Verano de 2008

Almacenamiento inteligente de gas

Aislamiento zonal

Materiales inteligentes

Inversión sísmica

Oilfield Review

08-OR-002-S

Una de las funciones más importantes de la cementación esproveer un buen aislamiento zonal entre distintas seccionesdel pozo. En la década de 1970, la industria de E&P se enfrentócon un desafío significativo: comprender un fenómeno conocidoindistintamente como migración de gas, flujo anular despuésde la cementación, o, simplemente flujo después de la cemen-tación. En los términos más simples, el flujo después de lacementación es una pérdida de control del pozo percibida en las primeras horas posteriores a una cementación.

Los pozos se cementaban utilizando una lechada cuya den-sidad era mayor a la del lodo de perforación. Sin embargo,estos pozos, que habían sido controlados exitosamente con ladensidad del lodo de perforación, podían fluir. Este fenómenoera incomprensible.

Los operadores y las compañías de servicios pasaron aproxi-madamente dos décadas investigando las operaciones decementación y probando soluciones de campo para resolver el acertijo. Nosotros estudiamos muchos aspectos del diseño y el desempeño de la lechada, incluyendo la pérdida de fluido,el fluido libre, la permeabilidad, el desarrollo estático de laresistencia de gel y la contracción en pruebas de laboratoriode pequeña y gran escala. Las pruebas instrumentadas decampo documentaron la pérdida de presión producida en los pozos durante la hidratación del cemento.

Las técnicas de remoción del lodo se fueron perfeccionandomediante una adecuada centralización de la tubería de revesti-miento y el movimiento de la misma, mejorando las propieda-des de los fluidos—la densidad y las jerarquías reológicas—eincrementando la capacidad de los simuladores numéricos quefueron reemplazando las reglas empíricas para diseñar la colo-cación del cemento en aplicaciones específicas. El resultado esque la industria de nuestros días está bien equipada para satis-facer el desafío de proveer un buen aislamiento zonal en elcorto plazo mediante el diseño efectivo de la lechada y el usode una técnica eficiente de remoción del lodo.

Ahora, la industria enfrenta otro desafío importante: mejorar la comprensión y mantener el aislamiento zonal a lolargo de toda la vida productiva de un pozo e incluso después.Es evidente que los materiales y las técnicas que logran un aislamiento zonal a corto plazo con éxito, no siempre son suficientes para mantener ese aislamiento en el largo plazo. La presión sostenida de la tubería de revestimiento (SCP) es lapresión existente entre la tubería de revestimiento y la tuberíade producción del pozo o entre las sartas de revestimiento, quese restablece después de ser purgada. La SCP y su imagenespecular, los flujos de venteo de la tubería de revestimiento,han sido documentados en muchos campos de todo el mundo,y el daño del cemento es una de las causas posibles de estosproblemas en el largo plazo.

Ya en 1989, se reportó un caso de campo en el que se perdióel aislamiento zonal debido a la existencia de fracturas exten-sivas y fisuras pequeñas en la matriz del cemento. Este dañofue ocasionado por el reciclaje termal reiterado del cementoen un pozo geotérmico. En la segunda mitad de la década de1990, aparecieron las primeras publicaciones que tratabanacerca del daño del cemento causado por los esfuerzos ejerci-dos sobre el mismo después de su colocación inicial y suhidratación. Tales esfuerzos son generados fundamentalmentepor los cambios de temperatura y presión acaecidos durantela vida productiva del pozo. Algunos ejemplos de dichos

Aislamiento zonal: ¿Hacia dónde vamos?

cambios incluyen el incremento de la temperatura debido a laproducción de hidrocarburos, las variaciones de temperaturacomo resultado de las operaciones de recuperación mejoradade petróleo por inyección cíclica de vapor, los cambios produ-cidos en la presión debido a las necesarias pruebas de presiónde la tubería de revestimiento, y las variaciones de la presióndebido al cambio de los fluidos de perforación más pesadospor salmueras de terminación de pozos más livianas. Estoscambios de temperatura y presión pueden causar la pérdidadel aislamiento zonal mediante la formación de microespaciosanulares o fracturas en el cemento, o ambas cosas. El peque-ño tamaño de este tipo de defectos hace difícil, por no decirimposible, su identificación y reparación utilizando técnicasde remediación convencionales. Por consiguiente, la preven-ción de la falla inicial es importante.

