

-1

-2

-3

-48 9 10 11 12 13

Cemento energizado Cemento LiteCRETE

> Comparación de la permeabilidad del cemento fraguado. Los cubos de 8.0 lbm/gal [0.96 g/cm3] de cemento energizado y LiteCRETE flotan inicialmente en elagua, como se muestra en la fotografía de la izquierda. Después de un período de segundos a minutos, la mayor permeabilidad del cemento energizado per-mite absorber el agua y provoca su hundimiento, como se muestra en las fotografías de lapsos de tiempo.

El sistema SFM, inventado y patentado poringenieros del Centro de Productos Riboud deSchlumberger en Clamart, Francia, es un nuevométodo para efectuar un control de calidad entiempo real de las lechadas, el cual determinacon precisión las relaciones entre líquido ysólido, independientemente de la densidad de lalechada.7 El sistema fue creado durante un pro-ceso de desarrollo del producto con un plazo muyajustado de sólo 90 días, y se utilizó por primeravez en Abu Dhabi. El sistema mide la proporciónde agua en la lechada y el flujo de la lechada ycalcula la fracción sólida a partir de dichas medi-ciones (arriba). Aunque la tecnología SFM fuediseñada específicamente para operaciones decementación ligera, es eficaz para lechadas decualquier densidad.

La tecnología SFM permite que el personal acargo de la cementación mantenga las propieda-des deseadas de la lechada mientras se mezclan ybombean de manera continua grandes volúmenesde lechada. El sistema requiere un medidor deflujo para lechadas, el cual puede ser el densitó-metro no radioactivo ya disponible en las unidadesde cementación, además de sensores adicionales(un sensor que muestre el nivel de la lechada en eltubo y un medidor de flujo de agua). Estos ele-mentos se pueden agregar fácilmente a los equi-pos de mezclado terrestres o marinos (derecha).Un programa de computación basado en Windowscontribuye a que el personal a cargo de la cemen-tación monitoree y ajuste la lechada cada vez quesea necesario, utilizando exactamente los mismosprocedimientos que en el mezclado convencional(página siguiente). En una aplicación de campo delsistema SFM, el 98% del volumen de la lechada

se ha mantenido dentro del 2% del objetivo de lafracción sólida.

La tecnología SFM ha sido utilizada en 55 tra-bajos, 39 de los cuales incluyen sistemasLiteCRETE, en Medio Oriente, México, Indonesiay Francia. El sistema SFM se encuentra disponi-ble en todo el mundo para su uso en lechadasconvencionales y LiteCRETE.

Evaluación de los cementos ligerosEl control de calidad durante la mezcla y el bom-beo de lechadas es de fundamental importancia,pero la evaluación del cemento fraguado es tam-bién clave para el éxito de un aislamiento de lasformaciones de larga duración. Una vez que lalechada ha sido bombeada y se convierte encemento fraguado, es importante evaluar elcemento para confirmar el éxito de su aplicación

y su capacidad para satisfacer los objetivos. En lamayoría de los casos, el cemento se aplica parasoportar la tubería de revestimiento, aislar zonasde agua e hidrocarburos y proteger la tubería derevestimiento de la corrosión o la erosión. Laspruebas hidráulicas simples—pruebas de pre-sión en la zapata de la tubería de revestimiento,pruebas de formación con tubería de perforación“secas” para determinar si el cemento evitaráque los fluidos entren al pozo, o pruebas a travésde los disparos para comprobar la comunicacióndel espacio anular—no pueden asegurar que secumplan todos estos objetivos, de modo que sehan desarrollado herramientas de adquisición deregistros para evaluar el cemento, las que midenlas propiedades acústicas del cemento fraguado.8

Los registros acústicos se utilizan para eva-luar la calidad de los trabajos de cementación,midiendo la propagación de ondas de sonido enlas proximidades del pozo. Las herramientasultrasónicas miden la impedancia acústica—ladensidad del material multiplicada por la veloci-dad de la onda de compresión—del material quese encuentra detrás de la tubería de revesti-miento. En la mayoría de los casos, el materialsólido (cemento fraguado) muestra una impedan-cia acústica mayor que los líquidos (lodo, fluidoespaciador o cemento líquido). Por lo tanto, lasherramientas ultrasónicas se pueden utilizar paradiferenciar los sólidos de los líquidos a través deun contraste de impedancia acústica. Si un mate-rial sólido se distribuye uniformemente alrededorde la tubería de revestimiento a lo largo dealguna longitud mínima requerida, se asegura elaislamiento hidráulico.

Las herramientas sónicas se basan en unprincipio diferente: la onda se propaga a lo largode la tubería de revestimiento. Las herramientassónicas responden a la impedancia acústica delmaterial sólido que se encuentra detrás de la

6 Oilfield Review

(1) Porosidad (%) = VolumenAgua en la lechada /VolumenLechada x 100

(2) Fracción sólida (%) = VolumenMezcla/VolumenLechada x 100

(3) Fracción sólida + Porosidad = 100 %

(4) Fracción sólida a partir de las densidades = (ρLechada– ρAgua de la lechada) / (ρMezcla– ρAgua de la lechada)

(5) Fracción sólida a partir de las tasas de flujo = (QLechada– QAgua de la lechada) / QLechada.

Ejemplos de cálculo de la fracción sólida a partir de las densidades

Cálculos de la fracción sólida

(8.38 – 8.34) / (8.45 – 8.34) = 36%

(8.42 – 8.34) / (8.45 – 8.34) = 72%

> Cálculos de la fracción sólida a partir de densidades y tasas de flujo. La porosidadde la lechada y la fracción sólida se definen como la relación entre el volumen deagua de la mezcla y de lechada seca, y el volumen de la lechada. La porosidad de lalechada y la fracción sólida suman el 100%, como se muestra en las primeras tresecuaciones. La fracción sólida se puede calcular a partir de las densidades (cuartaecuación) o las tasas de flujo (quinta ecuación). Los ejemplos de cálculos de la frac-ción sólida de densidades de lechada cercanas a la densidad del agua demuestranque una diferencia de +/- 0.02, o la resolución de un densitómetro, pueden producirvalores de la fracción sólida que varían entre el 36 y el 72%.

Caja de conexiones

MezcladoraDensitómetro

Medidor de flujo de agua

Tubo de 6 bbl

Sensor del nivel del tubo

Tasa de flujo del agua de la mezcla (Qw)

Tasa de flujo de la lechada (Qs)

SFM Slur

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> Equipo SFM. Las unidades de cementación se pueden equipar con el sistemaSFM en cuestión de horas.

Otoño de 2001 7

tubería de revestimiento. Mientras más alta seala impedancia del material adherido al revesti-miento, mayor será la atenuación de la onda. Sinembargo, la atenuación se ve afectada por otrosparámetros, tales como la distribución de losmateriales sólidos y líquidos alrededor de latubería de revestimiento. Por ello, la interpreta-ción de las mediciones de atenuación obtenidascon herramientas sónicas por lo general esmucho más difícil que la interpretación de unmapa acústico proveniente de una herramientaultrasónica. La combinación de herramientassónicas y ultrasónicas es más efectiva cuando seobtienen registros de cementos ligeros, ya que elregistro de Densidad Variable (VDL, por sus siglasen inglés) de la herramienta sónica es la únicamedición que proporciona información acerca dela adherencia del cemento a la formación.

Entre las mediciones sónicas se incluyen losregistros de adherencia del cemento, tales comolos de la herramienta de Adherencia del CementoCBT, que se utilizan para evaluar la adherenciaentre la tubería de revestimiento y el cemento,mediante ondas que se propagan de maneraparalela al revestimiento. Un transmisor envíaenergía acústica y un receptor mide las señalesque retornan de ondas que se desplazan a travésde la tubería de revestimiento, el cemento, el

lodo de perforación o alguna combinación deéstos. Entre los elementos que caracterizan unabuena respuesta sónica se encuentran una ampli-tud o atenuación que corresponda a la impedan-cia acústica esperada para el cemento ubicadodetrás de la tubería de revestimiento, señalesinexistentes o débiles de la tubería de revesti-miento en el registro VDL, y señales buenas apotentes de la formación en el registro VDL.

Entre las herramientas ultrasónicas seencuentran los dispositivos de ImágenesUltrasónicas USI y la herramienta de Evaluaciónde la Cementación CET, que emiten ondas de altafrecuencia que se propagan perpendicularmentea la tubería de revestimiento. La energía queretorna a los receptores depende de las impe-dancias acústicas de la tubería de revestimiento,del fluido dentro de la tubería y del material en elespacio anular. Puesto que las impedancias acús-ticas de la tubería de revestimiento y el fluidoque se encuentra en su interior son conocidas, esposible determinar la impedancia acústica delmaterial en el espacio anular. A partir de esto, seevalúa la adherencia entre la tubería de revesti-miento y el cemento. Las mediciones de impe-dancia acústica se expresan por lo general enMegarayleighs (Mrayl), o 106 kg/m2s. Una buenarespuesta ultrasónica es simplemente una impe-

dancia acústica superior a la del umbral delíquido a sólido en toda la zona que rodea a latubería de revestimiento. Cuando se obtienenestas respuestas satisfactorias a lo largo de untramo mínimo, se considera que las formacionesque están debajo de ella se encuentran asiladashidráulicamente de las formaciones que seencuentran por encima.

Un aspecto clave de las evaluaciones exito-sas consiste en comprender las propiedades delcemento fraguado que se esperan de una mezcladada. Los cementos LiteCRETE no están com-puestos en un 100% de partículas de cemento.Tienen una menor impedancia acústica que lossistemas convencionales de cemento Portland de1.90 g/cm3 [15.8 lbm/gal]; densidad comúnmenteutilizada para cementar las columnas de produc-ción. Es más difícil interpretar registros de lossistemas LiteCRETE que de los sistemas conven-cionales de cemento Portland de 1.9 g/cm3,debido a que se reduce el contraste de impedan-cia acústica entre sólidos y líquidos. Puesto quela densidad influye en la impedancia acústicamás que la velocidad, mientras más baja es ladensidad, más serio es el problema. Sinembargo, los sistemas LiteCRETE también tienenuna mayor impedancia acústica—debido a lamayor fracción sólida—que los sistemas decemento convencionales con la misma densidad,de modo que es más fácil obtener registros enellos que en cualquier otro sistema de cementodiseñado con la misma densidad.

Existen dos razones principales por las que sepueden malinterpretar los registros acústicosque pasan por los sistemas LiteCRETE. En primerlugar, se espera que la respuesta sea tan buenacomo para un sistema convencional de cementoPortland de 1.9 g/cm3. Esta expectativa es inco-rrecta si se basa en el hecho de que estos dossistemas tienen casi la misma resistencia a lacompresión, ya que, de hecho, la respuesta delos registros acústicos no tiene nada que ver conla resistencia a la compresión. En segundo lugar,la configuración predeterminada para algunasherramientas se basa en la respuesta de un sis-tema de cemento Portland convencional de 1.9g/cm3. Para evitar malinterpretar los registrosultrasónicos de cualquier cemento ligero, sepuede determinar la impedancia acústica basán-dose en el tiempo de tránsito, la densidad y latemperatura antes de obtener los registros.

0.00 bbl/min

0.00 bbl/min

0.00 bbl/min

54%

59% 3.28

0.0049%0.0 lbm/gal

0.0 bbl/min 16:18:27

56.0%

> Control de calidad en tiempo real. Una computadora portátil (abajo) con elprograma SFM muestra instantáneamente datos cruciales en formatos con-venientes y fáciles de leer (arriba).

7. Rondeau J y Vigneaux P: “Fluid Mixing System,”Solicitud de patente de los EUA 09/726,784, ingresada el11 de noviembre de 2000.

8. Para obtener mayor información acerca de la evaluaciónde la cementación, consulte: Jutten J y Morriss S:“Cement Job Evaluation,” en Nelson EB: WellCementing. Sugar Land, Texas, EUA: SchlumbergerDowell (1990): 16-1–16-44.

El tiempo de tránsito del cemento fraguado sepuede medir usando un analizador ultrasónico decemento (UCA, por sus siglas en inglés); la impe-dancia acústica del cemento se puede calcular apartir del tiempo de tránsito. Como alternativa,se puede utilizar el módulo de diseño y evalua-ción de la cementación CBL Adviser del programaCemCADE, para estimar la impedancia acústicaantes de que comiencen las operaciones decementación. Luego se puede ajustar la escaladel registro, o simplemente se puede interpretarconsiderando cómo la impedancia acústica afec-tará las mediciones. Para registros ultrasónicos,es cuestión de ajustar adecuadamente el umbralde impedancia acústica entre líquidos y sólidoscomo una función de la impedancia acústica dellodo que fue desplazado y el cemento fraguadoque se encuentra detrás de la tubería de revesti-miento. Además, la escala máxima de los mapasde impedancia acústica y cemento se debe adap-tar a la impedancia acústica del cemento fra-guado. Para registros sónicos, se utiliza elmódulo CBL Adviser para predecir el 100% de laamplitud de adherencia o atenuación con la cualse comparan los valores medidos.

Quizás la información más significativa obte-nida de las iniciativas de evaluación de lascementaciones es si el trabajo de cementaciónprimaria es adecuado. Ésta es la base para deter-minar si son necesarias las operaciones decementación correctivas. En regiones con pérdi-das de circulación extremas, la definición de“adecuado” puede variar desde un cemento quecubre la zona crítica hasta una adherencia del100% desde la profundidad total hasta la zapatadel revestimiento anterior.

Prevención de la corrosión en formaciones débiles de Abu DhabiLas formaciones Simsima y Umm El Radhuma deAbu Dhabi, EAU, están compuestas por rocasdébiles de carbonato proclives a pérdidas de cir-culación masivas durante las operaciones de per-foración y cementación (arriba a la izquierda). Laempresa Abu Dhabi Company for OffshoreOperations (ADCO) aborda esta situación demanera adicional a las regulaciones locales, condiseños de revestimientos específicos, y progra-mas de fluidos que reducen al mínimo las pérdi-das de circulación y la corrosión de la tubería derevestimiento.9

Las salmueras corrosivas de la formaciónpueden atacar la tubería de revestimiento, amenos que la capa de cemento aísle y proteja latubería de revestimiento completamente(izquierda). La práctica convencional consiste encementar la tubería de revestimiento en dos eta-

8 Oilfield Review

ARABIA SAUDITA

IRAK

IRÁN

KUWAIT

EMIRATOS ÁRABES UNIDOS

OMÁN

N0 150 300 millas0 200 400 km

Golfo de Omán

Golfo Pérsico

> Medio Oriente. Varias formaciones de carbonatos de Medio Oriente sonzonas de hidrocarburos altamente productivas, pero expuestas a las pérdidasde circulación.

3600

3700

Prof

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0 0 555

Pérdida de flujo,arreglo superior

Corriente parásita,arreglo superior

Corriente parásita,arreglo inferior

Pérdida de flujo,arreglo inferior

V V V V

> Evidencia de corrosión. La corrosión exterior ocurre cuando fluidos agresi-vos pasan a través de cemento permeable. La corrosión se puede advertir enlas fotografías de la tubería de revestimiento (izquierda) y en las lecturas delregistro de Análisis de la Tubería PAL (derecha). La pérdida de flujo es un in-dicador de corrosión total; la pérdida de corriente parásita es una señal decorrosión interna. La corrosión en la parte superior de la tubería de revesti-miento es baja, excepto por un pequeño hueco alrededor de los 3602 pies. Enla parte inferior de la tubería de revestimiento, hay una corrosión interna ma-siva, indicada por la alta pérdida de flujo de 3712 a 3744 pies, y una corrosióninterna menor en el mismo intervalo.

Otoño de 2001 9

pas y efectuar un trabajo de llenado del espacioanular si el cemento no llega a la superficie. Sinembargo, las operaciones por etapas y los traba-jos de llenado del espacio anular no son muydeseables para el aislamiento a largo plazo. Lasoperaciones de cementación por etapas son com-plicadas y tienen una tasa de falla relativamentealta. La herramienta de trabajo en etapas, que essimilar a un manguito deslizable, tiende a ser unpunto débil y proclive a la corrosión. Más tardeen la vida útil del pozo pueden desarrollarse fil-traciones en la tubería de revestimiento en elpunto de la herramienta de trabajo en etapas.

La cementación hasta la superficie en unaoperación de una sola etapa es el método ideal,ya que elimina la posibilidad de que ocurran fil-traciones desde una herramienta de trabajo enetapas y la posibilidad de una cobertura lineal oradial inadecuada efectuada por el trabajo de lle-nado del espacio anular. La selección de unacementación primaria de la mayor calidad posi-ble es una inversión práctica, ya que reduce lanecesidad de operaciones de cementacióncorrectivas durante la vida útil del pozo. Es igual-mente importante que el cemento fraguado pro-teja el medio ambiente después del abandono

del pozo aislando las zonas de agua dulce, evi-tando la migración de fluidos hacia la superficie ymanteniendo la integridad de las adherencias dela tubería de revestimiento con el cemento y delcemento con la formación hasta mucho despuésdel abandono del pozo.10 Para este fin, ADCO con-sidera que el ciclo de vida de un pozo dura 50años.

El emplazamiento del cemento es difícil, yaque las pérdidas de circulación ocurren rutinaria-mente en las formaciones Simsima y Umm ElRadhuma. El lodo a base de aceite o los fluidosde perforación aireados, con densidades de 8.0lbm/gal [0.96 g/cm3]—menos que la densidaddel agua—reducen las pérdidas durante la per-foración; las lechadas de cemento ligeras sonnecesarias para evitar pérdidas de fluidosdurante las operaciones de cementación.Además, el cemento fraguado debe tener bajapermeabilidad para reducir al mínimo las posibi-lidades de corrosión en la tubería de revesti-miento.

ADCO utiliza tres esquemas distintos derevestimiento y cementación, según el pozo sedestine a una instalación ligera o pesada, o parafines de evaluación o pozos de gas (izquierda).Los sistemas ligeros LiteCRETE son parte clavede cada diseño, ya que se pueden bombear a lasuperficie sin fracturar la formación o provocarpérdidas de circulación. Las propiedades decemento fraguado, particularmente la baja per-meabilidad y la solubilidad extremadamente bajaal ácido, protegen la tubería de revestimiento dela corrosión.

Puesto que se esperaba que el volumen bom-beado en cada trabajo de cemento superara los500 bbl [80 m3], la capacidad de producir lechadade manera continua era crucial. El sistema SFMfue aplicado por primera vez en Abu Dhabi, y ajunio de 2001, se habían efectuado allí 27 traba-jos con LiteCRETE. De éstos, 25 tuvieron retornode cemento a la superficie.

Pozo de desarrollo Instalación ligera

Pozo de desarrollo Instalación pesada

Pozo de gaso de evaluación

Zapata de revestimiento de 133⁄8 pulgadasen o sobre Rus

Caliza de Dammam

Lutita Nahr Umr

Zonas productivas

Anhidrita/dolomita/caliza de Rus

Zonas de pérdida de circulación en las calizas de Simsima y Umm El Radhuma

Marga y lutita/caliza de FiqaCaliza de Shilaif

Revestimiento de 95⁄8 pulgadasa través de la zona productiva

Zapata de revestimiento de133⁄8 pulgadasen Fiqa

Zapata de revestimiento de 95⁄8 pulgadas sobre la zona productiva

> Diseños específicos de revestimiento y cementación en Abu Dhabi. Para los pozos de desarrollo sepuede instalar un revestimiento de 133⁄8 pulgadas bajo la formación Dammam (izquierda) o las formacio-nes Simsima y Umm El Radhuma (centro). La tubería de revestimiento de producción de 95⁄8 pulgadasse instala bajo la lutita de Nahr Umr, la que es sensible a los fluidos a base de agua y requiere presiónhidrostática para su control. En ambos diseños, el desafío consiste en lograr la mejor calidad posiblede la cementación. Para pozos de gas o de evaluación, se instala un revestimiento de 133⁄8 pulgadasdebajo de las formaciones Simsima y Umm El Radhuma antes de penetrar la zona productiva (derecha).En todos los casos, las lechadas ligeras LiteCRETE se pueden bombear hasta la superficie, resolviendolos problemas de pérdidas de circulación y a la vez, proporcionando un completo aislamiento de lasformaciones.

9. Mukhalalaty T, Al-Suwaidi A y Shaheen M: “IncreasingWell Life Cycle by Eliminating the Multistage Cementerand Utilizing a Light Weight High Performance Slurry,”artículo de la SPE 53283, presentado en la ConvenciónPetrolera de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 20 al 23de febrero de 1999.

10. Para obtener mayor información acerca del abandonopermanente de pozos, consulte: Slater HJ, Stiles DA yChmilowski W: “Successful Sealing of Vent Flows withUltra-Low-Rate Cement Squeeze Technique,” artículo delas SPE/IADC 67775, presentado en la Conferencia yExhibición de Perforación de las SPE/IADC, Amsterdam,Holanda, 27 de febrero al 1 de marzo de 2001.

Una de las tantas operaciones con LiteCRETErealizadas con éxito en Abu Dhabi tuvo lugar enun pozo que requería una tubería de revesti-miento de 95⁄8 pulgadas en una sección de 121⁄4pulgadas que se extendía desde los 1670 hastalos 8355 pies [509 a 2547 m]. ADCO deseabacementar la tubería de revestimiento en una ope-

10 Oilfield Review

Dens

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8:01 8:06 8:11 8:16 8:21 8:26 8:31 8:36 8:41 8:46 8:51 8:56 9:01 9:06 9:11 9:16Tiempo, horas y minutos

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> La tecnología SFM asegura un contenido de sólidos consistente. Las operaciones de cementaciónen Abu Dhabi requerían una lechada ligera para evitar pérdidas de circulación. En este ejemplo, ladensidad de la lechada de bombeo inicial (curva verde) se mantuvo en valores sustancialmente me-nores a 10 lbm/gal [1.20 g/cm3], mientras que la fracción sólida (curva roja) se mantuvo relativamenteconstante.

11. “Lechada de bombeo inicial” se refiere a la primeralechada bombeada durante las operaciones de cemen-tación primaria. “Lechada de cola” se refiere a la últimalechada bombeada durante las operaciones de cemen-tación primaria. Por lo general, la lechada de cola cubrela zona productiva y es más densa que la lechada debombeo inicial.

12. Los retornos son una indicación de la calidad de la ope-ración de cementación y el único indicador de queestán ocurriendo pérdidas. Si se observan retornos ylas presiones de bombeo permanecen dentro del rangoesperado durante la operación, no se esperan proble-mas. Si no se observan retornos, o sólo se observanretornos parciales, han ocurrido pérdidas durante laoperación. En este caso, el tope del cemento no serátan alto como se planeó y puede necesitarse unacementación correctiva.Para obtener mayor información acerca de las operacio-nes de cementación, consulte: Piot BM y Loizzo M:“Reviving the Job Signature Concept for Better QualityCement Jobs,” artículo de las IADC/SPE 39350, presen-tado en la Conferencia sobre Perforación de lasIADC/SPE, Dallas, Texas, EUA, 3 al 6 de marzo de 1998.

200

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pera

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0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26

Tiempo, hr

> Desarrollo de la resistencia a la compresión de un cemento ultraligero. La lechada LiteCRETE de 8.3a 9.5 lbm/gal comenzó a fraguar en 16 horas. Finalmente desarrolló una resistencia a la compresión demás de 2100 lpc [14.5 MPa].

ración de una sola etapa. Se propuso la lechadaligera LiteCRETE como lechada de bombeo inicial,cuya densidad variaba de 8.3 a 9.5 lbm/gal [0.99a 1.14 g/cm3].11 La tecnología SFM permitió alpersonal a cargo del trabajo mantener una frac-ción sólida de aproximadamente el 55% (abajo).La lechada de cola11 fue de cemento Portland

Clase G de 15.8 lbm/gal de densidad. Ambaslechadas fueron desplazadas a 12 bbl/min [1.9m3/min] por las bombas del equipo de perfora-ción sin pérdidas, y 30 bbl [4.7 m3] de lechadaretornaron a la superficie.12 Una prueba de adhe-rencia de la zapata efectuada a 1650 lpc [11.4MPa] resultó exitosa.

Para asegurar el aislamiento de las formacio-nes y la cobertura de la tubería de revestimiento,se corrieron las herramientas USI, CBT y deDensidad Variable de manera conjunta, con el finde demostrar la calidad de la cementación. Sinembargo, fue necesario estimar las lecturas demapas de cemento para los sistemas LiteCRETEantes de la adquisición de los registros, de modoque se pudieran incorporar a la evaluación valo-res de corte razonables para determinar la cali-dad de la cementación. Se utilizó la herramientaUCA para medir la impedancia acústica delcemento LiteCRETE. Las amplitudes del CBT paraadherencias de 100% y 80% con un sistemaLiteCRETE se estimaron utilizando el programaCemCADE de simulación de la cementaciónantes de obtener los registros. Los registros indi-can claramente que un cemento de alta calidadllenó el espacio anular y cubrió toda la zona(página siguiente). Los resultados también coin-cidieron con las predicciones formuladas en laetapa de planificación. La resistencia a la com-presión del cemento LiteCRETE superó los 2100lpc [14.5 MPa] después de 22 horas de ejecutadala operación, (abajo a la izquierda).

Otoño de 2001 11

Amplitud máxima

Radio interno máximo

Radio interno máximo

Espesor promedio

Espesor mínimo

Rayos gamma,

API

Impedancia acústica

base

Radio interno

promedio

Radio interno

promedio

Radios internos

menos radio promedio

Registro de Densidad Variable1000

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Amplitud promedio

Excent.

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Prof. (pies) mV

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pulg.4 5 0.1 pulg. 0.6

0.1 pulg. 0.6

0 pulg. 70

pulg.4 5

Radio externo promedio

Radio externo promedio

pulg.5 4 pulg.4 5dB0 75

dB0 75

pulg.0 0.5

Amplitud de eco menos

el máximo

Gas or drymicro-

annulus

Líquido

Adherido

Mapa de cemento con clasificación

de impedancia

4900

5000

5100

5200

5300

5400

5200

5300

Micro-espacio

anular seco o de gas

< Evaluación de una cementación en Abu Dhabi.El mapa de cemento, Carril 9 en el registro USI(arriba), muestra que el cemento se encuentradistribuido uniformemente alrededor de la tuberíade revestimiento. El Carril 1 muestra la excentri-cidad de la herramienta (rojo) y el localizador delos collares de la tubería de revestimiento (azul).Los indicadores de procesamiento del registroUSI aparecen en el Carril 2 y la amplitud apareceen el Carril 3. El Carril 4 muestra los diámetros dela tubería de revestimiento. El mapa de diámetrosde la tubería de revestimiento se muestra en elCarril 5. En el Carril 6, la curva azul indica el espe-sor máximo de la tubería de revestimiento, elmínimo se muestra en rojo y el espesor promediose muestra en negro. Los rayos gamma se mues-tran en verde. El Carril 7 muestra la impedanciaacústica, aproximadamente 4 Mrayl. El índice deadherencia se muestra en el Carril 8.

Los datos de la herramienta de Adherenciadel Cemento CBT (abajo) incluyen rayos gamma(verde) y los tiempos de tránsito (azul y rojo) enel Carril 1. El localizador de los collares de la tu-bería de revestimiento (verde) y la tensión delcable (negro) aparecen en el Carril 2. La amplitudse muestra en el Carril 3 y la imagen de DensidadVariable, en el Carril 4.

La amplitud, 35 milivoltios (mV), es superior alos 10 mV esperados para esta combinación decemento y tubería de revestimiento. Esta res-puesta ocurre por lo general en casos de canali-zación, contaminación de cemento o la presenciade un microespacio anular (micro anillo), el cuales un pequeño espacio entre la tubería de revesti-miento y el cemento. El cemento continuo, confir-mado por el registro USI, elimina la posibilidad deun canal. La impedancia acústica es ligeramentesuperior a los 3 Mrayl, medidos en el laboratorio,haciendo poco probable la contaminación, ya queésta generalmente disminuye la impedancia acús-tica. Por lo tanto, la respuesta del CBT refleja lapresencia de un microespacio anular entre el ce-mento y la tubería de revestimiento.

El microespacio anular fue creado durante laspruebas de presión después de que el cementofraguara. Este ejemplo demuestra claramente laimportancia de combinar las herramientas CBT yUSI, ya que la herramienta USI es menos sensibleal microespacio anular lleno de líquido que laherramienta CBT. Las respuestas de la formación,presentes en todo el registro de Densidad Varia-ble, pero más evidentes entre los 5232 pies y los5274 pies, indican que el cemento está al menosparcialmente adherido a la formación.

Cementación ultraligera en MéxicoEl gigantesco Campo Cantarell, ubicado en lascostas de México en Bahía de Campeche, es elmayor campo petrolero de México (arriba).Descubierto en 1979, produce aproximadamente1.6 millones de barriles [407,000 m3] de petróleopor día—42% de la producción diaria deMéxico—de formaciones fracturadas o caverno-sas de carbonatos del Paleoceno y del CretácicoSuperior. Este campo también contribuye con el30% de la producción de gas de las zonas marinasde México. Las pérdidas de circulación durantelas operaciones de perforación y cementación eneste campo constituyen un gran desafío para eloperador—PEMEX Exploración y Producción—debido a la posibilidad de inducir fracturas. Existela posibilidad de un aislamiento de las formacio-nes inadecuado, ya que es difícil emplazar unacolumna de lechada de cemento lo suficiente-mente alta en el espacio anular.

Se han intentado muchas técnicas de cemen-tación con cementos convencionales, pero losresultados no han sido completamente satisfac-torios. El emplazamiento inadecuado de laslechadas de bombeo inicial y de cola en opera-ciones convencionales tuvo como resultado altoscostos de cementación correctiva, y aún así nofue posible cubrir toda la sección revestida.

La adición de un empaquetador de revestimientoayudó a eliminar la cementación correctiva en laparte superior de la tubería de revestimiento, peroel emplazamiento de la lechada en el resto de lasección siguió siendo un desafío, incluso cuandose utilizaron dos tipos de lechadas. Las operacio-nes que utilizaron una única lechada convencionalde 1.35 g/cm3 [11.3 lbm/gal] tuvieron como resul-tado un aislamiento inadecuado de la formaciónexpuesta y sólo una modesta mejora en la alturade la columna de cemento en el espacio anular.

El gradiente de fractura de la formación LaBrecha es de 5.88 kPa/m [0.26 lpc/pie]. La permea-bilidad de la formación puede llegar a 5 darcys. Laformación se perfora utilizando un fluido de perfo-ración con 65% de emulsión diesel y una densidadde 0.89 g/cm3 [7.4 lbm/gal]. Las pérdidas de circu-lación son tan grandes que ningún fluido retorna ala superficie durante la perforación. El fluido deperforación de baja densidad puede ayudar a des-plazar los recortes de perforación hacia fracturas ycavidades naturales, limitando las pérdidas de flui-dos durante las operaciones de cementación.Puesto que no hay otra manera de mantener elcontrol del pozo durante la perforación y la cemen-tación, se bombea agua de mar hacia el interior delespacio anular durante la perforación, con el fin decontrolar la migración de gas.

En esta área son esenciales las lechadas decemento con una densidad similar a la del fluidode perforación para reducir al mínimo las pérdi-das posteriores hacia la formación. No es prác-tico el uso de cemento energizado, debido a suspoco adecuadas propiedades al fraguar con tanbaja densidad. Las lechadas LiteCRETE se endu-recen en sólo 3 horas, alcanzan una alta resis-tencia a la compresión, de 2000 lpc [13.8 MPa],en 16 horas, tienen una pérdida de fluidos relati-vamente baja (26 cm3/30 minutos) y poseen den-sidades extremadamente bajas; propiedadesapreciadas por el operador.

Las lechadas ultraligeras se han utilizado conéxito en tres pozos del Campo Cantarell. Por ejem-plo, se utilizó una lechada LiteCRETE de 1.1 g/cm3

[9.2 lbm/gal] en el Pozo 2091, que había sido pro-fundizado hasta los 2905 m [9531 pies] y se habíadesviado 56° en busca de reservas adicionales depetróleo. Se penetraron varias zonas de pérdidasde circulación, perdiéndose 15,300 bbl [2430 m3]de fluidos de perforación. Sin embargo, secementó con éxito una tubería de revestimientode 5 pulgadas, utilizando una lechada LiteCRETEde 1.1 g/cm3 (página siguiente). Se utilizó la tec-nología SFM para mezclar la lechada y controlarsu calidad de manera continua. Por primera vez eneste campo, la lechada cubrió completamente el

12 Oilfield Review

MÉXICO

MÉXICO

Cantarell

Golfo de México

N 0

0 25 50 millas

25 50 75 km

> Campo Cantarell, México.

Otoño de 2001 13

Registro de Densidad Variable

Parte superior de la tubería de revestimiento de 5 pulgadasa 2361 m

Parte inferior de la tubería de revestimiento de 5 pulgadas a 2901 m

Tubería de revestimiento de 75⁄8 pulgadas a 2565 m Línea de

adherencia

Intervalo abierto de 2485 a 2510 m, pérdida total de circulación Tope del cemento

a 2490 m (70 m encima de la zapata de revestimiento de 75⁄8 pulgadas)

µsec

Collares AmplitudMin200 1200

MaxCBL sintético discriminado

mV 1000

Tensiónlbf

0 100Rayos gamma

API 1000

,Aislamiento de la zona productiva en el PozoCantarell 2091. La evaluación de la cementacióncon el registro CBT confirmó que, por primeravez en el Campo Cantarell, el cemento cubriótoda la sección detrás de la tubería de revesti-miento de 5 pulgadas, como se muestra en eldiagrama esquemático del pozo (izquierda) y suregistro (derecha). El Carril 1 muestra el registrode rayos gamma (verde), los tiempos de tránsito(azul y rojo) y el localizador de los collares de latubería de revestimiento (negro). La tensión delcable se indica en el Carril 2. La amplitud, que semuestra en el Carril 3, es relativamente baja pordebajo de los 2490 m, lo que confirma la presen-cia de cemento detrás de la tubería de revesti-miento. Los datos de Densidad Variable se indi-can en el Carril 4, con señal de la tubería derevestimiento débil o inexistente y respuestas dela formación por debajo de los 2490 m, indicandocemento detrás de la tubería de revestimiento.La mayor amplitud y las fuertes respuestas de latubería de revestimiento por encima de los 2490m demuestran que no hay cemento arriba de los2490 m. El registro de adherencia de cemento noalcanzó la profundidad total, debido a que elpozo fue desviado 56º.

espacio anular, un logro clave en este ambientelleno de desafíos. La zapata se probó con éxito a500 lpc [3447 kPa].

En el Pozo Cantarell 53D, las pérdidas defluido durante la perforación totalizaron 7100 bbl[1130 m3]. Se cementó con éxito una tubería derevestimiento de 95⁄8 pulgadas a través de variaszonas de pérdida de circulación, utilizandolechada LiteCRETE de 1.1 g/cm3, la cual se mez-

cló de manera continua. El sistema SFM aseguróque la lechada tuviera un 53% de fracción sóliday fuera homogénea, estable y fácil de bombear.En el Campo Cantarell, es común no tener retor-nos, pero durante este trabajo se observaronretornos parciales.

La tubería de revestimiento de 5 pulgadas enun tercer pozo, el Pozo Cantarell 61, fue cementadautilizando lechada LiteCRETE de 1.1 g/cm3 después

de que las pérdidas de fluidos de perforación tota-lizaron 14,800 bbl [2350 m3]. Se obtuvieron regis-tros del tope del cemento en la parte superior de latubería de revestimiento y el registro CBT mostrómás de un 90% de adherencia a lo largo de la sec-ción cementada (izquierda). Nuevamente, se aplicóla tecnología SFM, registrando una fracción sóliday densidad estables durante el mezclado continuo.

PEMEX tiene planes para perforar 90 pozosmás en el Campo Cantarell. Se espera que otroproyecto futuro, el desarrollo de reservas depetróleo más profundas en la trampa Sihil bajo elCampo Cantarell, también se beneficie de la tec-nología de cementación ultraligera.

Eliminación de la cementación en etapas múltiples Las prácticas óptimas de cementación puedenresolver problemas mediante la eliminación deoperaciones de cementación en etapas múlti-ples, limitando la necesidad de aplicar cementa-ción correctiva y proporcionando excelenteaislamiento de las formaciones con lechadasligeras. En muchos campos de Medio Oriente lacementación de pozos es un desafío, especial-mente el logro de retornos del cemento a lasuperficie. Las pérdidas de circulación y el bajogradiente de fractura de las formaciones carbo-natadas requieren el uso de cemento ligero. Lasgradientes de fractura pueden llegar a ser tanbajos como 8.2 lbm/gal, lo que significa quehasta una columna de fluidos compuesta sólo poragua puede fracturar estas formaciones.

Para complicar aún más las cosas, en variasformaciones existe el potencial de corrosión dela tubería de revestimiento por el agua de forma-ción si el aislamiento no resulta adecuado.

14 Oilfield Review

Parte superior de la tubería de revestimiento de 5 pulgadas a 2460 m

Intervalo abierto de 2520 a 2545 m, pérdida total de circulación

Pérdida parcial a totalde circulación durantela perforación

Tubería de revestimientode 7 pulgadas a 2596 m

Parte inferior de latubería de revestimientode 5 pulgadas a 3004 m

> Éxito continuo. El Pozo Cantarell 61 también tiene cemento LiteCRETE en laparte superior de la tubería de revestimiento de 5 pulgadas, a pesar de los de-safíos planteados por las grandes pérdidas de circulación. El Carril 1 muestrael registro de rayos gamma (verde), los tiempos de tránsito (azul y rojo) y ellocalizador de los collares de la tubería de revestimiento (negro). La tensióndel cable se indica en el Carril 2. La amplitud se muestra en el Carril 3 y losdatos de Densidad Variable se indican en el Carril 4. El tope del cemento apa-rece por encima de los 2550 m, evidenciado por el gran aumento de amplitudarriba de dicha profundidad y por el abrupto cambio de la respuesta delregistro de Densidad Variable.

13. El cemento puzolánico está compuesto de material silí-ceo producido por actividad volcánica o quema de hulla.

14. Para obtener mayor información acerca de los sistemasde cemento, consulte: Le Roy-Delage S, Baumgarte C,Thiercelin M y Vidick B: “New Cement Systems forDurable Zonal Isolation,” artículo IADC/SPE 59132, pre-sentado en la Conferencia sobre Perforación de lasIADC/SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 23 al 25 defebrero de 2000.Baumgarte C, Thiercelin M y Klaus D: “Case Studies ofExpanding Cement to Prevent Microannular Formation,”artículo de la SPE 56535, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de las SPE, Houston, Texas,EUA, 3 al 6 de octubre de 1999.Thiercelin MJ, Dargaud B, Baret JF y Rodríguez WJ:“Cement Design Based on Cement MechanicalResponse,” artículo de la SPE 38598, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, SanAntonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997.

15. Mohammedi N, Ferri A y Piot B: “Deepwater WellsBenefit from Cold-Temperature Cements,” World Oil 222,no. 4 (Abril de 2001): 86, 88 y 91.Piot B, Ferri A, Mananga S-P, Kalabare C y Viela D: “WestAfrica Deepwater Wells Benefit from Low-TemperatureCements,” artículo de las SPE/IADC 67774, presentadoen la Conferencia y Exhibición Anual sobre Perforaciónde las SPE/IADC, Amsterdam, Holanda, 27 de febrero al1 de marzo de 2001.

Otoño de 2001 15

Como en cualquier otra región, el balanceentre el costo y la calidad es importante para losoperadores de Medio Oriente; la cementacióncorrectiva agrega gastos y complica las operacio-nes del campo. Dada la necesidad de un cementofraguado de alta calidad y una lechada de bajadensidad, los operadores han usado la tecnologíaCemCRETE por varios años.

Las lechadas LiteCRETE más ligeras permitena los operadores combatir la corrosión de la tube-ría de revestimiento, lograr un buen aislamientode las formaciones y evitar el flujo transversalentre zonas de pérdidas de circulación y forma-ciones débiles. Las lechadas ligeras permitenuna cementación en una sola etapa con unalechada que, una vez fraguada, muestra unabuena resistencia a la compresión y una baja per-meabilidad a los fluidos de la formación.

En muchos casos, las operaciones en dos eta-pas son necesarias debido a la gran longitud—que a menudo supera los 3500 pies [1067 m]—deespacio anular no cementado y a la debilidad de

las formaciones. En un pozo, la primera etapaconsistió en 71 bbl [11 m3] de lechada LiteCRETEde 8.2 lbm/gal bombeada delante de la lechadade cola de 15.8 lbm/gal [1.9 g/cm3]. En lasegunda etapa, 240 bbl [38 m3] de lechadaLiteCRETE de 8.2 lbm/gal precedieron a los 131bbl [21 m3] de lechada de cemento convencionalde 12.5 a 15.8 lbm/gal [1.50 a 1.90 g/cm3]. Laoperación se llevó a cabo sin dificultades, conretornos parciales a la superficie. Un trabajo dellenado del espacio anular de 20 bbl [3 m3] llevóel cemento hasta la superficie, indicando que eltope del cemento logrado con el trabajoLiteCRETE fue relativamente alto. Anteriormente,se requerían tres o cuatro trabajos de llenado del espacio anular para llevar el cemento a lasuperficie. La resistencia a la compresión de la lechada LiteCRETE a las 24 horas fue de 1175lpc [8101 kPa].

En otro pozo, se cementó una tubería derevestimiento de 133⁄8 pulgadas desde los 3368pies [1027 m] hasta la superficie en dos etapas.

Previamente, pozos similares se cementaban conoperaciones en tres etapas. Un objetivo clave fueaislar una zona de poca profundidad y expuesta apérdidas de circulación. El pozo se perforó con unfluido de perforación de 8.6 lbm/gal [1.03 g/cm3],de modo que primero se bombearon 315 bbl [50m3] de lechada LiteCRETE de 8.4 lbm/gal [1.00g/cm3], seguida de 30 bbl [4.7 m3] de cementocomún Portland Clase G de 15.8 lbm/gal. Lasoperaciones de cementación se llevaron a cabosin dificultades según lo diseñado, con 98% deretorno de lechada de bombeo inicial y 100% deretorno de lechada de cola en la primera etapa dela operación. El objetivo de un 54% de fracciónsólida se mantuvo utilizando la tecnología SFM(izquierda). La resistencia a la compresión de lalechada LiteCRETE a las 24 horas fue de 1300 lpc[8963 kPa] a 119°F [48°C]. La segunda etapa, queconsistió en bombear 152 bbl [24 m3] de lechadapuzolánica de 13.5 lbm/gal [1.62 g/cm3], tuvo unretorno del 100%.13

Desarrollos futurosLa tecnología LiteCRETE está teniendo éxito enambientes en que otros cementos ligeros y ultra-ligeros han probado no ser óptimos, haciendoposible el aislamiento de zonas de baja presiónque no pueden tolerar fluidos más pesados que elagua. A junio de 2001, se habían llevado a cabomás de 35 trabajos con LiteCRETE con densida-des menores a 10 lbm/gal [1.20 g/cm3] en Eu-ropa, Medio Oriente, y América Central y del Sur.La mayoría de estas operaciones incluyeron mez-clado continuo con la nueva tecnología SFM. Elvolumen total bombeado utilizando la tecnologíaSFM supera los 25,000 bbl [3970 m3] sin fallas.

El éxito del diseño de la distribución del ta-maño de las partículas está abriendo el camino aldesarrollo de tecnologías para aplicaciones decementación más exigentes. Las nuevas aplica-ciones de esta tecnología ofrecen cementos másduros y flexibles.14 La cementación en aguasprofundas a bajas temperaturas también estámejorando, a medida que se modifican nuevastecnologías de cementación para ajustarlas a lascondiciones de cementación más extremas.15 Lacementación a altas temperaturas sigue siendoun desafío, pero se está trabajando en la direc-ción correcta para satisfacer las exigencias espe-cíficas de los ambientes de cementación másdifíciles. —GMG

100

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Fracción sólida, %

Volu

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, %

88% del volumen +/–2% del objetivo de fracción sólida99% del volumen +/–0.2 lbm/gal

> Operaciones según lo diseñado. La tecnología SFM (arriba) ayudó a los ingenieros de campo a man-tener el objetivo de un 54% de fracción sólida (abajo) en todas las operaciones de cementación.