Con respecto al aislamiento en el largo plazo, la industriase encuentra ahora en una posición similar a la del acertijorelacionado con el flujo después de la cementación a cortoplazo de la década de 1970. El problema ha sido identificado yse han adoptado las primeras medidas de predicción y preven-ción (véase “Aseguramiento del aislamiento zonal más allá dela vida productiva del pozo,” página 20). Sin embargo, aúnqueda mucho trabajo por hacer.

Los métodos de prueba utilizados para determinar paráme-tros tales como el módulo de Young y la relación de Poisson,necesitan ser refinados y estandarizados para poder ser utili-zados con confiabilidad en el software predictivo. La propie-dad mecánica del cemento más comúnmente medida es laresistencia a la compresión uniaxial no confinada; un paráme-tro resultante de una prueba estándar de la industria de laconstrucción y basada en las geometrías que son comunes enla construcción. El valor medido no corresponde directamenteal desempeño de un cemento bajo las condiciones confinadasde fondo de pozo. El paradigma tradicional según el cual lamayor resistencia a la compresión es siempre la mejor resis-tencia a la compresión cambiará gradualmente.

Los modelos de software en sí (como las primeras versionesdel software de colocación de la lechada de cemento) poseenpotencial de mejora en cuanto a la capacidad de predicción y refinación de los esfuerzos modelados. Por ejemplo, ¿quéefecto producen sobre el aislamiento la compactación y otrasvariaciones en el subsuelo causadas por la producción?

Inevitablemente, se desarrollarán nuevas técnicas y materiales para satisfacer las necesidades del mercado. ¡Nos esperan tiempos emocionantes!

Craig GardnerLíder del Equipo de Cementación y Consultor en Operaciones de CementaciónChevronHouston, Texas, EUA

Después de obtener una licenciatura en química de la Universidad deHouston, Craig Gardner trabajó para una compañía de fluidos de perforaciónantes de ingresar en Gulf Oil en 1980 como supervisor de perforación.Actualmente, está involucrado en las operaciones mundiales de cementaciónde Chevron proveyendo servicios técnicos y trabajando en el desarrollo detecnología y la capacitación. Craig es socio de la SPE, el API y la ISO y ex-presidente de la Subcomisión de Cementación de Pozos del API. 1

GasLíquidoSólido

Schlumberger

Oilfield Review4 Tecnología de pozos inteligentes en

el almacenamiento subterráneo de gas

Si bien las tecnologías de pozos inteligentes utilizadas en lospozos de almacenamiento de gas natural son similares a lasempleadas en los pozos productores, la información se utiliza a menudo de formas completamente diferentes. A medida queevolucionan las operaciones de almacenamiento subterráneode gas, estos nuevos enfoques están demostrando ser una plata-forma ideal para las aplicaciones innovadoras. Los resultados se traducen en instalaciones de almacenamiento que se pare-cen más a los campos de petróleo y gas del futuro que a losdepósitos de suministros invernales del pasado.

20 Aseguramiento del aislamiento zonal más allá de la vida productiva del pozo

El cemento detrás de la tubería de revestimiento no sólo debesustentar la estructura del pozo sino también, lo que es aúnmás importante, debe prevenir el flujo indeseado de fluido. Ydebe hacerlo muchos años más allá de la vida productiva delpozo. Un nuevo cemento autorreparador hace justamente eso,y una nueva herramienta de adquisición de registros ayuda aafianzar la confiabilidad del operador en el éxito de la cemen -tación primaria.

Editor ejecutivoMark A. Andersen

Editor consultorLisa Stewart

EditoresMatt VarhaugRick von FlaternVladislav GlyanchenkoTony Smithson

ColaboradoresRana RottenbergJudy Jones

Diseño y producciónHerring DesignSteve Freeman

IlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

Traducción y producciónLynx Consulting, Inc.