16 Oilfield Review

Elevación de los estándares de calidad de los datos sísmicos

Phil ChristieDavid NicholsAli ÖzbekCambridge, Inglaterra

Tony CurtisLeif LarsenAlan StrudleyGatwick, Inglaterra

Randall DavisHouston, Texas, EUA

Morten SvendsenAsker, Noruega

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Mark Egan, Olav Lindtjorn y Steve Morice,Gatwick, Inglaterra; y Peter Canter, Leendert CombeeJames Martin y Nils Lunde, Asker, Noruega. Se extiende unreconocimiento especial a todos los miembros de losDominios de Adquisición Central, Posicionamiento y

Los datos sísmicos han mejorado, gracias a un grupo de ingenieros y geofísicos que

desarrollaron el sistema de adquisición sísmica marina más avanzado del mundo.

Hay que ver la nitidez de las nuevas imágenes para creerlo.

Durante los últimos 20 años, la industria delpetróleo y del gas se ha beneficiado de notablesavances en las técnicas sísmicas. En lugares enque antes los levantamientos sísmicos cubrían unfragmento bidimensional del subsuelo, ahora esposible ver volúmenes tridimensionales. La adqui-sición marina de datos que comenzó con un únicocable de sensores que se llevaba a remolque;ahora implica la instalación de un conjunto decables sísmicos marinos que cubren un área deltamaño de un campo de golf. Los levantamientossísmicos marinos y terrestres son preprocesadosa bordo o en el campo, reduciendo el tiempo deentrega de los datos de años a semanas. Loscables para fondo marino con múltiples compo-nentes registran las ondas de compresión y decizalla para el análisis de la litología y del conte-

nido de fluidos del yacimiento. Un sofisticado pro-cesamiento de datos y mejores capacidades decomputación permiten a los geofísicos extraerimágenes de ambientes geológicos notablementedifíciles, como zonas de fallas complejas, áreasbajo domos salinos y por debajo de yacimientossomeros de gas. Los registros adquiridos paraaplicar la técnica de lapsos de tiempo ayudan alos científicos a comprender y rastrear los cam-bios en los fluidos, las presiones y los esfuerzos amedida que se producen los hidrocarburos, facili-tando una óptima explotación de las reservas.

Estas innovaciones están ayudando a hacerde los datos sísmicos una herramienta vital paracada etapa de las iniciativas de Exploración yProducción (E&P, por sus siglas en inglés), en unmomento en que muchas compañías petroleras

Recepción del Centro de Tecnología de Oslo, Noruega, porsu contribución a la excelente iniciativa de ingeniería des-crita en este artículo.Monowing, Q, Q-Fin, Q-Marine y TRINAV son marcas deWesternGeco.

Otoño de 2001 17

están poniendo énfasis en mejorar la producciónde los activos existentes.

La optimización y el rápido desarrollo de nue-vos activos a partir de una cantidad menor depozos, aumentan la dependencia en la geofísicade los yacimientos para construir modelos delsubsuelo que tengan un poder predictivo real.

Debido a que un gran número de los usosrecientemente inventados—procesamiento deimágenes para ubicación de pozos, predicción dela presión de poro y monitoreo de los frentes defluidos—requieren datos extremadamente preci-sos, existe una creciente demanda de datos de lamayor calidad posible. Para datos sísmicos, laalta calidad se define como una alta relaciónseñal-ruido y un gran ancho de banda, o rango defrecuencias contenido en la señal. A lo largo delos años, se ha puesto una gran atención y cui-dado en el desarrollo de programas de diseño delevantamientos sísmicos y de esquemas eficacesde procesamiento de datos, con el objetivo deaumentar la calidad de la señal al mejorar elancho de banda y las amplitudes de la señalobtenida, y suprimir el ruido para aprovechar almáximo cada bit de datos que se obtenga. Pero

cabe la siguiente pregunta, ¿es posible obtenerdatos sísmicos aún mejores? La respuesta es sí,pero para comprender cómo, primero debemosexaminar el problema del ruido.

¿Qué causa el ruido?Hace unos 10 años, los científicos e ingenierosde lo que hoy es WesternGeco comenzaron aexaminar el origen del problema del ruido.Propusieron una iniciativa de dos etapas y con-ceptualmente simple para mejorar la calidad delos datos marinos. En primer lugar, identificarcada fuente significativa de ruido en los datossísmicos y luego suprimirla o minimizarla.

A través de un exhaustivo análisis de losdatos obtenidos a partir de los sistemas de adqui-sición existentes y de un modelado adicional,fueron capaces de cuantificar el nivel de ruido enrelación con la señal para cada tipo de ruido(arriba). Se tuvieron en cuenta docenas de causaspotenciales, incluidos el posicionamiento de lafuente y del receptor, las distorsiones debidas alas variaciones de la fuente, la sensibilidad delreceptor, los sistemas electrónicos de grabación yel movimiento de las embarcaciones y del agua.

Se determinó que las fuentes predominantes deruido fueron la acción del oleaje en la superficie,la variación en las características de la fuente ylos errores de posicionamiento asociados con losgrupos de recepción. En algunos casos, los nive-les de ruido fueron lo suficientemente altos comopara dificultar la interpretación de las imágenesobtenidas. Sólo mediante la reducción del ruido asu nivel más bajo posible, se pueden utilizar losdatos sísmicos para una interpretación estrati-gráfica confiable mediante la técnica de lapsosde tiempo.

Este artículo detalla los esfuerzos de los geo-físicos, ingenieros y expertos en procesamientode señales para reducir al mínimo estas fuentesde ruido, mejorar la calidad de la señal y produ-cir imágenes adecuadas para una interpretaciónen detalle. Se describe cómo los métodos tradi-cionales de adquisición de datos y de supresiónde ruidos resultan insuficientes y cómo los avan-ces en los sistemas de adquisición de datos—especialmente un nuevo enfoque de puntoreceptor—están contribuyendo a obtener un saltosignificativo en la calidad de los datos sísmicos.

> Fuentes significativas de ruido detectadas en datos sísmicos marinos. Las barrashorizontales muestran los niveles de ruido presentes en los datos estándar procesa-dos. Los efectos del ruido del oleaje y la variación fuente-señal se pueden aminorarmediante un procesamiento que reduce el ruido a los niveles indicados por las flechas.Las bandas de color vertical muestran el nivel de ruido que se puede tolerar en dife-rentes aplicaciones de datos sísmicos interpretados. Para la interpretación estructu-ral, se pueden tolerar niveles de ruido mayores que para la interpretación estratigrá-fica, y la interpretación de datos sísmicos para monitoreo de yacimientos mediante latécnica de lapsos de tiempo requiere los menores niveles de ruido posibles.

Monitoreo del yacimiento mediante latécnica de lapsos de tiempo

Nivel decreciente de ruido por debajo de la señal

Variación de sensibilidad del sensor,pérdidas de nivel del hidrófono

Ruido del oleaje

Variación fuente-señal

Direccionalidad de la fuente

Precisión del posicionamiento

Repetibilidad del posicionamiento

Interpretación estructural

Interpretación estratigráfica

Adquisición tradicional de datos marinosLos levantamientos sísmicos marinos se obtienenmediante embarcaciones que remolcan cablessísmicos, o cables instrumentados, para grabarseñales de tiros disparados a medida que laembarcación maniobra a lo largo del objetivo(derecha). Un típico cable sísmico marino tieneuna longitud de 3000 a 8000 m [9800 a 26,200pies] y, en la adquisición convencional de datos,arrastra cientos de grupos receptores de 12 a 24hidrófonos que alimentan un canal de registroúnico (abajo). En principio, la suma de las señalesdetectadas antes de efectuar el registro—unpaso llamado formación del conjunto—mejora larelación señal-ruido. Sin embargo, la formacióndel conjunto puede dañar de manera irreparablela fidelidad de la señal y reducir la eficacia de lospasos de procesamiento subsiguientes, destina-dos a atenuar el ruido que pasa por el cable sís-mico. Para reducir al mínimo el ruido de las olas enla superficie del mar, los cables sísmicos se remol-can a una profundidad especificada en la etapa deplaneamiento del levantamiento, usualmente de6 a 10 m [20 a 33 pies]. El remolque a menoresprofundidades puede aumentar el contenido dealta frecuencia de la señal registrada, pero por logeneral también aumenta el nivel de ruido.

Las embarcaciones para alto rendimiento deadquisición de datos pueden remolcar de 12 a 16cables sísmicos, con una separación de 50 a 100m [160 a 330 pies] entre sí. Los deflectores basa-dos en la tecnología Monowing de cables sísmi-cos múltiples, se instalan en la parte delantera delcable sísmico para ayudar a mantener el espacio deseparación entre los cables.1 Mientras los deflec-tores Monowing controlan la separación de loscables sísmicos en la parte delantera, lo que ocu-rre después de ese punto es cosa de la naturaleza.

Actualmente, las mareas y otras fuerzas pue-den hacer que los cables sísmicos se levanten ose desplacen hacia los lados desde las posicionesprogramadas y, en casos extremos, se puedenenredar. Los cables sísmicos enredados se deben

llevar nuevamente a las embarcaciones y desen-redarse en forma manual, generando tiempo noproductivo.

Cualquier aplicación de datos sísmicosrequiere información precisa acerca de la posi-ción, y algunos usos, como el monitoreo sísmicomediante la técnica de lapsos de tiempo, exigenun posicionamiento repetitivo. Para asegurar quela disposición para la adquisición de datos seencuentre documentada con precisión, se utilizansensores de posicionamiento para determinar laposición de cada fuente y receptor en cada puntode tiro a medida que avanza la embarcación. Lasmediciones a través del Sistema de Posiciona-miento Global (GPS, por sus siglas en inglés) uti-lizan satélites para detectar y apuntar la posiciónde la embarcación con una resolución de tres

metros. Con los sistemas tradicionales, las posi-ciones de las fuentes y los receptores sísmicos enrelación con la embarcación se calculan utilizandoinformación enviada por sensores acústicos ysensores de cabecera montados en las redes decables sísmicos, al comienzo y al final de cadacable (página siguiente, extremo derecho). Lasposiciones delantera y trasera de los cables sís-micos se conocen con precisión. Sin embargo, lasposiciones de sensores individuales se estiman apartir de la forma de un cable sísmico marino, quese calcula mediante el uso de sensores de cabe-cera montados en cables sísmicos ubicados enunos pocos puntos a lo largo del cable, lo quepuede introducir errores significativos.

La típica fuente sísmica es un conjunto com-puesto por subconjuntos, cada uno de los cuales

18 Oilfield Review

> Cables sísmicos marinos, o cables instrumentados, para registrar señales a medida que la embarcaciónsísmica avanza a lo largo del objetivo.

> Grupos intercalados de hidrófonos que alimentan un canal de registro único. Las señales de cada hidrófono en un grupo se suman para producir una únicatraza registrada por grupo.

Grupo convencional único, 24 hidrófonos individuales

Grupos análogos convencionales 12.5 mintervalo del grupo

16.12 mlongitud del grupo

16.12 mlongitud del grupo

Otoño de 2001 19

contiene hasta seis cañones de aire, separadospor unos 3 m [10 pies] (abajo). Como los cablessísmicos marinos, los conjuntos de cañones deaire son remolcados a una profundidad de 6 a 10m. Los conjuntos arrastrados a menor profundi-dad producen resultados insuficientes; en lugarde una ráfaga de cañones de aire que se propagaen dirección descendente, sólo se producen bur-bujas en la superficie del mar, ya que no hay sufi-ciente presión hidrostática para formarlas demanera adecuada. Las fuentes producen señalesque son alteradas por interferencias destructivasentre las ondas de sonido directas descendentesy las ascendentes primero, y se reflejan en lasuperficie marina—fantasmas—sólo unos cuan-tos milisegundos después. De manera similar, losreceptores sufren interferencias entre las refle-xiones ascendentes y los fantasmas descenden-tes, reflejados en la superficie marina. Mientrasmás cerca de la superficie se encuentren lafuente o el cable sísmico, habrá mayor contenidode alta frecuencia en la señal registrada, peroserá mayor la pérdida de bajas frecuencias depenetración profunda y también será mayor elruido. Mientras más profundo se encuentren lafuente o el cable sísmico, mayor será el conte-nido de baja frecuencia y menor el ruido, pero acosta de perder señales de alta frecuencia. Laseñal de un conjunto de fuentes puede variar dedisparo a disparo, dependiendo de las variacio-nes en los tiempos individuales de disparo delcañón, la presión de la cámara del cañón, la geo-metría del conjunto y la imposibilidad de hacerun disparo. Estas variaciones de disparo a dis-paro pueden reducir la precisión y la capacidadde repetición de los levantamientos sísmicos.

Adquisición marina mejoradaLos geofísicos e ingenieros de WesternGeco dise-ñaron varias maneras de suprimir el ruido relacio-nado con los cables sísmicos, el posicionamiento ylas fuentes; ruido que dificulta la adquisición tradi-cional. Varios equipos del Centro de Tecnología deOslo, Noruega, cooperaron para superar los enor-mes desafíos técnicos que implicaban perfeccionarla tecnología Q de punto receptor. El resultado desu trabajo, el sistema Q-Marine, proporciona datossísmicos marinos de calidad insuperada hastaahora. El nuevo sistema incluye mejoras en la sen-sibilidad del receptor y de la precisión del posicio-namiento, cables sísmicos direccionables, unmejor control de la fuente y una adquisición depunto receptor que proporciona de manera consis-tente datos repetibles de alta calidad.

Para solucionar el problema de la variación desensibilidad de los receptores, los ingenieros defabricación crearon nuevos hidrófonos tubularesde alta fidelidad, con especificaciones de sensi-bilidad estrictas y estables. Por lo general, loshidrófonos sufren presiones hidrostáticas quecon el tiempo pueden afectar la sensibilidad oincluso destruir los sensores. Los nuevos hidrófo-nos tienen una capacidad mucho mayor de super-vivencia a cierta profundidad y sensibilidadesmás estables, ya que se prueban en el proceso defabricación y se desempeñan de manera cons-tante en lo sucesivo. Cada hidrófono tiene su pro-pio certificado de calibración, y todos los valoresde sensibilidad se almacenan en los dispositivoselectrónicos del cable sísmico para calibraciónautomática de datos.2

Fuente

Cable sísmico marino

Hidrófono

Brújula

Flotación

Giróscopo Red delantera

Distancia de 3000 m

Red posterior

> Posicionamiento de redes en las partes de-lantera (arriba) y posterior (abajo) de los ca-bles sísmicos. Los sensores del Sistema dePosicionamiento Global (GPS, por sus siglasen inglés), las brújulas y los sensores acústi-cos proporcionan mediciones que ayudan acalcular la posición de las fuentes y de losreceptores en el conjunto de cables sísmicos.

> Cada subconjunto de cañones de aire contiene seis cañones de aire. La calidad de cada disparosísmico depende del tamaño, de la ubicación y del tiempo de disparo de cada cañón del conjunto.

Separación delos subconjuntosde 15 a 20 m

Configuración típica

Subconjunto de 18.5 m,seis posiciones de cañón por subconjunto

Profundidadde remolquede 6 a 10 m

1. Beckett C, Brooks T, Parker G, Bjoroy R, Pajot D, Taylor P,Deitz D, Flatten T, Jaarvik LJ, Jack I, Nunn K, Strudley A yWalker R: “Reducing 3D Seismic Turnaround,” OilfieldReview 7, no. 1 (Enero de 1995): 23-37.

2. Svendsen M y Larsen L: “True 4D-Ready-Seismic UtilizingQ-Marine,” artículo de la OTC 13163, presentado en laConferencia de Tecnología Marina, Houston, Texas, EUA,30 de abril al 3 de mayo de 2001.

Con los avances recientes acontecidos en laelectrónica y en las redes de fibra óptica, el sis-tema puede registrar más de 4000 hidrófonos porcable sísmico de 12 kilómetros [8 millas], para unmáximo de 80,000 canales. La cuadruplicaciónresultante en la capacidad del ancho de banda, encomparación con los sistemas de adquisición tra-dicionales, abre la posibilidad de subir al barco losdatos de punto receptor recién adquiridos, paraefectuar un procesamiento avanzado con algorit-mos digitales de formación de grupos, los cualesse abordarán más adelante en este artículo.

El nuevo sistema de adquisición lleva un sis-tema de establecimiento de rangos acústicos entoda la longitud del cable sísmico. Las fuentesacústicas distintivas ubicadas cada 800 m [2600pies] a lo largo de los cables sísmicos emitenseñales que se pueden grabar en cualquier hidró-fono sísmico. La temporización relativa de cadallegada de datos permite computar un conjunto derangos o distancias entre la fuente y los hidrófo-nos a través de toda la red (abajo a la izquierda).Los rangos acústicos se usan como información deentrada para un ajuste de los rangos de la red que

se extienden entre lecturas del GPS. El resultadoes una precisión absoluta de posicionamientodentro de los 4 m [13 pies] en cualquier punto a lolargo de los cables sísmicos. El esfuerzo computa-cional necesario para resolver el ajuste de la reden el mar es muchas veces mayor que el necesa-rio para alcanzar una solución convencional.

Mientras todos los sistemas tradicionales deadquisición de datos permiten controlar laprofundidad del cable sísmico, sólo el método Q-Marine permite un direccionamiento horizon-tal activo además del control de profundidad.

20 Oilfield Review

> Nuevo sistema de posicionamiento Q-Marine implementando una completa red acústica alo largo de todo el cable sísmico. Ahora se puede calcular el posicionamiento del receptor den-tro de los 4 m [13 pies] en cualquier punto a lo largo de los cables sísmicos. Además de la in-formación de rango (naranja) de las redes posteriores (izquierda) y delanteras (derecha), lared completa de cables sísmicos para esta configuración de 10 cables sísmicos calcula ran-gos de cientos de puntos intermedios (azul).

10,000 8000 6000 4000 2000 0

Distancia de la embarcación, m

Sistemas de establecimiento de rangos acústicos

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–200

–300

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10 cm

4 pulgadas

> Dispositivo de direccionamiento Q-Fin para controlar la separación y la posición de loscables sísmicos mediante el direccionamiento horizontal y vertical del cable sísmico.

Otoño de 2001 21

La orientación del cable sísmico se puede modi-ficar lateralmente para lograr una coberturaóptima, permitiendo que los cables sísmicossean remolcados con separaciones tan pequeñascomo de 25 m [82 pies], lo que reduce en granmedida el riesgo de enredos. Una separaciónpequeña entre cables sísmicos permite un mues-treo de mayor resolución para lograr un mejorprocesamiento de imágenes, y el equipo marinose puede dirigir de manera segura cerca de peli-gros potenciales, tales como las instalaciones desuperficie. Los cables sísmicos direccionablesson ideales para levantamientos sísmicos deyacimientos, ya que permiten giros de embarca-ciones significativamente más rápidas, lograndoun ahorro de tiempo de gran importancia en

levantamientos efectuados sobre superficiesrelativamente pequeñas. El control de la direc-ción mejora la logística de la instalación y larecuperación de los cables sísmicos, otorgandomayor seguridad a la cubierta trasera. Las opera-ciones de adquisición de datos son más seguras,ya que requieren menor tiempo operativo sobrela cubierta trasera.3

Los dispositivos de direccionamiento se ubi-can cada 400 a 800 m [1300 a 2600 pies] a lolargo del cable sísmico. El sistema de direcciona-miento Q-Fin de WesternGeco tiene aletascontrolables de manera independiente para diri-gir los cables sísmicos hacia arriba, hacia abajo yhacia los lados (página anterior, abajo). A dife-rencia de los dispositivos tradicionales, que se

sujetan con abrazaderas debajo del cable sís-mico, el ensamblaje del sistema Q-Fin es parteintegral del cable sísmico. Esta innovadora confi-guración maximiza la elevación hidrodinámica yayuda a reducir el ruido acústico asociado con ladirección del cable sísmico.

El mecanismo Q-Fin se controla mediante uncontrolador de dirección, el que compara las posi-ciones de los cables sísmicos calculadas en elsistema de navegación con las posiciones desea-das y ajusta la orientación del cable sísmicosegún se requiera (arriba). El controlador calculalas fuerzas que se requieren para que cada aleta

Cables sísmicos

Controlador del posicionamiento

Datos del rango

Sistema de navegación TRINAV

Datos denavegación

Datos delposicionamiento

Posiciones del cablesísmico requeridas

Posiciones delcable sísmico medidas

Controlador de direccionamiento

> Flujo de los datos de direccionamiento de los cables sísmicos. Los datos de posicionamiento que provienendel cable sísmico se ingresan al controlador del posicionamiento, el que calcula las posiciones del cable sís-mico en términos de rangos, o distancias, entre hidrófonos. El sistema de navegación TRINAV usa los rangospara calcular las posiciones reales, las cuales se registran como datos de navegación, y además entrega lasposiciones al controlador del direccionamiento para retroalimentar los cambios, si fuese necesario.

3. Swinsted N: “Una mejor manera de trabajar,” OilfieldReview 11, no. 3 (Otoño de 1999): 50-64.

direccionadora coloque a todos los cables sísmi-cos en sus ubicaciones adecuadas (arriba).

La capacidad de dirección de los cables sís-micos Q-Marine reduce la necesidad de líneas derelleno; las líneas que se disparan para llenarvacíos después de que se completa la mayorparte de la adquisición de datos. Esto se traduceen un menor tiempo de ejecución de los levanta-mientos y en un menor tiempo no productivo. Unmejor direccionamiento también produce datosde mayor calidad, ya que un espaciado de líneassísmicas consistente proporciona una coberturade área más uniforme.

Para reducir aún más el ruido, los expertos enfuentes sísmicas han diseñado mejoras en losconjuntos marinos de cañones de aire, que gene-ran tanto energía sísmica como ruido no deseado.Las variaciones de un disparo al siguiente a lasalida de un conjunto de cañones de aire produ-cen ruido no deseado en las señales registradas.Los sistemas de control de los conjuntos de caño-nes están diseñados para evitar que esto ocurra,pero los eventos fuera de las tolerancias de lossistemas de control pueden conducir a niveles

inaceptables de variación en la salida del con-junto. Los cambios menores de presión de aire endiferentes cañones y la acción de las olas en lasuperficie del mar pueden provocar una señal defuente impredecible. Para compensar estas situa-ciones, se deben medir y calibrar las variacionesen el campo de presión que rodea los cañones deaire, debido a la presencia de otros cañones deaire y otras variaciones de la presión hidrostática.

Puesto que la señal de fuente se debe elimi-nar, o deconvolucionar, de los datos registradosantes de un procesamiento más detallado, lafalta de una señal completamente predecible haobligado a los geofísicos a confiar en técnicas dedeconvolución basadas en métodos estadísticos.Sin embargo, estas técnicas proporcionan sólorespuestas aproximadas y pueden no dar cuentade las variaciones generadas por la fuente. Lasolución para este problema consiste en un avan-zado sistema de control de fuente y en una téc-nica de estimación de la señal.

Los dispositivos electrónicos de control defuente en los subconjuntos de cañones de airesincronizan y activan cada cañón, basándose en

su salida acústica. La comunicación con laembarcación se efectúa mediante líneas de fibraóptica, reemplazando los sistemas bidirecciona-les convencionales que pueden temporizar demanera errónea el disparo de los cañones amedida que envían señales desde y hacia laembarcación. Las antenas del Sistema dePosicionamiento Global instaladas en cada sub-conjunto proporcionan un posicionamiento pre-ciso de los cañones de aire.

La señal de presión cerca de cada cañón semide para proporcionar información a una téc-nica de estimación de las señales.4 Una disposi-ción de hidrófonos patentada, adyacente a cadaelemento del cañón de aire registra las presionesacústicas y define, para cada elemento del cañónde aire, una señal base que no contiene los efec-tos de los cambios de presión provenientes deotros cañones. Es posible computar una señal decampo lejano o la salida de fuente efectivadetectada por los hidrófonos del cable sísmico,sumando las señales base de todos los cañonesde aire junto con las reflexiones libres de fantas-mas de superficie.

22 Oilfield Review

Levantamiento sísmico 1 Levantamiento sísmico 2

> Dos levantamientos sísmicos (izquierda y derecha) con posiciones de cables sísmicos repetidas en una prueba con cuatrocables sísmicos. Para cada levantamiento se calculan las posiciones para los cuatro cables sísmicos (arriba), mostrando unaseparación constante entre ellos. Las fuerzas que se requieren para lograr las posiciones deseadas se indican con flechasblancas (abajo).

Otoño de 2001 23

Un ejemplo de la potencia de la técnica defuente marina calibrada (CMS, por sus siglas eninglés), proviene de la Cuenca Orca en las aguasprofundas del Golfo de México. En esta cuenca,un cuerpo de sal sobresale en el lecho marino,aumentando la salinidad de las aguas más pro-fundas. El contraste de la salinidad del aguamarina genera una reflexión fuerte, aislada y hori-zontal a 3.0 segundos de tiempo de tránsito doble(ida y vuelta), cerca de 200 milisegundos antes dela reflexión del lecho marino (abajo). Sin calibra-ción de fuente marina, las variaciones en las bur-bujas generadas por la fuente básica sonevidentes alrededor de los 3.15 segundos. Estasvariaciones, aunque parecen mínimas, afectan lasseñales posteriores y pueden llevar a interpreta-ciones erróneas. Después de la deconvoluciónCMS, se minimizan las amplitudes de burbuja ysus variaciones, de modo que las señales de losreflectores más profundos sean más claras.

Esta combinación de sensibilidad de receptorcalibrada, mejor capacidad de registro, mejorposicionamiento de los cables sísmicos, mejorcontrol de la fuente y estimación de las señales,fija las bases para una tecnología de avanzadaque distingue al sistema Q-Marine de otras téc-nicas de levantamiento sísmico marino. Esto esla adquisición de punto receptor. La adquisicióncon la técnica de punto receptor registra las tra-zas de receptores individuales, mientras que laadquisición convencional suma las trazas de ungrupo de receptores en un paso llamado forma-ción análoga de grupo, y luego graba esa suma(véase “Problemas del registro sísmico al utilizarconjuntos de sensores,” página 24).

La idea de adquirir datos de cada sensor indi-vidual en lugar de un grupo no es nueva. A fines dela década de 1980, los geofísicos de Shell propu-sieron un método similar y analizaron los benefi-cios potenciales.5 Se habían dado cuenta de que la

técnica tradicional que usaba un sistema deadquisición compuesto por grupos de cables con-vencionales no producía datos óptimos. Tambiénmostraron cómo el procesamiento de señales, o laformación digital de grupos, podía reproducir losefectos de filtrado deseados de la formación ana-lógica de grupo. Sin embargo, reconocieron que lasolución ideal—un sistema de un canal por hidró-fono—requeriría profundos cambios en los equi-pos y en las capacidades de procesamiento, y nosería adoptada inmediatamente por la industria. Elsistema Q-Marine de WesternGeco es el primeroen hacer realidad la visión de punto receptor.

Variación de burbujas después de ladeconvolución de la estimación de señal de fuente

Eliminación de burbujas, aguas profundas del Golfo de México

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Variación de burbujas de fuente básica

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> Fuente marina calibrada en el Golfo de México. El principal reflector en esta sección sísmicaes el contraste de salinidad que se ilustra a los 3.0 segundos (arriba). El acercamiento muestralas señales de burbuja que llegan de 3.1 a 3.15 segundos, con tiempos y amplitudes de llegadavariables (sección media). La calibración de fuente marina ayuda a eliminar las variaciones enla burbuja (abajo), de modo que la interpretación de los reflectores más profundos se puedaefectuar de manera más confiable.

4. Ziolkowski A, Parkes G, Hatton L y Haughland T: “The Signature of an Airgun Array: Computation from Near-Field Measurements Including Interactions—Part 1,”Geophysics 47 (1982): 1413-1421.

5. Ongkiehong L y Huizer W: “Dynamic Range of theSeismic System,” First Break 5, no. 12 (Diciembre de1987): 435-439. Ongkiehong L: “A Changing Philosophy in Seismic DataAcquisition,” First Break 6, no. 9 (1988): 281-284.

(continúa en la página 26)

24 Oilfield Review

Desde la década de 1930, cuando las ondas sís-micas reflejadas se utilizaron por primera vezpara la exploración de petróleo en tierra, lasseñales se han adquirido con grupos, o conjun-tos de sensores. Esta técnica, diseñada parafacilitar la adquisición de datos en tierra, fueadoptada posteriormente para la adquisiciónmarina. Una breve reseña de los aspectos bási-cos de la adquisición muestra las ventajas y des-ventajas del método.

La energía de una fuente sísmica de explora-ción se irradia de diferentes maneras. En tierra,las ondas de compresión y cizalla, llamadasondas internas, pasan a través de la tierra, rebo-tan en las capas del subsuelo y vuelven a lossensores de superficie; éstas son las ondas másútiles para el procesamiento de imágenes sísmi-cas. En las áreas marinas, sólo se generan ondasde compresión. No toda la energía registradapor los sensores de superficie es utilizable parael procesamiento de imágenes. Las ondas que sedesplazan directamente hacia el sensor sinrebotar se consideran ruido, ya que no contribu-yen con energía a la imagen de la reflexión.Además de estas llegadas directas, otras fuentesde energía pueden llegar como ruido. En tierra,las ondas de superficie, llamadas ruido desuperficie, se desplazan a través de la superficieterrestre y agregan ruido de alta amplitud. Enadquisición marina, las ondas que se originanen los cables sísmicos y se desplazan a lo largode ellos constituyen ruido.

Cuando la superficie de reflexión en el sub-suelo es horizontal, las ondas de compresión yde cizalla retornan a los sensores a lo largo detrayectos casi verticales, mientras que granparte del ruido llega casi horizontalmente. Los

Problemas del registro sísmico al utilizar conjuntos de sensores

1. Özbek A: “Adaptive Beamforming with GeneralizedLinear Constraints,” Expanded Abstracts, ExposiciónInternacional SEG y 70º Reunión Anual, Calgary, Alberta,Canadá, 6 al 11 de agosto de 2000: 2081-2084.

Hidrófonos convencionales agrupados. Espaciado del grupo: 12.5 m

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> Registro de disparo adquirido bajo condiciones climáticas relativamente ad-versas, con hidrófonos agrupados de manera convencional. Es posible observarruido de onda de alta amplitud que parece incoherente en muchas trazas decasi todos los arribos.

Mediante el registro digital de las señales en cada posición

receptora, la muestra correcta de campo de onda entrante puede

procesarse utilizando sofisticados algoritmos, conteniendo tanto

la señal como el ruido. Este paso de procesamiento de la señal,

que mejora la capacidad de supresión del ruido de un conjunto

con cables convencionales, recibe el nombre de formación digital

de grupos. La formación digital de grupos puede utilizar técnicas

de procesamiento más poderosas que la suma lineal.

Otoño de 2001 25

geofísicos descubrieron que las diferentes direc-ciones de llegada se podían usar para disminuirla amplitud del ruido entrante. En lugar deregistrar las llegadas a un receptor en un punto,instalan un grupo—llamado conjunto de cablesconvencionales—de receptores separados porno más de la mitad de la longitud de onda domi-nante del ruido que se espera recibir. Esta sim-ple suma analógica de señales que llegan a cadareceptor del grupo atenúa gran parte del ruidocoherente que llega de manera horizontal, perodesafortunadamente también puede atenuar lasfrecuencias más altas de señales que llegan demanera no vertical, tales como las que provie-nen de un reflector inclinado.

Mediante el registro digital de señales encada posición receptora, se puede procesar lamuestra correcta de campo de onda entranteutilizando sofisticados algoritmos, conteniendotanto la señal como el ruido. Este paso de proce-samiento de la señal, que mejora la capacidadde supresión del ruido de un conjunto concables convencionales, recibe el nombre de for-mación digital de grupos. La formación digitalde grupos puede utilizar técnicas de procesa-miento más poderosas que la suma lineal.1

La comparación de los resultados de conjun-tos formados digitalmente con los de conjuntoscon cables convencionales muestra lo bien quefunciona la nueva técnica. Un registro de dis-paro adquirido con hidrófonos agrupados con-vencionalmente con un espaciado de grupoestándar de 5 m [41 pies] muestra altos nivelesde ruido residual relacionado con las condicio-nes climáticas, el que aparece de manera inco-herente y por lo tanto es difícil de filtrar(página anterior). Al mismo tiempo, un cablesísmico Q-Marine, con trazas digitales estrecha-mente espaciadas, registró los mismos disparosbajo las mismas condiciones climáticas (arribaa la izquierda). El ruido, del que se recogieronmuestras de manera correcta, es coherente y sepuede filtrar a través del procesamiento y sinafectar la señal. Los datos del conjunto formadodigitalmente, que se emiten desde un canalcada 12.5 m, han reducido de manera significa-tiva los niveles de ruido residual que dominabanel registro de disparo convencional (izquierda).

> Registro de disparo adquirido simultáneamente con los datos adquiridos en la figura de la página anterior, pero con hidrófonos de punto receptor Q-Marineestrechamente espaciados. Se observa ruido de onda de alta amplitud, pero apa-rece de manera coherente y se puede filtrar a través del procesamiento.

> Datos Q-Marine. El registro de disparo de la salida de datos de puntos re-ceptores dispuestos en conjuntos formados digitalmente, con un mayor espa-ciado de trazas, muestra que casi ninguno de los ruidos de alta amplitud hacontaminado el registro de disparo convencional, con respecto al registro dedisparo de un conjunto con cables convencionales.

Datos Q-Marine de punto receptor. Espaciado estrecho entre sensores

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Formación digital de grupo Q-Marine

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Ver la diferenciaLa combinación de los avances introducidos conel sistema Q-Marine aporta una claridad inigua-lada a las imágenes sísmicas resultantes. Unejemplo del área Garden Banks en el Golfo deMéxico muestra las mejoras respecto a la cali-dad y resolución de señal que se pueden lograrmediante las técnicas de reducción de ruido yoptimización de la señal (arriba). Un levanta-miento sísmico tridimensional (3D) convencionalefectuado a mediados de 1997 para varios clien-tes produjo una imagen aparentemente satisfac-toria. Con la tecnología Q de adquisición yprocesamiento sísmico, se logró una imagennotablemente mejor en el año 2000, a pesar de

que la nueva sección proviene sólo de una línea2D. La sección sísmica Q-Marine ilumina máscapas y características de pequeña escala que lasección adquirida de manera convencional. Lasreflexiones que eran imperceptibles en el levan-tamiento anterior son claras y definidas en lanueva imagen.

Otra comparación, correspondiente al CampoDiana, también muestra la superior resolución ypoder de procesamiento de imagen que se puedelograr con el sistema Q (página siguiente, arriba).La imagen producida de un levantamiento con-vencional efectuado en 1999 muestra el pros-pecto como una función de alta amplitud en elflanco de un domo salino. Un levantamiento Q-

Marine efectuado sobre la misma línea muestrauna imagen del yacimiento y de los terrenos decobertura con una resolución mucho mayor.

Con la tecnología Q-Marine, se preservanmás señales de alta frecuencia en todas las pro-fundidades (página siguiente, abajo). Mientraslos levantamientos convencionales pueden con-tener señales utilizables de 60 Hz a la profundi-dad objetivo, el sistema Q proporcionafrecuencias de hasta 85 Hz a la misma profundi-dad. Esta mejora en la resolución permite unainterpretación más detallada de característicassutiles, tales como los cambios estratigráficoslaterales y las variaciones del yacimiento ocurri-das a través del tiempo.

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Línea convencional 3 en Garden Banks Línea Q-Marine 3 en Garden Banks

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> Comparación de una sección sísmica convencional con otra registrada mediante la tecnología Q-Marine. Panel bidimensional (2D) de un levanta-miento tridimensional (3D) adquirido en 1997 con cables sísmicos convencionales (izquierda) en el área Garden Banks del Golfo de México que mues-tra varias reflexiones del subsuelo. Los resultados de un levantamiento 3D debieran ser superiores a los de una línea 2D, pero en este caso la línea2D adquirida en el año 2000 con tecnología Q-Marine (derecha) revela más acerca del subsuelo.

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Datos convencionales del Campo Diana Datos Q-Marine del Campo Diana

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> Datos sísmicos convencionales (izquierda) y datos Q-Marine (derecha) correspondientes al Campo Diana, en el Golfo de México. El Campo Dianaaparece como un reflector inclinado de alta amplitud en la parte inferior derecha de cada panel. El levantamiento Q-Marine muestra una imagen delcampo y las capas que lo rodean con mayor resolución que la que se puede obtener con la adquisición convencional.

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Espectro de frecuencias. Datos convencionales

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> Espectros de amplitud promedios para los datos del Campo Diana adquiridos de manera convencional y con tecnología Q. Los datos con-vencionales (izquierda) contienen señal utilizable (al menos –30 dB) hasta 60 Hz en la profundidad objetivo. La adquisición y procesamientoQ-Marine (derecha) preservan las señales de alta frecuencia de hasta 85 Hz a la misma profundidad. Los espectros de frecuencia corres-ponden a señales registradas en el intervalo de 3.3 a 3.7 segundos.

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Espectro de frecuencias. Datos Q-Marine

Frecuencia, Hz

Al efectuar un acercamiento al prospectoDiana, se observa que el levantamiento Q-Marine agrega resolución en la profundidad obje-tivo para ayudar a delinear características quepueden afectar la continuidad de las capas(arriba). La sección adquirida de manera conven-cional muestra un reflector de aspecto bastantecontinuo, mientras que la imagen Q revela posi-bles discontinuidades en el yacimiento. La mejorcalidad de la imagen lograda en los levantamien-tos Q ha provocado que muchos operadores selamenten por lo que pueden haber perdido enlevantamientos convencionales anteriores enotras áreas.

Repetibilidad para elmonitoreo de yacimientosAdemás de mejorar el procesamiento deimágenes para la interpretación estructural yestratigráfica, el sistema Q-Marine proporcionalevantamientos que se pueden utilizar en elmonitoreo de yacimientos mediante la técnica delapsos de tiempo. El uso de datos sísmicos paramonitorear cambios en los yacimientos se basaen la evaluación de las diferencias entre doslevantamientos sísmicos adquiridos en diferen-tes momentos, separados por un período duranteel cual algún aspecto del yacimiento, tal como lasaturación de fluidos, la presión o el esfuerzosobre la roca, ha cambiado. El monitoreomediante la técnica de lapsos de tiempo atribuyetodos los cambios observados al yacimiento, no

al sistema de registro sísmico o al ruido defondo. Esta técnica se basa en la premisa de quedos levantamientos adquiridos a intervalosdurante los cuales no han ocurrido cambios en elyacimiento debieran ser semejantes.

El posicionamiento repetible de los cablessísmicos es clave para efectuar levantamientosconfiables para utilizar la técnica de lapsos detiempo. Cuando los cables sísmicos estánsiquiera levemente fuera de posición, las líneassísmicas adquiridas incluso con una separaciónde un par de días entre sí pueden mostrar dife-rencias que no tienen relación con los cambiosdel subsuelo (página siguiente, arriba). La capa-cidad de repetir correctamente las posiciones delos cables sísmicos minimiza las diferenciasentre levantamientos realizados uno después delotro (página siguiente, abajo).

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Prospecto Diana

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Adquisiciónconvencional

AdquisiciónQ-Marine

> Acercamiento sísmico del prospecto Diana. El levantamiento adquirido de manera convencional (arriba)muestra una reflexión de alta amplitud relativamente continua a nivel del yacimiento, mientras que la ima-gen derivada del levantamiento Q (abajo) revela un reflector menos continuo.

Otoño de 2001 29

DiferenciaLevantamiento 1 Levantamiento 2

. Falta de repetición en la posi-ción del cable sísmico. Cuando loscables sísmicos están levementefuera de posición al repetir los le-vantamientos no se obtienen datosverdaderamente repetibles. El dia-grama (arriba) muestra las posi-ciones del cable sísmico para dosdisparos adquiridos con un inter-valo de dos días entre sí (izquierday centro). Al restar los datos obte-nidos por un disparo a los obteni-dos por el otro, (derecha) apare-cen diferencias relacionadas sólocon variaciones en la adquisición,puesto que no hubo cambios enel subsuelo durante los dos días.

DiferenciaLevantamiento 1 Levantamiento 2

. Datos repetibles con posiciona-miento repetible. Cuando el posi-cionamiento se repite adecuada-mente, el levantamiento repetidomuestra cambios reales en el sub-suelo. Los disparos del Levanta-miento 1 (izquierda) y del Levanta-miento 2 (centro) fueronadquiridos con un posicionamien-to repetible de cables sísmicos.Su diferencia (derecha) muestracorrectamente que no hubo varia-ciones en el subsuelo en eselapso de tiempo.

Posición del cable sísmico

Posición del cable sísmico

En otro ejemplo del Golfo de México, seadquirió una línea sísmica 2D para servir comolevantamiento de comparación (arriba). Dos díasdespués, se adquirió una segunda línea, bajo lasmismas condiciones de mar calmo que la pri-mera. Los datos se adquirieron desde puntosreceptores y se procesaron de manera idéntica,utilizando deconvolución de fuente-señal y for-mación digital de grupos. Al restar una línea dela otra surge una imagen de la diferencia entreambos levantamientos (próxima página).

Se pueden definir las mediciones de repetibi-lidad para cuantificar la semejanza de las dos tra-zas.6 Una posible medición es el cuadráticomedio normalizado (NRMS, por sus siglas eninglés; esto es, la raíz cuadrada de la media de

los cuadrados) de dos trazas dentro de una ven-tana de tiempo dada. Mientras más bajo sea elNRMS, más semejantes son las trazas. Otroparámetro, la predictibilidad, es una función dela potencia correlacionada entre dos trazas.Mientras más alta sea la predictibilidad, mássemejantes son las trazas. El diagrama de dife-rencias muestra los altos valores de repetibilidaden la mitad izquierda de la imagen y la baja repe-tibilidad en la derecha.7

Para esta prueba no se controló la posición delos cables sísmicos. Las fuertes corrientes hicie-

ron que los cables sísmicos se desviaran de susposiciones óptimas, dificultando la reproducciónde la posición de los cables sísmicos en el paso derepetición. Cuando las ubicaciones de los cablessísmicos no se reproducen de un levantamientoal siguiente, se ve afectada la repetibilidad. Lasfuertes similitudes de trazas corresponden adatos para los cuales las trazas adquiridas depunto medio común (CMP, por sus siglas eninglés) se encuentran en la misma ubicación. Haysimilitudes de trazas menores cuando las ubica-ciones CMP difieren de un levantamiento al otro.

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Sección apilada inicial 2D

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> Sección apilada inicial (arriba) adquirida con mar calmo para efectuar una prueba de repeti-bilidad. El levantamiento repetido (abajo) fue adquirido bajo las mismas condiciones climáticasdos días después para cuantificar la repetibilidad.

6. Morice S, Ronen S, Canter P, Welker K y Clark D: “TheImpact of Positioning Differences on 4D Repeatability,”Expanded Abstracts, Exposición Internacional y 70ºReunión Anual de la SEG, Calgary, Alberta, Canadá, 6 al11 de agosto de 2000: 1161-1164.

7. Kragh E y Christie P: “Seismic Repeatability, NormalizedRMS and Predictability,” presentado en la ExposiciónInternacional y 71ra Reunión Anual de la SEG, SanAntonio, Texas, EUA, 9 al 14 de septiembre de 2001.

Otoño de 2001 31

Máximo aprovechamiento de los datos sísmicosEl interés en el nuevo sistema Q-Marine está cre-ciendo rápidamente. La embarcación Geco Topaz,la primera nave adaptada para servicios comer-ciales, comenzó la adquisición de datos 3D con latécnica Q-Marine en el Golfo de México en enerode 2000. Tiene programado un verano completode operaciones en el Mar del Norte adquiriendovarios levantamientos repetidos y conjuntos dedatos en 3D de alta resolución con la técnica Q-Marine. Actualmente, se está acondicionandouna segunda embarcación, la Western Pride,

para el sistema Q-Marine, la cual estará disponi-ble en agosto de 2001. Una tercera nave estaráequipada con tecnología Q-Marine antes de fina-lizar el año 2001.

Los primeros resultados están cumpliendo eincluso superando las expectativas de calidad dedatos y repetibilidad. La potencia y resolución deprocesamiento de imágenes observadas en losdatos de los levantamientos Q-Marine se hanconvertido en los nuevos parámetros de mediciónde la calidad de los datos. A medida que seadquieran más levantamientos con la tecnologíaQ, los intérpretes geofísicos terminarán con-

fiando en la claridad de la nueva técnica decables sísmicos direccionables, de punto recep-tor y de fuente calibrada. Se encuentran en desa-rrollo o implementación sistemas para adquisiciónen tierra, pozo y lechos marinos, utilizando losmismos principios que los utilizados por la tecno-logía Q-Marine. Finalmente, todos los yacimien-tos, incluso los que se encuentran en ambientesnotablemente difíciles, se podrán beneficiar de lailuminación optimizada que proveen las señalesde subsuelo muestreadas correctamente. —LS

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>Mediciones de repetibilidad (arriba), ubicaciones de puntos medios comunes (sección media) ydiagrama de diferencia (abajo). Al restar la línea de repetición de la línea inicial aparece la diferen-cia entre los dos levantamientos. En el lado izquierdo del diagrama de diferencias, las amplitudesson pequeñas porque las ubicaciones de los puntos medios comunes que contribuyen a los datosapilados son similares. SP1 es la ubicación del punto del primer disparo. En el lado derecho de lalínea, las diferencias son grandes, ya que los puntos medios comunes diferían considerablementeen los dos levantamientos. La predictibilidad y las curvas de NRMS son indicadores de similitudes ydiferencias, respectivamente, entre las líneas que se comparan.

32 Oilfield Review

Tom BrattonStephen EdwardsHouston, Texas, EUA

John FullerLaura MurphyGatwick, Inglaterra

Shuja GorayaSugar Land, Texas

Toby HarroldBPSunbury on Thames, Inglaterra

Jonathan HoltBPAberdeen, Escocia

John LechnerStavanger, Noruega

Hugh NicholsonBPStavanger, Noruega

William StandifirdLafayette, Luisiana, EUA

Bill WrightClamart, Francia

Otoño de 2001 33

Una típica tormenta, que ni siquiera se acercabaa la categoría de huracán, se estaba desplazandopor la región este del Golfo de México. Era inmi-nente la evacuación del equipo de perforaciónsemi sumergible, pero antes el personal teníaque asegurar el pozo que se estaba perforando.Hacía dos días que la barrena había penetradouna formación permeable, causando una mani-festación; es decir, el influjo indeseado de fluidoshacia el pozo.

Inmediatamente después de la manifesta-ción, los perforadores comenzaron un procedi-miento de control del pozo conocido como“esperar y ponderar.” Para determinar la presiónde poro, los perforadores cerraron el pozo, espe-raron que se estabilizara la presión del espacioanular y a continuación hicieron circular lodo demayor densidad para equilibrar la presión. Esteprocedimiento requirió hacer retornar el lodo alcircuito de flujo a través de un estrangulador desuperficie más pequeño que la línea de retornonormal. Desafortunadamente, el lodo de perfora-ción se espesó durante el período de espera y lamayor resistencia causada por el pequeño diá-metro del estrangulador aumentó la contrapre-sión en el pozo lo suficiente como para induciruna fractura en un intervalo en algún punto de lasección de pozo abierto. No hubo retorno de flui-

dos a la superficie. El lodo de perforación se des-plazaba hacia la formación por la fractura indu-cida tan rápido como era bombeado.

La tormenta se acercaba al sitio de perfora-ción, y para entonces el pozo tenía dos proble-mas; una zona fracturada y una formación de altapresión expuesta. La presión del fondo del pozotenía que ser lo suficientemente alta como paraequilibrar la presión de poro de la zona permea-ble, pero a la vez lo suficientemente baja comopara evitar el crecimiento de la fractura. Se creíaque la fractura estaba cerca de la zapata de latubería de revestimiento, pero se desconocía suposición y tamaño exactos. El operador inyectóun bache de fluido viscoso, seguido de uno decemento para aislar la sección debajo de la tube-ría de revestimiento, extrajo la sarta de perfora-ción, cerró el pozo y evacuó el equipo deperforación. De este modo, el pozo podía enfren-tar la tormenta de manera segura.

Una tormenta tropical no es la única circuns-tancia difícil que se puede presentar durante lasoperaciones de perforación. En ningún lugar lascondiciones son más desafiantes que en aguasprofundas, en donde perforar un pozo puede costarentre 30 y 50 millones de dólares. A estos pre-cios, sería inadecuado construir simplemente unconducto desde el yacimiento hasta la superficie.

Prevención de problemas durante la perforación

Recopilar información relevante en el marco de tiempo requerido para perforar un

pozo. Comunicar los datos a todas las partes involucradas para realizar su análisis e

interpretación. Anticiparse a los imprevistos y actualizar continuamente el plan. Este

enfoque puede parecer simple y lógico, pero en el pasado, su aplicación en forma

continua y coherente ha resultado difícil. Hoy, un nuevo proceso puede mejorar en

gran medida los resultados de la perforación.

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Walt Aldred, Iain Cooper, Cengiz Esmersoy yAndy Hawthorn, Sugar Land, Texas, EUA; Dan Bordelon,Nueva Orleáns, Luisiana, EUA; Ian Bradford, John Cook yChristoph Ramshorn, Cambridge, Inglaterra; Steve Brooks,MI Drilling Fluids, Houston, Texas; Pat Hooyman y DickPlumb, Houston, Texas; Evangeline Manalac, Gatwick,Inglaterra; y Tim Schofield, BP, Aberdeen, Escocia.

AIT (herramienta de Inducción de Arreglo), APWD (PresiónAnular Durante la Perforación), ARC (herramienta deResistividad de Arreglo Compensada), BOS (Barrena en laSísmica), Drill-Bit Seismic, Drilling Office, DrillMAP, DrillViz,DSI (herramienta Sónica Dipolar), ECS (herramienta de Espectroscopía de Captura Elemental), GPIT (herramienta de Inclinometría), iCenter, InterACT Web Witness, MDT(Probador Modular de la Dinámica de la Formación), NGS(Espectrometría Natural de Rayos Gamma), PERFORM,RiskTRAK, SeismicMWD y WellTRAK son marcas deSchlumberger. Form-A-Set AK es una marca de M-I, LLC.Drilling the Limit es una marca de Shell Oil Company.

El pozo terminado debe ser capaz de producirhidrocarburos a una velocidad suficiente comopara satisfacer o superar el retorno de la inver-sión esperado por el operador. Cada oportunidadpara mejorar la probabilidad de obtener éxitodebe ser considerada, y es necesario anticiparsea los problemas con planes de contingencia. Estoincluye documentar tanto los problemas como losaciertos, de modo que la perforación y los pro-yectos de construcción de pozos futuros se llevena cabo sin grandes dificultades.1

Con este fin, BP y Schlumberger unieron fuer-zas y crearon el programa “Perforación SinSorpresas,” o NDS, por sus siglas en inglés), ini-ciativa que incorpora técnicas desarrolladas porambas compañías. Mediante la combinación dela experiencia de uno de los operadores de mayorenvergadura del mundo y la amplia base deherramientas y experiencia de Schlumberger, sedesarrollaron y probaron rápidamente varias apli-caciones diseñadas para objetivos específicos.

La iniciativa NDS proporciona un marco detrabajo completo para mejorar los resultados dela perforación en cualquier lugar, especialmenteen aguas profundas y en pozos de alto costo y altoriesgo. Equipos multidisciplinarios de operadoresde compañías de servicios aplican avanzadas tec-

nologías dentro de un proceso estructurado queenfatiza la comunicación y la colaboración. Elequipo del programa Perforación Sin Sorpresasincorpora una amplia base de expertos deSchlumberger, un programa de computación depredicción avanzado y una base de datos de per-foración, y las herramientas más modernas.Schlumberger ha desarrollado o mejorado herra-mientas de computación para la planificación, elmonitoreo y el almacenamiento de información deperforación para apoyar el proceso NDS. La infor-mación sobre riesgos de perforación se encuentraenlazada a través de estas aplicaciones.

Este artículo describe el proceso NDS y suutilización en una sala de visualización para pla-nificar un pozo en el Mar del Norte. Un estudio deun caso tomado del Mar Caspio muestra cómolas nuevas mediciones sísmicas realizadas encada conexión de la sarta de perforación durantela perforación ayudó a determinar y actualizar laposición de la barrena con respecto a la secciónsísmica. Y, finalmente, regresando al pozo enaguas profundas del Golfo de México despuésque pasó la tormenta tropical, se describe cómoel equipo selló la fractura inducida por el lodo. Acontinuación, se explica la evolución del pozo enun ambiente de perforación muy difícil.

Esperar lo inesperadoLa comunicación—hacer llegar a tiempo informa-ción relevante a las personas adecuadas para queplaneen y tomen decisiones sobre bases firmes—es la esencia del programa Perforación SinSorpresas para la construcción de pozos. Este pro-ceso reúne personas, herramientas de computa-ción, así como técnicas de sincronización yvisualización para transformar todos los datos dis-ponibles en información útil para optimizar lasoperaciones de perforación. Comienza con la reco-pilación de datos para preparar un plan previo a laperforación del pozo y la indicación de la informa-ción requerida para tomar decisiones de perfora-ción, y luego planear cómo adquirir medicionesesenciales a tiempo para influenciar dichas deci-siones. Las mediciones en tiempo real obtenidasdurante la perforación se interpretan utilizandoherramientas de computación diseñadas específi-camente para tales propósitos, que facilitan elanálisis de una manera comprensible para ayudara las personas a llevar adelante su trabajo demanera eficiente y efectiva. El plan del pozo seactualiza continuamente con la información másreciente (abajo).

34 Oilfield Review

Adquisición de datos necesarios para la toma de decisionesImplementación en la boca del pozo

Revisión del modelo en tiempo real

Asimilación de las lecciones aprendidas

Discusión en un ambiente apropiado

Creación o actualización del modelo del subsuelo

Perforación Sin Sorpresas

> Programa Perforación Sin Sorpresas. La información relevante se recopila antes y durante la perforación para crear unplan de pozo viviente. La comunicación entre todas las partes involucradas trae aparejada mejores decisiones, tomadassobre bases firmes. La experiencia y las lecciones aprendidas se asimilan para actualizar el modelo del subsuelo y pro-porcionar una guía para el proceso que comenzará nuevamente en el pozo siguiente.

Otoño de 2001 35

Este concepto se basa en la premisa de quelos peligros se pueden identificar con anticipa-ción, de modo que los operadores pueden desa-rrollar planes de contingencia para enfrentarlos.Un estudio realizado por BP en 1991 sobre tube-rías atrapadas o atascadas indicó que, junto conlos beneficios de una mirada retrospectiva, lasrazones del atascamiento de la tubería de perfo-ración eran claras. Puesto que las causas sepodían determinar, a partir del estudio se reco-mendó que una mejor detección y un sistema deadvertencia podrían ayudar a prevenir muchosproblemas de atascamiento de tuberías.2

Los planificadores de pozos de hoy en día—incluyendo aquéllos de todas las disciplinas per-tinentes—buscan utilizar todos los datosdisponibles en el proceso de construcción depozos, para mejorar los resultados de la perfora-ción de manera significativa y continua. Los geó-logos y geofísicos identifican el yacimientoobjetivo y proporcionan una descripción de laszonas de fallas y fracturas, la orientación de lascapas y las litologías. La interpretación sísmicalocaliza las zonas objetivo y las de riesgos y,mediante el modelado geomecánico, proporcionauna predicción de la presión de poro y de la resis-tencia mecánica de la formación. Los pozos veci-nos ofrecen registros geofísicos que alertansobre posibles zonas de riesgo, además de unhistorial de incidentes en el pozo y sus causas.Los pozos vecinos también proporcionan informa-ción sobre la mecánica de la perforación paraoptimizar su eficiencia, mediante la combinaciónde barrenas, arreglos de fondo (BHA, por sussiglas en inglés) y parámetros de superficie. Lasmediciones de fondo de los pozos vecinos pro-porcionan información sobre las presiones de laformación y un cúmulo de información petrofí-sica, incluidas las propiedades de las rocas, talescomo la permeabilidad y la porosidad, una deta-llada litología, la magnitud y orientación de los

esfuerzos e información acerca de la resistenciamecánica de las rocas. Estas mediciones se pue-den complementar con análisis de núcleos, loscuales proporcionan más información acerca dela resistencia de las rocas y de los aspectospetrofísicos. La bioestratigrafía en la boca depozo utiliza marcadores conocidos para correla-cionar la edad de las formaciones con la profun-didad, y ayuda en la correlación de los intervalosmecánicamente más débiles.

Sin embargo, subsiste un problema: a lo largode la trayectoria específica, la mejor informacióndisponible proviene de estimaciones, correlacio-nes y predicciones. Las condiciones reales co-mienzan a surgir sólo cuando el pozo se perfora.Independientemente de cuán detallado sea eldiseño de un pozo antes de la perforación, éstequeda obsoleto casi tan pronto como se co-mienza a perforar.

El programa Perforación Sin Sorpresas utilizaun plan previo a la perforación como punto departida para crear un plan dinámico, plan de pozoviviente, actualizado continuamente con informa-ción en tiempo real que da cuenta de las diferen-cias con respecto a las predicciones e incluso seanticipa a ellas. Los ingenieros de la iniciativa deDesempeño a Través del Manejo de RiesgosPERFORM de Schlumberger tienen las herramien-tas y la capacitación para desempeñar un papelclave en mantener el plan al día.3 Desde el sitio deperforación, estos especialistas monitorean unaamplia variedad de parámetros de perforación,incluidas las mediciones en superficie tales comola velocidad de penetración (ROP, por sus siglas eninglés) y el peso sobre la barrena, las condicionesdel flujo de lodo, y las mediciones de fondo de pre-sión y resistividad de la formación. Sin embargo, larecopilación de datos es sólo el principio: la infor-mación debe entregarse de una forma que seaútil. Un plan de pozo debe ser capaz de incorpo-rar nueva información, de modo que los ingenie-

ros puedan ajustar las operaciones de perforaciónde acuerdo con ello. El manejo de esta integra-ción de datos de perforación pone a los ingenie-ros de la iniciativa PERFORM en una posiciónideal para identificar y comunicar potenciales pro-blemas a las personas adecuadas, de modo quese puedan ejecutar los planes de contingencia.

Diferentes tipos de información conservan surelevancia durante períodos distintos. La inter-pretación de una sección sísmica en el dominiodel tiempo, que muestra características genera-les del subsuelo, por lo general se mantieneválida durante todo el proceso de perforación,aunque la conversión del tiempo de tránsito aprofundidad puede cambiar. En el otro extremo,las presiones anulares en el fondo del pozo y laspredicciones de presión de poro y de gradientede fractura delante de la barrena, deben llevarsea la superficie e incorporarse inmediatamente alplan del pozo (arriba).

Desarrollo del campo Desarrollo del pozo Reunión diaria Actualización de MWD

> Tiempo real relevante. El tiempo real relevante varía por tipo de dato, como se indica en estos ejemplos, dis-minuyendo en duración de izquierda a derecha. La interpretación sísmica tiene una larga vida durante el desa-rrollo del campo. Las trayectorias del pozo y el estado de la perforación se actualizan al menos diariamente. En la escala de tiempo más corta, las actualizaciones de las mediciones durante la perforación (MWD, por sussiglas en inglés) pueden ser necesarias a cada minuto para ayudar a la toma de decisiones.

1. Amin A, Bargach S, Donegan J, Martin C, Smith R,Burgoyne M, Censi P, Day P y Kornberg R: “Creación deuna cultura de intercambio de conocimientos,” OilfieldReview 13, no. 1 (Verano de 2001): 48-65. Dewhirst NW, Evans DC, Chalfont S y Jobson N:“Development of an Active Global Lessons LearnedDatabase—LINK,” artículo de la SPE 64529, presentadoen la Conferencia y Exhibición de la SPE del Petróleo y elGas de Asia y el Pacífico, Brisbane, Queensland,Australia, 16 al 18 de octubre de 2000.Evans DC: “The Application of World Wide WebTechnology in a Learning Organization,” artículo de laSPE 36011, presentado en la Conferencia de la SPEsobre Computación y Petróleo, Dallas, Texas, EUA, 2 al 5de junio de 1996.

2. Bradley WB, Jarman D, Auflick RA, Plott RS, Wood RD,Schofield TR y Cocking D: “Task Force Reduces Stuck-Pipe Costs,” Oil & Gas Journal 89, no. 21 (27 demayo de 1991): 84-89.

3. Aldred W, Plumb D, Bradford I, Cook J, Gholkar V,Cousins L, Minton R, Fuller J, Goraya S y Tucker D:“Manejo del riesgo de la perforación,” Oilfield Review11, no. 2 (Verano de 1999): 2-21.Cuvillier G, Edwards S, Johnson G, Plumb D, Sayers C,Denyer G, Mendonça J, Theuveny B y Vise C:“Soluciones para los problemas de la construcción depozos en aguas profundas,” Oilfield Review 12, no. 1(Verano de 2000): 2-19.

El proceso NDS se centra en obtener informa-ción en tiempo real relevante, un marco temporalque puede variar a medida que progresa la perfo-ración. Por ejemplo, puede haber un gran gradode incertidumbre acerca de la profundidad de losobjetivos cuando se desarrolla un plan previo a laperforación. Unos cuantos cientos de metros deincertidumbre en la profundidad de la formaciónpueden tener poca importancia cuando el BHA sehalla a miles de metros encima del objetivo. Sinembargo, el grado de incertidumbre se vuelve crí-tico cuando el pozo entra en esos últimos cientosde metros antes de llegar al objetivo y el personala cargo de la perforación desea determinar laposición de la barrena con mayor precisión. Elmarco temporal relevante para la actualizaciónpuede ser diario justo antes de alcanzar el obje-tivo, momento a partir del cual las actualizacio-nes se hacen casi continuas.

Relacionar la información con las personasOcasionalmente, un ingeniero con amplia expe-riencia en una cuenca dada puede recordar conlujo de detalles cada evento de la perforación.Pregúntele acerca de incidentes de tuberías atas-cadas y el recital puede durar hasta una hora.Desafortunadamente, las bases de datos huma-nas como éstas son escasas y, en la mayoría de

las áreas de exploración, son inexistentes. El sis-tema NDS proporciona un medio continuo yestructurado para recopilar los éxitos y fracasosy aprender de ellos para reducir los costos deperforación.

El programa Perforación Sin Sorpresas estádiseñado para administrar una o varias fuentesde riesgos potenciales, tales como la presión deporo, la inestabilidad del pozo y la limpieza delmismo. El equipo NDS comienza recopilando yorganizando datos y evaluando cuánta informa-ción nueva se necesitará para perforar un pozocon éxito. La planificación es una tarea complejaque, con frecuencia, detalla acciones en lapsosde quince minutos.

El sistema WellTRAK proporciona un marcopara registrar estas actividades. Por ejemplo,perforar una sección de un pozo de 8 pulgadaspuede tomar 32 días según el plan. Esto podríapormenorizarse en la perforación de la sección,seguido de operaciones de revestimiento ycementación. Estas acciones se detallan aúnmás, hasta el punto de planificar lapsos de hastacinco minutos para conectar un nuevo tramo dela sarta de perforación (izquierda). La aplicaciónWellTRAK está integrada al proceso de recopila-ción de datos NDS.

36 Oilfield Review

> Programación del tiempo y estimación de los gastos de perforación. El pro-grama WellTRAK (arriba) organiza la información del presupuesto de perfora-ción. Al seleccionar cada ítem se obtiene un mayor nivel de detalle. Los ries-gos de perforación, como los que aparecen en el campo de comentarios de lapantalla WellTRAK, están ligados a la base de datos RiskTRAK (abajo).

> Rastreo de riesgos de perforación. La base de datos RiskTRAK provee panta-llas para ingresar y recuperar datos sobre riesgos. La información sobre pozosvecinos puede seleccionarse mediante la estructura de datos que se encuentraa la izquierda de cada pantalla. Las solapas permiten navegar a través de pan-tallas de información general (arriba), causas de riesgo, eventos precursores(abajo), consecuencias, y acciones preventivas y correctivas.

Otoño de 2001 37

Una auditoría a los datos determina los ele-mentos requeridos para desarrollar un modelomecánico del subsuelo (MEM, por sus siglas eninglés) apropiado para la situación, e indica siexisten suficientes datos para recomendar solu-ciones a los problemas previstos. Este paso deli-nea las áreas de riesgo. La auditoría catalogadatos para un MEM de una localización de perfo-ración propuesta, usando información de pozosregionales y vecinos para determinar lo siguiente: • estratigrafía mecánica a lo largo de la trayecto-

ria del pozo• perfil vertical de los esfuerzos en la sección

estratigráfica a partir de las densidades de lasrocas

• calibración de la presión de poro basada endatos de registros y en la sísmica

• perfil de parámetros elásticos y resistencia delas rocas

• perfil y dirección del esfuerzo horizontal mínimo• estimación de la magnitud del esfuerzo hori-

zontal máximo.Se identifican los pozos entre los datos y se

desarrolla un plan para llenarlos, ya sea antes odurante la perforación. La trayectoria del pozo seanaliza para identificar los riesgos potenciales ypara predecir las densidades necesarias del lodoque limitan o impiden la inestabilidad mecánicadel pozo.

El proceso Drilling the Limit de Shell es unprograma similar que también depende en granmedida de la recopilación y del análisis de losdatos. Su objetivo consiste en definir un pozoperfecto y luego planificar las contingencias paralograrlo.4 Un estudio integrado sobre la estabili-dad del pozo durante la fase de planificación delmismo, apunta a eliminar problemas durante laejecución.

El proceso NDS usa la base de datos de ries-gos de perforación RiskTRAK para compilar siste-máticamente información histórica sobre riesgos(página anterior, abajo). Un incidente de perfora-ción, definido dentro del sistema RiskTRAK comoun problema de perforación que genera tiempo noproductivo, proporciona una fuente de informaciónpara operaciones de perforación futuras. Algunasveces los pozos se perforan “sin incidentes” por-que los problemas pequeños se corrigen antes deque se conviertan en pérdidas de tiempo. Es igual-mente importante incorporar estas pérdidas queno llegaron a producirse—incidentes que fueronevitados—porque brindan pistas importantessobre los eventos precursores de los problemas.Este concepto nace de los procesos de seguridad,que incorporan sistemáticamente estos eventospara actualizar los perfiles de riesgo.

Mientras se perforaba en el Campo Mungo,los ingenieros de la iniciativa PERFORM deSchlumberger crearon una base de datos de even-tos de perforación que se convirtió en el modelode referencia del sistema RiskTRAK.5 El CampoMungo, operado por BP, se encuentra al borde delGraben Central Oriental en el sector inglés delMar del Norte, aproximadamente a 143 millas[230 km] al este de Aberdeen (arriba). Las forma-ciones productivas Forties, Lista y Maureen, queson areniscas del Paleozoico, rodean un domosalino. Los riesgos de perforación incluyen zonascon potencial de pérdida de lodo, agrandamientodel pozo, formación de escombros y avalanchasante determinadas inclinaciones del pozo.6

Océano del Atlántico Norte

Mar del Norte

Campo Mungo

PlataformaNivel del mar

Lecho Marino

Plioceno InferiorMioceno Superior

Mioceno Medio

Oligoceno Inferior 1

Oligoceno Inferior 2

Oligoceno TempranoEoceno Superior

Escocia

Mar de Irlanda

Canal de la Mancha

Aberdeen500

1000

1500

2000

2500

3000

50004000300020001000

Domo salino

Profundidad, m

Yacimiento

Yacimiento

Distancia, m

ReinoUnido

> Campo Mungo en el Mar del Norte, costa afuera de Aberdeen, Escocia (izquierda). El corte transversal muestra un domo salino que intrusiona lasareniscas del yacimiento (derecha). Debido a la ubicación de la plataforma de perforación, algunos pozos deben atravesar el domo salino antes dealcanzar el yacimiento objetivo.

4. Van Oort E, Nicholson J y D’Agostino J: “IntegratedBorehole Stability Studies: Key to Drilling at theTechnical Limit and Trouble Cost Reduction,” artículo delas SPE/IADC 67763, presentado en la Conferencia dePerforación de las SPE/IADC, Amsterdam, Holanda, 27de febrero al 1 de marzo de 2001.

5. Los ejemplos presentados en este artículo pertenecen ala versión actual de la aplicación RiskTRAK.

6. En las secciones inclinadas del pozo tienden a formarseacumulaciones de recortes a medida que la fuerza degravedad los atrae hacia el lado más bajo del pozo. En elCampo Mungo las inclinaciones de pozos entre 50º y 65ºpueden generar acumulaciones de escombros inesta-bles que podrían deslizarse hacia abajo, o producir ava-lanchas, creando la acumulación instantánea derecortes alrededor de la sarta de perforación o del BHA.Si no se los trata adecuadamente, las avalanchas pue-den atascar la tubería.

Es más fácil entender cómo se usan los datosdel sistema RiskTRAK en una reunión de planifi-cación de un pozo, si observamos primero cómoestá armada la base de datos. Cuando se pro-duce un problema de perforación, o se lo adviertey previene, el especialista en PERFORM lo orga-niza por su tipo dentro de la base de datos; porejemplo, tubería atascada, estabilidad del pozo,pérdida de circulación, limpieza del pozo o pre-sión de poro. Un problema puede estar asociadocon una profundidad específica, una era geoló-gica en particular, un BHA dado y una actividadde perforación determinada, de modo que lainformación también se almacena para compa-rarla con la de pozos vecinos. Tras un incidente,o una cuasi pérdida, el personal a cargo de laperforación analiza sus causas, cualquier eventoprecursor que se haya advertido, y cómo se evitóo podría haber sido evitado el incidente. Estasmedidas preventivas propuestas se ingresan alsistema RiskTRAK. Se estiman la gravedad delproblema y su probabilidad de recurrencia parareferencias futuras. Las acciones correctivastomadas después del evento se catalogan juntocon las consecuencias por el tiempo perdido y elequipo utilizado para solucionarlo.

La información de la base de datos es útilpara preparar los informes de terminación delpozo, seleccionándola de uno de los menús delprograma RiskTRAK. Sin embargo, ser de utilidadpara un informe final no es la única finalidad delos datos. En algunos casos, la solución de unevento o el manejo de una cuasi pérdida, podríandescribirse como una lección aprendida. Losexpertos de Schlumberger revisan cada lecciónaprendida y pueden mejorarla hasta convertirlaen una mejor práctica, una designación queindica que los expertos la recomiendan. Tanto lasmejores prácticas como las lecciones aprendidas,se encuentran disponibles para otros empleadosde Schlumberger—mediante la aplicaciónRiskTRAK y otras aplicaciones tales como la herra-mienta interna de intercambio del conocimientode la compañía, llamada InTouch—mejorando lasoperaciones de los clientes en todo el mundo.

Durante la planificación se pueden investigarlos datos de pozos vecinos por tipo en la base dedatos RiskTRAK; por ejemplo, era geológica odesviación del pozo, para suministrar informacióna otras aplicaciones de computación utilizadas porel equipo del programa Perforación Sin Sorpresas.El programa de planificación WellTRAK se vincula

con los riesgos de la base de datos RiskTRAK. Unclic del ratón despliega información sobre el tipode riesgo y cuánto costará evitarlo o remediarlo.Luego, mientras la perforación está en curso, elprograma WellTRAK compara las actividades deperforación reales con el plan original, de modoque los miembros del equipo del proyecto pue-den identificar rápidamente las condiciones noóptimas, los eventos no planificados y sus cos-tos, y los efectos sobre las operaciones. Una vezque la información sobre la perforación del nuevopozo se ha ingresado a la base de datosRiskTRAK, el ciclo de los datos queda terminado.

Para planificar el Pozo 22/20-A11 en la partenoreste del campo, los planificadores entraron ala base de datos que contiene información sobrepozos anteriores del Campo Mungo. Además, BPy Schlumberger llevaron a cabo un extenso tra-bajo para construir un MEM tridimensional (3D)del Campo Mungo, que daba cuenta de la resis-tencia de las rocas, la compleja rotación de ladirección de los esfuerzos alrededor del domosalino y los riesgos de estabilidad geológicaconocidos, tales como fallas y fracturas.

Nueve integrantes del equipo de planificacióndel pozo del operador se reunieron con un equipo

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> Trayectorias para el Pozo Mungo 22/20-A11. La primera trayectoria propuesta (azul oscuro)pasaba demasiado cerca de un área de flujo de agua de formación que causó problemas enun pozo anterior. La segunda trayectoria del pozo (naranja), que estaba más cerca del Pozo22/20-A02 (negro) y no tenía flujo de agua de formación, se movió hacia arriba para evitar lasfangolitas (lodo litificado) fracturadas del Eoceno en el punto en que el pozo salía del domosalino. Esta trayectoria era demasiado plana, lo que podría haber llevado a problemas paralimpiar el pozo. La trayectoria final mitigaba los riesgos lo más posible, pero los ingenieros de perforación debían seguir atentos a problemas potenciales. La trayectoria del pozo planifi-cada se muestra como un grueso tubo multicolor: amarillo para el riesgo de ruptura o break-out, rojo para el riesgo de pérdida de lodo, azul para el riesgo de tener que limpiar el pozo yrosa para el riesgo de perforar en paralelo a los planos de estratificación.

Otoño de 2001 39

NDS en el Centro de Investigaciones deSchlumberger situado en Cambridge, Inglaterra,para discutir las trayectorias propuestas para laperforación de pozos de desarrollo en el CampoMungo. Las operaciones en curso impidieron queel gerente de perforación asistiera, pero siguió elprogreso en tiempo real a través de un sitio Webseguro, con conexión directa. También tuvo a su dis-posición las instalaciones para videoconferencias.

Utilizando el programa precursor de la aplica-ción RiskTRAK y un modelo 3D de la estructuradel Campo Mungo, con herramientas de planifi-cación de pozos en tiempo real, el equipo de tra-bajo discutió las múltiples trayectorias para queel pozo propuesto (Pozo 22/20-A11) alcanzara elobjetivo, actualizó dos veces la trayectoria delpozo y acordó una recomendación final; todo estoen un día. Durante esta misma reunión de seishoras se desarrollaron planes provisionales parados pozos adicionales.7

Esta rápida evaluación de propuestas fue posi-ble porque el equipo se reunió en las instalacionesde un iCenter de colaboración mutua. Esta sala deconferencias electrónicas integra modernas herra-mientas de visualización con programas de com-putación interactivos. La reunión de planificacióndel Campo Mungo puso en contacto a individuosde diferentes disciplinas, incluyendo ingenieros deperforación, geocientíficos, expertos geomecáni-cos e ingenieros de yacimientos. Aunque cada dis-ciplina posee sus propias convenciones yterminología para describir las perforaciones y losobjetivos de los pozos, el ambiente del iCenter per-mite que la información se muestre en un formatovisual que promueve el entendimiento mutuo. Losparticipantes de la reunión de planificación delCampo Mungo utilizaron el prototipo de la aplica-ción de visualización tridimensional DrillViz, paraanalizar un modelo geológico del campo, queincluía las trayectorias reales y las propuestas delpozo. La imagen podía rotarse en tres dimensionespara que los participantes pudieran examinar cadasector del campo.

La imagen DrillViz destacó los riesgos poten-ciales para los pozos propuestos, obtenidos deinformación de pozos vecinos de la base de datosRiskTRAK (página anterior). Haciendo clic en lasáreas de riesgo de la imagen, se podía acceder alos detalles de riesgos adicionales en una ventana.

El tectonismo de la sal en el centro del CampoMungo generó amplias fallas y fracturas en lasformaciones existentes por encima del yaci-miento (abajo). Los pozos anteriores experimen-taron problemas durante la perforación a travésde las fallas, pero no todas ellas causaron pro-blemas. Los pozos que interceptaban las fallas enángulos pequeños tuvieron problemas de inesta-bilidad, pero aquéllos que las interceptaban enángulos mayores a 45º no presentaron este pro-blema. Las fracturas, otra causa de inestabilidaddel pozo, estaban confinadas principalmente alas lutitas del Eoceno que sobreyacen el yaci-miento. También se produjeron problemas deinestabilidad cuando las trayectorias del pozoeran casi paralelas a la estratificación.8

El primer pozo programado para su perfora-ción, el Pozo 22/20-A11, en la parte noreste delCampo Mungo, estaba dirigido a un yacimientode arenisca de alta calidad descubierto por unpozo de evaluación. La discusión sobre la trayec-toria propuesta se centró en varios problemaspotenciales de perforación. Había fluido agua de

formación en el pozo de desarrollo más reciente,el Pozo 22/20-A09Z, durante la perforación a tra-vés del domo salino. Los problemas fueron seve-ros y motivaron el emplazamiento de un tapón decemento y la consecuente reperforación de lasección inferior. La trayectoria más simple paraalcanzar el objetivo del Pozo 22/20-A11 hubierapasado cerca del área de flujo de agua, justohacia el norte. Se desvió la trayectoria más haciael sur, paralela a otro pozo de desarrollo en elárea, el Pozo 22/20-A02, que no presentaba pro-blemas de flujo de agua.

Las lutitas del Eoceno están fracturadas y sonparticularmente inestables en las cercanías deldomo salino, donde el gradiente de pérdida delodo—que indica la densidad del lodo que abriráfracturas existentes—es el más bajo. Las fango-litas menos fracturadas del Mioceno de la for-mación superior, eran más estables, de modo quela trayectoria del Pozo 22/20-A11 evitó las lutitasfracturadas del Eoceno, saliendo hacia las fango-litas del Mioceno.

7. Holt J, Wright WJ, Nicholson H, Kuhn-de-Chizelle A yRamshorn C: “Mungo Field: Improved CommunicationThrough 3D Visualization of Drilling Problems,” artículode la SPE 62523, presentado en la Reunión Regional deOccidente de las SPE/AAPG, Long Beach, California,EUA, 19 al 23 de junio de 2000.

8. Beacom LE, Nicholson H y Corfield RI: “Integration ofDrilling and Geological Data to Understand WellboreInstability,” artículo de las SPE/IADC 67755, presentadoen la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC,Amsterdan, Holanda, 27 de febrero al 1 de marzo de 2001.

> Fracturas en el Campo Mungo. Los geólogos deBP trazaron mapas de muchas fracturas que ya-cen por encima del domo salino. Estas fracturasinterceptan los horizontes con un patrón radial.Una vista desde arriba muestra las fracturas in-terpretadas cuando interceptan las fangolitas delMioceno Tardío (arriba). Conocer la ubicación delas fracturas en tres dimensiones ayuda a los pla-nificadores de los pozos a evitar riesgos relacio-nados con las mismas (abajo).

Estos requisitos impusieron limitaciones auna nueva trayectoria, que fue diseñada utili-zando el sistema de planificación direccional depozos Drilling Office, para dar cuenta inmediata-mente de las preocupaciones relacionadas con laperforación, tales como construir ángulo y evitarcolisiones. El equipo NDS ingresó la nueva tra-yectoria al modelo mecánico del subsuelo delCampo Mungo y computó los límites de la densi-dad del lodo para esa trayectoria. Planificar, ana-lizar e importarlo a la presentación DrillViz tomóaproximadamente una hora. El grupo de trabajoexaminó y debatió la nueva trayectoria, inclu-yendo los riesgos potenciales. Una larga seccióntangencial se encontraba a un ángulo de inclina-ción que previamente había causado problemasde limpieza del pozo, lo que podía desestabilizarla perforación. Esto no había sido reconocido en

la discusión anterior, pero esta vez fue obvio parael equipo de trabajo. Una segunda corrida delprograma Drilling Office minimizó este riesgo,aumentando el ángulo del pozo desde el punto desalida del domo salino, pero permaneciendo den-tro de las rocas del Mioceno.

Al colaborar en el ambiente de un iCenter, elequipo de trabajo eliminó semanas de repeticio-nes de tareas entre el personal de perforación yde yacimientos, y todos obtuvieron una mejorcomprensión de los complejos problemas de lospozos en este campo. Los riesgos no se elimina-ron por completo, pero los peores se mitigaron ylos ingenieros desarrollaron planes para manejarotros. El personal a cargo de la perforación, uti-lizó un afiche de DrillMAP como recordatorio dedónde esperar cuatro tipos de riesgos en el pozo:

• Ruptura o Break-out—la baja densidad dellodo puede causar el agrandamiento del pozo,aumentando los derrumbes, cuyos escombrosdeben ser extraídos del pozo.

• Pérdidas y ganancias de lodo—las pérdidasindican flujo de lodo hacia una fractura,aumentando posiblemente su tamaño, y las ga-nancias indican flujo de gas o agua hacia elpozo, creando un conato de reventón quedeberá controlarse.

• Planos de estratificación—es más probableque se produzca una falla en la formacióncuando se perfora un pozo paralelo a una capa,lo que podría ocasionar que se obture la sartade perforación.

40 Oilfield Review

Prof.(metros)

MDbmr TVDbmr

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Detención potencial del pozo

Peligros de perforación

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Break-out Pérdidas y ganancias

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Paralelo a los planos de

estratificaciónLimpiezadel pozo Fallas

Problema moderadamente severo

1

2

4

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7

8

3

Peligros

MDbrt (m) TVDbmr (m)

Profundidad de referencia

Acciones – Recomendaciones

8) Pérdidas de lodo potencial a través de las fracturas si la EDC excede 1.68 g/cm3

1) Las fangolitas por encima del domo pueden estar fracturadas

2) Break-out potencial con una densidad del lodo de 1.5 g/cm3

3) Inclinación del pozo entre 55 y 65 grados – Posible avalancha de recortes

4) Posible flujo de salmuera como consecuencia de la proximidad del pozo P14 con el W12x

5) Break-out potencial con una densidad del lodo de 1.65 g/cm3

6) Falla de la formación debido a la perforación en paralelo al plano de estratificación Peligro de obturación por el alto volumen de escombros

7) Break-out potencial con una densidad del lodo de 1.65 g/cm3

400 - 645 m

400 - 650 m

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890 - 1465 m

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1010 - 1305 m

1133 - 1762 m

1305 - 1365 m

1762 - 1900 m

1305 - 1465 m

1762 - 2120 m

1650 - 1785 m

2420 - 2600 m

1825 - 2047 m

2650 - 2898 m

- Monitorear los escombros en busca de morfología relacionada con fracturas- Monitorear pérdidas de fluidos, no incrementar la densidad del lodo- Evitar régimen pulsante durante la entrada al pozo

- Monitorear los volúmenes de los escombros- Observar la morfología de los escombros

- Asegurar buena limpieza del pozo y mucho cuidado durante las maniobras del BHA a través de esta zona y debajo de la misma.

- Monitorear cuidadosamente los aumentos de la tasa de flujo

- Monitorear los volúmenes de los escombros- Observar la morfología de los escombros- Evitar el succionado durante la salida del pozo- El intervalo coincide con una zona posiblemente fracturada- Habrá material de la zona de fallas- Importante una buena limpieza del pozo- No se recomienda incrementar la densidad del lodo debido a la desestabilización del material de la zona de falla.

- Monitorear la morfología de los escombros en busca de fallas a causa de la perforación en dirección paralela a los estratos- Mantener una buena limpieza del pozo, reducir la ROP si el volumen de los escombros se torna excesivo con el aumento de la limpieza del pozo- No incrementar la densidad del lodo

- Monitorear los volúmenes de los escombros- Observar la morfología de los escombros

- Mantener baja la ECD (<1.68 g/cm3)- Monitorear las pérdidas- Puede requerirse LCM

Otoño de 2001 41

• Limpieza del pozo—las inclinaciones del pozode entre 50° y 65° conducen a avalanchas derecortes que pueden causar atascamientos, demodo que la limpieza adecuada del pozo esimportante.

La presentación en DrillMAP enumeró losparámetros que deberían monitorearse y reco-mendó acciones necesarias para evitar estos ries-gos (arriba y página anterior). En el sitio deoperaciones, el especialista en PERFORM registrólas observaciones e interpretaciones durante laperforación y sugirió cambios para mejorar elmodelo mecánico del subsuelo para futurospozos. Como resultado de una planificación y eje-cución cuidadosas, el pozo fue perforado conéxito hasta el objetivo, sin tiempos improductivosrelacionados con la estabilidad del pozo.

¿Dónde está la barrena? El objetivo de perforación a menudo se determinaa partir de una sección sísmica de superficie,sobre la cual se hace la interpretación geológicabasada en el tiempo de tránsito hasta los reflec-tores del subsuelo, presentada en milisegundos,(mseg). Desafortunadamente, la profundidad delos reflectores puede no estar establecida, enparticular para pozos de exploración. La conver-sión del tiempo de tránsito en mseg a profundi-dad en pies o metros no es sencilla; requiereconocimientos sobre la propagación del sonidoen todas las rocas desde la superficie hasta elobjetivo, información que con frecuencia se des-conoce y se debe asumir por analogía con otrascuencas. No obstante, las decisiones de perfora-ción se deben tomar sobre la base de tales datos.

En muchos casos, los puntos de asentamiento delas tuberías de revestimiento se seleccionan paraevitar perforar en un sitio que deje grandes sec-ciones de pozo abierto. Al revestir el pozo, sepuede cambiar la densidad del lodo para enfrentarel riesgo por delante sin poner en peligro las for-maciones sobreyacientes.

Antes de comenzar la perforación, la incerti-dumbre sobre la ubicación de los puntos de asen-tamiento de las tuberías de revestimiento puedevariar en cientos de metros, lo cual introduce unriesgo inaceptable. Durante la perforación enáreas de desarrollo, se puede disminuir la incer-tidumbre examinando los recortes o las respues-tas de los registros geofísicos adquiridos durantela perforación (LWD, por sus siglas en inglés),para comparar estos datos con los de capas dis-

Pronóstico de estabilidad del Pozo Mungo 22/20-A11 [P14] (Hueco W170)

Ventana segura del lodo Modelo mecánico del subsueloProf. (metros)MDbmr TVDbmr

Camisa de

5 pulg.

185⁄8

133⁄8

95⁄8

Domo salino

Esfuerzo horizontal mínimo(lpc)

Esfuerzo horizontal máximo(lpc)

Ángulo de fricción(°)

Esfuerzo vertical(lpc)

Presión de poro(lpc)

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Resistencia de la roca (UCS)(lpc)

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Presión de poro(g/cm3)

Densidad del lodo planificada(g/cm3)

Break-out(g/cm3)

,Riesgos de perforación en el Pozo 22/20-A11del Campo Mungo. La presentación DrillMAPpuede mostrarse como un afiche que indicalas ubicaciones de riesgos potenciales, agru-pados de acuerdo a su tipo. En la sección delcentro se presentan recomendaciones paraevitar o corregir problemas. La ventana dedensidad segura del lodo ilustra gráficamenteel potencial conato de un reventón o una rup-tura (break-out) si la densidad del lodo es de-masiado baja, o de pérdidas hacia las fractu-ras si es demasiado alta. En el lado derechose muestran el esfuerzo y la resistencia de laroca. También es posible agregar otros datos,tales como la trayectoria del pozo o informa-ción geológica.

tintas o con marcadores encontrados en pozoscercanos. Es posible que en una nueva cuenca nose puedan establecer los marcadores reconoci-dos, de modo que se deben usar otros mediospara ubicar correctamente la posición de labarrena de perforación sobre una sección sísmica.

Hasta ahora, los ingenieros de perforacióntenían dos opciones para convertir tiempo de trán-sito sísmico a profundidad. La primera, que inte-rrumpía la perforación, era una prueba develocidad utilizando un receptor sísmico bajado alpozo con cable y una fuente en la superficie(arriba). Si bien esto proporciona una medición dealta calidad, la adquisición de registros requiere unimportante tiempo del equipo de perforación, agre-gando costos y riesgos. Peor aún, la medición se

podía programar demasiado temprano o dema-siado tarde como para que fuera útil; antes o des-pués que se llegara a la profundidad deasentamiento de la tubería de revestimiento o seenfrentara el peligro en cuestión.

A mediados de la década de 1990, se podíaefectuar una prueba de velocidad durante la per-foración, utilizando receptores de superficie y elruido de la barrena de perforación como fuentesísmica; esto se conoce como servicio Drill-BitSeismic.9 Esta tecnología funciona bien enmuchas situaciones, pero es poco confiable enformaciones blandas, en pozos de alto ángulo ycuando se usan barrenas de un compuesto poli-cristalino de diamante (PDC, por sus siglas eninglés).

Una nueva solución proporciona perfiles sís-micos verticales (VSP, por sus siglas en inglés)cuya calidad es cercana a la de los datos ad-quiridos a cable, en tiempo real y sin consumirtiempo adicional del equipo de perforación.10 Laherramienta SeismicMWD tiene un receptor sís-mico en un ensamblaje LWD y utiliza una fuentede superficie para producir un VSP durante la per-foración. Un sistema de telemetría de pulsos delodo con mediciones durante la perforación(MWD, por sus siglas al inglés) transmite datosen tiempo real a la superficie. La herramientaSeismicMWD es útil en situaciones en que no esposible utilizar el servicio Drill-Bit Seismic, peroeste servicio requiere que la herramienta esté enel BHA, y se debe aplicar la telemetría MWD si

42 Oilfield Review

Receptor de LWD

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Lecho marino

Receptores, pesos

Fuente Fuente

Receptora cable

Barrena comofuente sísmica

Sísmica de pozo a cable Barrena como fuente sísmica Sistema SeismicMWD

Reflector sísmico

> Opciones para la información sísmica de pozo. El levantamiento de sísmica de pozo debe hacerse entre opera-ciones de perforación. Los receptores se bajan al pozo y una fuente de superficie proporciona la señal (izquierda).En el sistema Drill-Bit Seismic, el ruido de la barrena de perforación actúa como una fuente sísmica y los recepto-res se encuentran en la superficie (sección media). El nuevo receptor sísmico SeismicMWD utiliza una fuente desuperficie, pero las mediciones se pueden obtener durante la perforación a medida que se agregan o quitan tra-mos a la sarta de perforación (derecha).