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

TraducciónAdriana RealEdiciónAntonio Jorge TorreSubediciónNora RosatoDiagramaciónDiego Sánchez

En la portada:

La embarcación Western Spirit deWesternGeco está equipada con un sistema automatizado de direcciona -mien to de fuentes y cables sísmicosmarinos para proporcionar estudios sísmicos repetibles y levantamientossofisticados de tipo por encima/pordebajo (over/under ) y con coberturaazimutal rica o amplia. En el inserto se muestra el resultado de una inversión de datos sísmicos utilizadospara caracterizar litologías complejas.

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

Dirigir las consultas de distribución a:Carlos CaladTeléfono: (55) 21 3824 7461 (Patricia)Directo: (55) 21 3824 7463Facsímile: (55) 21 2112 4601E-mail: calad1@slb.com

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Archivo del Oilfield Reviewwww.slb.com/oilfieldreview

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

Fluido magnetorreológico

Verano de 2008Volumen 20

Número 1

67 Colaboradores

71 Próximamente en Oilfield Review

72 Nuevas publicaciones

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34 Inteligencia en materiales innovadores

Los materiales inteligentes poseen propiedades que respondenen forma controlada a los cambios producidos en su entorno.Estos materiales pueden ejecutar funciones sofisticadas, aveces varias simultáneamente. Esta capacidad hace que losmateriales inteligentes resulten prometedores para su empleoen una diversidad de dispositivos, desde los aparatos electro -domésticos hasta los instrumentos científicos complejos, talescomo las herramientas para las operaciones de intervención de pozos.

44 Inversión sísmica: Lectura entre líneas

Las ondas sísmicas se utilizan fundamentalmente para identi-ficar la estructura del subsuelo, pero además contienen infor-mación valiosa sobre las propiedades de las rocas y los fluidosde las formaciones que atraviesan. El proceso de inversión sís-mica utiliza la información proveniente de la calibración de lospozos para extraer las propiedades de las formaciones a partirde las amplitudes de las reflexiones sísmicas. Este artículoexamina el proceso de inversión y presenta ejemplos de levan-tamientos 3D repetidos y de componentes múltiples.

Abdulla I. Al-KubaisySaudi AramcoRas Tanura, Arabia Saudita

Dilip M. KaleONGC Energy CentreNueva Delhi, India

Roland HampWoodside Energy, Ltd.Perth, Australia

George KingRimrock Energy LLCDenver, Colorado, EUA

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Jacques Braile SaliésPetrobrasHouston, Texas, EUA

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Consejo editorial

Oilfield Review tiene el agrado de recibira Jacques Braile Saliés en su ConsejoEditorial. Jacques es gerente deOperación de Pozos de Petrobras Américapara el Golfo de México. Su carrera de27 años en Petrobras ha transcurrido endiversas posiciones de ingeniería y cargos directivos en E&P, incluyendo lacoordinación del Programa Tecnológicosobre Sistemas de Explotación de AguasUltraprofundas de Petrobras—PROCAP3000. Formó parte del Directorio de laSPE para Brasil y fue autor y co-autor deartículos sobre perforación y tecnologíasubmarina. Jacques obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica delInstituto Militar de Ingeniería (IME) enRío de Janeiro, una maestría en ingeniería petrolera de la UniversidadFederal de Ouro Preto (UFOP), en Brasil, y un doctorado en ingeniería petrolera de la Universidad de Tulsa.

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

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

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

© 2008 Schlumberger. Todos los dere-chos reservados. Ninguna parte de estapublicación puede ser reproducida, archi-vada o transmitida en forma o medioalguno, ya sea electrónico o mecánico,fotocopiado o grabado, sin la debidaautorización escrita de Schlumberger.

4 Oilfield Review

Tecnología de pozos inteligentes en el almacenamiento subterráneo de gas

Kenneth BrownPittsburgh, Pensilvania, EUA

Keith W. ChandlerJohn M. HopperLowell ThronsonFalcon Gas Storage Company, Inc.Houston, Texas, EUA

James HawkinsMidland, Texas

Taoufik ManaiParís, Francia

Vladimír OnderkaRWE Transgas NetBrno, República Checa

Joachim WallbrechtBEB Transport und Speicher Service GmbHHannover, Alemania

Georg ZanglBaden, Austria

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Edmund Knolle, Falcon Gas Storage Company,Houston; y a Monsurat Ottun, Houston.BorView, BlueField, DECIDE!, ECLIPSE, ELANPlus, FMI(generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total),NODAL, Petrel y PIPESIM son marcas de Schlumberger.Excel es una marca de Microsoft Corporation.