Otoño de 2001 43

se necesitan mediciones en tiempo real. Sin em-bargo, un levantamiento sísmico a cable propor-ciona datos de mejor calidad para los estudios decaracterización de yacimientos que la herra-mienta SeismicMWD o la medición Drill-BitSeismic.

Las mediciones SeismicMWD se efectúanantes o después que se conecte un nuevo tramode la sarta de perforación, durante el período deinactividad en que la sarta de perforación estáestacionaria y no hay circulación de lodo.Normalmente, una conexión toma varios minutos,tiempo suficiente para obtener varias lecturas aintervalos de 10 a 15 segundos. No se quitatiempo a la operación de perforación. El tiempode tránsito simple, o prueba de velocidad, setransmite por telemetría hasta la superficie tanpronto como la bomba de lodo arranca nueva-mente, permitiendo un nexo directo entre la posi-ción de la barrena y el tiempo de tránsito en unasección sísmica de superficie. La posición de la

barrena se puede convertir a profundidad verticalverdadera (TVD, por sus siglas en inglés) a travésde un registro de profundidad e inclinacióntomado a lo largo de la trayectoria del pozo.

Las formas de ondas sísmicas completas sealmacenan hasta que el conjunto de fondo sesube a la superficie. Es de esperar que prontoexista la posibilidad de transmitir formas de ondaVSP de MWD a la superficie.

Con los datos de las pruebas de velocidad obte-nidos en cada punto de conexión, o con mayor fre-cuencia si fuera necesario, es posible determinar laposición de una barrena en una sección sísmicamientras se lleva a cabo la perforación. Por logeneral es poco práctico reprocesar toda la secciónsísmica de superficie en tiempo real, pero simple-mente comprimir o alargar la sección sísmica enescala de profundidad utilizando datos de pruebasde velocidad en tiempo real es un procedimientorápido, fácil y lo suficientemente preciso (abajo). Lasección actualizada se puede utilizar para predecir

la distancia al próximo objetivo de perforación oriesgo potencial. El especialista en PERFORM uti-liza la aplicación DrillMAP como una ayudavisual—sobre la base de esta información actuali-zada acerca del ambiente de perforación—paranotificar al personal del equipo de perforaciónsobre potenciales peligros durante la perforación,reduciendo así el riesgo. Esto representa una granventaja para los perforadores y también permiteobtener información minuto a minuto de maneramás rápida, para que los geocientíficos actualicenlas interpretaciones.

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Número de la traza Número de la traza

> Alargamiento y compresión de secciones sísmicas. Normalmente, una sección sísmica en escalade tiempo (izquierda) no se reprocesa durante la perforación. La posición de una barrena se conocea partir de la profundidad medida, la inclinación y el azimut a lo largo de la trayectoria del pozo (azul).Las mediciones de pruebas de velocidad transmitidas a la superficie durante la perforación localizanla barrena en la sección sísmica, permitiendo el estiramiento o la compresión de la sección conver-tida a escala de profundidad, con el fin de localizar los objetivos que se encuentran hacia abajo(derecha). Cada traza es convertida, pero no se aplica variación lateral.

9. Borland W, Codazzi D, Hsu K, Rasmus J, Eichcomb C,Hashem M, Hewett V, Jackson M, Meehan R y TweedyM: “Real-Time Answers to Well Drilling and DesignQuestions,” Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997): 2-15.

10. Esmersoy C, Underhill W y Hawthorn A: “SeismicMeasurement While Drilling: Conventional BoreholeSeismics on LWD,” Transcripciones del 42 SimposioAnual de la SPWLA sobre Adquisición de Registros,Houston, Texas, EUA, 17 al 20 de junio de 2001, artículo RR.

A medida que el pozo se aproxima a un puntode asentamiento de la tubería de revestimiento oa la profundidad objetivo, la información actuali-zada reduce la incertidumbre hasta un nivel acep-table (página siguiente). La aplicación Barrena enla Sísmica BOS recoge esta información de latelemetría MWD y, en tiempo real, actualiza lasección sísmica, la ubicación de los marcadoresprincipales, la posición estimada del objetivo ylas incertidumbres de profundidad (arriba). Enalgunas áreas, no hay marcadores obvios paravincular una sección sísmica a los recortes u otrosparámetros de perforación, y la única correlaciónes a través de un método de levantamiento sís-mico durante la perforación. El mejor conoci-miento de la posición de la barrena puedeconducir a la eliminación de un punto de asenta-miento de la tubería de revestimiento, y en algu-nos casos, agregar uno para disminuir el riesgo.

La herramienta SeismicMWD fue utilizada enun pozo de BP en el Mar Caspio a principios de2001. El pozo fue perforado direccionalmente, loque es inusual, ya que la mayoría de los pozos deexploración son verticales. BP deseaba evitar unazona altamente presurizada cerca de la cima de laestructura y alcanzar un yacimiento objetivo quese encontraba debajo de una serie de fallas en unárea de sobrecorrimiento con capas inclinadas a40º. En base a la interpretación de la sección sís-mica de superficie, la longitud de la trayectoriadel pozo era de 4500 m [14.800 pies]. Sinembargo, la incertidumbre vertical en la partesuperior del yacimiento era de 700 m [2300 pies].Éste es un problema de crítica importancia, yaque errar el objetivo por 100 m [330 pies] puedehacer que el pozo se perfore en el bloque equivo-cado de una falla. Puesto que los sedimentos enesta área son blandos, no era factible el uso delruido de la barrena como fuente sísmica durante

la perforación. BP utilizó la herramientaSeismicMWD para obtener pruebas de velocidady actualizar la posición de la barrena durante laperforación.

Los datos más precisos del tiempo de tránsitosimple se obtienen cuando la onda sísmica viajaverticalmente. Para lograr esto en un pozo sub-marino desviado, un barco que arrastra unafuente sísmica de superficie debe moverse acada punto de la prueba de velocidad, y posicio-narse basándose en el disparo anterior y la mejorestimación de la posición de la barrena en el sub-suelo; un proceso llamado perfil sísmico con des-plazamiento superior de fuente (Walkabove).11

Los resultados indicaron que la interpretaciónsísmica de superficie previa a la perforación rea-lizada por BP era exacta, pero las pruebas de

44 Oilfield Review

> Pantalla de la aplicación Barrena en la Sísmica BOS. Se muestra una trayectoria de pozo(azul) en la sección sísmica en escala de tiempo en donde aparecen resaltados ciertos mar-cadores específicos (rojo). A medida que continúa la perforación, la trayectoria del pozo sedespliega en la pantalla (parte superior izquierda). Se utilizan los datos de prueba de veloci-dad de la herramienta SeismicMWD para ubicar la barrena en la sección sísmica converti-da a escala de profundidad. Los mismos marcadores se muestran en esta pantalla, junto conbandas de incertidumbre codificadas por color (parte superior derecha). Las profundidadesadelante de la barrena poseen bandas de incertidumbre cada vez más anchas, como se mues-tra en la distribución de incertidumbre para un marcador específico (parte inferior izquierda).Se ingresa la información de profundidad, inclinación y azimut para convertir el tiempo detránsito a profundidad (parte inferior derecha).

11. Hope R, Ireson D, Leaney S, Meyer J, Tittle W y Willis M:“Seismic Integration to Reduce Risk,” Oilfield Review 10,no. 3 (Otoño de 1998): 2-15.

Otoño de 2001 45

> Disminución de la incertidumbre con el aumento de lacantidad de información. El pozo (línea azul delgada) co-mienza en la parte superior izquierda de esta sección sís-mica convertida a escala de profundidad. Tres pantallasde la aplicación Bit On Seismic muestran un pozo avan-zando hacia la parte inferior derecha. En cada paso sepredicen las posiciones de los marcadores (línea roja),con bandas de incertidumbre alrededor de ellas (bandaazul). Se interceptó un marcador antes de que la trayec-toria comenzara a desviarse hacia la derecha (arriba).Puesto que se conoce la profundidad de dicho marcador,no se incluye su banda azul de incertidumbre. La aplica-ción muestra la predicción de profundidad previa a la per-foración (línea amarilla) e incertidumbre (banda verde)para su comparación con la profundidad medida. La per-foración a través de otros marcadores proporciona infor-mación adicional (sección media), mejorando la conver-sión de tiempo a profundidad a lo largo de la trayectoria.Se actualizan las predicciones de las profundidades delos marcadores inferiores, y su incertidumbre disminuye.Ninguna incertidumbre persiste tras perforar en la capadel último marcador (abajo).

velocidad SeismicMWD proporcionaron una con-firmación adicional a medida que avanzaba laperforación. Tras perforar, BP obtuvo un perfil sís-mico con desplazamiento superior de fuente. Losresultados coincidieron bastante bien con lasmediciones SeismicMWD (arriba).

La herramienta de adquisición registró laforma de onda completa de las señales sísmicas,y la calidad de las formas de onda resultantes fuebuena. Sin embargo, cuando se perforó el pozo aprincipios de 2001, la herramienta no pudo trans-mitir las formas de onda a la superficie en tiemporeal, de modo que los datos fueron descargadosuna vez que la herramienta regresó a la superfi-cie (página siguiente, abajo).

El operador consideró que la medición notenía un efecto negativo en el tiempo de perfora-ción y proporcionó resultados comparables a losde los perfiles VSP convencionales. Los costos dela embarcación con fuentes sísmicas y el des-pliegue del personal fueron más que compensa-dos por el tiempo de perforación ahorrado alprescindir de los levantamientos convencionales.

En algunos casos, las mediciones del sistemaSeismicMWD ahorran tiempo a los equipos deperforación. En muchos casos de pozos direccio-nales, se perfora un pozo piloto casi vertical paradeterminar las posiciones de los marcadores o laprofundidad objetivo. Este pozo luego secementa y se desvía para dirigir el pozo horizon-talmente hacia el interior del yacimiento. Lainterpretación con la aplicación BOS en tiemporeal puede eliminar la necesidad de perforar unpozo vertical, reduciendo sustancialmente loscostos de construcción de pozos.

Monitoreo en tiempo real relevante El especialista en PERFORM de Schlumberger seubica en el centro de una red de comunicacionesde NDS durante las operaciones de perforación.Este ingeniero es responsable de monitorear lasmediciones realizadas durante la perforación yalertar al equipo de perforación—incluidos elsupervisor de perforación, los ingenieros de per-foración en tierra y los expertos de otras discipli-nas que apoyan la red—cuando los parámetrossuperan los límites de tolerancia. Además, elespecialista en PERFORM mantiene al personal acargo de la perforación informado acerca de losriesgos potenciales que se pueden encontrar enla siguiente sección o durante las siguientes 24horas, junto con las medidas necesarias paramanejar dichos eventos.

Durante la perforación pueden encontrarsevarios problemas, tales como quedar atascado,enfrentar un conato de reventón durante la per-foración de una zona permeable sobrepresuri-zada, así como crear o agrandar una fractura. Elespecialista en PERFORM intenta evitar estosproblemas, recopilando información de todas lasfuentes disponibles. Los datos históricos, talescomo la experiencia de pozos vecinos, proporcio-nan un pronóstico de las posibilidades, mientrasque las mediciones obtenidas durante la perfora-ción revelan lo que está ocurriendo en el pozo. Elespecialista en PERFORM hace recomendacionesacerca de la densidad del lodo en superficie ysobre el control de otras situaciones, tales comola presión anular; el efecto de sondeo, el repre-sionamiento y el taponamiento; la velocidad deflujo del lodo; la ROP; y la velocidad de rotación

de la barrena. Los expertos en geomecánica ypetrofísica del grupo NDS que se encuentran entierra, proporcionan el respaldo científico y téc-nico, además del sofisticado modelado requeridopor el ingeniero del programa PERFORM.

La condición del pozo se puede inferir a partirde los recortes y derrumbes separados delretorno de lodo en las zarandas vibradoras.12 Sepuede distinguir la forma y el tamaño de losescombros resultantes del break-out a causa defallas al esfuerzo de corte cuando la densidad dellodo es demasiado baja con respecto a la dellodo proveniente de zonas fracturadas cuando ladensidad del lodo es demasiado alta.13 Las imá-genes de los recortes y los derrumbes se puedenpublicar en un sitio Web seguro para obtener larápida retroalimentación de los expertos que nose encuentren en el pozo.

El monitoreo del volumen de lodo da una indi-cación acerca de los problemas. La pérdida delodo sugiere posibles fracturas inducidas y elaumento de su volumen indica un posible conatode reventón. Sin embargo, puede tomar mediodía para que los recortes lleguen a la superficiedesde los 20,000 pies [6100 m] de profundidad yhoras para determinar la pérdida de lodo, amenos que ésta sea considerable.

Un indicador de influjo de gas, a menudo cau-sado por perforar a través de una zona permea-ble de alta presión, es el contenido de gas en ellodo. Las pequeñas cantidades de gas se puedencontrolar, pero un influjo rápido crea serios pro-blemas. El gas se expande a medida queasciende por el pozo, empujando fuera del pozoel lodo que hay delante de él. Esto reduce aúnmás la presión hidrostática, permitiendo unamayor expansión del gas y produciendo un poten-cial descontrol del pozo. El contenido de gas esmonitoreado en la superficie, pero puede tomarhoras detectar una entrada de gas pequeña.Mientras más se tarde en detectar un potencialdescontrol del pozo, peores pueden ser sus con-secuencias. En casos extremos, puede ser nece-sario abandonar rápidamente un equipo deperforación.

Las acciones correctivas pueden crear mayo-res daños. A grandes profundidades y pequeñosdiámetros de pozo, la única manera de controlarun influjo es hacer un bombeo forzado simultáneode lodo por dentro de la sarta de perforación y por

46 Oilfield Review

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Profundidad vertical verdadera abajo del nivel del mar, m

Mediciones VSP a cable para el pozo entubadoMediciones VSP con el sistema SeismicMWD para el pozo abierto

> Comparación de los tiempos de tránsito de distintos VSPs. Luego de que se perforó unpozo en el Mar Caspio, se corrió un perfil VSP a pozo entubado (rojo) para determinar unaconversión de tiempo a profundidad. La medición del sistema SeismicMWD (negro) seajusta muy bien con los datos del VSP adquirido a cable. El vacío en los datos fue cau-sado por problemas en una grúa que sostenía la fuente sísmica en la embarcación.

12. Los recortes son piezas de roca removida por la barre-na. Los derrumbes son piezas de roca que se despren-dieron de la pared del pozo.

13. Aldred et al, referencia 3.14. Aldred W, Cook J, Bern P, Carpenter B, Hutchinson M,

Lovell J, Rezmer-Cooper I y Leder PC: “Using DownholeAnnular Pressure Measurements to Improve DrillingPerformance,” Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de1998): 30-55.

15. Cuvillier et al, referencia 3.

Otoño de 2001 47

el espacio anular, para hacer que el fluido regresea la formación. Si bien esto puede controlar laentrada de gas, también puede fracturar la for-mación en alguna otra sección de pozo abierto.

La medición de la Presión Anular Durante laPerforación AWPD proporciona la presión anularde fondo, evitando la necesidad de estimar lascondiciones a partir de las presiones de superfi-cie y de un modelado.14 Debido a que la densidaddel lodo se utiliza para controlar la presión den-tro del pozo, los perforadores utilizan la unidadde densidad libras masa por galón (lbm/gal, aveces denominada lpg) para describir las presio-nes: presión anular del pozo, presión de poro ypresiones laterales y de sobrecarga. La mediciónAPWD, que mide la densidad estática equiva-lente (ESD, por sus siglas en inglés) del lodocuando las bombas están inactivas y la densidadde circulación equivalente (ECD, por sus siglas eninglés) cuando están activas, se utiliza paramonitorear la densidad del lodo dentro del pozopara mantenerla dentro de un rango determi-nado. La ESD debe mantenerse por encima de lapresión de poro y, si es posible, por sobre la pre-sión mínima para controlar el break-out en elpozo. La ECD debe mantenerse debajo del gra-diente de fractura.

La medición APWD también puede dar indi-cios acerca de una limpieza inadecuada del pozo,lo que puede conducir a un atascamiento de latubería u otros problemas tales como la aperturao crecimiento y cierre de una fractura cuando laECD asciende y desciende.

El manejo de las presiones del pozo es unatarea importante para el especialista en la téc-nica PERFORM. Para pozos profundos en aguasprofundas, la estrecha ventana entre la presión

de poro y el gradiente de fractura representa unproblema adicional. Tanto la presión de porocomo el gradiente de fractura cambian con laprofundidad, y la ventana de perforación seguraentre ellas a menudo se estrecha (derecha). Si ladensidad del lodo se mantiene constante mien-tras aumenta la presión de poro, hay riesgo de unconato de reventón. Sin embargo, si la densidaddel lodo aumenta demasiado, se podría fracturarla sección de pozo abierto por debajo de la últimatubería de revestimiento.

Normalmente, la densidad del lodo debe ser almenos varias décimas partes de una lbm/gal[varias centésimas de g/cm3] mayor que la presiónmáxima de poro y al menos varias décimas partesde una lbm/gal menor que el gradiente de fracturamínimo en la sección de pozo abierto. Cuando laventana de presión de poro-gradiente de fracturase reduce a 1 lbm/gal [0.1 g/cm3] en pozos profun-dos, esto se convierte en un desafío para la perfo-ración. Una respuesta posible consiste endisminuir la tasa de bombeo, pero puesto que estoafecta la velocidad de eliminación de los recortesde perforación, debe reducirse la ROP, obligando aun equilibrio entre la pérdida de economía por lalenta perforación y el riesgo de dañar o perder elpozo por generar un conato de reventón o unafractura de la formación. Las tecnologías de levan-tamiento submarino, tales como la perforacióncon gradiente doble, pueden reducir los gradientesde la densidad del lodo debajo del lecho marino,reduciendo el número de sartas de revestimiento.Esta tecnología aún no se encuentra disponible entodos los casos.15

Las interpretaciones de las mediciones sónicasy de resistividad realizadas durante la perforación,proporcionan información acerca de la formación

que se encuentra justo frente a la barrena. Si bienel lodo o los recortes pueden tardar horas en cir-cular hasta la superficie, las herramientas sónicasy de resistividad tienen un retardo respecto de labarrena de aproximadamente 30 minutos a veloci-dades de perforación típicas. Ambas herramientaspredicen la presión de poro y el gradiente de frac-tura en base a un modelo mecánico del subsueloa lo largo de una trayectoria, ayudando al espe-cialista en PERFORM a manejar la presión delpozo. El ingeniero afina el modelo durante la per-foración, comparando las predicciones con laspruebas de fugas—tomadas después que elrevestimiento se fija y se comienza a perforar—ycon las presiones de poro en zonas permeables,obtenidas utilizando las mediciones del ProbadorModular de la Dinámica de la Formación MDTentre operaciones de perforación.

> Formas de ondas sísmicas. Los datos de ondas sísmicas completas fueron obtenidos con la herra-mienta SeismicMWD tras extraer la columna de perforación. El operador consideró que las formas deonda sin procesar (izquierda) y procesadas (derecha) eran de buena calidad. El vacío en los datos fuecausado por problemas en una grúa que sostenía la fuente sísmica en la embarcación.

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Formas de ondas sin procesar Formas de ondas procesadas

Densidad del lodo

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Presión de poro en tiempo realPresión del MDTDensidad del lodo en superficie

Densidad de circulación equivalenteGradiente de fracturaGradiente de sobrecarga

> Gradientes de los esfuerzos y de las densida-des del lodo. En este pozo del Golfo de México, lapredicción de la presión de poro en tiempo real(amarillo) se efectuó con los datos de resistividady velocidad. Los diamantes rojos representan losdatos del Probador Modular de la Dinámica de laFormación MDT. El gradiente de fractura (rojo)llega a coincidir con el gradiente de sobrecarga(verde) a gran profundidad, y la ventana segurade densidad del lodo se estrecha. La curva de laECD (púrpura) se basa en las mediciones APWD.

El pozo del Golfo de México que se había vistoamenazado por una tormenta tropical se convirtióen un verdadero desafío para el personal de per-foración: un pozo direccional de exploración enaguas profundas con un objetivo ultra profundo.BP desarrolló un modelo de presión de poro antesde perforar, pero también deseó monitorear lascondiciones durante la perforación. El especialistaen PERFORM tenía varias tareas clave a su cargo:• definir rangos clave para la presión del pozo; en

este caso, dentro de una ventana de presión deporo-gradiente de fractura

• llevar a cabo mediciones estáticas y dinámicasde las presiones en el espacio anular

• afinar las estimaciones de presión de poro y degradiente de fractura de manera continua apartir de los registros adquiridos en tiempo real

• identificar y analizar las fracturas hidráulicasinducidas por la perforación

• identificar y analizar los problemas de inestabi-lidad del pozo

• predecir los riesgos asociados con las presio-nes de poro y los gradientes de fractura

• comunicar todas las observaciones e interpre-taciones al personal de perforación.

El especialista en PERFORM se unió al equipode perforadores para comenzar el monitoreo entiempo real y manejar la presión del pozo cuandola barrena llegara a la zapata de la tubería derevestimiento de 21 pulgadas. El petrofísico reco-mendó la utilización durante la perforación de laherramienta de Resistividad de Arreglo Com-pensada ARC. El espaciado de los sensores en la

herramienta ARC, junto con una frecuencia demedición de un segundo, proporciona informaciónque ayuda a diferenciar en el pozo el break-out delas fracturas hidráulicas; dos características queafectan la estabilidad del pozo.

Dos canales de resistividad de la herramientaARC se monitorearon en tiempo real, mientrasotros canales fueron almacenados en memoriapara recuperarlos una vez que la herramientaregresara a la superficie. Una señal adquirida entiempo real fue la resistividad de cambio de fasede baja frecuencia y lectura profunda, que se uti-liza para medir la resistividad de la formación Rt.Esta señal es insensible a la excentricidad de laherramienta y al agrandamiento del pozo cuandola resistividad de la lutita es baja. La segundaseñal enviada a la superficie de manera continuafue la medición más somera de la herramientaARC, que es la más sensible a la excentricidad, albreak-out y al fracturamiento inducido. La separa-ción de estas dos curvas es una indicación tem-prana de un problema en el pozo.

Tras perforar 1000 pies [300 m] desde el puntode asentamiento de la tubería de 21 pulgadas, losperforadores notaron lodo fluyendo desde el pozodurante el quiebre de la sarta de perforación,indicando una entrada de fluidos al pozo. El mo-delo de presión de poro no dio indicación algunade que se había superado la ESD, así como tam-poco hubo cambios en la morfología de los recor-tes de perforación, ni en los datos del gas, o enlos parámetros de perforación que indicaran quese había encontrado una zona de alta presión.

Un análisis posterior mostró que todos los mode-los de presión de poro concordaban y que la pre-sión excesiva era una anomalía.

El operador decidió matar el pozo medianteun procedimiento de circulación simple conocidocomo espera y ponderación para detener laentrada de fluidos (arriba a la izquierda). Se cerróel preventor de reventones (BOP, por sus siglasen inglés) submarino para evitar la posibilidad deque la alta presión alcanzara la tubería de eleva-ción marina de menor presión. Con el pozocerrado, el personal permitió que la presión delpozo se equilibrara con la presión de poro. Luego,se aumentó la densidad del lodo mientras sehacía circular lodo hacia el fondo del pozo y deregreso a la superficie. La línea de retorno fuedesviada a una línea de regulación de alta pre-sión que llega hasta la superficie y tiene un diá-metro interno más pequeño que el retorno anularpor encima del BOP submarino. Desafortunada-mente, durante el período de espera, el lodo enel pozo se espesó y se hizo más viscoso. Cuandocomenzó la circulación, aumentó la resistencia ala fricción, lo que junto con la caída de presión

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Cierre

Incremento de SIDPP

Comienzo de la inyección a presión

Maniobras ascendentes ydescendentes de la sarta de perforación

Detención de la circulación

Estabilización de SIDPPa 10.89 lbm/gal

Superficie APWD de EMW

> Procedimiento de espera y ponderación. La presión de cierre de fondo del pozo (SIDPP, por sus si-glas en inglés) se estabilizó a una densidad del lodo equivalente (EMW, por sus siglas en inglés) de10.89 lbm/gal [1.3 g/cm3]. Ésta se midió utilizando la herramienta APWD (verde). Tras efectuar manio-bras ascendentes y descendentes de la sarta de perforación para prevenir atascamientos durante laespera, se circuló lodo de mayor densidad dentro del pozo. El aumento de la presión anular fue cau-sado por el lodo gelificado en el pozo. El personal interrumpió la circulación—detuvo las bombas delodo—y comenzó un procedimiento de control del pozo. La presión de superficie dentro de la sartade perforación (azul) muestra mucho menos detalle, pero se puede obtener durante el procedimiento.Las mediciones APWD se pueden transmitir a la superficie sólo cuando las bombas están activas.

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Resistividad, ohm-m1 10

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> Aplicación de la técnica de lapsos de tiempo.La curva de alta frecuencia de espaciamientocorto P16H de la herramienta de resistividadde cambio de fase ARC es más sensible a loseventos cercanos al pozo, tales como el frac-turamiento. La medición efectuada durante laperforación (negro) muestra una baja resistivi-dad debajo de la zapata de la tubería de reves-timiento a los X407 pies. Unos cuantos díasdespués, el personal reingresó al pozo y corrióla herramienta nuevamente (rojo). La separa-ción de los dos registros indica una fracturalocalizada desde los X410 hasta los X650 pies.

Otoño de 2001 49

revestimiento, de modo que el agente de controlde pérdida a agregarse al pozo debía ser duraderopara resistir la perforación.

Un ingeniero de fluidos de perforación de M-Irecomendó el polímero de reticulación Form-A-Set AK para penetrar y sellar la fractura, debidoa que se fija adecuadamente a la temperatura defondo del pozo y además puede mantener su inte-gridad mientras se perfora la sección por debajodel mismo. El análisis geomecánico de la fractura,que no habría sido posible sin la actualización delmodelo mecánico del subsuelo, indicó que unapresión de superficie mayor a 345 lpc [2380 kPa]superaría el esfuerzo horizontal mínimo,ampliando esta gran fractura y empeorando elproblema. Se aplicó polímero desde unos 400 pies[120 m] por debajo de la fractura hasta la zapatade la tubería de revestimiento, alrededor de 1000pies en total. La presión del pozo se aumentó len-tamente hasta superar levemente el esfuerzohorizontal mínimo, lo cual permitió abrir la frac-tura de un modo controlado e introducir el polí-mero en la misma. Luego de que se solidificó elpolímero, se repasó el pozo muy cuidadosamentehasta la parte inferior de la zona fracturada.Grandes pedazos de elastómero del polímero cir-cularon hacia las zarandas vibradoras, indicandoque el material se había fijado con la estructurafirme y esponjosa que se esperaba (izquierda).

A medida que continuaba la perforación, elespecialista en PERFORM monitoreaba las condi-ciones de la barrena y controlaba el tipo de recor-tes de perforación que llegaban a la superficie.Se estrechó la ventana de presión de poro-gra-diente de fractura, lo que exigió una atentaobservación de las ECD y ESD. Hubo que equili-brar la ROP con las velocidades del flujo de lodopara asegurar la remoción de los recortes de per-foración y evitar el atascamiento de la tubería. Elmanejo de la presión utilizando toda la informa-ción disponible fue crucial en este difícilambiente de perforación.

Una de las tareas del especialista en PER-FORM es monitorear el retorno de los fluidoscuando las bombas de lodo están detenidas. Losregistros de duración y volumen del flujo deretorno indican las condiciones de la formaciónexpuesta. Si existen suficientes zonas permea-bles abiertas en el pozo y aumentan las presio-nes de poro, los tiempos y volúmenes de flujo deretorno pueden aumentar. Si bien no es unamedida cuantitativa de la presión de poro, elmonitoreo del retorno indica si la presión de porosupera la densidad estática del lodo. Si hay unafractura hidráulica expuesta, el crecimiento de lafractura dominará los resultados del monitoreodel flujo de retorno y ocultará los efectos de lapresión de poro (arriba).

> Masa de elastómero en las zarandas vibrado-ras. El retorno del lodo durante la perforación dela sección inyectada con polímero Form-A-Set AKarrastró masas duras de elastómero del polímero,como la que se muestra en la imagen. Esto con-firmó que el material utilizado para evitar las pér-didas de circulación se había fijado adecuada-mente en el interior del pozo.

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> Diagnóstico del retorno de lodo. Las variaciones del volumen de lodo en lasrepresas o tanques de lodo en la superficie durante las pausas de perforación,brindan información acerca del estado del pozo. Una fractura con crecimien-to empuja rápidamente al lodo hacia el pozo en un primer momento, pero lavelocidad disminuye con el tiempo a medida que la fractura se cierra, comose ilustra en los instantes A, B y C (arriba). Una formación permeable tambiénaumenta el volumen de lodo que retorna a la superficie, pero la velocidad esconstante en el tiempo (abajo).

causada por la línea de regulación de retorno demenor diámetro, elevó la presión del pozo a unnivel suficiente como para fracturar la formaciónen algún punto del pozo abierto. El lodo de perfo-ración se perdió tan rápidamente como era bom-beado dentro del pozo.

Para entonces, la tormenta tropical ya seestaba dirigiendo hacia la parte oriental delGolfo de México. El personal de perforación bom-beó fluido gelificado y un tapón de cemento alfondo de la sección revestida para aislar la sec-ción abierta del pozo, cerró el pozo y evacuó elequipo de perforación semisumergible. La tor-menta avanzó hacia el norte, desplazándose len-tamente a lo largo del sudeste de los EstadosUnidos, causando daños por 16 millones de dóla-res y matando una persona en un tornado.

El personal volvió al equipo de perforación unavez pasada la tormenta y observó que no habíasufrido daños. El equipo NDS recomendó correr unregistro de resistividad para compararlo con que elque se había tomado durante la perforación(página anterior, derecha). La alta resistividad delsegundo registro desde la zapata de la tubería derevestimiento—desde X410 pies hasta casi X650pies—indica una amplia fractura creada duranteel procedimiento de inyección a presión previo a laevacuación. La resistencia de la lutita y los esfuer-zos locales indicaron que la fractura podríahacerse mayor si no se controlaban cuidadosa-mente las presiones del pozo. La sección abiertadel pozo tenía casi otros 1000 pies antes delsiguiente punto de asentamiento de tubería de

En este pozo, tanto la duración como el volu-men de lodo aumentaron tras una cementaciónforzada debajo de la zapata de la tubería derevestimiento de 105⁄8 pulgadas (izquierda).Aunque las formaciones permeables expuestaspueden causar un aumento como el mostrado, lavelocidad del flujo de lodo no disminuiría con eltiempo.

La medición APWD de la herramienta ARCproporcionó diagnósticos útiles durante toda laperforación. La forma en que incrementó la ECDconfirmó que el flujo de lodo provenía de unafractura con crecimiento.16 Antes del fractura-miento, la presión aumentó rápidamente cuandocomenzó la circulación de lodo (abajo a laizquierda). La herramienta ARC se corrió despuésque las últimas conexiones de tramos de la sartade perforación mostraron un aumento de presiónexponencial una vez que la ECD superara la pre-sión de apertura de la fractura de 16.95 lbm/gal[2.03 g/cm3]. Esta fractura fue sellada con mate-rial de control de pérdidas de circulación, el quetuvo éxito durante un período pero, como indica-ron las mediciones del flujo de lodo, las dificulta-des de perforación continuaron.

Las mediciones de la herramienta ARC tam-bién indicaron que el gradiente de sobrecarga yel gradiente de fractura eran ambos de 17.05lbm/gal [2.04 g/cm3], de modo que los esfuerzoshorizontales igualaban o superaban al esfuerzovertical, una condición difícil de determinar sinmediciones APWD y de densidad.

La reducida ventana de presión de poro-gra-diente de fractura dificultó la perforación y el per-sonal—tanto en el equipo de perforación comoen tierra—monitoreó cuidadosamente las pre-siones APWD. Se perforaron otros 5000 pies[1525 m] del pozo, lográndose los objetivos geo-lógicos y de perforación. BP consideró que la par-ticipación del equipo del programa PerforaciónSin Sorpresas hizo posible la perforación hasta laprofundidad total propuesta, logrando manejarlas estrechas tolerancias de la ECD y la extre-mada profundidad de perforación.

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Tiempo del flujo de retornoVolumen del flujo de retorno

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Profundidad medida, pies

> Retorno del lodo a la superficie, indicando una fractura con crecimiento. La gráfica muestra el volu-men de retorno (rojo) y la duración del flujo de lodo (púrpura) a lo largo de una extensa sección abiertadel pozo en un pozo del Golfo de México. Se abrió una fractura tras una inyección de cemento a losXX950 pies, indicada por un aumento del retorno del lodo que se detuvo tras un corto período. El retor-no disminuyó tras la inyección de material para controlar las pérdidas de circulación a los XY400 pies.Se aumentó la densidad del lodo a los XY800 pies para controlar el aumento de la presión de poro, peroel volumen y la duración del flujo de retorno indicó que la fractura se había vuelto a abrir. La tubería derevestimiento se asentó a los XZ400 pies. La rápida disminución del retorno del lodo durante cada perío-do de medición, las pérdidas de lodo durante la perforación y las mediciones de resistividad de la he-rramienta ARC, confirmaron que este comportamiento se debía a una fractura y no a una zona permeable.

16. Bratton TR, Rezmer-Cooper IM, Desroches J, Gille Y-E, LiQ y McFayden M: “How to Diagnose Drilling InducedFractures in Wells Drilled with Oil-Based Muds withReal-Time Resistivity and Pressure Measurements,” artí-culo de las SPE/IADC 67742, presentado en la Conferen-cia sobre Perforación de las SPE/IADC, Amsterdam,Holanda, 27 de febrero al 1 de marzo de 2001.

17. Bratton et al, referencia 16.

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TM 155 a 170 TM 215 a 221 TM 350 a 362 TM 470 a 475

0 5 10Tiempo transcurrido, min

Aumento de la ECD antesde fracturar la formación

Presión de apertura de la fractura

> Aumentos exponenciales de la ECD. El primer intervalo, desde el marcador detiempo (MT) 155 hasta el MT 170, muestra el aumento de la ECD cuando el lodocomienza a circular tras conectar el primer tramo de la sarta de perforación,cuando la barrena se encontraba frente a la zapata de la tubería de revesti-miento (celeste). La formación aún no está fracturada, porque la ECD aumentarápidamente. El aumento más lento y exponencial de la ECD tras las siguientestres conexiones es característico de una formación fracturada (otras curvas).El cambio de comportamiento desde el MT 350 hasta el 362 indica la aperturade una fractura para una densidad del lodo de 16.95 lbm/gal.

Otoño de 2001 51

La perforación del futuroEs natural esperar un constante cambio y unaevolución continua de un programa que proponeun pozo viviente dinámico. El sistema DrillMAPfue desarrollado durante y después de las perfo-raciones en el Campo Mungo, y las mejoras adicha aplicación aún continúan. Las nuevas inter-pretaciones de las resistividades de la herra-mienta ARC ayudan a los ingenieros adiagnosticar fracturas inducidas por la perfora-ción, incluso con lodos a base de aceite.17 La apli-cación para efectuar predicciones de presión deporo en tiempo real a partir de las herramientasLWD se encuentra en desarrollo y, a medida quemejore la telemetría LWD, habrá más medicionesdisponibles en tiempo real, incluidas las formasde onda completas de las señales sísmicas de laherramienta SeismicMWD.

El programa Perforación Sin Sorpresasimplica más que herramientas y programas decomputación. Proporciona soluciones a los pro-blemas de perforación y se anticipa a las necesi-dades, con énfasis en la comunicación deinformación relevante, de manera fácil de com-prender y oportuna para la toma de decisiones.

Una reciente mejora del proceso utiliza un sitioWeb seguro para entregar información actuali-zada a los equipos en tierra compuestos por geó-logos, ingenieros, petrofísicos e ingenieros deperforación sobre el avance de la perforación(arriba). El sistema de entrega de datos InterACTWeb Witness se conecta directamente a unequipo de perforación para proporcionar a laspartes involucradas información en tiempo realsobre la perforación, la adquisición de registros,la trayectoria del pozo y los levantamientos efec-tuados. Se puede acceder a los datos a través dela Web, utilizando una computadora personal oun asistente digital personal (PDA, por sus siglasen inglés) habilitado para la Web, y se puedenfijar alertas que envíen mensajes de importanciaa los buscapersonas de miembros específicos delequipo. El uso de un modelo mecánico del sub-suelo combinado con la aplicación DrillMAP,ayuda a evaluar rápidamente las diferenciasentre el plan original para el pozo y los resultadosreales, de modo que los operadores puedendesarrollar nuevos planes de contingencia y apli-car nuevos enfoques.

Schlumberger ha formado un equipo con BP,Statoil, Baker Hughes, Halliburton y la compañíade desarrollo de programas de computaciónNPSi, para establecer un protocolo estándar detransferencia de información de perforación. Elprotocolo WITSML, un lenguaje de marcaciónestándar para la transferencia de informacióndesde el sitio del pozo, proporcionará un flujotransparente de datos del pozo entre los opera-dores y las compañías de servicio, cubriendo lasoperaciones de perforación, terminación y servi-cio de los pozos. El nuevo protocolo ampliará lascapacidades del sistema InterACT Web Witness,al estandarizar la transferencia de informaciónde perforación.

Las condiciones extremas de perforación si-guen desafiando a la industria. Las aguas y pozosmás profundos, las temperaturas y presionesmás altas y las ventanas más estrechas para ladensidad del lodo están impulsando las mejorasen la tecnología y en las técnicas de interpreta-ción. A medida que iniciativas como el programaPerforación Sin Sorpresas solucionen los obstá-culos de hoy en día, las compañías operadoras“elevarán la vara” nuevamente. Sólo un procesoviviente dinámico puede lograr éxitos de maneraconstante. —MAA

Distribuidor central (Hub)

Presión de poro Programa DrillMAP

Programa DrillViz

Alarmas en buscapersonasPDAWeb

Actualización del modelo

Monitoreo de parámetros críticos

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> Un mundo bien conectado. Los datos LWD se transmiten en tiempo real a través de una interfaz dela Web a los miembros del equipo de trabajo, en cualquier lugar del mundo. Los datos cruciales sepueden monitorear en un sitio Web seguro, o se pueden enviar datos y alarmas a un buscapersonaso a un asistente personal digital (PDA, por sus siglas en inglés). Los modelos de perforación se pue-den actualizar en tiempo real para mejorar los resultados de la misma.

52 Oilfield Review

Empaques de grava en pozos horizontales de alta productividad

Syed Ali Rick Dickerson Chevron Houston, Texas, EUA

Clive Bennett BP Londres, Inglaterra

Pat Bixenman Mehmet Parlar Colin Price-Smith Rosharon, Texas

Steve Cooper BP Aberdeen, Escocia

Jean Desroches Sugar Land, Texas

Bill Foxenberg M-I Drilling FluidsHouston, Texas

Keith Godwin Stone Energy CorporationLafayette, Luisiana, EUA

Tim McPike Shell International E&PRijswijk, Holanda

Enzo Pitoni Giuseppe Ripa Eni AgipMilán, Italia

Bill Steven Texaco Warri, Nigeria

Dave Tiffin BP Houston, Texas

Juan Troncoso Repsol-YPF Yakarta, Indonesia

ClearPAC, MudSOLV, NODAL, QUANTUM y SandCADE sonmarcas de Schlumberger. AllPAC y Alternate Path son mar-cas de ExxonMobil; se ha otorgado la licencia de esta tec-nología exclusivamente a Schlumberger.

Para aumentar la productividad y reducir los costos y la complejidad, los pozos

horizontales se terminan con frecuencia sin tuberías de revestimiento frente a las

zonas de interés. Se han utilizado tubos filtro en pozos abiertos, pero los operadores

están recurriendo cada vez más al empaque de grava de largos intervalos para

estabilizar los pozos, realizar terminaciones más confiables y atenuar los problemas

relacionados con la producción de arena, tales como la erosión, y el manejo y la

eliminación de la arena en la superficie.

De los yacimientos no consolidados, junto con elgas, el petróleo y el agua, se pueden producirgranos de arena sueltos y partículas finas comolas arcillas. La instalación de terminaciones paracontrolar la producción de arena sin sacrificar laproductividad, el control del flujo, o las reservasrecuperables resulta difícil y costosa; hasta $3millones o más en las áreas marinas. Los costosde los posteriores tratamientos para disminuir eldaño y de las intervenciones correctivas futurasson también extremadamente altos; hasta $1millón por trabajo en pozos submarinos y enaguas profundas. Los operadores necesitan medi-das confiables para el control de la producción dearena, implementadas correctamente desde elprimer momento, especialmente para los tramoshorizontales terminados a pozo abierto frente aformaciones de alta permeabilidad.

La producción de arena depende de la resis-tencia de las rocas, de los esfuerzos en sitio, delos fluidos producidos y de los cambios en lastasas de flujo respecto de la caída de presión. Lasaltas tasas de producción, el aumento delesfuerzo efectivo debido al agotamiento, y lairrupción del agua contribuyen a la producción dearena. Los problemas asociados con la produc-ción de arena abarcan desde su manejo y elimi-nación en la superficie hasta la erosión de losequipos de subsuelo o de superficie y la pérdidadel control del pozo.1 Si la arena produce fallas

en los tubulares o en las herramientas de termi-nación, la producción y la recuperación de reser-vas se pueden ver postergadas, e inclusoperdidas cuando los costos para desviar o reper-forar un pozo son prohibitivos.

Los operadores utilizan diversas técnicaspara reducir al mínimo la cantidad de arena enlos fluidos producidos (página siguiente). Entrelos métodos de control de producción de arena seincluyen la limitación del flujo del pozo a veloci-dades inferiores a las del comienzo de la produc-ción de arena, la consolidación en sitio, losdisparos selectivos u orientados, el empaque degrava y el fracturamiento combinado con empa-que de grava.2 El fracturamiento combinado conempaque de grava combina fracturas hidráulicascortas y anchas, o de longitud limitada (TSO, porsus siglas en inglés), con el empaque de grava.Para controlar la producción de arena en termi-naciones a pozos abierto, los operadores utilizantubos filtro (entiéndase filtros de grava sin empa-que, esto es, cedazos solitarios), empaque degrava, fracturamiento combinado con empaquede grava y, recientemente, filtros de grava expan-dibles (véase “Técnicas emergentes de controlde producción de arena,” página 74).

Restringir la producción, si bien resultabapositivo en el pasado, influye en forma negativaen la rentabilidad del pozo y no es posible en laeconomía actual, especialmente en los pozos de

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Hal Riordan, Houston, Texas, EUA, y RayTibbles, Rosharon, Texas.

Otoño de 2001 53

alto costo y altas tasas de producción. La consoli-dación en sitio bloquea los granos de arena en ellugar mediante la inyección de resinas y ca-talizadores en las formaciones, generalmente através de disparos en el revestimiento. El empla-zamiento químico y la derivación a través de exten-sas zonas y de los disparos son difíciles. Losdisparos selectivos y orientados tienen como obje-tivo impedir la producción de arena, al evitar losintervalos débilmente consolidados o alinear losdisparos con los esfuerzos máximos en la forma-ción para aumentar la estabilidad de los mismos.3

Tubos filtro en pozoabierto horizontal

Consolidación en sitio y disparos selectivos u orientados

Empaque de grava en pozo entubado

Fracturamiento y empaque de grava en pozo entubado

Empaque de grava en pozo abiertoTubos filtro en pozo abierto

Filtro de grava en pozo abierto horizontal

Tubería de revestimiento

intermedia

Resina

Cemento

Disparos

Fractura

Grava

Filtro de grava

Tubería hermética

Revoque defiltración

Pozo abierto

Filtro de grava

Grava

Tubería derevestimientode producción

Tubería derevestimientode producción

> Control de la producción de arena. Los disparos selectivos u orientados evitan las zonas débiles y minimizan la producción de arena; la tubería de revesti-miento cementada ofrece un positivo aislamiento de las formaciones. El empaque de grava en los pozos entubados permite el control de la producción dearena en formaciones laminadas, arenas de menor calidad o pozos verticales marginalmente económicos. El fracturamiento combinado con empaque degrava combina la estimulación y el control de la producción de arena en espesores apilados o yacimientos con granos pobremente clasificados y de bajatransmisibilidad. En pozos abiertos, los tubos filtro controlan la arena en formaciones “limpias” con grandes granos bien clasificados y en pozos con cortavida productiva. Los empaques de grava o fracturas combinadas con empaques de grava mantienen la productividad o inyectividad por más tiempo que lostubos filtro en formaciones “sucias” con granos pobremente clasificados, en pozos de alta tasa de producción con mayor transmisibilidad y grandes reser-vas, y en terminaciones en aguas profundas o submarinas de alto riesgo y alto costo.

1. Carlson J, Gurley D, King G, Price-Smith C y Walters F:“Sand Control: Why and How?,” Oilfield Review 4, no. 4(Octubre de 1992): 41-53.

2. El fracturamiento hidráulico utiliza fluidos especialesinyectados a presiones mayores que los esfuerzos derotura de la formación para crear dos alas de fractura, ogrietas opuestas 180°, alejándose de la pared del pozo.Estas alas de fractura se propagan en forma perpendicu-lar al esfuerzo mínimo de las rocas en un plano preferen-cial de fracturamiento (PFP, por sus siglas en inglés). Almantenerse abiertas mediante un apuntalante, estas víasconductoras aumentan el radio efectivo del pozo, permi-tiendo que un flujo lineal ingrese en las fracturas y luegohacia el pozo. Los apuntalantes comunes se producen enforma natural, o son de arena recubierta con resina,bauxita de alta resistencia o sintéticos de cerámica yseleccionados mediante tamizado según las mallas norteamericanas estándar.

En el fracturamiento estándar, la punta de la fractura esel área final que se cubre con apuntalante. Un tratamientodiseñado para controlar la longitud de la fractura (TSO,por sus siglas en inglés), provoca que el apuntalante seempaque, o forme una obturación, cerca de la parte finalde la fractura en las primeras etapas del tratamiento. Amedida que se bombea más fluido cargado con apunta-lante, las fracturas ya no se pueden propagar más pro-fundamente dentro de la formación y comienzan aextenderse o ampliarse rápidamente. Esta técnica creauna vía más ancha y conductora puesto que se concen-tra mayor cantidad de apuntalante cerca del pozo.

3. Behrmann L, Brook JE, Farrant S, Fayard A, VenkitaramanA, Brown, A, Michel C, Noordermeer A, Smith P yUnderdown D: “Técnicas de diseño de los disparos paraoptimizar la productividad,” Oilfield Review 12, no. 1(Primavera de 2000): 54-79.

El empaque de grava—método de control deproducción de arena efectivo y ampliamente utili-zado—coloca gránulos, o grava, alrededor de fil-tros mecánicos, o filtros de grava metálicos,dentro de los pozos abiertos o entubados con dis-paros.4 La “grava” es arena natural redonda y lim-pia o material sintético lo suficientementepequeño como para excluir los granos y algunaspartículas finas de los fluidos producidos, pero losuficientemente grande como para mantenerseen su lugar mediante los filtros de grava. Se bom-bea una lechada de fluido de transporte y gravaen los disparos y en el espacio anular que existeentre los filtros de grava y el pozo abierto o entu-bado con disparos. La grava se deposita a medidaque el fluido de transporte se pierde en las for-maciones o circula de regreso a la superficie através de los filtros de grava.

En algunas áreas y bajo ciertas condicionesde la formación, los tubos filtro pueden ser unaalternativa al empaque de grava o al fractura-miento combinado con empaque de grava. Laproductividad inicial de las terminaciones contubos filtro es normalmente buena, pero con eltiempo los sólidos pueden taponar los filtros. Porel contrario, los empaques de grava tienden amantener la productividad y la integridad del con-trol de la producción de arena por períodos máslargos, debido a la mayor estabilidad del pozo.Sin embargo, muchas terminaciones con tubos fil-tro no excluyen adecuadamente la arena. Otrospozos terminados sin empaque de grava no hanfallado completamente, pero producen a menorestasas debido a que los tubos filtro resultan tapo-nados o erosionados.

En consecuencia, hay una tendencia entre losoperadores a utilizar el empaque de grava paraproteger los filtros de grava y lograr mejores ter-

minaciones de pozos. Dimensionar la gravacubriendo correcta y completamente el espacioanular, estabiliza las formaciones y protege losfiltros de grava de la erosión y del taponado gra-dual. Sin embargo, las operaciones estándar deperforación y empaque de grava pueden atraparlodo y residuos de fluidos de transporte entre lagrava y las formaciones, o dentro del empaquede grava, dañando las permeabilidades del yaci-miento y del empaque. El daño inducido por lasterminaciones produce una alta caída de presiónpara la iniciación del flujo y una menor producti-vidad después del empaque de grava. Esto rigeespecialmente cuando se utilizan sistemas defluidos convencionales de bajo costo, sin impor-tar su rendimiento.

Este artículo detalla el empaque de grava depozos horizontales abiertos. Se examinan lasmedidas de control de producción de arena,incluidos los tubos filtro, el empaque con agua yla tecnología Alternate Path, o filtro de grava contubos de derivación. Se analizan los desafíos ylos últimos desarrollos en materia de fluidos detransporte y la remoción del revoque de filtración(enjarre, costra). Historias de casos demuestran laefectividad de los métodos más modernos de lim-pieza del pozo, incluidos los productos químicos,los procedimientos y las herramientas. Tambiénse incluyen la simulación del emplazamiento degrava bombeando por encima de la presión defracturamiento, o con fluidos a base de aceite, asícomo también los filtros de grava expandibles.

54 Oilfield Review

1000100

Transmisibilidad (kh/µ), 1000 mD-pies/cp

Efic

ienc

ia d

e flu

jo, %

1011

10

100

Baja eficiencia de flujo

Alta eficiencia de flujo

Curva del mejor ajuste para 12 pozos de alto flujo Curva del mejor ajuste para 8 pozos de alto flujo

Productividad de pozos entubados fracturados y empacados con grava

> ¿Pozo abierto o entubado? Los datos de producción demostraron el efecto del revesti-miento con disparos en el rendimiento del flujo de entrada al pozo. En yacimientos conmenor transmisibilidad—permeabilidad multiplicada por el espesor neto (kh), dividida porla viscosidad del fluido (µ)—menor a unos 40,000 mD-pies/cp, la eficiencia de flujo es altaen las terminaciones de pozos entubados con disparos y con fracturas combinadas conempaque de grava para el control de la producción de arena y la estimulación. Sin embar-go, en pozos de alta tasa de flujo, los beneficios de la estimulación se pueden perder cuan-do la capacidad de flujo (kh) del yacimiento es alta o la viscosidad del fluido es baja debidoa que el flujo es estrangulado por los disparos. En formaciones con kh/µ mayor a 40,000mD-pies/cp, los operadores deben considerar terminaciones a pozo abierto y, en lo posi-ble, secciones horizontales frente a los intervalos productivos para evitar la reducción dela eficiencia de flujo, como consecuencia de las restricciones y turbulencia causadas porlos disparos. Los tubos filtro, los empaques de grava en pozos abiertos y los filtros de gravaque se expanden contra las paredes del pozo son opciones para controlar la producciónde arena en yacimientos con alta transmisibilidad.

4. Sherlock-Willis TM, Morales RH y Price P: “A GlobalPerspective on Sand Control Treatments,” artículo de laSPE 50652, presentado en la Conferencia Europea sobreel Petróleo de la SPE, La Haya, Holanda, 20 al 22 de octu-bre de 1998.Parlar M y Albino EH: “Challenges, Accomplishments,and Recent Developments in Gravel Packing,” Journal ofPetroleum Technology 52, no. 1 (Enero de 2000): 50-58.

Otoño de 2001 55

¿Pozos entubados o abiertos?La perforación de pozos horizontales y de granángulo es común cuando se trata de pozos nue-vos y de reentrada, incluso en los yacimientosque requieren terminaciones diseñadas para con-trolar la producción de arena. Las terminacionesa pozo entubado son poco comunes en los pozoshorizontales porque la cementación de la tuberíade revestimiento es difícil, los costos de los dis-paros son más altos, y para lograr un empaque degrava eficiente, la limpieza de los disparos nor-malmente es problemática. Asimismo, los pozoshorizontales abiertos son menos sensibles aldaño de la perforación y de la terminación debidoa que las áreas de ingreso del flujo son significa-tivamente más grandes. Sin embargo, las seccio-nes horizontales se perforan con un fluido deperforación del yacimiento (RDF, por sus siglas eninglés) especial que contiene polímeros paraaumentar la viscosidad, agentes obturantescomo el carbonato de calcio [CaCO3], o sal de clo-ruro de sodio [NaCl] y aditivos (normalmentealmidón u otro polímero) destinados a controlarlas pérdidas de fluido (derecha).5

Mientras mayor sea la porción del yacimientoexpuesta en un pozo, mayor será la productividade inyectividad y menores la caída de presión y lastasas del flujo en la formación. Las menores caí-das de presión y las menores velocidades de losfluidos minimizan la producción de arena en algu-nas formaciones. Dado que los disparos en pozosentubados y la turbulencia del flujo limitan la pro-ductividad, particularmente en pozos de altastasas de producción, los operadores normal-mente efectúan terminaciones a pozo abierto enlos tramos horizontales para obtener una produc-tividad óptima.6 En base a la transmisibilidad delyacimiento—permeabilidad multiplicada porespesor (kh), dividida por la viscosidad del fluido(µ)—BP evaluó la productividad de los pozosentubados, fracturados y posteriormente empa-cados con grava en términos de la eficiencia deflujo (página anterior).7

A medida que aumenta la viscosidad delfluido del yacimiento o disminuyen la permeabili-dad y la relación entre el espesor neto y eltotal—menos espesor productivo, más limo ymás lutita—los operadores pueden necesitarrecurrir al fracturamiento hidráulico combinado

con empaque de grava, como técnica de estimu-lación y control de la producción de arena enyacimientos laminados o multicapa. A medidaque disminuye la viscosidad del fluido del yaci-miento o aumentan la permeabilidad de la for-mación y la relación entre el espesor neto y eltotal—más espesor productivo, menos limo ymenos lutita—los disparos en la tubería derevestimiento reducen la eficiencia de la produc-ción y podrían no obtenerse los beneficios de laestimulación, porque el flujo es estrangulado porlos disparos.

En las formaciones de alta permeabilidad y dealta productividad, los operadores deben conside-rar las terminaciones a pozo abierto con secciones

horizontales o de gran ángulo en los yacimientos,y tubos filtro, empaques de grava o filtros de gravaexpandibles para el control de la producción dearena. Las terminaciones a pozo abierto querequieren control de la producción de arena prác-ticamente se han duplicado desde 1997 hasta elaño 2000. De estos pozos, aproximadamente el20% tenían empaque de grava en 1997 y 1998, encomparación con el 40% en el año 2000. Se prevéque esta tendencia continúe, y se aproxime al60% en el año 2003.8 El control de la producciónde arena en terminaciones a pozo abierto de sec-ciones largas y horizontales requiere nuevas tec-nologías, ingeniería detallada, planificaciónavanzada y una cuidadosa ejecución.

5. Houwen O, Ladva H, Meeten G, Reid P y Williamson D: “ANew Slogan for Drilling Fluids Engineers,” Oilfield Review9, no. 1 (Primavera de 1997): 2-16.

6. Tiffin D, Stevens B, Park E, Elliott F y Gilchrist J:“Evaluation of Filter Cake Flowback in Sand ControlCompletions,” artículo de la SPE 68933, presentado en laConferencia Europea sobre Daño de la Formación de laSPE, La Haya, Holanda, 21 y 22 de mayo de 2001.

7. Bennett CL: “Sand Control Design for Open HoleCompletions,” presentación como parte del Programa delConferencista Distinguido de la SPE, septiembre de 1999a mayo de 2000.

Revoque de filtración (enjarre, costra) suelto

Revoque de filtración

Velocidad de desplazamiento de 300 pies/min [91 m/min]

Pared del pozo

Formación0.04 pulgadas

1 mm

>Revoque de filtración. Un fluido de perforación del yacimiento (RDF, por sus siglas en inglés) correc-tamente formulado y acondicionado deposita un revoque de filtración de lodo delgado y de baja per-meabilidad en las paredes del pozo que no invade en forma profunda las formaciones. Los componen-tes incluyen polímeros para aumentar la viscosidad, agentes densificantes y obturantes, y aditivos decontrol de pérdidas de fluidos que se sellan dentro de unos pocos diámetros de granos de la formación,para reducir al mínimo la invasión de fluidos y de partículas en los intervalos productivos. Salmuerasbase, sales, CaCO3 y barita son agentes densificantes comunes. Los agentes obturantes y los aditivosde control de pérdidas de fluidos se empacan frente a la pared del pozo. El acondicionamiento correc-to del fluido RDF y los desplazamientos del pozo remueven el material del RDF suelto y minimizan elespesor del revoque de filtración.

8. Parlar M, Bennett CL, Gilchrist J, Elliott F, Troncoso J,Price-Smith C, Brady M, Tibbles RJ, Kelkar S, Hoxha B yFoxenberg WE: “Emerging Techniques in Gravel PackingOpen-Hole Horizontal Completions in High-PerformanceWells,” artículo de la SPE 64412, presentado en la Con-ferencia y Exhibición sobre Petróleo y Gas del PacíficoAsiático de la SPE, Brisbane, Queensland, Australia, 16al 18 de octubre de 2000.

¿Tubos filtro o empaque de grava?En la década de 1980 y principios de 1990, lostubos filtro eran la principal alternativa para elcontrol de la producción de arena para termina-ciones a pozo abierto de secciones horizontales.No se consideraba factible el empaque de gravade largas secciones. Los operadores instalaban fil-tros de grava convencionales con envoltura dealambre en los pozos abiertos sin empaque degrava, pero con el tiempo adoptaron los diseñosde malla premium y preempacadas para lograr unmayor rendimiento y más confiabilidad (derecha).

Debido a las áreas más grandes de entrada deflujo, la productividad inicial de las terminacioneshorizontales con tubos filtro es normalmentemayor y las velocidades de flujo por unidad delongitud del pozo son menores que en los pozosverticales. Sin embargo, muchas terminacionescon tubos filtro pierden productividad dado quelos sólidos de las formaciones taponan los filtros,y con el tiempo fallan por la mayor producción dearena debido a la erosión causada por la altavelocidad en las áreas restantes abiertas de losfiltros de grava. Al comienzo, los tubos filtro sebajaban en ambientes con lodo no acondicio-nado, en vez de hacerlo en medio de fluidos determinación limpios y filtrados. El mal filtrado y elpobre acondicionamiento del fluido, los desplaza-mientos inadecuados después de la perforación yantes de la instalación de los filtros de grava, y lafalta de limpieza del revoque de filtración redun-daron en el taponado de los filtros de grava y enuna baja productividad.

La instalación de filtros de grava en pozosabiertos sin empaque de grava es exitosa enmuchos pozos, pero la eficiencia y la confiabilidadvarían.9 Inicialmente, los porcentajes de fallaspromediaban entre el 50 y el 65% para las termi-naciones con tubos filtro, pero disminuyeron acasi un 20% a medida que mejoraron las técnicasde limpieza y los fluidos de perforación.10 Lospozos con limos y lutitas reactivas siguenteniendo altos porcentajes de fallas provocadaspor la producción de arena y por la menor produc-tividad debido a la obturación de los tubos filtro.En el Mar del Norte, los factores de recuperaciónpara los pozos terminados con tubos filtro gene-ralmente satisfacen las expectativas; las fallas enel control de la producción de arena han sidobajas, sin embargo, han aumentado con el

tiempo. A pesar de ello, algunos pozos termina-dos con tubos filtro tienen porcentajes restringi-dos de producción debido a la producción dearena, la obturación y la erosión de los filtros degrava, pero no se clasifican como fallas.

Las compañías operadoras y los proveedoresde servicios siguen desarrollando pautas y defi-niendo criterios para seleccionar las técnicas decontrol de producción de arena en los pozosabiertos horizontales (próxima página, arriba). Laelección entre tubos filtro y empaque de gravadepende de la permeabilidad de la formación, delcontenido de arcillas y finos, de los tamaños delos granos y de la clasificación de las partículas,además de la estabilidad del pozo y del númerode intervalos de limos y lutitas expuestos a lassecciones abiertas del pozo.

56 Oilfield Review

9. Richard BM, Montagna JM y Penberthy WL Jr :“Horizontal Completions—2 Stand-Alone Screens Varyin Effectiveness,” Oil & Gas Journal 95, no. 32 (11 deagosto de 1997): 63-69.

10. Bennett C, Gilchrist JM, Pitoni E, Burton RC, Hodge RM,Troncoso J, Ali SA, Dickerson R, Price-Smith C y ParlarM: “Design Methodology for Selection of HorizontalOpen-Hole Sand Control Completions Supported by FieldCase Histories,” artículo de la SPE 65140, presentado enla Conferencia Europea sobre Petróleo de la SPE, París,Francia, 24 y 25 de octubre de 2000.

11. Perdue JM: “Completion Experts Study Gulf of MexicoHorizontal Screen Failures”, Petroleum EngineerInternational 69, no. 6 (Junio de 1996): 31-32.McLarty J: “How to Complete a Horizontal Well in theGulf of Mexico: Operators Share Experiences,”Petroleum Engineer International 70, no. 11 (Noviembrede 1997): 63-70.Base de datos interna de pozos horizontales deSchlumberger.

12. Tiffin DL, King GE, Larese RE y Britt LK: “New Criteria forGravel and Screen Selection for Sand Control,” artículode la SPE 39437, presentado en el Simposio Internacionalde la SPE sobre Control del Daño de la Formación,Lafayette, Luisiana, EUA, 18 y 19 de febrero de 1998.Bennett et al, referencia 10.

13. La designación “D” en el análisis de las distribucionesde los tamaños de los granos es la abertura de la mallaque retiene un porcentaje acumulado específico de par-tículas. Por ejemplo, D50 es la abertura de la malla, enmilímetros, pulgadas o micrones (µm) por sobre la cualel 50% de las partículas de la formación o de la grava—arena o apuntalante sintético—es retenido.

Filtro de grava con envoltura de alambre Filtro de grava preempacado

Filtro de grava de malla premium

Tuberíabase perforada

Envoltura de alambre

Capaprotectora

Grava de altapermeabilidad

Membrana porosa,fibra o laminado con

incrustación de metal o fibra

> Filtros de grava para el control de la producción de arena (Cortesía de U.S. Filter/JohnsonScreens). Los filtros de grava con envoltura de alambre—el diseño más común—por lo ge-neral constan de una tubería base perforada o ranurada con filtros de alambre espaciadospara retener tamaños específicos de grava. En las primeras versiones, los fluidos fluían sóloa través de aberturas en la tubería base, de modo que se agregaban aristas, o rebordes, paraformar un espacio anular pequeño que permitiera aumentar la capacidad de flujo y reducir laobturación. Los filtros de grava preempacados están fabricados con grava revestida de resi-na de alta permeabilidad entre dos capas de filtros con envoltura de alambre. Los diseños defiltros de grava de malla premium utilizan un medio de tela de alambre especial alrededor delfiltro de grava con envoltura de alambre. Estos filtros de grava normalmente incluyen un aroprotector con orificios perforados para una mayor protección durante la instalación o bien,tienen orificios para reducir la erosión causada por los granos de arena y las partículas finasque impactan directamente en el filtro interno a alta velocidad.

Otoño de 2001 57

La mayoría de las terminaciones con tubos fil-tro en los pozos horizontales del Golfo de Méxicofalla durante los primeros tres años de produc-ción, y el tiempo promedio para las fallas deestas terminaciones en el Mar del Norte es alre-dedor de tres a cuatro años.11 Si las velocidadesdel flujo no son altas y la vida productiva espe-rada es de dos a tres años, los tubos filtro puedenser una buena solución para los pozos con reser-vas limitadas, debido a los menores costos deinstalación. Además de la resistencia y la perme-abilidad de las rocas, los factores determinantesen la elección de los filtros de grava y la gravason la clasificación del tamaño de los granos dela formación, y la uniformidad y el contenido definos (abajo a la izquierda).12 La uniformidad esuna indicación de la variación de tamaños másgrandes a más pequeños en los granos de la for-mación. La clasificación es una medida del rangode partículas finas a gruesas en la formación.

Si el riesgo de que se produzca arena es limi-tado, se pueden usar tubos filtro en arenas “lim-pias” (bajo contenido de finos) y homogéneas conbuena relación entre el espesor neto y el total, ygranos grandes uniformemente clasificados—tamaños medianos (D50) mayores a 200 µm—como los del Mar del Norte.13 En el caso de lasareniscas débiles con granos de medianotamaño—tamaño mediano (D50) de alrededor de125 µm—los principales factores que se debenconsiderar son la uniformidad del tamaño de losgranos y el contenido de finos. Si las formacionestienen granos mal clasificados o un contenido definos superior al 5%, los operadores deberánconsiderar el empaque de grava para detener laerosión provocada por la arena y la obturación delos filtros de grava con la migración de finos.

Las areniscas débilmente consolidadas congranos pequeños, como las de muchas formacio-nes del Golfo de México, por lo general contie-nen altos porcentajes de finos y arcillasdispersas—partículas inferiores a 44 µm—quehacen poco prácticos a los tubos filtro. Los pozosen formaciones no consolidadas “sucias” (altocontenido de finos) o no homogéneas con bajapermeabilidad y granos pequeños mal clasifica-dos—tamaños medianos (D50) de alrededor de80 µm—deben terminarse con empaques degrava porque los tubos filtro podrían no mantenerla productividad, ni permitir un control de la pro-ducción de arena confiable a largo plazo. Los tra-tamientos de fracturamiento combinados conempaque de grava también son una opción.

Mediana

Calidad de la arena (espesor neto, clasificación y uniformidad de las partículas, homogeneidad y permeabilidad de la formación)

Med

iana

Prob

abili

dad

de p

rodu

cció

n de

sól

idos

(re

sist

enci

a de

la ro

ca y

esf

uerz

os e

n si

tio)

Baja

Alta

Baja Alta

Campo I Campo HCampo F

Gran agotamiento esperado (pobre soporte del acuífero, agotamiento, empuje por compactación o por expansión de gas)

Golfo de México Mar del Norte OtrosMantenimiento de la presión (buen soporte del acuífero, inyección de gas o agua)

Empaque de grava en pozo abierto

Empaque o filtros de grava expandibles en pozo abierto

Campo ACampo B

Tubos filtro de malla premium

Tubos filtro convencionales

Campo G

Campo F1 Campo E

Campo D

Campo C

Sin control de producción de arena

> ¿Tubos filtro o empaque de grava en pozo abierto? Una gráfica de interrelación de la probabilidad deproducción de sólidos con respecto a la calidad de la arena de la formación, ayuda a los operadores adesarrollar pautas para evaluar y seleccionar métodos de terminación. Los pozos en yacimientos debaja a mediana calidad con una alta probabilidad de producir arena pueden necesitar terminaciones apozo abierto con empaques de grava, pero los pozos en areniscas de alta calidad con similar probabi-lidad de producción de arena se pueden terminar con tubos filtro con envoltura de alambre convencio-nales, o preempacados, o de malla premium. En los yacimientos con inyección de gas o agua, o congrandes acuíferos que mantienen la presión y con arenas de calidad mediana a alta, las terminacionescon tubos filtro pueden ser adecuadas, mientras que en yacimientos de calidad similar con agotamiento,o empuje por compactación, pueden requerir empaque de grava.

Criterios de uso de tubos filtro y empaques de grava en el diseño de las terminaciones

Características de la formaciónTipo de terminación

Filtros de grava con envoltura de

alambre o preempacados

Filtros de grava de malla premium

Pozo abierto con empaque de grava

Contenido de finosinferior a 44 µm

Inferior a 2%

Inferior a 5%

Superior a 5%

Coeficiente de uniformidad

D40/D90

Inferior a 3

Inferior a 5

Superior a 5

Coeficiente declasificación

D10/D95

Inferior a 10

Inferior a 10

Superior a 10

> Criterios de selección de los filtros de grava y de los empaques de grava. A medida que las formaciones son menos uniformes, la selección del tipo determinación requiere la consideración de parámetros distintos a los tamañosmedios de los granos (D50) del análisis granulométrico. El coeficiente de clasifi-cación D10/D95, el coeficiente de uniformidad D40/D90 y el porcentaje de partícu-las de 44 µm y de menor tamaño, determinan la calidad de la formación e influ-yen en los diseños de los filtros de grava y de los empaques de grava. Porejemplo, probablemente sean la mejor elección las terminaciones con empaquede grava a pozo abierto en aquellos pozos con un coeficiente de clasificaciónsuperior a 10, un coeficiente de uniformidad mayor a 5 y un contenido de finosde 44 micrones superior al 5%.

En los pozos de altas tasas de producción yalto costo, las intervenciones correctivas costo-sas pueden afectar la rentabilidad del campo ydel proyecto en general. De hecho, la mayoría delos contratos de distribución de gas contemplaaltas multas por no cumplir con las cuotas de pro-ducción. Para estas terminaciones sensibles alcosto y al riesgo, la incertidumbre y los histórica-mente altos porcentajes de fallas con los tubosfiltro justifican el uso de empaques de grava.

A menos que las formaciones tengan granosbien clasificados y extremadamente limpios, lospozos de producción e inyección submarinos quepueden producir arena y la mayor parte de lospozos en aguas profundas—más de 1000 a 2000pies [305 a 610 m]—deben terminarse conempaques de grava para evitar las intervencio-nes correctivas de alto costo, especialmentecuando hay grandes volúmenes de reservas enjuego. Los pozos de gas de alta producción tam-bién necesitan empaques de grava cuando la

producción de arena y la erosión de los filtros degrava afectan la seguridad.

Los tubos filtro pueden justificarse en ciertasaplicaciones:• pozos que no son submarinos con una corta

vida productiva y colapso uniforme del pozo,independientemente de su producción

• pozos que no son submarinos y de baja produc-ción, con pocos intervalos de limos o lutitas ycon colapso parcial o sin colapso del pozo

• pozos de inyección que no son submarinos conun espacio anular pequeño entre el filtro degrava y el pozo que limita el flujo alrededor de losfiltros de grava.

La rentabilidad marginal, las limitaciones deinversión de capital, los posibles daños en lasterminaciones o la reducción de la productividady la pérdida del aislamiento de las formaciones,son las razones para no colocar empaques degrava en los pozos horizontales terminados a

pozo abierto. Sin embargo, la mayoría de los ope-radores concuerda en que se prefieren los empa-ques de grava en los pozos horizontalesterminados a pozo abierto para reducir las fallasrelacionadas con la producción de arena y mini-mizar la caída de la productividad asociada conlas mismas. Los pozos de alta presión y alta tem-peratura (HPHT, por sus siglas en inglés) puedenser la excepción, debido a las limitaciones de ren-dimiento y compatibilidad de los fluidos. Estasaplicaciones de control de la producción de arenade pozos HPHT presentan desafíos para los inge-nieros de terminación de pozos y actualmenteestán bajo evaluación.

¿Empaque con agua o filtros de grava Alternate Path?El uso de empaques de grava en terminaciones apozo abierto ha evolucionado a medida que losoperadores y las compañías de servicios hanadquirido experiencia y una mayor comprensiónacerca del daño de las terminaciones y del empla-zamiento de grava en los pozos horizontales. Si serequiere empaque de grava, los operadores debenelegir entre dos técnicas probadas en el campoque se encuentran actualmente disponibles parala terminación de largas secciones de pozos abier-tos; éstas son el empaque con agua y los filtros degrava Alternate Path.

El empaque con agua utiliza bajas concentra-ciones de grava—0.5 a 2 libras de apuntalanteagregado (ppa) por galón [0.06 a 0.2 g/cm3]—transportada por fluidos de baja viscosidad, nor-malmente salmuera (izquierda).14

El lado bajo del espacio anular se empaca pri-mero hasta que la grava llega al extremo final,también llamado punta, o hasta que la grava sedesborda y forma una obturación debido a lasgrandes pérdidas de fluido. Las fuerzas gravita-cionales dominan esta onda “alfa,” de modo quela grava se asienta como las dunas de arenasoplada por el viento en una playa hasta alcanzaruna altura de equilibrio. Si el flujo de fluido per-manece por sobre la velocidad crítica para eltransporte de partículas, la grava descenderá poruna sección horizontal hasta la punta.

Una vez que se detiene la onda alfa, unasegunda onda, u onda “beta,” cubre el espacioanular por el lado superior hacia atrás y hacia elcomienzo de la sección horizontal, también lla-mada talón, desde la punta o desde una obtura-ción. La onda beta requiere una velocidad defluido suficiente para mantener un flujo turbu-lento y mover la grava a lo largo de la parte supe-rior del espacio anular. Esta onda continúa hasta

58 Oilfield Review

Tuberíahermética

1 2 3 4 5

678910

LechadaTalón Punta

Tubería derevestimiento Filtros de grava

Revoque de filtraciónPozo abierto

Filtro de grava Tubo lavador

Duna de gravaTubo lavador

Onda beta

Onda alfa

Típica respuesta de presión de tratamientode superficie para empaque con agua

Etapa de prelavado

Etapa de mezclado

Etapa de desplazamiento

Onda alfa: transporte de la lechada a lo largo de los filtros de grava

Lechada en lapunta del pozo

Onda beta: empacado de grava desde el talón hasta la punta

Cierre anular

Pres

ión

de tr

atam

ient

o de

sup

erfic

ie, l

pc

Duración del tratamiento, min

> Empaque con agua. Los empaques de grava con fluidos de baja viscosidad, normalmente salmuera, sebasan en el depósito de grava alrededor de los filtros de grava en el lado bajo del espacio anular, mien-tras que la lechada con bajas concentraciones de grava se mueve en flujo turbulento a lo largo de laparte superior (parte superior e inferior derecha). El pozo se debe sellar con un revoque de filtracióndel fluido RDF para reducir al mínimo las pérdidas de fluido. Si la circulación—el fluido retorna a la su-perficie—se mantiene, la grava circula hacia el extremo final, o punta, de las secciones horizontalesen una onda “alfa” (1 a 5). Si la lechada se deshidrata y cesa el empaque posterior en los intervaloscon grandes pérdidas de fluido, la grava llena el espacio anular y forma una obturación. El resultado esun empaque incompleto más allá de ese punto. Después de que se produce la obturación o que la gravallega a la punta, el empaque regresa al comienzo, o talón, de una sección horizontal en una onda “beta”(6 a 10). Las presiones de tratamiento de superficie brindan una indicación de la forma en que se estándesarrollando los tratamientos de empaque con agua (parte inferior izquierda).

Otoño de 2001 59

que el espacio entre el empaque y la formaciónse hace relativamente pequeño para el tamañode la partícula de grava. Se requiere un revoquede filtración de baja permeabilidad para impedirla pérdida de fluido hacia las formaciones, man-tener la altura de equilibrio de la grava, evitar laobturación de la grava, que conduce a un empa-que incompleto, y permitir que los filtros de gravase instalen sin que se atasquen por presión dife-rencial. El menor flujo anular que resulta de lapérdida de fluido por la erosión del revoque de fil-tración o de exceder la presión de fractura-miento, aumenta la altura de la grava aguasabajo y la posibilidad de obturación prematura,así como los vacíos en el empaque.

El empaque con agua depende en gran medi-da de la integridad del revoque de filtración ypuede no empacar completamente el espacioanular, lo que puede crear incertidumbre acercadel éxito y de la consistencia de la terminación.Por esta razón, se usa un fluido RDF especial ycuidadosamente diseñado para perforar seccio-nes del yacimiento que serán terminadas a pozoabierto. Un RDF debe formar un revoque de filtra-ción delgado y de baja permeabilidad que seafrágil, pero capaz de soportar la erosión mientrasse bombea la grava. Estas características hacenque el revoque de filtración sea más fácil deremover o, al menos, menos dañino para la per-meabilidad de la formación.15

En caso de que se requieran tratamientos delimpieza, éstos deben seguir el empaque conagua para mantener la integridad del revoque defiltración mientras se coloca la grava. En yaci-mientos con baja relación entre el espesor neto yel total, los intervalos de limos y lutitas expues-tos a los fluidos de terminación pueden ser ero-

sionados y transportados por el flujo de alta velo-cidad por largos períodos, posiblemente redu-ciendo la permeabilidad final de los empaques degrava. El uso de filtros de grava preempacados ode malla premium para controlar la producciónde arena en caso de un empaque incompleto,compensa en cierta forma las limitaciones delempaque con agua. Sin embargo, se necesitabaun método más confiable.

Los empaques de grava con filtros de gravaAlternate Path utilizan tubos de derivación porfuera de los filtros de grava y altas concentracio-nes de grava—4 a 8 ppa [0.48 a 0.96 g/cm3]—enfluidos de transporte viscosos, para asegurarempaques de grava completos por debajo de lasobturaciones que se forman entre los filtros degrava y la tubería de revestimiento o las paredesdel pozo (abajo).16 A diferencia del empaque conagua, esta técnica no depende de la integridaddel revoque de filtración. Si se forma una obtura-ción de grava anular, la presión en el espacioanular aumenta y la lechada se desvía hacia los

tubos de derivación, la única vía de flujo abierta.Los tubos de derivación tienen conductos paraque la lechada se desvíe del pozo colapsado, delos empacadores inflables externos, o de lasobturaciones de grava anulares en la parte supe-rior de los intervalos o junto a las zonas con altaspérdidas de fluido.17

Las pruebas a gran escala que simulan pérdi-das de fluido extremadamente altas demostraronque un solo tubo de derivación podría empacarintervalos horizontales de 2000 pies, incluso sinretornos de fluido hacia la superficie.18 Los inge-nieros adaptaron los filtros de grava AlternatePath para pozos abiertos más largos con eldiseño de boquillas y tubos de derivación quereducen la acumulación de grava dentro de lostubos de derivación, mediante el uso de fluidosno dañinos con buena capacidad de transportede grava y la instalación de protectores de lostubos con orificios perforados alrededor de todoel conjunto para ayudar a centralizar los filtros degrava y proteger los tubos de derivación.

14. Parlar y Albino, referencia 4.Penberthy Jr WL, Bickham KL y Nguyen HT: “HorizontalCompletions—Conclusion: Gravel Packing PreventsProductivity Decline,” Oil & Gas Journal 95, no. 35 (1 de septiembre de 1997): 56-60.

15. Pitoni E, Ballard DA y Kelly RM: “Changes in SolidsComposition of Reservoir Drill in Fluids DuringDrillingand the Impact on Filter Cake Properties,” artí-culo de la SPE 54753, presentado en la ConferenciaEuropea sobre Daño de la Formación de la SPE, LaHaya, Holanda, 31 de mayo al 1 de junio de 1999.

16. Jones LG, Yeh CS, Yates TJ, Bryant DW, Doolittle MW yHealy JC: “Alternate Path Gravel Packing,” artículo de laSPE 22796, presentado en la 66 Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 deoctubre de 1991.

17. La tecnología de filtro de grava con tubos de derivaciónfue desarrollada por Mobil (actualmente ExxonMobil), afines de la década de 1980 y comienzos de la década de1990, y se ha entregado bajo licencia a Schlumberger.

18. Jones LG, Tibbles RJ, Myers L, Bryant D, Hardin J yHurst G: “Gravel Packing Horizontal Wellbores withLeak-Off Using Shunts,” artículo de la SPE 38640, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, San Antonio, Texas, EUA, Octubre 5-8, 1997.

Tubería de revestimiento

Talón PuntaTubo de derivación

Tubo de derivación

Boquillas

Boquilla

Lechada

1

2

3

4 5

Tubo lavador Tuberíahermética

Grava Filtro degrava

Pozo abierto Revoque de filtración

Pres

ión

de tr

atam

ient

o de

sup

erfic

ie, l

pc

Duración del tratamiento, min

Etapa de desplazamiento

La presión aumentaa medida que el flujose desvía hacia el tubo de derivación

Etapa demezclado

Onda alfa: transporte de lechada a lo largo de las filtros de grava

Típica respuesta de presión de tratamiento de superficie para filtros de grava con tubos de derivación

Etapa de prelavado Cierre anularLechada en la punta del pozo

Tuberíahermética

Filtro degrava

Empaque de grava

> Empaques de grava con filtros de grava Alternate Path. Esta tecnología asegura un empaque degrava completo alrededor de los filtros de grava en una sección horizontal entera. Los tubos de deriva-ción conectados por fuera de los filtros de grava proveen conductos para que la lechada se desvíe delas obturaciones de grava y llene los vacíos en el espacio anular (parte superior y parte inferior dere-cha). Los tubos de derivación no dependen del revoque de filtración para impedir las pérdidas de fluido.Si el espacio anular entre los filtros de grava y los empaques del pozo abierto se tapona prematura-mente (3), la lechada se desvía hacia los tubos de derivación y el empaque de grava prosigue hacia lapunta, aún cuando no haya retorno del fluido, o circulación hacia la superficie (4 y 5). La velocidad debombeo por lo general disminuye una vez que comienza el flujo a través de los tubos de derivación yaumenta la presión debido al menor diámetro de dichos tubos (parte inferior izquierda).

La grava no gira fácilmente hacia orificios desalida pequeños, de modo que boquillas en granángulo que se extienden hacia la corriente deflujo reducen la tendencia a la decantación de lagrava y a su concentración dentro de los tubos dederivación. Los tubos de derivación con orificios,o boquillas, sirven como tubos de empaque. Paraintervalos extremadamente largos, se conectantubos de derivación de transporte sin orificios desalida a lo largo de todo el conjunto de filtros degrava para limitar la deshidratación de la lechadamediante la reducción de las pérdidas del fluidode transporte en el espacio anular, y dirigir lalechada hacia los tubos de empaque a razón de 4a 6 bbl/min [0.6 a 0.9 m3/min].

Los tubos de transporte se conectan a lostubos de empaque mediante un tubo distribuidoren cada empalme de los filtros de grava. Lalechada fluye hacia abajo por los tubos de empa-que o desde los tubos de transporte hacia lostubos de empaque y sale a través de boquillas decarburo resistentes al desgaste, para empacarlos vacíos detrás de los filtros de grava a 0.5 a 2bbl/min [0.08 a 0.3 m3/min]. También se puedenconectar tubos de transporte a la tubería hermé-tica que se encuentra en la parte de arriba de unconjunto de filtros de grava, para que la lechadapueda pasar en caso de que el orificio colapse ose forme una obturación de grava en la partesuperior del intervalo.

Simulación de emplazamiento de gravaLas herramientas computacionales son parteintegrante del diseño de tratamientos para elcontrol de la producción de arena que reducenlos reacondicionamientos correctivos y las fallasde terminaciones. La simulación de procesos deemplazamiento de grava permite realizar análisisde sensibilidad con diversos parámetros deemplazamiento de grava (derecha). Estas herra-mientas de simulación ayudan a los operadores aevaluar los intervalos de terminación, los fluidosde transporte, los tamaños y las concentracionesde grava, las tasas de bombeo, las pérdidas defluidos hacia la formación y los retornos a la

superficie. Las simulaciones también se utilizanpara optimizar los tubos lavadores, los filtros degrava y las configuraciones de las herramientasde servicio.19 Por ejemplo, el programa de com-putación SandCADE incluye seis módulos—simulación de emplazamiento de grava paraempaque con agua y con tubos de derivación,

programación de bombeo, simulador de fractura-miento combinado con empaque de grava, movi-mientos de la tubería y cálculos de la hidráulicadel empacador, y análisis de torsión y arrastre—que proveen la información necesaria para dise-ñar, ejecutar y evaluar los tratamientos deempaque con agua y con tubos de derivación.

60 Oilfield Review

19. Karlstad S, Sherlock-Willis T, Rajan S, Samsonsen B yMonstad PA: “An Evaluation and Design Approach toGravel-Pack Treatments in the Gullfaks Field,” artículode la SPE 48978, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de 1998.

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

.

0% 0 a 20% 21 a 40% 41 a 60% 61 a 80% 81 a 99% 100%

Radi

o no

rmal

izado

1.0 0.5

0 -0.5 -1.0

Profundidad medida, pies12,392.0 12,835.7 13,279.4 13,723.0 14,166.7

1.0 0.5

0 -0.5 -1.0

Efecto de la permeabilidad de la formación

Profundidad medida, pies12,392.0 12,835.7 13,279.4 13,723.0 14,166.7

Radi

o no

rmal

izado

1.0 0.5 0

-0.5 -1.01.0 0.5 0

-0.5 -1.0

Efecto del daño

Profundidad medida, pies12,392.0 12,835.7 13,279.4 13,723.0 14,166.7

Radi

o no

rmal

izado

1.0 0.5

0 -0.5 -1.01.0 0.5

0 -0.5 -1.0

Efecto del diámetro externo del tubo lavador y del diámetro interno del filtro de grava

Radi

o no

rmal

izado

1.0 0.5

0 -0.5 -1.01.0 0.5

0 -0.5 -1.0

Profundidad medida, pies12,392.0 12,835.7 13,279.4 13,723.0 14,166.7

Efecto de la viscosidad del fluido

1.0 0.5

0 -0.5 -1.0

Radi

o no

rmal

izado

1.0 0.5

0 -0.5 -1.0

Profundidad medida, pies12,392.0 12,835.7 13,279.4 13,723.0 14,166.7

Efecto de la concentración de grava1.0 0.5

0 -0.5 -1.0

Radi

o no

rmal

izado

1.0 0.5

0 -0.5 -1.0

Profundidad medida, pies12,392.0 12,835.7 13,279.4 13,723.0 14,166.7

Efecto de la tasa de bombeo

Eficiencia de los empaques de grava

500 mD

5000 mD

DE/DI=0.8

DE/DI=0.3

Factor de daño=10

Factor de daño=100

0.4 cp

4 cp

1 ppa

3 ppa

4 bbl/min

1 bbl/min

> Simulación del emplazamiento de grava. El riesgo de obturación de grava aumenta a medida queaumenta la permeabilidad de la formación y la longitud de los intervalos, o disminuye la viscosidad delos fluidos del yacimiento. Los factores que influyen en el empaque de grava, tales como las caracte-rísticas de la formación, las pérdidas de fluidos, las configuraciones de los filtros de grava, las herra-mientas de terminación del pozo y los parámetros del tratamiento, se pueden modelar con el uso deprogramas de computación. La eficiencia del empaque disminuye a medida que aumenta la per-meabilidad de la formación (parte superior izquierda). El revoque de filtración de baja permeabilidad,o el alto factor de daño, reducen las pérdidas de fluidos y aumentan la eficiencia del empaque (partesuperior derecha). El fluido de transporte tiende a desviarse hacia el espacio anular interno a medidaque aumenta el espacio entre el tubo lavador y el filtro de grava—la relación entre el diámetroexterno (DE) del tubo lavador y el diámetro interno (DI) del filtro de grava—lo que hace disminuir laeficiencia del empaque (centro, a la izquierda). Si bien la diferencia puede ser grande, no es significa-tiva en este ejemplo. El aumento de la viscosidad del fluido de transporte para reducir las pérdidas defluidos puede mejorar las características de transporte de la grava y la eficiencia del empaque (cen-tro, a la derecha). Se puede producir una obturación anular temprana a medida que aumentan lasconcentraciones de grava (parte inferior izquierda). La eficiencia del empaque disminuye a medidaque disminuyen las tasas de bombeo y aumentan las pérdidas de fluidos (parte inferior derecha).

Otoño de 2001 61

Los cálculos del emplazamiento de grava sebasan en un simulador de pozo seudo-tridimen-sional, capaz de modelar empaques de grava enpozos entubados o abiertos, horizontales o verti-cales. Se ha desarrollado un modelo basado enconceptos similares para simular la colocación deempaques de grava mediante filtros de gravaAlternate Path con tubos de derivación. Los trata-mientos se pueden diseñar con herramientas deservicio en modo de inyección forzada o circu-lante. En el modo circulante, también se puedemodelar la presión de la válvula de superficie, ode estrangulación, y la velocidad de retorno delfluido. El módulo de programación de bombeo uti-liza los requisitos específicos del trabajo y datos,tales como la tasa de bombeo, la concentraciónde grava y los parámetros de fracturas para gene-rar tratamientos de emplazamiento de grava,reduciendo así la cantidad de repeticiones que senecesitan para obtener programas de bombeosatisfactorios.

En el pasado, los fracturamientos combina-dos con empaques de grava, que por lo generalfallaban debido a un desborde prematuro degrava, eran diseñados únicamente utilizandosimuladores de fracturamiento hidráulico que noconsideraban las herramientas de terminación defondo de pozo; tales como reducciones de losempacadores, tuberías herméticas, filtros degrava y tubos lavadores. Los usuarios ahora pue-den efectuar diseños para controlar la longitudde la fractura y simular tratamientos de fractura-miento combinados con empaques de grava conun simulador recientemente desarrollado queacopla el pozo a la fractura hidráulica.20 Estesimulador modificado, basado en un simulador defracturamiento hidráulico seudo-tridimensional,calcula parámetros tales como la distribución degrava en las fracturas, la altura de las fracturas,y el flujo del fluido bidimensional como condicio-nes de borde para el simulador de pozo seudo-tri-dimensional.

El flujo de la lechada se simula junto con losefectos de la inclinación del pozo, la decantacióny la obturación de grava alrededor de los filtrosde grava, y el flujo del fluido a través de las mis-mas. Asimismo, el simulador de fractura avan-zado permite efectuar diseños para controlar lalongitud de la fractura en formaciones de altapermeabilidad. También se puede modelar lainducción de la obturación de grava en los pozosmediante la reducción deliberada de la tasa debombeo, o el desplazamiento de la herramientade servicio al final de los tratamientos.

Una vez que se obtiene un programa de bom-beo definitivo, el módulo de movimiento de latubería calcula la fricción, el pandeo, los efectosde sondeo y los efectos térmicos. Además, per-mite a los usuarios diseñar conjuntos de sellosde los empacadores que compensan el potencialmovimiento tubular. Los cálculos de la hidráulicadel empacador ayudan a generar procedimientospara bajar empacadores a utilizar en tratamientosde empaque de grava de manera segura y evitarla liberación prematura. Los análisis de torque yarrastre proporcionan estimaciones para bajar demanera segura conjuntos de terminación hasta laprofundidad final sin quedar atascados ni dañarlos componentes.

Empaque con agua en ChinaDurante mayo de 2001, Schlumberger terminó unpozo marino de petróleo en la Bahía de Bo Hai enChina, donde el operador había perforado unpozo de 81⁄2 pulgadas, a ser terminado con unempaque de grava. No se informaron pérdidas defluido durante la perforación de una sección hori-zontal de 634 m [2080 pies]. Se realizaron variassimulaciones de diseño con el programaSandCADE para optimizar los procedimientos deempaque con agua en pozos abiertos (abajo). Lassimulaciones de emplazamiento de grava indica-ron que una tubería de 31⁄2 pulgadas reduciría almínimo la decantación de grava y mejoraría laeficiencia de bombeo.

Se modelaron velocidades de bombeo de 3 a8 bbl/min [0.5 a 1.25 m3/min] para determinar laeficiencia de empaque. Tanto a 7 y 8 bbl/min [1.1y 1.25 m3/min] las altas presiones y las pérdidasde fluidos tuvieron como resultado una obtura-

ción de grava y una eficiencia de empaque de 58y 88%, respectivamente. Sin pérdidas y conretornos completos en la superficie, las tasas debombeo de 3 a 6 bbl/min [0.95 m3/min] dieroncomo resultado una eficiencia de empaque del100%, pero 3 bbl/min se consideró demasiadobajo, debido a la posibilidad de decantación de lagrava en lugares bajos a lo largo del perfil delpozo horizontal.

Se seleccionó el empaque con agua a 5bbl/min [0.8 m3/min]. Ésta era la tasa más altacon el menor riesgo de obturación que podía pro-porcionar un empaque completo. El siguientepaso consistió en determinar las pérdidas defluido permisibles, mediante la variación del fac-tor de daño o de la permeabilidad de la formaciónen el pozo abierto, de 5 mD y sin pérdidas a 350mD y alrededor de 2 bbl/min [0.3 m3/min] deretornos de fluidos. La onda alfa se detuvocuando las tasas de retorno disminuyeron amenos de 2 bbl/min, y los retornos de menos de3 bbl/min fueron considerados inaceptables porel operador debido al posible aumento de las pér-didas por la erosión del revoque de filtración.

La simulación y el monitoreo del torque y delarrastre durante la bajada y la extracción de lasarta de perforación para desplazar el RDF confluidos libres de sólidos, ayudaron al operador adeterminar los factores de fricción en la tuberíade revestimiento y en el pozo abierto. Estosdatos se utilizaron en el módulo de torque yarrastre del programa SandCADE para estable-cer límites horizontales de las diversas sartasde trabajo. Este análisis predijo el posible pan-deo de los tubulares de 31⁄2 pulgadas durante lainstalación del filtro de grava.

Tasa de flujo,

bbl/min

8

7

6

5

4

3

0.5

0.5

0.5

0.5

0.5

0.5

205

280

369

450

570

759

68

88

100

100

100

100

1.5

2.0

2.8

4.9

5.8

6.8

28

83

158

254

390

536

2625

2000

1465

1020

650

340

2863

2016

1647

1151

733

391

Concentraciónde grava, ppa

Tiempo total de

bombeo, min

Eficiencia deempaque de

grava, %

Altura de la duna, pulgadas

Iniciación deonda beta, min

Presión de circulación, lpc

Presión de superficie, lpc

> Diseño del empaque con agua. Antes de empacar con agua una sección de 2080 pies [634 m] de unpozo horizontal en la Bahía Bo Hai, China, se efectuaron varias simulaciones por computadora paraoptimizar el diseño. Las tasas de bombeo se modelaron en incrementos de 1bbl/min [0.16 m3/min], de 3 a 8 bbl/min [0.5 a 1.25 m3/min] con una concentración de grava constante de 0.5 ppa. A 7 bbl/min [1.1m3/min] y más, se forman nodos de grava durante la propagación de las ondas alfa debido a las altaspresiones diferenciales entre el espacio anular formado por el filtro de grava y el pozo abierto, y el espa-cio anular entre el tubo lavador y el filtro de grava. Los nodos se continúan desarrollando y se producenobturaciones de grava en el talón del pozo mientras la presión aumenta durante la propagación de laonda beta. Se siguen formando obturaciones incluso a 6 bbl/min. A 3 bbl/min, la eficiencia de empaquees del 100%, pero la altura de la onda alfa es cercana al 80% del volumen del espacio anular. Bombear a5 bbl/min [0.8 m3/min] se traduce en un empaque completo con una altura de onda alfa anular del 55%.

A pesar de las precauciones adicionales, seprodujeron problemas de pandeo como se anti-cipó mientras se intentaba instalar filtros degrava con sartas de perforación de 31⁄2 pulgadas,de modo que se extrajo el conjunto de filtros degrava y se volvió a bajar con tubería de perfora-ción de 5 pulgadas. Se llevó a cabo un trata-miento de empaque con agua después decomenzar a trabajar nuevamente con la sarta de31⁄2 pulgadas. Para verificar la circulación, seestablecieron retornos de fluidos de 4.7 bbl/min[0.75 m3/min] bombeando la salmuera filtrada a 5bbl/min antes de emplazar grava con unalechada de 0.5 ppa. Al bombear durante 11 horasa 5 bbl/min se obtuvo una eficiencia de empaqueestimada de 158% basada en el volumen de unpozo de 81⁄2 pulgadas de diámetro. Se aplicó untratamiento de limpieza posterior al empaquepara disolver el revoque de filtración restante.

Empaque con tubos de derivación en KazakhstánEl empaque de grava con filtros de gravaAlternate Path se puede extender a seccionesabiertas extremadamente largas de pozos hori-zontales mediante modificaciones específicas yuna cuidadosa ingeniería. El Campo Buzachi delNorte, en Kazakhstán Occidental, cerca del MarCaspio, está a 300 km [190 millas] al norte deAktau, la ciudad más cercana, y es operado porTexaco. En 1999, el Pozo NB4Z fue uno de los pri-meros pozos horizontales perforados en esteyacimiento de areniscas poco consolidadas ypoco profundas, que produce petróleo relativa-mente viscoso. El emplazamiento de empaque degrava en una sección abierta de 3000 pies [914m] de un pozo de 81⁄2 pulgadas, requería una can-tidad de grava estimada en 85,000 lbm [38,560kg]. Esto indujo a Texaco a evaluar terminacionesque incluyen empaques con agua y con tubos dederivación (arriba a la derecha).21

La sección horizontal NB4Z era mucho máslarga que en las terminaciones anteriores en lasque se habían utilizado filtros de grava con tubosde derivación de 1100 pies [335 m], de modo quese optimizaron los diseños de filtros de grava ylos programas de bombeo para mejorar la efi-

ciencia, reducir el tiempo de instalación, y permi-tir mayores velocidades de bombeo. El diseñoAllPAC consistió de dos tubos de transporte lar-gos que se separaban en cada empalme de losfiltros de grava para alimentar dos tubos deempaque (próxima página). Esta configuraciónredujo el número de conexiones de tubos de deri-vación en un 50% y redujo la posibilidad de pér-didas de fluido y la deshidratación de la lechadaen los filtros de grava.

La grava se bombeó en modo de circula-ción—espacio anular abierto—sin tubos lavado-res dentro de los filtros de grava. Cuando la gravallegó a la parte superior del filtro de grava, lalechada se deshidrató inmediatamente mientrasel fluido de transporte se fugaba por el filtro degrava y se formaba una obturación anular en laparte superior de la sección horizontal. Lalechada se desvió a los tubos de derivación y pro-siguió el empaque de grava. El tratamiento seefectuó a 4 bbl/min hasta que la grava mojadacausó problemas de mezclado y se tuvo que dis-minuir la velocidad para que el mezcladorpudiera seguir operando. La presión de trata-miento de superficie aumentó durante todo eltrabajo y fue lo suficientemente alta como parasobrepasar el esfuerzo de fracturamiento. Sinembargo, no se produjo la rotura de la formacióndebido a la fricción en los tubos de derivación.

La tecnología de tubos de derivación fueclave para la ejecución exitosa de este empaquede grava en una sección horizontal abierta extre-madamente larga en un área remota. El empaquede grava sin tubo lavador redundó en un ahorrodel tiempo de instalación y una conexión roscadaespecial aseguró la alineación correcta del tubode derivación. De 100 empalmes de los filtros degrava, 97 se alinearon exactamente la primeravez. El armado de los filtros de grava y la veloci-dad de bajada fue de casi seis conexiones porhora. Se logró un completo empaque de grava,emplazando un 33% más de grava del volumenanular teórico. La producción inicial del pozollegó a 34 B/D [5 m3/d] de agua y 1257 B/D [200m3/d] de petróleo, tres veces la producción pro-medio en este campo de una terminación hori-zontal con tubería de revestimiento ranurada.

Para escoger entre los métodos de empaquecon agua y empaque con tubos de derivación, losoperadores tuvieron que evaluar la logística, losriesgos y los costos de cada aplicación. Ambastécnicas se habían utilizado con éxito en largostramos horizontales con empaque de grava. Ensecciones largas, el porcentaje de éxito medianteempaque con agua es de alrededor del 70%,mientras que con el empaque con tubos de deri-vación, es superior al 95%.22 El éxito está rela-cionado principalmente con el contenido de lutitay la reactividad de la lutita con los fluidos de per-foración y terminación, con la longitud de la sec-ción del yacimiento y con la permeabilidad de laformación. Cuando se efectúan empaques degrava con los filtros de grava Alternate Path, sepuede remover el revoque de filtración durantelas operaciones de empaque de grava, porque nose requiere un pozo sellado.

62 Oilfield Review

102,000

15

0

3

18

6

405

Empaquecon agua

102,000

9

8

15

29

0.5

4857

Masa de grava con 20% de exceso, lbm

Tiempo de bajada del filtro de grava, hr

Tiempo de bajada y extraccióndel tubo lavador, hr

Tiempo de bombeo de grava, hr

Tiempo total de terminación, hr

Concentración de grava, ppa

Volumen de fluido, bbl

Empaque con tubos de

derivación

< Comparación entre el empaque con agua yel empaque con tubos de derivación. Texacoescogió la tecnología Alternate Path para elpozo NB4Z en el Campo Buzachi del Norte,Kazakhstán, porque los requisitos de tiempode terminación y volumen de fluido eran con-siderablemente menores que los del empa-que con agua. Ensamblar y operar filtros degrava con tubos de derivación requieretiempo adicional, pero el tiempo de bombeose reduce en un 80% puesto que la concen-tración de grava es mucho más alta. Eltiempo total de terminación con empaquecon tubos de derivación, es 30% menor quecon el empaque con agua. Los volúmenes defluido de empaque con tubos de derivaciónson de 10 a 20% de los requeridos por el em-paque con agua. En este caso, resultó menoral 10%, lo cual es importante en áreas remo-tas con suministro limitado de agua.

Foxenberg WE y Lockett CD: “Displacement Technologyto Ensure a Clean Well Bore,” Petroleum EngineerInternational 71, no. 10 (Octubre de 1998): 23-28.Price-Smith C, Bennett C, Ali SA, Hodge RM, Burton RC yParlar M: “Open Hole Horizontal Well Cleanup in SandControl Completions: State of the Art in Field Practiceand Laboratory Development,” artículo de la SPE 50673,presentado en la Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, La Haya, Holanda, 20 al 22 de octubre de 1998.

21. Tibbles R, Blessen E, Qian X, Steven B, Pardo C, Hurst G,Kubota R y Mysko P: “Design and Execution of a 3000-ftHorizontal Gravel-Packed Completion (A KazakhstanCase History),” artículo de la SPE 64410, presentado enla Conferencia y Exhibición de Petróleo y Gas delPacífico Asiático de la SPE, Brisbane, Queensland,Australia, 16 al 18 de octubre de 2000.

22. Bennett et al, referencia 10.23. Smejkal KD y Penberthy WL Jr: “Horizontal

Completions—1 Proper Drilling, Displacing Critical forOpen Hole Completions,” Oil & Gas Journal 95, no. 29 (21 de julio de 1997): 71-78.

Otoño de 2001 63

Remoción del revoque de filtraciónLa obturación del empaque de grava durante laproducción depende en gran medida de la lim-pieza del revoque de filtración del RDF. Las deci-siones acerca de la limpieza del revoque defiltración dependen del tipo de filtro de grava, deltamaño de grava y del diseño del pozo; termina-ción con tubos filtro o con empaque de grava, unpozo de producción o de inyección. Si se requierelimpieza, los ingenieros deben decidir los compo-nentes del revoque de filtración que removerán.Las técnicas de limpieza del revoque de filtraciónvarían desde un contraflujo y producción sin lim-pieza hasta agresivos procedimientos de despla-zamiento y tratamientos químicos en múltiplesetapas efectuados con tubería flexible.23

El revoque de filtración formado por el RDFcontiene polímeros, agentes obturantes y densi-ficantes, aditivos para controlar las pérdidas defluido, así como partículas sólidas de la perfora-ción. Los ácidos, oxidantes o enzimas de alfaa-milasa remueven los aditivos de pérdidas defluido, normalmente almidón u otros polímeros.Los agentes obturantes, normalmente carbonatode calcio o sal de cloruro de sodio, son disueltospor ácidos o salmueras no saturadas, respectiva-mente. Cuando no hay partículas sólidas de laperforación, las pruebas de laboratorio indicanque el efecto del revoque de filtración en la pro-ductividad de los empaques de grava es insigni-ficante.

La remoción del revoque de filtración, ya seaformando pequeños orificios o mediante desca-mación, se puede lograr a través del contraflujodurante la producción, si el pozo es relativa-mente estable. No es necesario la rotura total delpolímero. Por lo general, cierta reducción de laresistencia del gel es suficiente para inducir elflujo a bajos diferenciales de presión. Sinembargo, el contraflujo a menudo puede ser pro-blemático, especialmente con tamaños peque-ños de grava, filtros de grava de malla premium opreempacados, y bajas caídas de presión.

Tubo de transporte Boquillas

Tubo de derivación

Protector del filtro de grava

Filtros de grava

Empacador para empaque de grava QUANTUM

Capa petrolíferaFiltro de grava AIIPAC

AZERBAIJÁNTURKMENISTÁN

UZBEKISTÁN

KAZAKHSTÁN

Mar Caspio

Bakú

Aktaú

Campo Buzachidel Norte

> Diseño Alternate Path para el Campo Buzachi del Norte en Kazakhstán (inserto superior). Los filtros degrava AllPAC para el pozo de Texaco constaron de dos grandes tubos de transporte que se separaban encada empalme del filtro de grava para alimentar los tubos de empaque (inserto inferior). Esta configura-ción disminuyó el número de conexiones de derivación en un 50% y redujo considerablemente las pérdi-das de fluido y la posibilidad de deshidratación de la lechada en la sección abierta del pozo de 3000 pies.

El revoque de filtración que contiene partículassólidas del fluido de perforación puede requeriraltas caídas de presión—mayores a 200 lpc [1.38MPa]—para iniciar el flujo cuando el revoque defiltración queda atrapado entre la grava y la for-mación. Además, la permeabilidad retenida des-pués del contraflujo puede ser extremadamentebaja; menos del 1% de la permeabilidad originaldel yacimiento.24 Los resultados de las pruebas ylos datos de campo sugieren que la mayor partede los empaques de grava en pozos horizontalesabiertos requiere algún tipo de limpieza.25

El contraflujo sin limpieza química es viableen ciertas terminaciones horizontales largas apozo abierto, pero se necesitan más datos deregistros de producción para cuantificar su efectoa largo plazo en el manejo del yacimiento. Lairrupción prematura de agua o gas, o la conifica-ción en áreas en que se forman pequeños orifi-cios, o donde el revoque de filtración se descamapueden hacer que los pozos dejen de ser renta-bles antes de que se produzcan todas las reservasrecuperables. La limpieza no uniforme tiene ries-gos similares.

Las enzimas y oxidantes que atacan sola-mente el almidón y los polímeros, o los ácidos que

disuelven los agentes obturantes de CaCO3 y rom-pen los geles polímeros, limpian los componentesdel revoque de filtración. Debido a que las frac-ciones de almidón en formulaciones de RDF sonmucho mayores que las de los polímeros, sólosacando el almidón del revoque de filtración sereduce significativamente la presión de la inicia-ción del flujo y el deterioro de la permeabilidad.Las enzimas u oxidantes se pueden utilizar al finaldel tratamiento, durante el desplazamiento de lalechada para remover el almidón y los polímeros,sin embargo, dejan los agentes obturantes. Lostratamientos convencionales para la remoción delrevoque de filtración en terminaciones con empa-que de grava normalmente incluyen tratamientosde oxidante de un solo paso, enzima y ácido, o deenzima de dos pasos y soluciones de oxidantes,seguidas de ácido.

Hasta hace poco, estos tratamientos se reali-zaban con tubería flexible tras empacar con gravay después de bajar la tubería de producción,requiriendo un segundo viaje de entrada y salidadel pozo. El servicio MudSOLV incluye nuevos sis-temas para remover el revoque de filtración quecombinan una solución de agente quelante (CAS,por sus siglas en inglés) con una enzima para ata-

car el almidón y el CaCO3 simultáneamente, peroen forma lenta para una limpieza más uniformedel pozo durante o después del empaque degrava (arriba).26

Los resultados de las pruebas indican que laremoción del revoque de filtración—el momentoen que se produce un pronunciado aumento delas pérdidas de fluido con impregnaciones sobre-balanceadas—mediante una solución CAS es deun orden de magnitud más lento que cuando seutiliza ácido clorhídrico [HCl], y que los tiemposde remoción se pueden controlar agregando másenzima, o un surfactante viscoelástico (VES, porsus siglas en inglés) para aumentar la viscosidad(próxima página, arriba). Esta baja velocidad dereacción permite emplazar un sistema de unasolución CAS y enzima en largos pozos horizon-tales sin crear zonas ladronas en los puntos decontacto iniciales, algo común cuando se usaácido HCl.

La invasión de sólidos en las formacionesdurante la remoción del revoque de filtración, unriesgo inherente a los tratamientos convenciona-les de dos pasos con enzimas u oxidantes combi-nados con ácido, se minimiza o elimina medianteel impregnado balanceado con soluciones CAS.

64 Oilfield Review

25. Brady ME, Bradbury AJ, Sehgal G, Brand F, Ali SA,Bennett CL, Gilchrist JM, Troncoso J, Price-Smith C,Foxenberg WE y Parlar M: “Filtercake Cleanup in Open-Hole Gravel-Packed Completions: A Necessity or aMyth?,” artículo de la SPE 63232, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 1 al 4 de octubre de 2000.

26. Parlar M, Tibbles RJ, Chang FF, Fu D, Morris L, Davison M,Vinod PS y Wierenga A: “Laboratory Development of aNovel, Simultaneous Cake-Cleanup and Gravel- PackingSystem for Long, Highly-Deviated or Horizontal Open-HoleCompletions,” artículo de la SPE 50651, presentado en laConferencia Europea del Petróleo de la SPE, La Haya,Holanda, 20 al 22 de octubre de 1998.

2 cm

0.8 pulgadas

Después de sumergirseen agente quelante

Después desumergirse en HCIAntes de la limpieza

> Limpieza del revoque de filtración. Mediante pruebas de laboratorio en pequeña escala se evaluó elrevoque de filtración que se formó en los núcleos por un fluido de perforación del yacimiento con CaCO3,almidón y polímero antes de la limpieza (izquierda) y después de la limpieza con ácido clorhídrico [HCl]o una solución de agente quelante (CAS, por sus siglas en inglés) a 180°F [82°C]. Existe un único tra-yecto conductor dominante tras sumergirlo en ácido HCl (centro) y una remoción uniforme del revo-que de filtración con la solución CAS (derecha).

24. Hodge RM, Augustine BG, Burton RC, Sanders WW yAtkinson DJ: “Evaluation and Selection of Drill-In FluidCandidates to Minimize Formation Damage,” SPE Drillingand Completion 12, no. 3 (Septiembre de 1997): 174-179.Burton RC y Hodge RM: “The Impact of FormationDamage and Completion Impairment on Horizontal WellProductivity,” artículo de la SPE 49097, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, NuevaOrleáns, Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de 1998.Price-Smith et al, referencia 23.

Brady ME, Ali SA, Price-Smith C, Sehgal G, Hill D y ParlarM: “Near Wellbore Cleanup in Openhole Horizontal SandControl Completions: Laboratory Experiments,” artículode la SPE 58785, presentado en el SimposioInternacional sobre Daño de la Formación de la SPE,Lafayette, Luisiana, EUA, 23 y 24 de febrero de 2000.Stanley FO, Rae P y Troncoso JC: “Single-Step EnzymeTreatment Enhances Production Capacity on HorizontalWells,” artículo de las SPE/IADC 52818, presentado en laConferencia sobre Perforación de las SPE/IADC,Amsterdam, Holanda, 9 al 11 de marzo de 1999.

Otoño de 2001 65

Este nuevo enfoque evita muchos problemas dellodo y de compatibilidad que se producen cuandoácidos fuertes hacen contacto con algunos cru-dos, así como también minimiza las dificultadesasociadas con la manipulación de ácidos enzonas marinas. Otra consideración importante esla corrosión de los filtros de grava cuando se per-mite que productos químicos se impregnen porlargo tiempo. Las pruebas de muestras de filtrosde grava metálicas expuestas a ácido HCl y solu-ción CAS indican que las tasas de corrosión enpresencia de agentes quelantes son mucho másbajas que en presencia de ácido HCl (derecha).

En el pasado, los tratamientos para remover elrevoque de filtración se realizaban después de ins-talar los filtros de grava y los empaques de grava,independientemente del método de emplaza-miento de la grava. Este enfoque implicaba sacarla tubería de producción y los tubos lavadores—entrando al pozo y saliendo del mismo—para des-plazar el fluido de transporte de los filtros de gravay los productos químicos que atacan componentesespecíficos del revoque de filtración.

Este proceso es lento y caro, especialmentecuando se requieren largos períodos de impreg-nación para que las enzimas u oxidantes reaccio-

nen con almidón y polímeros en el revoque de fil-tración. La razón de esta práctica se debe a laincapacidad de circular después del empaque degrava con arreglos de fondo de pozo convencio-nales. Asimismo, si un revoque de filtración debaja permeabilidad estuviera intacto, bombearsoluciones rompedoras y directamente a la sec-ción abierta del pozo, podría ser difícil y produci-ría una remoción ineficiente y no uniforme delrevoque de filtración.

Una simple modificación mecánica de bajocosto provee una vía de circulación hacia el fondodel pozo por la tubería de bombeo y el tubo lava-dor, de regreso por el espacio anular que existeentre el tubo lavador y los filtros de grava, y haciala superficie a través del espacio anular entre latubería de revestimiento y la tubería de trabajo.La nueva herramienta de servicio MudSOLV uti-liza el tubo lavador dentro de los filtros de gravapara colocar soluciones rompedoras de lenta

Volu

men

de

pérd

idas

de

fluid

o, c

m3

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50

40

30

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10

00 5 10 15 20 25 30

Tiempo, hr

HCI CAS/enzima CASCAS/enzima/VES

> Velocidad de reacción. Los aumentos repentinos de las pérdidas de fluido durante las im-pregnaciones sobrebalanceadas de laboratorio indican que la remoción del revoque de fil-tración con soluciones de agentes quelantes (CAS) son de un orden de magnitud inferior acuando se utiliza ácido HCI. Las velocidades de reacción para las soluciones combinadas deCAS y enzimas se miden en horas, permitiendo que estos sistemas se emplacen en seccio-nes abiertas de pozos horizontales sin crear zonas ladronas ni altas pérdidas de fluido. Lasvelocidades de reacción se controlan agregando una solución CAS, enzima o un surfactanteviscoelástico (VES, por sus siglas en inglés). Agregar un surfactante VES para una mayor vis-cosidad o más solución CAS disminuye las velocidades de reacción; en cambio, agregarenzima aumenta las velocidades de reacción.

Aberturas de los filtros de grava, µm

7.5% de HCI con 1% de inhibidor

CAS con 0.2% de inhibidor

Materialdel filtro de grava

Acero al carbono J-55 0.0110 0.0037

Acero al cromo 13 0.0130 0.0001

Acero 316-L 0.0580 0.0007

Antes de la exposición 150 150

Después de la exposición 250 150

Velocidad de corrosion, lbm/pies2

> Velocidad de corrosión. Las aberturas de los filtros de grava no cambiaroncuando fueron expuestas a una solución CAS en pruebas de laboratorio, pero elácido HCl aumentó las aberturas de 150 a 250 µm. Esto es suficiente como paraafectar negativamente el control de la producción de arena y la integridad de laterminación del pozo cuando se impregnan por tiempos prolongados a altas tem-peraturas después del empaque de grava.

reacción con el objetivo de efectuar la limpiezadel revoque de filtración inmediatamente despuésdel empaque de grava (arriba).27 Los rompedoresde reacción lenta como los oxidantes, enzimas oenzimas combinadas con una solución CAS sepueden colocar en las secciones horizontales sinuna pérdida significativa de circulación para laremoción más uniforme del revoque de filtraciónen mucho menos tiempo que los tratamientosconvencionales de limpieza con tubería flexible.

Este enfoque elimina la necesidad de tuberíaflexible y permite que las soluciones rompedorasse impregnen mientras los pozos se preparanpara su puesta en producción, normalmente unoa dos días para bajar y extraer la tubería de pro-ducción. Los filtros de grava de control de pro-ducción de arena están expuestas a productosquímicos por largo tiempo y, dependiendo de sumetalurgia, la corrosión puede producir pérdidade la integridad del control de la producción dearena si se deja que fluidos como el ácido HCI seimpregnen durante estas aplicaciones.

En principio, la limpieza del revoque de filtra-ción con rompedores de reacción lenta, como lasenzimas, se puede realizar durante las operacio-nes de empaque con agua, pero esto aumenta laincertidumbre acerca de la integridad del revo-que de filtración. Agregar rompedores de reac-ción lenta durante la propagación de ondas lasbeta previstas, aminora este riesgo en ciertamedida, pero usualmente no elimina completa-mente el riesgo de inducir pérdidas y una obtura-ción prematura. Es posible remover el revoque de

filtración mientras se lleva a cabo el empaquecon grava, pero los tratamientos de limpieza seefectúan con posterioridad por varias razones.

En primer lugar, el empaque con aguarequiere un revoque de filtración eficaz para man-tener la velocidad de lechada crítica para eltransporte de grava y evitar que las ondas alfa sedetengan debido a las pérdidas de fluidos hacialas formaciones y a la deshidratación de lalechada. Por lo tanto, la limpieza del revoque defiltración antes del empaque con agua no es una

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> Herramienta de servicio para circular o forzar empaques y para la limpieza posterior al empaque. La herramienta MudSOLV, que hasido desarrollada recientemente, permite la circulación en tubos lavadores internos después de operaciones de empaque con agua oempaque con tubos de derivación—posición 1: bajándola al pozo; posición 2: lanzamiento de una pequeña bola; posición 3: aumentode la presión para abrir un cruce para el empaque de grava; posición 4: lanzamiento de una bola más grande; posición 5: aumento de lapresión para deshabilitar el cruce del empaque de grava y habilitar un nuevo cruce para circulación. Esta modificación permite colo-car productos químicos en los tubos filtro o empaques de grava para la posterior impregnación, inyección o circulación, eliminando lanecesidad de tratamientos de limpieza con tuberías flexibles. Otra aplicación consiste en desplazar filtros de grava con salmuera trasutilizar ácidos en los fluidos de transporte para remover el revoque de filtración.

Johnson MH, Ashton JP y Nguyen H: “The Effects ofErosion Velocity on Filter-Cake Stability During GravelPlacement of Openhole Horizontal Gravel-PackCompletions,” artículo de la SPE 23773, presentado en elSimposio Internacional de la SPE sobre Control del Dañode la Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 26 y 27 defebrero de 1992.

30. Brady et al, referencia 26.31. Parlar et al, referencia 26.

Parlar et al, referencia 8.32. Saldungaray PM, Troncoso JC y Santoso BT:

“Simultaneous Gravel Packing and Filter Cake Removalin Horizontal Wells Applying Shunt Tubes and NovelCarrier and Breaker Fluid,” artículo de la SPE 68205, pre-sentado en la Exposición de Petróleo de Medio Orientede la SPE, Bahrain, 17 al 20 de marzo de 2001.

27. Parlar et al, referencia 26. Brady et al, referencia 26.Parlar et al, referencia 8.

28. Barrilleaux MF, Ratterman EE y Penberthy WL Jr: “GravelPack Procedures for Productivity and Longevity,” artí-culo de la SPE 31089, Simposio Internacional de la SPEsobre Control del Daño de la Formación, Lafayette,Luisiana, EUA, EUA, 14 y 15 de febrero de 1996.Penberthy et al, referencia 14.

29. Becker TE y Gardiner HN: “Drill-In Fluid Filter CakeBehavior During the Gravel-Packing of HorizontalIntervals—A Laboratory Simulation,” artículo de la SPE50715, presentado en el Simposio Internacional de laSPE sobre la Química de los Campos Petrolíferos,Houston, Texas, EUA, 16 al 19 de febrero de 1999.

Otoño de 2001 67

opción viable.28 En segundo lugar, el desgaste y laabrasión causados por la lechada de grava enflujo turbulento sobre una velocidad crítica,puede erosionar el revoque de filtración y aumen-tar las pérdidas de fluidos.29 Las pruebas indicanque los tiempos de disolución del revoque de fil-tración disminuyen significativamente a medidaque se reduce el espesor del mismo, y sonconsiderablemente menores que los tiemposrequeridos para empacar con grava seccioneshorizontales extremadamente largas.30 Final-mente, los fluidos VES gelificados en solucionesde enzimas, en una solución CAS, o en ambaspara el empaque con tubos de derivación y laremoción del revoque de filtración simultánea-mente, sólo han sido desarrollados y aplicadosrecientemente en el campo.31

El empaque con tubos de derivación es inde-pendiente de la condición del revoque de filtraciónexterno, lo que permite combinar fluidos rompedo-res de reacción lenta con fluidos de transportepara el empaque de grava y la limpieza del revo-que de filtración en un solo paso. Los fluidos rom-pedores se pueden seleccionar para apuntar acomponentes específicos del revoque de filtración,sin afectar las propiedades del fluido de trans-porte. La limpieza y el empaque de grava contubos de derivación llevados a cabo de manerasimultánea, aseguran el contacto del fluido rom-pedor en todo el espacio anular y a través de todoel empaque de grava.

¿Por qué perforar largas secciones de pozoshorizontales abiertos y luego aceptar un flujolimitado o no uniforme? En comparación con las

técnicas convencionales de limpieza, el empaquede grava y la remoción del revoque de filtraciónsimultáneos mejoran la productividad del empa-que de grava y minimizan el riesgo de irrupcionesde agua y de gas o la conificación (abajo). Estemétodo reduce los costos al disminuir los volú-menes de fluidos requeridos y eliminar los poste-riores tratamientos de limpieza con tuberíaflexible.

Empaque de grava y limpieza en un solo paso En 1999, Repsol-YPF y Schlumberger analizaronlas prácticas de construcción de pozos y los datosde producción del Campo Widuri en el Mar deJava indonesio, cerca del sudeste de Sumatra.32

El objetivo era optimizar las terminaciones de los

Operación simultánea de empaque y limpieza del revoque de filtración

Conificación de gas y petróleo despuésde una limpieza no uniforme del revoque de filtración

Influjo uniforme despuésdel tratamiento simultáneo

Tratamiento de limpieza convencional del revoque de filtración después del empaque de grava

Gas

Petróleo

Revoque de filtración sin tratar

Agua

Gas

Petróleo

Agua

Gas

Petróleo

Agua

Gas

Petróleo

Agua

Primer punto de contacto delácido o del rompedor o lámina

de alta permeabilidad

Revoque de filtración sin tratar

> Limpieza simultánea del revoque de filtración. El bombeo de químicos agresivos, como el ácido HCI directamente hacia el fondo por la tubería de produc-ción, por lo general remueve el revoque de filtración en el punto de primer contacto, causando una pérdida preferencial de fluidos en tal ubicación (arribaa la izquierda). La remoción localizada del revoque de filtración deja gran parte del pozo sin tratar, con el revoque de filtración intacto. La menor área resul-tante de entrada de flujo puede inducir a irrupciones de agua y gas, o la conificación (abajo a la izquierda). La colocación de soluciones rompedoras a tra-vés de los filtros de grava con tubería flexible es más eficaz, pero también requiere volúmenes de fluidos y costos adicionales, en comparación con la tareade emplazar la grava y remover el revoque de filtración en un solo paso. El uso de la herramienta MudSOLV de empaque de grava y limpieza simultánea, enconjunto con filtros de grava Alternate Path asegura que sustancias químicas menos agresivas o con reacciones más lentas tomen contacto con el revo-que de filtración alrededor del espacio anular a lo largo de todo el pozo (arriba a la derecha). Como resultado, el proceso de limpieza es más eficiente, sereducen el diferencial de presión para la iniciación del flujo y las caídas de presión durante la producción. Además, la entrada de fluidos a lo largo de lassecciones abiertas del pozo horizontal es más uniforme (abajo a la derecha).

pozos en la formación Talang Akar, un depósito flu-vial no consolidado con granos de tamaño medio,alta permeabilidad y con una alta tendencia a pro-ducir arena. Este campo fue desarrollado con pozosverticales y de alto ángulo hasta 1996, cuando seperforaron y terminaron los primeros pozos hori-zontales con tubos filtro de mallas premium.

En 1997, se utilizó por primera vez el empa-que con agua para empacar con grava seccionesabiertas del pozo, utilizando salmuera y bajasconcentraciones de grava, de 0.5 a 1 ppa [0.12g/cm3]. La eficacia del empaque con grava—lagrava emplazada versus el volumen estimado delpozo—en 15 terminaciones con empaque conagua efectuadas hasta principios de 1998 fue del71%, pero algunos trabajos alcanzaron el 100%.Desde entonces, más de 60 pozos horizontaleshan sido perforados y terminados medianteempaque con agua. Sin embargo, algunos deestos pozos posteriormente produjeron arena ytuvieron fallas en las bombas eléctricas sumergi-bles. Los datos de los registros de producción ylas imágenes de una cámara de fondo de pozosugirieron que la producción de arena podríaestar erosionando los filtros de grava y dañandolas bombas de fondo de pozo.

En 1998, los ingenieros de Repsol-YPF imple-mentaron una serie de mejoras al empaque conagua. Se utilizó un fluido RDF con un revoque defiltración de baja permeabilidad para minimizarlas pérdidas de fluidos. La integridad del revoquede filtración fue confirmada mediante el estable-cimiento de la circulación con anterioridad alempaque de grava. Después del bombeo de lagrava, se removió el revoque de filtraciónmediante tratamientos químicos aplicados contubería flexible. Para fines de 1999, estos proce-dimientos habían aumentado la eficiencia prome-dio del empaque de grava en un 89%, con sólo uncaso de producción de arena.

Para mejorar aún más las terminaciones,Schlumberger recomendó el empaque de grava yla remoción del revoque de filtración de manerasimultánea, utilizando un fluido de transporteMudSOLV libre de sólidos y polímeros con sur-factante viscoelástico ClearPAC y filtros de gravacon tubos de derivación AIIPAC (arriba). Esta téc-nica reduce costos de equipo de perforación, detubería flexible y de fluidos al eliminar los trata-mientos de limpieza post-empaque. Debido a quela tecnología Alternate Path asegura empaquescompletos, también puede eliminar la necesidad

de filtros de grava con malla premium como ele-mento de respaldo para el control de la produc-ción de arena.

La formulación final equilibró las concentra-ciones de soluciones CAS, enzimas y surfactan-tes VES para proporcionar suficiente viscosidadpara el transporte de la grava, pero no tantacomo para causar una difusión lenta a través delrevoque de filtración. El uso de este fluido pararemover el revoque de filtración formado en losnúcleos sintéticos de 1 a 2 darcys con el fluidoRDF propuesto, tuvo como resultado un 92% deretención de permeabilidad.

Se implementó el empaque de grava y la lim-pieza del revoque de filtración de manera simul-tánea en el pozo Aida 10. Este pozo,característico del Campo Widuri, se perforó paradrenar 45 pies [14 m] de arena de 2 a 5 darcys depermeabilidad, 29% de porosidad, 5% de conte-nido de arcilla y granos de tamaño medio querequerían una malla de grava 20/40. El yaci-miento tiene alta transmisibilidad y un acuíferoque provee un fuerte empuje, lo que en generalconduce a rápidas irrupciones de agua y a uncorte de agua superior al 90%. Una vez que sepenetró el intervalo objetivo, se fijó una tuberíade revestimiento de 95⁄8 pulgadas, justo encimade la zona productiva antes de que se reanudarala perforación. Sin embargo, la tubería de reves-timiento fue cementada, inadvertidamente, 100pies [30 m] por encima del objetivo en el pozoAida 10, dejando expuestos 60 pies [18 m] de car-bón y lutita. La sección horizontal de 651 pies[198 m] fue perforada con CaCO3, almidón y polí-mero RDF.

La lutita y el carbón expuestos también fueronuna razón para utilizar filtros de grava con tubosde derivación. Debido a que el empaque contubos de derivación procede desde el talón a lapunta del pozo, los intervalos de carbón y lutitaestán expuestos al fluido de transporte sólo hastaque se empacan las arenas adyacentes. Esto con-trasta con la exposición durante un proceso deempaque con agua a medida que la onda alfaavanza desde el talón hacia la punta del pozo,seguida de una onda beta desde la punta hasta eltalón. Además, los tubos de derivación permitenel desvío anular del pozo abierto en caso de quelas capas de carbón y lutita colapsen.

68 Oilfield Review

Tubo de transporte

Tubo de empaqueCubierta protectora

Boquilla

Filtro de grava Tubería base

> Filtros de grava AllPAC utilizadas en el Campo Widuri. El conjunto de filtrosde grava con tubos de derivación consistió de 12 filtros de grava con envol-tura de alambre en una tubería base de 41⁄2, con cuatro tubos de derivación y una cubierta protectora de los tubos de 7 pulgadas de diámetro. Se utiliza-ron dos tubos de derivación como tubos de transporte, y dos con boquillas decarburo cada 6 pies como tubos de empaque. Los tubos de derivación fue-ron ubicados excéntricamente a lo largo de los filtros de grava para minimi-zar el diámetro general. La cubierta protege y centraliza los filtros de gravaen el pozo abierto para asegurar que al menos 0.8 pulgadas [2 cm] de gravasean colocadas dentro de la cubierta en el lado bajo del espacio anular.

33. Mason SD, Houwen OH, Freeman MA, Brady ME,Foxenberg WE, Price-Smith CJ y Parlar M: “e-Methodology for Selection of Wellbore CleanupTechniques in Open-Hole Horizontal Completions,” artículo de la SPE 68957, presentado en la ConferenciaEuropea de la SPE sobre Daño de la Formación, LaHaya, Holanda, 21 al 22 de mayo de 2001.

Otoño de 2001 69

Antes de bombear grava en abril de 2000, laspruebas de circulación a 8 bbl/min [1.3 m3/min]indicaban pérdidas totales con cero retorno defluidos a la superficie. Con el objetivo de mante-ner simplicidad operacional y lograr una densi-dad homogénea, la lechada se mezcló por tandasy fue bombeada a 6 bbl/min. Inicialmente, casino hubo presión de superficie, pero una vez quecomenzó el desplazamiento, la presión de trata-miento aumentó a 200 lpc [0.14 MPa]; el primerindicio en superficie de la obturación de la gravay del flujo desviándose a los tubos de derivación.La velocidad de bombeo se redujo gradualmentea medida que la presión aumentaba. La presión

de bombeo alcanzó 2300 lpc [15.9 MPa] y siguióen ese valor por varios minutos mientras lalechada fluía por los tubos de derivación y lle-naba los vacíos alrededor de los filtros de grava.

Repsol-YPF evaluó este tratamiento sobre labase de la eficiencia del empaque y del índice deproductividad (IP), utilizando parámetros de refe-rencia de 10 pozos terminados en el mismo yaci-miento durante 1999. Estos pozos tenían unaeficiencia de empaque del 93% y un IP de 97bbl/lpc-D [2.2 m3/kPa-d]. Los 20,700 lbm [9390kg] de grava emplazada superaban el volumenanular teórico en un 12%. Sobre la base delexceso de grava y de la presión de superficie, el

equipo a cargo de la terminación concluyó que elpozo abierto había sido empacado completa-mente. El pozo produjo más de 13,000 B/D [2070m3/d] de fluido total con un corte de agua del 40al 60% y sin arena tras la instalación de unabomba eléctrica sumergible. El IP del pozo Aida10 superó los 409 B/lpc-D [9.4 m3/kPa-d], siendosustancialmente más alto que el de pozos ante-riores de este campo, terminados con empaquecon agua. Un aumento relativamente lento en laproducción de agua, en comparación con termi-naciones de pozos anteriores, indica una caídade presión más uniforme y más baja a lo largo dela sección abierta del pozo. Hasta la fecha, no hahabido producción de arena y se ha cumplido elobjetivo de mejorar la productividad. Estos resul-tados indican que es posible el empaque contubos de derivación y la limpieza de manerasimultánea, sin por ello poner en riesgo la pro-ductividad del pozo y sin requerir circulación niun revoque de filtración resistente para asegurarel emplazamiento de la grava.

Metodología de diseño y selecciónLas compañías petroleras y los proveedores deservicios han establecido aplicaciones y limitacio-nes técnicas para los métodos de emplazamientode grava, las herramientas de fondo de pozo y laquímica de los fluidos. Sin embargo, puesto que elnúmero de soluciones potenciales es elevado, laselección de las mejores opciones de empaque degrava y limpieza del revoque de filtración requiereconocimiento y experiencia de campo mundial entemas que abarcan desde fluidos de perforación,terminación y estimulación de pozos hasta laingeniería de terminación de pozos y las opera-ciones en la localización del pozo.

La experiencia obtenida en los últimos cuatroaños es la base para un riguroso enfoque deselección de los métodos de limpieza del revoquede filtración.33 Hoy se encuentra disponible elprograma de computación de razonamientosegún casos (CBR, por sus siglas en inglés) paraasimilar el conocimiento y la experiencia deempaque de grava, e identificar las técnicas apli-cables para un conjunto dado de condiciones yparámetros de pozos. El programa CBR raciona-liza el número de opciones de remoción del revo-que de filtración, eliminando alternativas sobre labase de las limitaciones técnicas establecidas yclasificando las opciones restantes en base a lainformación aportada por expertos y por lasbases de datos de historias de casos de campo yde laboratorio (izquierda).

Soluciones aplicables, procedimientos y herramientas

de emplazamiento

Soluciones químicas aplicables

Compatibilidad delas soluciones

Soluciones combinadas

Clasificación desoluciones combinadas

Evaluaciónen laboratorio

Conjunto de herramientas de

ingeniería MudSOLV

Evaluación delas soluciones

Requisitos de materiales

Aspectos económicos

Recomendación de la técnica MudSOLV

Datos delproyecto

Buscador desoluciones CBR

Base de datos dehistorias de casos de campo

> Identificación y selección de las técnicas de limpieza. Un enfoque sistemá-tico de la tecnología MudSOLV para la remoción del revoque de filtración entramos horizontales terminados a pozo abierto, utiliza un programa de com-putación de razonamiento según casos (CBR, por sus siglas en inglés) y depredicción de productividad, junto con simples herramientas disponibles enla Internet para efectuar estimaciones volumétricas y de costos. El procesoMudSOLV es un sistema de consultas con tablas que permite comparar esce-narios con casos almacenados en la base de conocimientos, la cual poseedos bases de casos distintas; una para las opciones aplicables de química defluidos, y otra para las opciones de herramientas, emplazamiento de grava yprocedimientos. Una verificación de compatibilidad resuelve las incompatibi-lidades entre las combinaciones de estas bases de casos y las clasifica paraproporcionar las recomendaciones finales. Para actualizar constantementela base de conocimientos, el programa CBR se apoya en bases de datos deexperiencias de campo y resultados de pruebas de laboratorio.

Los ingenieros responden a preguntas cuyasrespuestas son “sí” o “no” sobre casos individua-les, parámetros y condiciones del pozo; variablesde terminación; herramientas de fondo de pozo ytécnicas de limpieza del revoque de filtración. Elsistema usa estas respuestas para conseguir unajuste razonable entre un pozo en particular y loscasos almacenados en la base de conocimientosCBR, planteando preguntas adicionales, segúnsea necesario, para refinar más aún el nivel de

un análisis de laboratorio para decidir entre elcontraflujo por sí solo y varios tratamientos delimpieza química. Para evitar pruebas innecesa-rias, se buscan en una base de datos de labora-torio los datos aplicables existentes para las tresmejores soluciones potenciales. Si no existensuficientes datos disponibles, se llevan a cabomás pruebas. La presión de iniciación del flujo ylos datos de permeabilidad retenida se ingresanal programa de computación de análisis NODALo a sofisticados simuladores de yacimientos parapredecir las tasas de producción, evaluar los cos-tos versus los beneficios, e identificar la solucióntécnica y económicamente más adecuada paraun par dado de fluidos de perforación y de termi-nación.34

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¿Es práctico acondicionar el fluido RDF en las zarandas vibradoras para evitar taponamiento o daños?¿Se instalarán en el pozo filtros de grava de malla premium o preempacados?¿Existe riesgo significativo de dañar o fijar el empacador prematuramente mientras se bajan las herramientas de terminación del pozo en medio del RDF utilizado?¿Se puede formular la salmuera de terminación con una densidad suficiente para el control del pozo?¿Es probable que se requiera circulación de fluido para bajar las herramientas de terminación hasta la profundidad total (PT)? ¿Se ha bajado este conjunto de herramientas de terminación en este campo con salmuera en el pozo abierto y con pérdidas aceptables, tras perforar con el RDF propuesto?¿Es probable que se encuentre un arrastre que pueda llegar a impedir la bajada de lasherramientas de terminación hasta la PT?¿Pasará un RDF limpio y sin usar a través de las herramientas de terminación sin causar taponamientos?¿Se puede formular un fluido viscoso que sea compatible con el revoque de filtración del fluido RDF? ¿Se puede formular un fluido viscoso que sea compatible con los fluidos de la formación?¿Hay instalaciones para cortar y filtrar de manera eficiente un fluido viscoso?¿Se puede formular una salmuera de terminación que sea compatible con el revoque de filtración del fluido RDF?¿Se puede formular una salmuera de terminación que sea compatible con los fluidos de la formación? ¿Se tendrá la capacidad de colocar fluidos en el intervalo abierto del pozo después de instalar las herramientas de terminación?¿Existen herramientas disponibles que permitan la colocación, o la circulación, de los fluidos de tratamiento de limpieza tras la instalación de las herramientas de terminación? ¿Se empacará el pozo con grava? ¿Será el fluido de transporte del empaque de grava un aceite no acuoso o un fluido sintético?¿Será empacado con grava el pozo a través de un proceso que utiliza un fluido viscoso?¿Será ensanchado el pozo abierto? ¿Se usarán en la terminación filtros de grava con tubos de derivación?¿Se terminará el pozo mediante empaque con agua?¿Será ésta una terminación a pozo abierto, con caños filtro o con tubería de revestimiento ranurada?¿Se ha descartado el uso de un fluido de desplazamiento viscoso y claro?¿Se conoce la composición genérica del fluido viscoso y claro que podría usarse como fluidode desplazamiento?¿Se ha descartado el uso de salmuera de terminación como fluido de desplazamiento?¿Se conoce la composición genérica de la salmuera de terminación que podría utilizarse como fluido de desplazamiento?

Consultas CBR

Resultado: posibles soluciones

Antes de bajar los filtros de grava: Desplazamiento 1) fluido RDF acondicionado o 2) fluido RDF no utilizado o 3) fluido viscoso libre de sólidos o 4) salmuera de terminación.Opciones de emplazamiento de grava y limpieza: 1) simultánea o 2) limpieza post-empaque de grava.

Respuesta

Sí

NoNo Sí

No

Sí No Sí

Sí

SíSíSí

Sí

Sí Sí SíNoSíSíSíNoNo

NoSí NoSí

,Consulta sobre el desplazamiento y el empla-zamiento de grava, y potenciales soluciones delprograma CBR para las terminaciones de pozosen el Campo Harding del Mar del Norte. La solu-ción más rentable que no tapona los filtros degrava ni pone en riesgo la estabilidad del pozo,consistió en dejar un fluido RDF acondicionadoen la sección abierta del pozo. El empaque degrava con remoción simultánea del revoque defiltración y la limpieza post-empaque fueron lasopciones identificadas para la remoción delrevoque de filtración, para el caso de empaquede grava con fluido de transporte tipo VES.

34. El análisis NODAL combina la capacidad de un yaci-miento de producir fluidos hacia el pozo con la capaci-dad de las tuberías de producción de conducir el fluidohasta la superficie. El nombre de la técnica refleja lasubicaciones discretas—nodos—en donde ecuacionesindependientes describen el flujo de entrada y de salida,relacionando las pérdidas de presión y las velocidadesde los fluidos desde los límites externos del yacimientohacia la tubería de producción, pasando por los elemen-tos de terminación, y a través de las instalaciones desuperficie hasta los tanques de almacenamiento. Estemétodo permite calcular las tasas de producción que lospozos son capaces de entregar y ayuda a determinar losefectos del daño, de los disparos, de las estimulaciones,de la presión de boca del pozo o del separador, y de lostamaños de las tuberías y de los reguladores de flujo.También es posible estimar la producción futura, enbase a parámetros del pozo y del yacimiento.

ajuste o reducir el número de métodos de limpiezaaplicables. Cada respuesta tiene un impacto en laaplicabilidad del caso, eliminando algunos y ele-vando o bajando el nivel de otros. De este modo,los escenarios posibles se ajustan rápidamente almenor número posible de opciones de remocióndel revoque de filtración y luego se pueden clasifi-car las diferentes opciones.

Debido al costo de la remoción del revoque defiltración, a menudo puede ser necesario efectuar

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Empaque de grava en pozos del Mar del NorteMuchos pozos operados por BP en el CampoHarding del Mar del Norte requieren medidas decontrol de producción de arena. Partes de esteyacimiento están formadas por secuencias dearenas con cerca de un 40% de lutitas. Los inter-valos productivos son areniscas no consolidadasde 3 a 4 darcys, definidas y bien ordenadas, contamaño de grano medio de 250 µm D50, y un coe-ficiente de uniformidad, D40/D90, de 2. Las lutitas

están compuestas por arcilla altamente reactiva,cuyo espesor varía de unos cuantos metros amenos de un milímetro. El análisis granulomé-trico de las arenas y de las lutitas combinadasindica un alto contenido de finos pobrementeordenados.

Debido a la baja relación entre el espesorneto y el total de las zonas productivas y al altocontenido de finos, BP seleccionó el empaque degrava con filtros de grava Alternate Path paraasegurar un completo empaque de grava. Para

facilitar el empaque de grava con tubos de deri-vación, se especificó un fluido de transporte VES,libre de polímeros y con características de bajodaño y baja fricción. La metodología CBR identi-ficó el fluido RDF acondicionado, el RDF no utili-zado, los fluidos viscosos libres de sólidos y lasalmuera de terminación como cuatro potencia-les opciones de desplazamiento antes de bajarlos filtros de grava (página anterior).

BP prohíbe el ácido clorhídrico y los ácidosorgánicos debido a los potenciales puntos bajosen pozos horizontales, en los que los fluidosestancados pueden causar corrosión. Por ello, lasenzimas de etapa única, los oxidantes de etapaúnica y la combinación de soluciones CAS y enzi-mas son las únicas opciones químicas disponi-bles (izquierda). Los tres casos químicos sonaplicables para tratamientos post-empaque, perorequerían tubería flexible para el emplazamiento,debido a que la herramienta de servicioMudSOLV no estaba disponible para circulacióninmediata después del empaque de grava. Loscostos químicos fueron aproximadamente losmismos para la limpieza simultánea y post-empa-que, de modo que los costos de la tubería flexibley de los equipos de perforación hicieron delempaque de grava y la limpieza simultánea delrevoque de filtración la opción más económica.

Después del análisis, quedaron tres opcio-nes: iniciar el flujo en el pozo y producir sinlimpieza del revoque de filtración, y el empla-zamiento de grava y la limpieza de manerasimultánea con enzima sola o bien, utilizandosolución CAS con enzima en el fluido de trans-porte. Las pruebas de laboratorio proveyeronlas presiones de iniciación de flujo y las per-meabilidades retenidas para estas tres opcio-nes, que se incorporaron a los simuladores

¿Se necesita una salmuera divalente (Ca, Mg, Zn) como fluido de transporte rompedor para aumentar la densidad equivalente del fluido requerida?¿Son los agentes obturantes o las partículas sólidas en el fluido RDF principalmente CaCO3?¿Son los agentes obturantes o las partículas sólidas en el fluido RDF principalmente sal tamizada?¿Es probable que haya puntos bajos en la terminación en donde el fluido rompedor se pueda acumular y permanecer por períodos mayores a los fijados para el comienzo de la inyección o la producción?¿Es la mineralogía de la formación (zeolitas, sideritas, cloritas) sensible a los ácidos minerales?¿Es el fluido de la formación incompatible con el ácido HCI?¿Hay calcitas (carbonatos) en la formación que sean incompatibles con el ácido fórmico en altas concentraciones?¿Prohíbe el operador el uso de ácido HCI? ¿Prohíbe el operador el uso de ácidos orgánicos? ¿Contendrá el fluido RDF una cantidad significativa de polímero de poliacrilamida parcialmente hidrolizada (PHPA, por sus siglas en inglés)?¿Se encuentra la arenisca del intervalo del pozo abierto con un material de cementación de carbonatos? ¿Pueden las instalaciones de superficie—separadores y calentadores—manejar ácidos?¿Será el pozo un inyector sin etapa previa de producción? ¿Es la formación sensible a un inhibidor de corrosión de ácidos? (Si no sabe, llame a un experto.) ¿Es el fluido RDF un fluido sintético a base de aceite?¿Se encuentra el pH del fluido de transporte entre 3 y 10?¿Hay almidón en el fluido RDF?¿Hay xantano en el fluido RDF?¿Hay escleroglucano en el fluido RDF?¿Tiene el gas seco de producción poco o ningún condensado de petróleo?¿Es la salmuera de transporte deseada o requerida compatible con el surfactante VES?¿Han demostrado los fluidos del yacimiento una tendencia a formar emulsiones con el surfactante VES?¿Es aplicable una herramienta de circulación post-empaque de grava para las operaciones de empaque de grava? ¿Es la temperatura de fondo de pozo superior a 250°F [121°C]?

No SíNo

Sí

No

NoNo

SíSíNo

No

NoNoNo

NoSíSíSíNoNoSíNo

No

No

Consultas de CBR

Resultado: posibles soluciones

Sustancias químicas aplicables para la limpieza del revoque de filtración: 1) ninguna (contraflujo) o 2) enzima o 3) oxidante o 4) solución CAS y tratamientos de enzimasProcedimiento y combinación química para: Empaque de grava y remoción del revoque de filtraciónde manera simultánea con 1) surfactante VES y enzima o 2) surfactante VES, solución CAS y enzima.Procedimiento y combinación química para: Remoción del revoque de filtración post-empaque de grava con 1) oxidante o 2) surfactante VES y enzima o 3) surfactante VES, solución CAS y enzimaRequisito para el emplazamiento: Tubería flexible

Respuesta

,Consultas sobre la química de los fluidos y lalimpieza del revoque de filtración y las potencia-les soluciones del programa CBR para las termi-naciones de pozos en el Campo Harding del Mardel Norte. El análisis de los casos químicos alma-cenados en la base de datos indicó como opcio-nes potenciales a las enzimas de una sola etapa,oxidantes de una sola etapa y la combinación desoluciones CAS y enzimas. La incompatibilidadcon un surfactante VES eliminó los oxidantes parael empaque de grava y la remoción del revoquede filtración de manera simultánea, dejandocomo potenciales soluciones al contraflujo sinlimpieza, a las enzimas por sí solas o a la combi-nación de solución CAS y enzimas.

para predecir las tasas de producción (abajo, ala derecha). Los pronósticos de producción fue-ron esencialmente los mismos, independiente-mente del tratamiento químico o delcontraflujo sin limpieza, pero se garantizabacierta remoción del revoque de filtración por-que la entrada de flujo en la sección horizontalpodría no ser uniforme y podría conducir a laconificación de agua o de gas y reducir la vidaútil del pozo.

Después de asentar un revestimiento de 75⁄8pulgadas en el primer pozo en el que se empleóeste procedimiento, se perforaron alrededor de300 pies [91 m] de 81⁄2 pulgadas con una inclina-ción de 75°, con el mismo lodo a base de aceitesintético que se utilizó en secciones superioresdel pozo. Este fluido de perforación se desplazócon un fluido RDF de formiato de sodio y potasioque incluía polímero, almidón y CaCO3, y la sec-ción abierta del pozo fue ensanchada de 81⁄2 a 10pulgadas [22 a 25 cm].

El fluido RDF se filtró a 63 µm a través de untamiz vibrador calibre 230 antes de correr un filtrode grava de envoltura de alambres, con tubos dederivación y cubierta protectora de 41⁄2 pulgadas,con aberturas calibre 16 de 400 µm para impedirla obturación del filtro de grava. Los ingenierosde lodo probaron el fluido RDF en un filtro degrava de muestra, dentro de una celda modificadadestinada a evaluar las pérdidas de fluido paraasegurarse de que no se produjera obturación.

Después de bajar los filtros de grava hasta laprofundidad total, la sección abierta del pozo fuedesplazada con salmuera de NaCl filtrada, se fijóel empacador superior, y se cambió la herra-mienta de servicio a la posición circulante. Seinyectó grava a 5 bbl/min en un fluido de trans-porte VES con enzimas para disolver los políme-ros del revoque de filtración hasta que seprodujera la obturación de grava. Cuando el flujose desvió hacia los tubos de derivación, la velo-cidad de bombeo se redujo a 2 bbl/min.

Se inyectó un total de 180 bbl [28 m3] delechada en una hora, indicando un empaque com-pleto en base a los cálculos del calibre del pozo. Elempaque con agua con concentraciones más bajasde grava habría requerido tres horas y media, y laeficiencia de empaque de grava hubiese sido cues-tionable. BP realizó una serie de pruebas de incre-mento de presión después del empaque de grava.Éstas indicaron que el factor de daño mecánicohabía mejorado de 5.5 a 2.7 durante las primerasocho semanas de producción. El factor de dañopara los empaques de grava en pozos abiertos enyacimientos arcillosos es normalmente de alrede-dor de 8, de modo que la producción de petróleo deeste pozo, de 7700 B/D [1224 m3/d] fue un 30%superior al promedio.35

Empaque de grava bombeando por sobre la presión de fracturamiento Durante el empaque con agua, se evita el fractu-ramiento para mantener la integridad del revoquede filtración y minimizar las pérdidas de fluido. Sinembargo, inyectar lechada por sobre la presión defracturamiento de la formación permite el empla-zamiento con filtros de grava Alternate Path.Además de romper a través del revoque de filtra-ción externo e interno que no se remueve con lostratamientos químicos, los beneficios potencialesincluyen estimulación adicional para mejorar laproductividad o la inyectividad y reducir la posibi-lidad de obturación, especialmente en pozosinyectores en los que la mayor área de flujoextiende la vida útil del pozo.36

A diferencia del fracturamiento y del fractura-miento combinado con empaque de grava con-vencionales, este proceso no inicia y propagafracturas con colchones de fluidos libres de sóli-dos o con altas concentraciones de grava paraextender las fracturas. En cambio, requiere sóloque la presión de iniciación de la fractura seaexcedida mientras se bombea y emplaza grava.Esta técnica es un método sencillo y efectivo enmateria de costos, que no tiene la complejidad delos tratamientos de fracturamientos combinadoscon empaque de grava y de los métodos de gene-ración de múltiples fracturas.

El empaque de grava bombeando por sobre lapresión de fracturamiento utiliza fluidos viscosos

bombeados de manera forzada. La deshidrata-ción de la lechada se produce una vez que sealcanza la presión de fracturamiento, y unapequeña porción penetra el revoque de filtracióny la formación. Las altas pérdidas de fluido hacialas fracturas creadas provocan que la grava seacumule rápidamente y empaque el espacio anu-lar en esa sección. La lechada se desvía a travésde un tubo de transporte hacia otra secciónabierta del pozo, iniciando así múltiples fracturasa lo largo del pozo (página siguiente, abajo). Si nohay aislamiento en el espacio anular entre lostubos lavadores y el tubo base, la lechada sepuede deshidratar entre los filtros de grava y elpozo abierto, permitiendo que el fluido de trans-porte se pierda en secciones fracturadas conanterioridad.

Cierto grado de aislamiento anular entre lostubos lavadores y el tubo base del filtro de gravaa intervalos seleccionados, impide la deshidrata-ción de la lechada de grava a través de los filtrosde grava y previene las pérdidas de fluido en lassecciones que ya estaban fracturadas y empaca-das. Esta disposición de la herramienta de fondopermite el empaque de grava selectivo de algu-nos intervalos y el fracturamiento de otros. Conel uso de dispositivos de aislamiento, los opera-dores pueden ahora empacar con grava cerca deltalón del pozo en modo circulante, y empacarfracturas cerca de la punta del pozo en el modoforzado, si así se deseara.

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Pres

ión

de fl

ujo,

lpc

22700 1000 2000 3000 4000 5000

Producción de petróleo, B/D6000 7000 8000 9000 10,000

2290

2310

2330

2350

Tratamiento de limpieza del revoque de filtración

Presión de iniciacióndel flujo, lpc

Permeabilidadretenida, %

Sin limpiezaSólo enzima

Enzima y solución CAS

16042

407091

Curva de comportamiento de la tubería

Ideal Enzima/Solución CAS Sólo enzima Sin limpieza

> Presión de iniciación de flujo (FIP, por sus siglas en inglés) y permeabilidad retenida en terminacio-nes de pozos en el Campo Harding del Mar del Norte (arriba). Los cálculos de producción del análisisNODAL (abajo) fueron casi los mismos para el contraflujo solo (verde) o con remoción química del re-voque de filtración utilizando sólo enzima (morado), o una solución CAS con una enzima (azul), com-parado con el comportamiento ideal de la formación (anaranjado), indicando que podría no necesi-tarse una solución CAS para remover los agentes obturadores. El contraflujo con limpieza del revoquede filtración produce una FIP de 160 lpc [1,1 MPa], mucho mayor que el límite en la caída de presión de40 lpc [275 kPa] establecido por BP. La caída de presión estimada fue de alrededor de 32 lpc [220 kPa]sin limpieza, de modo que el costo incremental de un tratamiento con enzima se justificaba para ase-gurarse de que la FIP estuviera por debajo del límite impuesto.

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Un proceso similar, la reinyección de los recor-tes de perforación, genera múltiples fracturasalrededor de los puntos de inyección y demuestrala factibilidad del empaque de grava bombeandopor sobre la presión de fracturamiento. El bombeode grava por sobre la presión de fracturamiento hasido exitoso en terminaciones de pozos entubadosen el Mar del Norte, en el Golfo de México, y enÁfrica Occidental para lograr factores de dañoposteriores al empaque similares a los de los frac-turamientos combinados con empaque de gravaconvencionales más grandes. En yacimientos conalta presión de fondo de pozo, esta técnica eliminala necesidad de densificar los fluidos base paracontrolar el pozo. Cuando se bombea grava de

manera forzada no se circula fluido en el espacioanular, y es posible utilizar cualquier fluido densifi-cante, incluidos los aceites gelificados livianos olas salmueras de baja densidad.

Stone Energy Corporation perforó un nuevopozo desde el Pozo B-1 para desarrollar reservasen la parte alta de la estructura en el Golfo deMéxico cerca de Luisiana, EUA.37 A partir de sep-tiembre de 1993, el pozo original B-1 produjodesde la zona más profunda de las arenas obje-tivo hasta febrero de 2000, cuando cesó la pro-ducción de gas debido a las altas produccionesde agua. La zona objetivo consta de dos arenasseparadas por una lutita delgada. La arena supe-rior es de grano fino con una permeabilidad esti-

mada de 150 mD, una saturación de agua de 60%y 6 pies [1.8 m] de espesor neto. La arena inferiores limpia con granos grandes, una permeabilidadde 1000 mD, una saturación de agua de 10% y 16pies de espesor neto por encima de la zona deagua. Este pozo desviado se terminó con una sec-ción horizontal de 277 pies [84 m] dentro de laarena inferior.

Debido a la posible producción de arena y alfuerte empuje del acuífero de fondo, StoneEnergy quería terminar el pozo con un empaquede grava que minimizara la conificación de agua ymaximizara la recuperación de reservas sin laremoción del revoque de filtración con tubería fle-xible ni estimulación correctiva. La limpiezasimultánea del empaque de grava y del revoquede filtración usando un fluido de transporte desolución MudSOLV y ClearPAC VES con una solu-ción CAS y enzima para disolver el almidón y elCaCO3 cumplió estos objetivos. Se eliminó unaterminación de tubos filtro, por el riesgo de obtu-ración y erosión del filtro de grava después de lairrupción del agua. Un conjunto de filtros de gravaAllPAC con un tubo de derivación redujo el riesgode un empaque incompleto, eliminó la necesidadde agentes para evitar las pérdidas de circulaciónantes del empaque de grava, y permitió utilizarfiltros de grava con envoltura de alambre en lugarde filtros de grava de malla premium (arriba).

XX800

GR (API)0 150

CAL (INCH)8 18

SP (MV)

MD (FT)

-120 30

RWAA (OHM-M)0 1

RFOC (OHM-M)0.2 20

RILM (OHM-M)0.2 20

RILD (OHM-M)0.2 20

AC (MICS/FT)160 60

CNC (%)60 0

PORZ (%)60 0

Tubo de derivación Boquilla

Cubiertaprotectora

Filtro de grava

Pozo B-1, 54° de inclinación

Contactoagua-petróleo

,Emplazamiento de grava bombeando por sobrela presión de fracturamiento, Golfo de México.Stone Energy Corporation seleccionó el empaquede grava y la limpieza del revoque de filtración demanera simultánea en lugar de la terminación con tubosfiltro para el pozo desviado B-1 en el Golfo deMéxico, con el fin de evitar la obturación y la ero-sión durante la irrupción de agua. El operador noquiso efectuar un fracturamiento combinado conun empaque de grava cerca del agua (izquierda),sino que decidió emplazar la grava bombeandopor sobre la presión de fracturamiento en la sec-ción abierta horizontal de 277 pies [84-m], utili-zando filtros de grava AllPAC con un tubo de de-rivación para asegurar la conductividad de laformación (derecha). La utilización de fluidoClearPAC y MudSOLV con solución CAS y enzi-mas para el empaque de grava y la disolución delalmidón y del CaCO3 de manera simultánea, per-mitió un empaque de grava efectivo y una entra-da de flujo uniforme, minimizando la conificaciónde agua.

Revoquede filtraciónintacto

Fracturaslimitadas(unas pocas pulgadas)

Fracturas (algunas pulgadas) a lo largo de toda la sección

Empaque de grava

Filtro de grava

Sellos del tubo lavador Receptáculo pulido

> Empaque de grava bombeando por sobre la presión de fracturamiento. Dos ele-mentos esenciales del equipo de fondo de pozo facilitan el emplazamiento de lagrava bombeando por sobre la presión de fracturamiento de la formación. Los fil-tros de grava con tubos de derivación que cuentan con tubos de empaque y detransporte aseguran que se inicien múltiples fracturas a lo largo de extensas sec-ciones abiertas horizontales del pozo (arriba). Para evitar las pérdidas de fluidoshacia secciones anteriormente fracturadas e impulsar las fracturas múltiples, secolocan sellos en el tubo lavador interno para que coincidan con los receptáculosde agujeros pulidos en los filtros de grava, aislando el espacio anular entre el tubolavador y los filtros de grava a lo largo de intervalos discretos (abajo).

35. McKay G, Bennett CL y Gilchrist JM: “High AngleOHGP’s in Sand/Shale Sequences: A Case History Usinga Formate Drill-In Fluid,” artículo de la SPE 58731, pre-sentado en el Simposio Internacional de la SPE sobreDaño de la Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 23 y 24de febrero de 2000.

36. Parlar et al, referencia 8.37. Godwin K, Gadiyar B and Riordan H: “Simultaneous

Gravel Packing and Filtercake Cleanup with Shunt Tubesin Open-Hole Completions: A Case History from the Gulfof México,” artículo de la SPE 71672, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 deoctubre de 2001.

El equipo de terminación no deseaba el frac-turamiento combinado con empaque de grava enzonas cercanas al agua. Por lo tanto, decidióempacar con grava bombeando por sobre la pre-sión de fracturamiento para mejorar la conducti-vidad de la formación. El empaque con tubos dederivación no se basa en la integridad del revo-que de filtración, de modo que se emplazó gravacon la herramienta de servicio fijada en posiciónde inyección forzada para aumentar la probabili-dad de fracturar a bajas tasas de inyección.

El tratamiento se efectúo bombeando a 5bbl/min, por debajo de la capacidad de bombeode un solo tubo de derivación de 6 bbl/min.Después de que se bombeó el 40% de la lechada,la presión de superficie aumentó a 3400 lpc [23MPa] cuando se produjo una obturación de gravaen el espacio anular. En este punto del trata-miento, se desvió lechada hacia el tubo de deri-vación, la presión de bombeo cayó a 2000 lpc [14MPa] y se continuó con el empaque. Tras empla-zar el 75% de la grava, el trabajo se completó conla herramienta de servicio fijada en posición decirculación para asegurar un empaque completoen la parte superior de los filtros de grava.

Más del 150% del volumen de grava reque-rido para llenar el espacio anular calculado seemplazó alrededor de los filtros de grava y de latubería hermética. La producción inicial de gasfue de 15 MMpc/D [430.000 m3/d] sin agua. Nofue necesaria la remoción del revoque de filtra-ción tras la terminación. Con el análisis NODAL selogró un ajuste entre los datos reales y teóricos deproducción con una permeabilidad de la formaciónde 1000 mD y un factor de daño de cero, indicandouna eficiencia de flujo cercana al 100%. Cincomeses después de la terminación, comenzó la pro-ducción de agua, y la producción de gas comenzóa disminuir a medida que la producción de aguaaumentaba. Después de 14 meses, el pozo des-

viado B-1 producía gas libre de arena, fluyendo a2.5 MMpc/D [72.000 m3/d] con 2300 B/D [365m3/d] de agua y recuperando 4 Tpc [143 millonesde m3] de gas, la mayor parte de las reservasestimadas. La limpieza uniforme del revoque defiltración contribuyó a un drenaje eficiente a lolargo de la cima estructural de este yacimiento.

Técnicas emergentes de control de producción de arenaA menudo los ingenieros de perforación prefierenfluidos de perforación sintéticos a base de aceitepor sobre aquéllos a base de agua para obteneruna mayor lubricación, mayores velocidades depenetración, una mejor estabilidad del pozo y unasuperior estabilización de las lutitas, especial-mente para pozos horizontales o de alto ángulo.38

Además de la amplia experiencia de empaque degrava con fluidos de terminación y perforación abase de agua, los ingenieros de terminación pre-fieren un fluido RDF a base de agua debido a lasemulsiones o lodos que se suelen forman con cier-tos sistemas a base de aceite y ciertos crudos. Porotro lado, los fluidos de transporte sintéticos abase de aceite capaces de controlar las presionesdel pozo durante el empaque de grava no se encon-traban disponibles hasta hace muy poco tiempo.

Los fluidos de transporte a base de aguarequieren que los operadores cambien de un fluidoRDF a base de aceite a uno a base de agua ensecciones del yacimiento o antes del empaque degrava. En el pozo abierto, este cambio es costoso,implica procedimientos de desplazamiento quealgunas veces son ineficaces y requiere complejosprocedimientos de manejo de fluidos en equiposde perforación. En muchos casos, las seccionessuperiores del pozo se perforan con un fluido RDFa base de aceite, pero las secciones del yaci-miento se perforan con un fluido RDF a base deagua, lo que también requiere un desplazamiento.

Los datos de laboratorio y de campo indicanque los diferenciales de presión para el desca-mado del revoque de filtración de fluido a base deaceite y el contraflujo son menores, la limpiezaes más fácil y las permeabilidades retenidas sonmayores que para el revoque de filtración defluido a base de agua (arriba).39 Sin embargo, laspresiones de levantamiento varían cuando lagrava es pequeña y la permeabilidad de la for-mación cambia a lo largo del pozo. En yacimien-tos heterogéneos con una significativa variaciónde permeabilidad, el contraflujo sin limpiezapuede provocar perfiles de producción desigualese irrupciones prematuras de agua o de gas. Delmismo modo que en el caso del revoque de filtra-ción de fluido a base de agua, la combinación dequímicos de limpieza con fluidos de transporte enlugar de utilizar el contraflujo mejora la producti-vidad, de modo que es deseable tener sistemasde empaque de grava y limpieza del revoque defiltración simultáneos para los fluidos RDF a basede aceite.40

Sin embargo, los agentes obturantes y densi-ficantes en el revoque de filtración de los fluidosRDF a base de aceite están recubiertos con unafase de aceite que contiene surfactantes quefavorecen la mojabilidad del aceite para formaremulsiones de aceite externo.41 Esto convierte alas partículas de CaCO3 prácticamente en inertesa los ácidos y las hace difíciles de remover. Pararesolver este problema, hoy existe un fluido RDFsintético a base de aceite que se invierte a unaemulsión de agua externa y convierte a las partí-culas de CaCO3 a mojables por agua cuando sonexpuestas a una solución modificadora del pH.Con surfactantes específicos, el fluido RDF a basede aceite se formula como una emulsión de aceiteexterno por encima de un determinado pH y comoemulsiones de agua externa por debajo de éste. Aligual que el empaque de grava y la remoción del

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Revoque de filtración de un fluido a base de agua después del contraflujo

Grava

Revoque de filtración

Núcleo de Arenisca Berea

Revoque de filtración sintético de un fluido a base de aceite después del contraflujo

Grava

Revoque de filtración dispersado

Núcleo de Arenisca Berea

> Comparación de la remoción de revoque de filtración de un fluido a base de agua y a otro base de aceite. En evaluaciones de laboratorio, las fotografíasde secciones delgadas de un revoque de filtración frente a grava artificial muestran diferencias significativas tras la limpieza con oxidante y contraflujo. Elrevoque de filtración del fluido a base de agua sigue intacto en lo esencial (izquierda). La permeabilidad retenida se determina a través de pequeños orifi-cios o canales. Por lo común, el revoque de filtración del fluido a base de aceite es más delgado y fácil de remover, y a menudo no requiere tratamientosadicionales de limpieza. El mecanismo de limpieza para el revoque de filtración del fluido a base de aceite es esencialmente distinto al del revoque de fil-tración del fluido a base de agua; prácticamente todo el revoque de filtración se saca de la cara del núcleo y se dispersa en los espacios porosos de lagrava o a través de la misma (derecha).

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revoque de filtración en forma simultánea parapozos perforados con un fluido RDF a base deagua, esta formulación química sensible al pHelimina la necesidad de una limpieza separada.

Tantos los fluidos a base de agua como los abase de aceite proporcionan una excelente lim-pieza del revoque de filtración en pozos perfora-dos con un fluido RDF sintético a base de aceite,siempre y cuando la reología sea adecuada paraempaque de grava con filtros de grava con tubosde derivación y la fase acuosa contenga un modi-ficador de pH y un disolvente del agente obtu-rante. Las emulsiones de aceite externo,preferiblemente con el mismo tipo de salmuera yaceite base en la fase acuosa interna que elfluido RDF sintético a base de aceite, son otraalternativa de fluidos de transporte. En este caso,la fase interna del fluido de transporte contieneun modificador de pH y un disolvente del agenteobturante tal como una solución CAS o un ácido.

Los tubos filtro, el empaque de grava y el frac-turamiento combinado con empaque de grava noson las únicas opciones para estabilizar los pozosabiertos. Los filtros de grava expandibles que tie-nen un diámetro reducido que se expande contrala pared del pozo después de bajarse al pozo,parecen ofrecer algunas ventajas (arriba, a la dere-cha).42 La teoría de la mecánica de las rocas indicaque si los filtros de grava ejercen fuerza contra lasparedes del pozo, los filtros de grava expandiblespueden prevenir la producción de arena, ya que serequieren mayores fuerzas de compactación parainiciar la falla en la roca y comenzar la producciónde arena en la interfaz formación-pared del pozo.

Estos filtros de grava eliminan el empaque degrava, reducen los costos de construcción depozos al permitir la perforación de pozos demenor diámetro y proporcionan mayores diáme-tros interiores para una mejor capacidad de inter-vención, una mayor capacidad de flujo y,

posiblemente, un mejor aislamiento de las forma-ciones que las terminaciones convencionales conun espacio anular abierto o con empaque degrava convencional. Los filtros de grava expandi-bles también proporcionan un método viable paracontrolar la producción de arena en yacimientosde altas presiones y temperaturas en el momentode la terminación del pozo.

Un punto preocupante es que puede permane-cer un espacio anular pequeño incluso después dela instalación de los filtros de grava como resul-tado de pozos socavados y agrandados o de unaexpansión inadecuada. Si este espacio anular eslo suficientemente grande y existe a lo largo de unextenso intervalo continuo, podría reducir la efica-cia del filtro de grava expandible, llevándola alnivel de la de los tubos filtro. Un diseño de filtrode grava que se expanda de manera satisfactoriay que se acomode al pozo es lo más deseable.

Otro tema de preocupación es la eficacia de lalimpieza del revoque de filtración después de quelos filtros de grava se expanden. Pero, las pruebasrealizadas hasta el momento indican que los fil-tros de grava presionados contra el revoque de fil-tración no inhiben la limpieza y el contraflujo,siempre y cuando los sólidos del fluido RDF tenganel tamaño correcto y los fluidos estén acondicio-nados de manera adecuada.43 Esta preocupacióntambién se puede manejar mediante el uso defluidos de limpieza del revoque de filtración quetengan una reacción lenta una vez que los filtrosde grava estén instalados.

El comportamiento a largo plazo de los filtrosde grava expandibles como método efectivo decontrol de producción de arena aún está en eva-luación. Las pruebas de laboratorio y los estudiosde campo están definiendo los parámetros de for-mación y las condiciones de yacimiento en lasque esta tecnología se puede aplicar de mejormanera. La experiencia de campo con filtros de

grava expandibles es limitada, pero el número dehistorias de casos está aumentando. A noviembrede 2000, Weatherford, actualmente el único pro-veedor de este tipo de filtro de grava, ha insta-lado cerca de 23,000 pies [7000 m] de filtros degrava expandibles en cerca de 25 pozos.44

Mediante el trabajo conjunto, las compañíasoperadoras y los proveedores de servicios hanlogrado avances significativos en cuanto a herra-mientas de fondo de pozo, métodos para empla-zamiento de grava, y química de fluidos deperforación y terminación durante los últimoscinco años. Como resultado, la tecnología decontrol de producción de arena para terminacio-nes a pozo abierto ha mejorado notablemente,desde los tubos filtro y el empaque de gravahasta la limpieza simultánea del revoque de fil-tración, los filtros de grava expandibles y el frac-turamiento combinado con empaque de grava.

Un mejor entendimiento de las aplicacionesde varias técnicas de control de producción dearena, en base al desempeño en el campo, estáayudando a los operadores a optimizar la produc-tividad, a lograr una alta recuperación de reser-vas por pozo y a realizar terminaciones confiablescon mínimas intervenciones correctivas. Sinembargo, aún se deben enfrentar desafíos degran envergadura, tales como aumentar la explo-ración y el desarrollo en aguas profundas y elnúmero de terminaciones submarinas. La inte-gración de la geología y la petrofísica con lasingenierías de producción, de instalaciones desuperficie, de terminación, de perforación y deyacimientos, es un elemento clave para la pre-dicción actual y futura de la producción de arenay el éxito en el control de la misma. —MET

Filtros de grava expandibles aptos para pozo abierto

Filtros

Filtros de grava expandidosCubierta

protectora

Filtros de grava cerrados

Tubo base

> Vista superior de los filtros de grava expandi-bles en el pozo abierto. Para reducir el diámetroinicial, las capas superpuestas de los filtros que-dan entre un tubo base ranurado y una cubiertaprotectora del tubo con agujeros perforados. Lue-go de que se bajan los filtros de grava al pozo, seempuja un mandril a través del ensamble, expan-diendo las ranuras del tubo base, los filtros y losagujeros en la cubierta externa contra la pareddel pozo, con el fin de proporcionar integridad alcontrol de la producción de arena. Las capas delos filtros se abren deslizándose una encima de laotra, y el diámetro externo aumenta casi un 50%.

38. Gilchrist JM, Sutton LW Jr y Elliott FJ: “AdvancingHorizontal Well Sand Control Technology: An OHGPUsing Synthetic OBM,” artículo de la SPE 48976, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 27 al 30 deseptiembre de 1998.Chambers MR, Hebert DB y Shuchart CE: “SuccessfulApplication of Oil-Based Drilling Fluids in SubseaHorizontal, Gravel-Packed Wells in West Africa,” artí-culo de la SPE 58743, presentado en el Simposio Interna-cional sobre Control del Daño de la Formación de la SPE,Lafayette, Luisiana, EUA, 23 y 24 de febrero de 2000.

39. Tiffin et al, referencia 6.40. Price-Smith C, Parlar M, Kelkar S, Brady M, Hoxha B,

Tibbles RJ, Green T y Foxenberg B: “LaboratoryDevelopment of a Novel, Synthetic Oil-Based ReservoirDrilling and Gravel-Pack Fluid System That AllowsSimultaneous Gravel Packing and Cake-Cleanup inOpen-Hole Completions,” artículo de la SPE 64399, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y delGas del Pacífico Asiático de la SPE, Brisbane,Queensland, Australia, 16 al 18 de octubre de 2000.Kelkar S, Parlar M, Price-Smith C, Hurst G, Brady M yMorris L: “Development of an Oil-Based Gravel-Pack

Carrier Fluid,” artículo de la SPE 64978, presentado en elSimposio Internacional de la SPE de Química Petrolera,Houston, Texas, EUA, 13 al 16 de febrero de 2001. Ladva HKJ, Brady ME, Sehgal P, Kelkar S, Cerasi P,Daccord G, Foxenberg WE, Price-Smith C, Howard P yParlar M: “Use of Oil-Based Reservoir Drilling Fluids inOpen-Hole Horizontal Gravel-Packed Completions:Damage Mechanisms and How to Avoid Them,” artículode la SPE 68959, presentado en la Conferencia Europeasobre Daño de la Formación de la SPE, La Haya,Holanda, 21 y 22 de mayo de 2001.

41. Las emulsiones de aceite externo o de agua en aceitecontienen una fase interna de gotitas de agua o sal-muera dispersas en una fase externa de aceite o hidro-carburo sintético. Las emulsiones de agua externa, oaceite en agua, contienen una fase interna de gotitas deaceite o hidrocarburo sintético en una fase externa deagua o salmuera.

42. Tiffin et al, referencia 6.43. Tiffin et al, referencia 6.44. Sanford BD, Terry C, Bednarz MJ, Palmer C y Mauldin

DB: “Expandable Sand Screen Alternative to Fracture-Packing Sand Control,” Offshore 61, no. 6 (Junio de2001): 78-81, 106.

Syed Ali es científico de investigación senior deChevron Petroleum Technology Company. Trabaja enHouston, Texas, EUA y provee asesoría técnica, capa-citación y recomendaciones a los ingenieros sobre lainteracción del sistema roca-fluido, la acidificación deareniscas, el control del daño de la formación, la quí-mica de los fluidos, las terminaciones en pozos hori-zontales, los tratamientos de fracturamientocombinados con empaque de grava, el empaque conagua a alta velocidad y la mineralogía de la formación.En 1976, ingresó en Gulf Research & DevelopmentCompany en Houston como geólogo de proyectos ymás tarde asumió como geólogo de proyectos senior.Después de desempeñarse por un breve período comosedimentólogo en Sohio Petroleum Company en SanFrancisco, California, EUA, se trasladó a Gulf Science& Technology Company en Pennsylvania, EUA, comogeólogo de investigación senior. Entre 1981 y 1984, sedesempeñó como geólogo senior de Gulf OilExploration & Production Company en Nueva Orleáns,Luisiana, EUA. Posteriormente se trasladó a ChevronProduction Company en Nueva Orleáns, donde trabajólos siguientes 10 años como supervisor del laboratoriode tecnología en ingeniería. Antes de asumir su actualcargo en 1999, Syed fue asesor técnico de Chevron enNueva Orleáns. Es un autor prolífico y experto en laindustria del control del daño de la formación y la aci-dificación de areniscas. Obtuvo una licenciatura de laUniversidad de Karachi en Pakistán, maestrías de laUniversidad de Karachi y de la Universidad del Estadode Ohio en Columbus, EUA, y un doctorado del Insti-tuto Politécnico Rensselaer en Troy, Nueva York, EUA.

Abdullah Al-Suwaidi es el gerente de perforación dela compañía Abu Dhabi Company for Onshore OilOperations (ADCO) desde 1999. Tiene a su cargo 13equipos de perforación. Desde 1988, ha desempeñadodiversos cargos en las compañías Abu Dhabi NationalOil Company (ADNOC), Abu Dhabi Marine OperatingCompany (ADMA) y ADCO. En 1987, Abdullah obtuvouna maestría en ingeniería de petróleo de laUniversidad de Tulsa, Oklahoma, EUA.

Clive Bennett es ingeniero en petróleos senior de BPExploration, y tiene su sede cerca de Londres,Inglaterra. Después de obtener una licenciatura de laUniversidad de Bristol, Inglaterra, en 1984, completóun doctorado en 1987. Al año siguiente, ingresó en BPcomo físico-químico e ingeniero químico de apoyo delas unidades químicas y de downstream de BP, antesde integrarse a la unidad de upstream a fines de 1993.Durante los últimos siete años, trabajó en el equipode terminación de pozos y control de la producción dearena, apoyando a las unidades de negocios de BP entodo el mundo para el diseño, la implementación y laevaluación de terminaciones con control de la produc-ción de arena en pozos abiertos y entubados. Susactuales funciones incluyen el soporte técnico a lasunidades de negocios de BP en Angola y Azerbaiján, ysu labor como gerente de proyectos de control de la

producción de arena y tecnología de terminación depozos y proyectos de redes de BP. Clive fue conferen-cista distinguido de la SPE (1999 a 2000) y ha publi-cado muchos artículos de la SPE sobre terminacionesde pozos con control de la producción de arena.

Pat Bixenman se desempeña como gerente de desa-rrollo de productos y equipos de control de produc-ción de arena en el Centro de Terminaciones deYacimientos (SRC, por sus siglas en inglés) deSchlumberger en Rosharon, Texas. Supervisa el desa-rrollo de herramientas de servicio de los equipos decontrol de la producción de arena, los sistemas de ter-minación, y filtros de grava y los filtros de gravaexpandibles. También provee soporte a las operacio-nes con un grupo de respuesta rápida para diseñarequipos para esquemas de terminaciones específicos.Ingresó en Schlumberger en 1985 como ingeniero dediseño de Vector Cable. Su siguiente designación(1989 a 1994) fue como ingeniero de diseño y gerentede proyectos de los Sistemas de Fondo de Pozo deHouston, donde trabajó en el diseño y la comercializa-ción del Probador Modular de la Dinámica de laFormación MDT*. Durante los cuatro años siguientes,se desempeñó como gerente del departamento de pro-ductos de tubería flexible de SRC. Ha permanecido ensu actual cargo desde 1998. Pat obtuvo una licencia-tura de la Universidad Tecnológica de Tennessee enCookeville, EUA, y una maestría de la Universidad deRice en Houston, ambos títulos en ingeniería mecá-nica. Se ha desempeñado como co-presidente deldirectorio de la International Coiled TubingAssociation durante dos períodos.

Tom Bratton es líder de interpretación en las áreasde petrofísica, geomecánica y registros durante la per-foración (LWD, por sus siglas en inglés) para Serviciosde Datos y Consultoría de Schlumberger. Reside enHouston, Texas y su trabajo se relaciona con los servi-cios de Perforación Sin Sorpresas (NDS, por sus siglasen inglés) y PowerSTIM*, geomecánica e interpreta-ciones de la técnica de lapsos de tiempo aplicada a losregistros LWD. Ingresó en Schlumberger en 1977como ingeniero de campo para el servicio de herra-mientas operadas a cable de la división de lasMontañas Rocallosas, Grand Junction, Colorado, EUA.Posteriormente ocupó cargos como reclutador paralas operaciones de USA Land en Denver, Colorado(1980 a 1982); gerente del centro de cómputos, divi-sión Midcontinent en la ciudad de Oklahoma, estadode Oklahoma (1982 a 1984); gerente de distrito, divi-sión Cuenca Pérmica en Levelland, Texas (1984 a1986); y analista de registros senior, centro de cómpu-tos de la división de las Montañas Rocallosas enDenver (1986 a 1990). Entre 1990 y 1996, fue inge-niero de proyectos senior en interpretación petrofí-sica en Houston, y luego ingeniero de proyectos seniorde programas de computación e ingeniería de LWD enAnadrill en Sugar Land. Antes de asumir su cargoactual en el año 2000, fue petrofísico principal de la

sección de interpretación de LWD, departamento deevaluación de formaciones, en Sugar Land, Texas,donde desarrolló productos de interpretación de resis-tividad de LWD. Tom obtuvo una licenciatura en físicade la Universidad de Wesleyan en Lincoln, Nebraska,EUA, y una maestría en física de la Universidad delEstado de Kansas en Manhattan, EUA. Es autor demuchas publicaciones y ganador de numerosos pre-mios, y fue nombrado orador distinguido de la SPWLA(1999 a 2000).

José Luis Bustillos trabaja como ingeniero técnicode distrito en Ciudad del Carmen, México. Es respon-sable del departamento técnico y de mercadeo deSchlumberger México Marine. Comenzó su carrera en1980 como ingeniero de campo en Dowell enVillahermosa, México. Trabajó los siguientes 14 añosen Sudamérica como ingeniero de campo, especialistaen cementación, gerente de operaciones y gerente debase. Posteriormente desempeñó funciones en Méxicocomo especialista en cementación y gerente de baseantes de asumir su actual cargo hace dos años. Joséobtuvo el título de ingeniero mecánico del InstitutoTecnológico de Chihuahua (Chihuahua, México).

Phil Christie recibió su licenciatura en física teóricade la Universidad de Oxford, Inglaterra, en 1972 y pos-teriormente se trasladó a África para trabajar enSchlumberger como ingeniero de adquisición de regis-tros. Después de permanecer tres años en Angola, Ni-geria, Gabón y Níger, regresó a Inglaterra pararealizar un doctorado en sismología en la Universidadde Cambridge. Después de un trabajo de post-docto-rado en estudios sísmicos de alta resolución, regresó aSchlumberger en 1981 como geofísico de unidad paraun estudio de sísmica de pozos en la región europea.En 1985 formó el departamento de ingeniería de sís-mica de pozos de Schlumberger en Clamart, Francia,donde se diseñaron las actuales herramientas de per-fil sísmico vertical en pozos abiertos de Schlumberger.En 1987, fue trasladado al Centro de InvestigacionesDoll de Schlumberger en Ridgefied, (SDR, por sussiglas en inglés), Connecticut, EUA, para desarrollarmediciones y aplicaciones sónicas, ultrasónicas y desísmica de pozos. Tres años más tarde, creó el depar-tamento sísmico en el Centro de Investigaciones deSchlumberger en Cambridge (SCR, por sus siglas eninglés), Inglaterra, dedicado a nuevas aplicaciones desísmica de superficie y de pozos. Entre 1996 y 1997,Phil fue asignado al grupo Atlantic MarginExploration de BP en Aberdeen, Escocia, donde desa-rrolló proyectos como el experimento conjunto demonitoreo de yacimientos en Foinaven, patrocinadopor BP, Shell y Geco-Prakla. Después de trabajar enGeco-Prakla (actualmente WesternGeco) en Gatwick,Inglaterra, como gerente del grupo de geofísica deyacimientos, brindando soporte a los estudios sísmi-cos de múltiples componentes y de la técnica de lap-sos de tiempo, Phil regresó a SCR en octubre de 2000como asesor científico.

Colaboradores

76 Oilfield Review

Steve Cooper es ingeniero en petróleos senior de BPen Aberdeen, Escocia. Es responsable de proporcionarservicio técnico y soporte al análisis NODAL* e investi-gación y desarrollo para el diseño de terminación depozos en todas las unidades de negocios de la compa-ñía. En sus 18 años de servicio en BP, ha adquiridoexperiencia técnica en muchas localidades, entre ellas,Inglaterra y Europa, los Mares del Norte y Caspio, elGolfo de México, Alaska y África Occidental. Tambiéntrabajó como ingeniero en petróleos en Houston, Texas,y como ingeniero de estimulación en proyectos de ter-minación de pozos para diversos operadores a lo largo yancho de Europa y África Occidental.

Tony Curtis es geofísico principal del Centro Técnicode WesternGeco en Gatwick, Inglaterra. Está a cargode la validación geofísica del sistema Q-Marine*, elanálisis de datos de pruebas de adquisiciones marinasy el procesamiento de estudios de casos. Comenzó sucarrera en el procesamiento de datos sísmicos en 1975en Digicon Geophysical Company en Gristead Oriental,Inglaterra. Ingresó en Geco en 1979 para ayudar aadquirir experiencia en el procesamiento en tierra. En1981, fue trasladado a Houston para colaborar con laintroducción al mercado de los servicios de Geco,incluido el primer proyecto marino 3D. Dos años mástarde, dirigió un nuevo departamento que manejabalos servicios integrados de la tecnología de adquisicióny procesamiento marinos de Geco en proyectos deexploración de los Estados Unidos. En 1985, regresó ala oficina de Orpington en el Reino Unido como geofísi-co de área, ofreciendo servicios técnicos para la plani-ficación de levantamientos y la explotación de nuevastécnicas de adquisición y procesamientos marinos.Posteriormente, asumió como gerente de procesamien-to del centro de datos del Reino Unido. Ha desempe-ñado otros cargos en Delft, Holanda, como gerente delpersonal geofísico del programa de computaciónSeismos; en Gatwick, como gerente de productos parala introducción del sistema Seismos en todo el mundo,y como gerente de comercialización de Geco-Prakla.Tony obtuvo su licenciatura (con mención honorífica)en ciencias medioambientales de la Universidad deLancaster en Inglaterra. Recientemente ganó el pre-mio Henri Doll por el mejor artículo de investigación ydesarrollo en el Simposio de Schlumberger OilfieldServices.

Randall Davis es campeón de producto de Q-Marinede WesternGeco para Norteamérica y Sudamérica. Conbase en Houston, Texas, es responsable del mercadeode los servicios de Q-Marine para los clientes deNorteamérica y Sudamérica desde el año 2000.Comenzó su carrera en 1988 en Geco Geophysical enHouston como geofísico de procesamiento de datos.Entre 1991 y 1994, trabajó como geofísico y jefe degrupo en Geco-Prakla en Londres, Inglaterra, partici-pando en el procesamiento de datos 2D y 3D de Áfricay del Lejano Oriente. Regresó a Houston en 1994 y per-

maneció el año siguiente procesando datos marinos 3Ddel Golfo de México. De 1995 a 1996, fue gerente decuentas, comercializando servicios de procesamientode datos y datos marinos. También ha sido gerente deventas de procesamiento de datos, gerente de ventasmarinas, y gerente de cuentas de productos y serviciossísmicos. Randall obtuvo su licenciatura en geología dela Universidad de Texas A&M en College Station, y unamaestría en geología de la Universidad Estatal deStephen F. Austin, Nacogdoches, Texas.

Jean Desroches ha sido jefe de sección de modelado ymecánica en el departamento de aplicaciones de inge-niería del Centro de Productos de Sugar Land desde1998. En 1990, después de trabajar como ingeniero deinvestigación para Observatoire Volcanologiques yluego para el CNRS Institute de Physique du Globe enFrancia, ingresó en el Centro de Investigaciones deSchlumberger en Cambridge, Inglaterra, como cientí-fico de investigación asociado. Allí trabajó en el desa-rrollo de modelos únicos de fracturamiento hidráulico.De 1995 a 1998, fue ingeniero senior en Servicios dePozos de Schlumberger en Sugar Land, Texas, donde seespecializó en las mediciones de esfuerzos. Es autor demuchos artículos científicos, y obtuvo una maestría engeología de la Escuela Nacional Superior de Geologíade Nancy; una maestría del Instituto NacionalPolitécnico de Lorraine; y un doctorado en geofísica dela Universidad de París, todos ellos en Francia.

Rick Dickerson es ingeniero de terminación de pozosy asesor senior de Chevron Petroleum TechnologyCompany en Houston, Texas. Comenzó su carrera enGulf Oil Corporation en 1972 y trabajó 22 años en elGolfo de México en terminación de pozos, operacionesde producción, e ingeniería de yacimientos y de pro-ducción. Durante los últimos siete años, ha estado enHouston con el grupo de terminación de pozos deChevron, a cargo del desarrollo y la implementación dela tecnología de pozos horizontales y de control de laproducción de arena para las operaciones de Chevronen todo el mundo. Rick obtuvo una licenciatura eningeniería en petróleos de la Universidad Técnica deLuisiana en Ruston, y posee una patente de un empa-cador de empaque de grava de una importante compa-ñía de servicios.

Stephen Edwards es ingeniero geomecánico del pro-grama Perforación Sin Sorpresas de Schlumberger ytrabaja en la oficina de BP en Houston, Texas. Ingresóen Schlumberger en 1997 como ingeniero en geomecá-nica para el Manejo Integrado de Proyectos (IPM, porsus siglas en inglés) en Gatwick, Inglaterra, y luego fuetrasladado a Holditch-Reservoir Technologies enHouston. Stephen recibió una licenciatura en cienciasde la tierra de la Universidad de Oxford, y un docto-rado en geomecánica de la Universidad de Londres,ambas en Inglaterra. Recibió la medalla de plata deSchlumberger en el año 2000.

Bill Foxenberg es gerente de tecnología y fluidos determinación de M-I Drilling Fluids. Trabaja enHouston, Texas, donde supervisa los servicios técnicosy las actividades de investigación y desarrollo de launidad de negocios de Global Completion Fluids de M-I. Sus principales responsabilidades incluyen dirigirlas actividades en los laboratorios de Houston, servircomo principal contacto de los clientes para el soportetécnico y la transferencia de tecnologías al campo.Comenzó su carrera como jefe de grupo de servicios decampo en Geochem Research en Houston, desarrollan-do estudios de trazadores en pozos para proyectos derecuperación terciaria en los campos petrolíferos másantiguos en todo el mundo (1980 a 1987). Ingresó enOSCA Inc. en 1987 como químico y en 1990, asumiócomo gerente técnico de fluidos de terminación enLafayette, Luisiana. Permaneció en OSCA hasta 1997,cuando se integró a M-I como gerente técnico de flui-dos de terminación. Bill recibió una licenciatura enquímica de la Universidad Estatal de la Escuela deCiencias Medioambientales y Forestales de Nueva Yorken Syracuse.

John Fuller actualmente dirige el grupo de geomecá-nica en Servicios de Datos y Consultoría deSchlumberger para Europa, África y la Comunidad deEstados Independientes (CIS, por sus siglas en inglés).Ingresó en Schlumberger como ingeniero de campopara los servicios de herramientas operadas a cable en1980 y trabajó 10 años en Medio Oriente en diversasasignaciones de campo en Abu Dhabi, Turquía, Jorda-nia, Siria, Egipto y Dubai. En 1990, fue trasladado aEuropa para trabajar en geomecánica. Este trabajoincluyó el desarrollo de técnicas geomecánicas en eldepartamento de geomecánica del Centro de Investi-gación de Schlumberger, en Cambridge, Inglaterra. Seha desempeñado como vicepresidente técnico de laorganización local de la SPWLA en Londres y fuemiembro del comité directivo de la SPE en 1999 sobrecontrol de producción de arena. John obtuvo unalicenciatura en física de la Universidad de Portsmouthen Inglaterra.

Keith Godwin es ingeniero de yacimientos de StoneEnergy Corporation en Lafayette, Luisiana. Es respon-sable de las evaluaciones y las recomendaciones sobreproyectos nuevos, estimación de reservas, diseños determinación de pozos, y optimización de pozos en pro-ducción en el Golfo de México. Comenzó su carrera enChevron en EUA en 1983 y permaneció los siguientes15 años trabajando como ingeniero de producción y deyacimientos en Nueva Orleáns y Lafayette. Ocupa sucargo actual desde hace tres años. Keith obtuvo unalicenciatura en ingeniería en petróleos de laUniversidad del Estado de Luisiana en Baton Rouge.

Otoño de 2001 77

Shuja Goraya se desempeña como campeón de pro-ductos para las aplicaciones de Perforación SinSorpresas en el Centro de Productos de Sugar Land,en Texas. Actualmente es responsable de diseñar apli-caciones de computación para apoyar la iniciativa deDesempeño a Través del Manejo del Riesgo PER-FORM* y el programa de Perforación Sin Sorpresas.Se integró a Perforación y Mediciones deSchlumberger en 1994 como ingeniero de servicios deperforación en Pakistán y desde entonces ha traba-jado en diferentes lugares como ingeniero de medicio-nes y registros durante la perforación (MWD/LWD, porsus siglas en inglés, respectivamente), coordinador degeonavegación, perforador direccional, especialista enPERFORM e ingeniero de perforación. Antes de asu-mir su cargo actual, estuvo a cargo de un proyecto degran alcance de gas en zonas someras de Banzala enCabinda, Angola. Shuja obtuvo una licenciatura (conmención honorífica) en ingeniería en electrónica dela Universidad de Ingeniería y Tecnología de Lahore,Pakistán.

Dominique Guillot es especialista en tecnología decementación de Schlumberger a nivel mundial.Actualmente reside en Clamart, Francia. Ingresó enDowell en 1981 en Saint-Etienne, Francia, como inge-niero de productos y jefe de sección (1981 a 1984),luego asumió como jefe de sección y gerente de equi-pos de productos en proyectos relacionados con lacementación de pozos (1984 a 1989). En 1990, asumiócomo especialista de cementación en Houston, Texas,donde trabajó en la introducción de nuevas tecnolo-gías. Al año siguiente, regresó a Saint-Etienne comoespecialista en ingeniería de cementación, para tra-bajar en el mezclado de cemento y la evaluación deltrabajo de cementación. De 1994 a 1996, fue jefe desección de procesos y programas de computación ysoporte de campo en el Centro de Productos Riboudde Schlumberger. Antes de asumir su actual cargo, fueespecialista en ingeniería de cementación enClamart, y trabajó como líder de conocimientos parala iniciativa InTouch en el segmento de cementación.Dominique es ingeniero civil graduado de la EcoleNationale des Ponts et Chaussées en París, Francia, yrecibió su tesis de doctor ingeniero del Centro deGeología del Ingeniero de la Escuela de Minas deParís y de la Ecole Nationale des Ponts et Chaussées.

Toby Harrold es geofísico de operaciones de BP, acargo de la planificación, la ejecución y la aplicaciónde levantamientos de sísmica de pozos para respaldarlas operaciones de perforación. Actualmente trabajaen el proyecto Inam en Azerbaiján para BP, en las ofi-cinas de Sunbury, Inglaterra, y Bakú, Azerbaiján. In-gresó en BP en 1999 y trabajó en la unidad denegocios de Algeria hasta octubre de 2000, cuando seincorporó al equipo de Azerbaiján. Toby obtuvo unalicenciatura en geología de la Universidad deBirmingham, y un doctorado por su trabajo en la esti-mación de la presión de poro a partir de los registrosoperados a cable de la Universidad de Durham, ambasen Inglaterra.

Husam Helou es ingeniero técnico de GeoMarket* dela región del Golfo Pérsico, que cubre los EmiratosÁrabes Unidos (EAU), Irán, Yemen y Qatar, y reside enAbu Dhabi, EAU. Ingresó en los Servicios de Pozos deSchlumberger en 1993 como ingeniero de campo y hatrabajado en Siria, Omán (ingeniero de campo),Turquía, (ingeniero a cargo) y Kuwait (ingeniero téc-nico de distrito). Antes de asumir su cargo actual, fueingeniero de Servicios de Diseño y Evaluación paraClientes DESC* para ADCO durante 18 meses. Husames graduado de la Universidad de Damasco en Siria, yposee una licenciatura en ingeniería en electrónica.

Jonathan Holt ha sido gerente de proyectos de la ini-ciativa Perforación Sin Sorpresas, para BP UpstreamTechnology en Aberdeen, Escocia, desde 1999.Comenzó su carrera con BP Exploration, como inge-niero de perforación en diversos pozos marinos deexploración y evaluación en el Golfo de México y elMar del Norte del Reino Unido (1985 a 1990). Durantelos siguientes seis años, fue ingeniero de proyectossenior e ingeniero de perforación en diversos desarro-llos submarinos en Houston, Texas, y Aberdeen. De1997 a 1999, fue superintendente de perforación delproyecto submarino Fase 2 de Bruce. Jonathan, autorde varios artículos técnicos, obtuvo una licenciaturaen ingeniería química de la Universidad de Heriot-Watt en Edimburgo, Escocia.

Christian Hun ingresó en TOTAL en 1976 para traba-jar en el laboratorio de cementación y lodo. Posterior-mente, fue trasladado a operaciones y estuvo a cargode los fluidos de cementación y de perforación endiversos lugares de Medio Oriente, Latinoamérica, y elMar del Norte. Actualmente en una misión de TOTAL,es ingeniero senior en fluidos de perforación y cemen-tación de ADCO. Christian obtuvo una licenciatura enquímica de la Universidad de Nancy en Francia.

Leif Larsen posee una maestría en física del Institutode Tecnología de Noruega en Trondheim. Ingresó enSchlumberger como geofísico de campo en 1982.Durante sus 19 años en la compañía, ha desempeñadomuchos cargos técnicos y gerenciales en adquisición yprocesamiento de datos sísmicos. Actualmente esgerente de mercadeo de operaciones marinas y denuevas tecnologías, con base en Gatwick, Inglaterra.Anteriormente, fue gerente general de SchlumbergerOilfield Services en Australasia y estuvo radicado enMelbourne, Australia.

John Lechner es gerente de desarrollo de negocios dela iniciativa Perforación Sin Sorpresas (NDS, por sussiglas en inglés) de Schlumberger para Europa, la Co-munidad de Estados Independientes y África, y estáradicado en Stavanger, Noruega. Desde el año 2000, haestado a cargo de identificar, desarrollar, coordinar yapoyar oportunidades y proyectos de NDS para suárea. Ingresó en la compañía en 1984 como ingenierode campo para el servicio de herramientas operadas acable en el Oeste de Texas. Desempeñó sus cargosposteriores en Houston, Texas, y Port Harcourt, Nige-ria. Fue trasladado a Stavanger como gerente local delservicio de herramientas operadas a cable (1990 a

1993). Estuvo los siguientes dos años en París, Fran-cia, como auditor interno de Schlumberger Limited.Ingresó en IPM en sus inicios en 1995, trabajandocomo gerente de proyectos en Nigeria, Muscat enOmán, Bangkok en Tailandia, y El Cairo en Egipto. En1998, asumió como gerente de operaciones de IPMpara la Región de África del Norte, luego fue traslada-do a Perth, Australia, como gerente de operaciones deGeoMarket IPM, y gerente de mercadeo deSchlumberger Oilfield Services. John obtuvo unalicenciatura en ingeniería eléctrica de la Universidadde Notre Dame, South Bend, Indiana, EUA, y completóel programa de grado avanzado en ingeniería enpetróleos de la Universidad de Houston en Texas. Fuemiembro del equipo del Foro 2005 de Schlumberger.

José Antonio Martínez-Ramírez es ingeniero de pro-yectos de nueva tecnología de exploración y produc-ción de Petróleos Mexicanos (PEMEX), RegiónMarina, Ciudad del Carmen, México. Allí implementaprácticas de nueva tecnología en perforación, reacon-dicionamiento y terminación de pozos. Antes de ingre-sar en PEMEX en 1997, trabajó como ingeniero decampo para cementación y estimulación enHalliburton en Ciudad del Carmen, México (1995 a1997). Obtuvo su licenciatura en ingeniería en petró-leos del Instituto Politécnico Nacional en Ciudad deMéxico.

Tim McPike es ingeniero de producción senior delgrupo de tecnología aplicada de pozos de exploracióny de producción de Shell International y reside enRijswijk, Holanda. En Shell, se ha enfocado en el dise-ño y la ejecución de terminaciones y la estimulaciónen relación con el control de la producción de arena,incluidos el fracturamiento hidráulico, el fractura-miento combinado con empaque de grava, el empaquede grava en pozos abiertos, la tecnología AlternatePath de ExxonMobil, y los filtros de grava expandibles.Ha realizado diversas instalaciones en todo el mundo,desde las aguas profundas del Golfo de México y elMar del Norte, hasta operaciones en el desierto deOmán. También ha trabajado para Halliburton EnergyServices en Canadá y en el Golfo de México. Timobtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica de laUniversidad de Calgary, Alberta, Canadá.

Laura Murphy reside en Gatwick, Inglaterra y ha sidogeofísico de pozos de GeoQuest, trabajando en mecá-nica de las rocas desde 1999. Anteriormente estuvo enGeoQuest en Aberdeen, Escocia, y Gatwick (1998 a1999). Su trabajo ha incluido el modelado de perfilessísmicos verticales y el procesamiento y la planifica-ción de levantamientos de sísmica de pozos en con-junto con operaciones marinas. Después de trabajarcomo ingeniero en jefe para las operaciones del Mardel Norte de Kerr McGee, asumió como ingeniero decampo del servicio de herramientas operadas a cableen Schlumberger Oilfield Services en Aberdeen (1995a 1997). Laura obtuvo una licenciatura (con menciónhonorífica) en geofísica de la Universidad deLiverpool y está haciendo un curso a distancia paraobtener una maestría en mercadeo de la Universidadde Robert Gordon en Aberdeen.

78 Oilfield Review

David Nichols es director de investigaciones sísmicasdel Centro de Investigaciones de Schlumberger enCambridge (SCR, por sus siglas en inglés), Inglaterra.Allí dirige las investigaciones a largo plazo de adquisi-ción, procesamiento, modelado e inversión de datossísmicos. Comenzó su carrera en 1983 en WesternGeophysical en Londres, Inglaterra, primero como geo-físico de procesamiento de datos y luego como progra-mador sísmico. De 1994 a 1998, fue ingeniero deprogramas de computación senior en Geco-Prakla enGatwick, Inglaterra. En 1998, fue trasladado a SCRcomo gerente de programas y, antes de asumir su car-go actual en el año 2001, fue director de investigacio-nes asociado del grupo sísmico. Después de obteneruna licenciatura en física de la Universidad deCambridge en Inglaterra, obtuvo una maestría del Im-perial College, Londres, Inglaterra, y un doctorado dela Universidad de Stanford en California, ambos engeofísica.

Hugh Nicholson es geólogo de Ula y Tambar para BPNorge AS en Stavanger, Noruega. Allí supervisa losaspectos geológicos de la planificación de pozos, lacreación de modelos de yacimientos y el manejo deyacimientos en los yacimientos de Ula y Tambar.Ingresó en BP en 1990 para realizar investigacionessobre los yacimientos carbonatados. De 1993 a 1994,trabajó con BP Exploration en operaciones de pozos yen el equipo de evaluación del proyecto EasternTrough Area Project (ETAP). Después de permaneceren Western Atlas en Bahrain y Londres, regresó a BPen 1996, como geólogo de desarrollo en campos dedomos salinos del ETAP. Fue trasladado a Noruega enel año 2000. Hugh posee una licenciatura y una maes-tría en servicios geológicos de la Universidad deCambridge, Inglaterra, y un doctorado en geoquímicade la Universidad de Edinburgo en Escocia.

Mehmet Parlar es ingeniero principal y especialistaen fluidos del equipo de desarrollo de negocios en elárea de control de la producción de arena deSchlumberger en Rosharon, Texas. Allí provee servi-cios de mercadeo e información técnica para el desa-rrollo de productos de control de la producción dearena, fundamentos basados en razonamiento segúncasos para la selección del método de limpieza depozos, la promoción de nueva tecnología, y el soportepara el control de la producción de arena y los fluidosde estimulación. Después de recibir una maestría y undoctorado en ingeniería en petróleos de la Universidaddel Sur de California en Los Ángeles, ingresó enDowell en Tulsa, Oklahoma, como ingeniero de desa-rrollo. De 1996 a 1999, fue ingeniero de yacimientoscon el equipo de desarrollo de negocios en el área decontrol de la producción de arena de Dowell enLafayette, Luisiana. Antes de su cargo actual, sedesempeñó como especialista en producción de pozosy coordinador técnico en Sugar Land, Texas (1999 a2001). Es autor de muchas publicaciones y tiene unalicenciatura en ingeniería en petróleos de laUniversidad Técnica de Estambul en Turquía.

Enzo Pitoni es ingeniero senior de terminación y pro-ducción para Eni Agip, y reside en Milán, Italia. Haparticipado en innovadores proyectos de cegado delagua, terminaciones sin filtro de grava y con fractura-miento combinado con empaque de grava en toda lacompañía. Estuvo ocho años en el laboratorio de pro-ducción antes de ingresar en el grupo de control de laproducción de arena, el cegado del pozo y los fluidosde perforación hace varios años en Milán. El añopasado, regresó de una misión en Túnez. Ha colabo-rado significativamente en los resultados de termina-ciones para el control de la producción de arena deEni Agip, así como también en estrategias de perfora-ción de yacimientos en zonas del Mar Adriático y deÁfrica. Su contribución fue clave en la reciente y exi-tosa implementación de los fluidos ClearFRAC* para elfracturamiento combinado con el empaque de gravaen los campos de gas del Mar Adriático de Eni Agip.Enzo recibió una maestría en química de laUniversidad Perugia en Italia.

Colin Price-Smith es gerente de desarrollo de nego-cios de terminación de pozos horizontales y de filtrosde grava para Schlumberger en Rosharon, Texas. Haestado coordinando esta área de negocios deSchlumberger a nivel mundial desde 1999. Ingresó enla compañía en 1985 después de trabajar por untiempo corto para los servicios de perforación deSalvesen en Aberdeen, Escocia. Luego estuvo cuatroaños en Port Harcourt, Nigeria, como ingeniero decampo e ingeniero técnico y de ventas. En 1989, fuetrasladado a Miri, al este de Malasia, como ingenierotécnico de distrito en servicios de cementación y decontrol de la producción de arena. En 1991, ingresó enel departamento de investigación y desarrollo deDowell en Tulsa, Oklahoma, como campeón de produc-tos para el control de la producción de arena, respon-sable del desarrollo y el mercadeo mundial de fluidos ysistemas de control de la producción de arena deSchlumberger. De 1993 a 1997, fue gerente de termina-ciones con control de la producción de arena para ladivisión del Mar del Norte. Su siguiente misión fuecomo gerente de Servicios de Producción de Pozos(WPS, por sus siglas en inglés) para Europa, Rusia y laComunidad de Estados Independientes (CIS, por sussiglas en inglés) (1997 a 1998). Un año después sedesempeñó como gerente de WPS en África occidental,responsable del desarrollo y la implementación de pla-nes de negocios de WPS en África. Es autor de muchosartículos relacionados con la limpieza de pozos y lasterminaciones horizontales con control de la produc-ción de arena. Obtuvo una licenciatura (con menciónhonorífica) en ingeniería de producción y administra-ción de la Universidad de Nottingham en Inglaterra.

José Luis Reséndiz Robles es superintendente deproyectos, diseños e ingeniería de pozos de la UnidadOperativa Noreste (UONE) de la División Marina dePEMEX. Está radicado en Ciudad del Carmen, México.Comenzó su carrera en 1980 en el Plan Veracruz comoingeniero de perforación y en 1992 asumió como coor-dinador de ingeniería de perforación seccional en eldepartamento de la división sur de ingeniería delpetróleo de PEMEX. De 1992 a 1993, fue coordinadorde ingeniería de perforación en Agua Dulce, Veracruz,

para la división sur de PEMEX. En 1993, fue nombradocoordinador de reacondicionamiento y terminación depozos antes de asumir su cargo actual. Obtuvo untítulo en ingeniería en petróleos del InstitutoPolitécnico Nacional en Ciudad de México en 1980.

Chris Rhodes es el vicepresidente de tecnología y res-ponsable de BP Exploration para la perforación entodo el mundo. Chris comenzó su carrera en BP en1971 en refinación y luego fue transferido a perfora-ción. Fue líder de la unidad de negocios para el pro-yecto Eastern Trough Area Project (ETAP) de sietecampos de petróleo y gas, incluido el Campo Mungo.Chris asistió al Politécnico Glamorgan, Pontypridd,Gales, con una beca de BP. Allí recibió una licencia-tura en ingeniería química (con mención honorífica) yposteriormente obtuvo una maestría en ingeniería delpetróleo del Imperial College, Londres, Inglaterra.

Giuseppe Ripa es ingeniero senior de terminación yproducción y ha trabajado con Eni Agip durante 16años. Durante tres años, desarrolló tecnologías de ter-minación y reacondicionamiento y luego, durante ochoaños, se especializó en el control de la producción dearena, el tratamiento y el diseño de la estimulación dematriz y en el fracturamiento hidráulico para el grupode optimización de la producción. Luego de cumpliruna misión como asesor técnico de tecnologías de yaci-mientos, terminaciones y producción en el Congo, asu-me su cargo actual trabajando en nuevas tecnologíasde optimización de la producción e innovadoras termi-naciones de control de la producción de arena en laoficina matriz de Eni Agip en Milán, enfocándose en elaumento de la productividad de los pozos. Giuseppeobtuvo una licenciatura en ingeniería hidráulica de laUniversidad de Pavia en Italia.

Joel Rondeau es ingeniero de desarrollo senior delCentro de Productos de Riboud de Schlumberger enClamart, Francia, y ha trabajado en el sistema deMonitoreo de la Fracción Sólida (SFM, por sus siglasen inglés). Ingresó en Dowell en 1981 en Saint-Etienne, Francia. De 1993 a 1997, trabajó en la cabezade cementación EXPRES* y en el acoplador EXPRESen Sugar Land, Texas. En 1997, fue transferido aClamart para trabajar en las plataformas SedcoExpress* antes de emprender su proyecto actual. Joeltiene un título en ingeniería mecánica.

William Standifird es coordinador de la iniciativaPERFORM de Schlumberger y dirige a todos los inge-nieros y especialistas en PERFORM y todos los traba-jos de los programas PERFORM y NDS en la costanorteamericana del Golfo de México. Desde 1997, hasido ingeniero de campo senior de LWD, supervisor deradiación y especialista en PERFORM, implementandosensibles herramientas electrónicas y computadoraspara operaciones de perforación en áreas marinas.Antes de ingresar en Schlumberger, sirvió en elEjército de los EUA y también trabajó como ingenieroen electrónica biomédica con Nashville MedicalElectronics (1995 a 1997). William obtuvo un título entecnología de ingeniería electrónica del InstitutoTécnico ITT en Nashville, Tennessee, EUA. En 2000,recibió la medalla de plata de Schlumberger.

Otoño de 2001 79

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

Bill Steven es gerente de perforación de Texaco(Nigeria) Overseas Petroleum Company. Dirige lasoperaciones de perforación y reacondicionamiento enlas zonas marinas de Nigeria. Desde que ingresó enTexaco en 1979 como supervisor de perforación, haocupado muchos cargos en todo el mundo. Éstosincluyen trabajar como supervisor de perforación enzonas marinas del Reino Unido y de Alemania, supe-rintendente de perforación en Aberdeen, Escocia,superintendente de perforación en China, gerente deperforación para Texaco Malasia en Tailandia yMyanmar, gerente de perforación para Texaco NorthBuzachi, y gerente de perforación en China. Billobtuvo una licenciatura (con mención honorífica) eningeniería mecánica del Instituto de TecnologíaRobert Gordon en Aberdeen, Escocia.

Alan Strudley es geofísico marino en jefe deWesternGeco. Trabaja en la oficina matriz de Gatwick,Inglaterra. Ingresó en la compañía en 1981 y ocupóvarios cargos en procesamiento de datos hasta 1988,cuando ingresó en el equipo multidisciplinario a cargodel desarrollo de los servicios de caracterización deyacimientos dentro de Schlumberger. En 1991, Alanasumió como geofísico de área en jefe en Stavanger,Noruega, donde contribuyó con el desarrollo de losservicios de toma de imágenes e inversión de trazas.En 1996, fue nombrado geofísico en jefe de la regiónpara el Sudeste Asiático y siguió trabajando en estepuesto hasta enero de 2001, cuando asumió su cargoactual. Los intereses de Alan incluyen la inversión sís-mica, el procesamiento de sísmica de pozos y eldiseño de levantamientos sísmicos. Tiene una licen-ciatura en física de la Universidad de Manchester enInglaterra.

Morten Svendsen es gerente de productos de Q-Marine de Geco en Asker, Noruega. Allí se responsabi-liza de la comercialización del sistema Q-Marine. Haocupado diversos cargos en investigación e ingeniería,y en adquisición y procesamiento sísmicos. Mortenobtuvo una maestría en geofísica de la Universidad deOslo en Noruega.

Dave Tiffin reside en Houston, Texas. Es ingeniero enpetróleos senior de BP y miembro del equipo de ter-minación de pozos y control de la producción dearena. Provee soporte a nivel mundial para todas lasterminaciones de BP. Entre sus responsabilidadesactuales tiene a su cargo el soporte de terminacióncon filtro de grava expandible en el Hemisferio Norte.Después de recibir su doctorado en ingeniería quí-mica de la Universidad de Norte Dame, Out Venid,Indiana, ingresó en Amoco Production Company y en1978 en el centro de investigaciones de esa compañíaen Tulsa, Oklahoma.

Juan Troncoso es especialista en ingeniería de pro-ducción de Repsol-YPF en Yakarta, Indonesia. Desde1996, ha estado a cargo del departamento de ingenie-ría de terminación y producción de la División de Ne-gocios del Norte, en el área marina de SumatraSudoriental. Esto incluye terminaciones horizontalesa pozo abierto con empaque de grava, diseño de ter-minaciones, control general de la producción dearena (terminaciones a pozo abierto con fractura-miento combinado con empaque de grava), estimula-ción, levantamiento artificial y reacondicionamientos.Comenzó como ingeniero analítico de operacionessenior en Arco Oil and Gas en Lafayette, Luisiana(1981 a 1986). Fue transferido a Yakarta, Indonesiacon la compañía Arco International Oil and Gas comoingeniero en petróleos senior en la zona marina delnoroeste del Mar de Java (1986 a 1989). De 1989 a1996, trabajó para la empresa Arco Oil and GasCompany y Vastar Resources Inc. en Lafayette,Luisiana, como ingeniero de terminación y de produc-ción senior en la zona marina del Golfo de México.Ingresó en Repsol-YPF como especialista en ingenie-ría de producción en 1996. Juan obtuvo un título eningeniería mecánica de la Universidad de Chile y unamaestría en ingeniería mecánica de la Universidad deColorado en Boulder.

Pierre Vigneaux reside en el Centro de ProductosRiboud de Schlumberger en Clamart, Francia y es jefedel proyecto del mezclador de baja densidad, queincluye monitoreo de SFM y del desarrollo de su ver-sión automatizada. Ingresó en Flopetrol en 1977 paratrabajar en un proyecto de medición de flujo de super-ficie de dos fases. Desde 1984 hasta 1993, ha traba-jado con herramientas operadas a cable enSchlumberger en Clamart, ha participado en la carac-terización de flujos líquidos en tuberías desviadas y enel desarrollo del Medidor de Flujo de ImpedanciaLocal. Posteriormente fue trasladado a Dowell enClamart como líder de proyectos para el medidor deflujo de alta presión, el probador de la adherencia dellodo, y el reómetro Vane. Portador de más de 10patentes sobre tecnología de medición de flujo y sen-sores multifásicos, Pierre posee títulos en ingenieríade mecánica de fluidos de la Escuela Superior deMecánica en Nantes y de la Escuela Nacional Superiorde Técnicas Avanzadas en París, ambas en Francia.

Bill Wright reside en París, Francia. Allí manejatodos los proyectos de soluciones de SchlumbergerOilfield Services. Desde que ingresó en la compañíaen 1978, ha ocupado cargos gerenciales en todos loscontinentes, excepto Sudamérica, y ha trabajado conla mayoría de las compañías de Schlumberger.Recientemente fue asignado a Amoco, y posterior-mente a los departamentos de investigación de perfo-ración de BP-Amoco, y ayudó a fundar y dirigir elproyecto NDS. Bill es autor de diversos artículos de laSPE en materia de perforación y obtuvo una licencia-tura (con mención honorífica) en ciencia de los mate-riales y física de la Universidad de Liverpool,Inglaterra.

80 Oilfield Review

Próximamente en Oilfield Review

Monitoreo de la contaminación de muestrasde fluidos de fondo de pozo. Obtener muestras dehidrocarburos de las formaciones del subsuelo esvital para estimar el valor del yacimiento, planificarel desarrollo del campo y diseñar las instalacionesde producción. La contaminación por parte del filtra-do del lodo de perforación de las muestras obtenidascon herramientas operadas a cable, puede alterarconsiderablemente las propiedades de los fluidos.Este artículo describe una nueva técnica para de-terminar cuánto tiempo demorará tomar una muestrade fluido aceptable en una determinada estación demuestreo. También se ilustra cómo los métodos pro-bados de detección de contaminación se puedenhacer extensivos a los fluidos de alta relación gas-petróleo y a los condensados.

Calentamiento global y la industria de E&P. Eldebate en torno al efecto invernadero causado porlas emisiones de gases en el calentamiento globalse ha vuelto más candente en los últimos meses.En este artículo, se analizan las razones científicasen torno al problema y las medidas proactivasadoptadas por la industria de E&P para controlar, oeliminar, las emisiones en diversas operaciones decampos petrolíferos.

Avances en el uso de imágenes de la pareddel pozo. Hasta hace un tiempo, los geólogos eingenieros que utilizan imágenes micro-resistivasde la pared del pozo para una mejor evaluación delas formaciones, han tenido opciones limitadas enambientes de lodos sintéticos y a base de aceite.Una nueva herramienta operada a cable que com-bina una innovadora tecnología con el principio clá-sico del registro de resistividad, está permitiendomejorar la caracterización de los yacimientosmediante la exitosa generación de imágenes de lapared del pozo a través de lodos no conductores.

Estimulación selectiva. En una sola operación,hoy se pueden estimular múltiples zonas utilizandotubería flexible como conducto para los fluidos car-gados de apuntalante. Una nueva herramienta aíslaen forma selectiva intervalos objetivos sin que serequiera un equipo de terminación para extraer latubería de producción, ni la intervención con herra-mientas operadas a cable para colocar taponesmecánicos. Las etapas individuales se tratan enforma separada para lograr una longitud de frac-tura deseada y una conductividad óptima en cadazona. Historias de casos de todo el mundo demues-tran la forma en que esta técnica permite explotarreservas no explotadas por los métodos de termi-nación y fracturamiento convencionales, reduce eltiempo y los costos de terminación de pozos,mejora la limpieza post-tratamiento y aumenta laproductividad del pozo.

81Otoño de 2001

Surfactantes: Principios básicos y aplicaciones en la industria del petróleoLaurier L. SchrammCambridge University Press40 West 20th StreetNueva York, Nueva York 10011, EUA2000. 621 páginas. $74,95ISBN 0-521-64067-9

Dirigido principalmente a científicos eingenieros que trabajan con surfactan-tes, este libro contiene una introduccióna la naturaleza, ocurrencia, propiedadesfísicas, propagación y usos de lossurfactantes en la industria del petróleo.

Contenido:

• Surfactantes y sus soluciones:Principios básicos

• Caracterización de los desemulsio-nantes

• Emulsiones y espumas en la industriadel petróleo

• Adsorción de surfactantes en mediosporosos

• Alteración de la capacidad de humec-tación inducida por surfactantes enmedios porosos

• Inyección de surfactante en el mejora-miento de la recuperación de petróleo

• Evaluaciones y simulaciones de espu-mas de control de la movilidad para elmejoramiento de la recuperación depetróleo

• El uso de surfactantes en fluidos deperforación livianos

• Uso de surfactantes en las estimula-ciones con ácido

• Surfactantes en el acondicionamientode lechadas de arenas de petróleo deAthabasca, recuperación por flotación,y procesos de colas

• Remediación de acuíferos consurfactante

• Toxicidad y persistencia de lossurfactantes utilizados en la industriadel petróleo

• Glosario de terminología desurfactantes

• Índices

Además de los científicos e inge-nieros de la industria del petróleo, sebeneficiarán con este libro estudiantesuniversitarios y graduados senior enciencias e ingeniería y los estudiantesgraduados en química de surfactantes.

Barfoot L: Journal of Canadian Petroleum

Technology 39, no. 7 (Julio de 2000): 19.

Energía renovable: Sus principiosfísicos, de ingeniería, de uso yambientales, aspectos de planifi-cación y economíaBent SørensenAcademic Press525 B StreetSuite 1900San Diego, California 92101, EUA2000. 912 páginas. $75,00ISBN 0-12-656152-4

Este libro analiza las ventajas y desven-tajas de diversas fuentes de energíaalternativas a los combustiblesconvencionales, entre ellas, la energíasolar, el viento, las ondas oceánicas, elflujo de mareas y ríos, la conversiónbiológica y el flujo geotérmico.

En esta recopilación de avanzadasinvestigaciones, se examinan los tiposde sistemas sedimentarios que hancaptado últimamente la atención de losmodeladores, y se muestran tambiéntrabajos que acoplan modelossedimentológicos con modelos decirculación climática y oceanográfica.

Contenido:

• Influencias climáticas, oceanográficasy biológicas en los sistemassedimentarios

• Tendencias y periodicidad de losregistros sedimentarios como respuesta a los cambiosmedioambientales

• Modelos de relleno de cuencas encoordenadas espacio-tiempo

Al igual que los tipos de modelos,el nivel científico de los artículos quelos describen es altamente variable.Algunos ... podrían convertirse en unalarga lista de trabajos citados,mientras que otros, decididamente no.

Para aquéllos que buscan infor-mación más fundamental acerca decómo modelar el transporte de lossedimentos y la estratigrafía de lasformaciones, les sugiero no comenzarcon este libro.

Pratson LF: Journal of Sedimentary Research (Libro

de investigación sedimentaria) 70, no. 4 (Julio de

2000): 970.

NUEVAS PUBLICACIONES

Contenido:

• Perspectiva

• El origen de la energía renovable

• Las fuentes de energía individuales

• El proceso de conversión de laenergía

• Transmisión y almacenamiento de laenergía

• Sistemas de suministro de energía

• Evaluación socioeconómica de lossistemas de suministros de energía

• Conclusiones

• Referencias

• Índice

El autor de este libro publicadopor primera vez en 1979, es unaautoridad que se expresa conclaridad y precisión en esta nuevaedición.

Aunque se halle principalmentedirigido a los estudiantes de ingenie-ría, toda persona que necesite conocerel vocabulario básico y laslimitaciones técnicas de las diversasproposiciones relacionadas con laenergía, obtendrá grandes beneficioscon la lectura de este libro.

Comer JC: Choice 38, no. 5 (Enero de 2001): 937.

Modelado computarizado de lossistemas sedimentariosJan Harff, Wolfram Lemke y Karl Stattegger (eds)Springer-Verlag175 Fifth AvenueNueva York, Nueva York 10020, EUA1999. 452 páginas. $129,00ISBN 3-540-64109-2