Las tecnologías de pozos inteligentes son ideales para las instalaciones de

almacenamiento subterráneo de gas. Las propiedades de las formaciones ya han

sido determinadas; la capacidad de almacenamiento y la capacidad de producción

pueden ser modeladas; y las herramientas analíticas pueden rastrear las tendencias

de producción históricas. Estas tecnologías proveen sistemas de almacenamiento y

suministro eficientes y económicamente efectivos, lo que ayuda a asegurar la

posición del gas natural como fuente de energía confiable.

A la hora de aplicar tecnologías de pozos inteli-gentes a la producción de petróleo y gas, un obje-tivo fundamental es maximizar el valor de unactivo que decrece en forma permanente. Para lasinstalaciones de almacenamiento subterráneo degas natural, la aplicación de estas tecnologías in-teligentes puede diferir sustancialmente, sobretodo porque el yacimiento de gas puede ser rea-bastecido. Por consiguiente, es la capacidad parainyectar y extraer reiteradamente el gas naturalde la instalación de almacenamiento subterráneoa alta tasa de flujo de producción lo que debe op-timizarse y manejarse de manera inteligente.

Las propiedades de las formaciones definen elnivel óptimo en el que un pozo fluye con altastasas de recuperación. A medida que el gas natu-ral almacenado es recuperado del yacimiento, lapresión se reduce y las tasas de flujo caen. El gasde colchón—el gas que permanece en su lugarentre los ciclos de inyección y extracción—ase-gura que exista presión suficiente para mantenerlas tasas de flujo mínimas deseadas en el mo-mento de la extracción. La presión y el volumenprovistos por el gas de colchón también reducenla probabilidad de influjo de agua en el casquetede gas y pueden impedir el movimiento del con-tacto agua-gas. Dado que el componente más carode una instalación de almacenamiento subterrá-neo de gas (UGS) puede ser el gas de colchón, elhecho de minimizar su volumen y conocer el yaci-miento suficientemente bien para definir el rangode operación eficiente puede reducir el costo total

de desarrollo de un proyecto de almacenamiento,además de mejorar en forma significativa la renta-bilidad del proyecto.

En la producción de hidrocarburos, las tecno-logías de pozos inteligentes permiten que los inge-nieros de yacimientos utilicen información talcomo curvas de declinación, relaciones de ba-lance de materiales, curvas de comportamientodel pozo (IPR), y simulaciones y modelos de yaci-mientos; todo esto en tiempo real o casi real.1 Unsistema sofisticado puede adoptar automática-mente acciones correctivas o alertar al operadoracerca de que la operación de intervención estágarantizada. El objetivo final de los pozos de pro-ducción inteligentes es suministrar más petróleoy gas con mayor eficiencia; a un costo más bajo.

Si bien las instalaciones UGS también se be-nefician con las eficiencias y el costo más bajo queproveen las tecnologías de pozos inteligentes, noson operadas para maximizar la recuperación dehidrocarburos. De hecho, las operaciones de al-macenamiento de gas en muchos lugares delmundo se asemejan más a un banco que a un ya-cimiento productivo. De la misma manera en queel dinero entra y sale de un banco, los activos, enforma de gas natural, entran y salen del yaci-miento que constituye su lugar de almacena-miento. Cuando se lo solicita, a veces mesesdespués de su inyección en un yacimiento de al-macenamiento, aunque cada vez con más frecuen-cia a los pocos días o incluso a las pocas horas, elgas es entregado a un comprador que lo suministra

Verano de 2008 5

tracción—el operador debe ser reactivo y actuarrápidamente para evitar el daño mecánico del pozoy del yacimiento. Como componentes vitales de laentrega segura de gas natural, estas instalacionesdeben ser manejadas adecuadamente.

El mantenimiento de suministros confiables degas natural se ha convertido recientemente en unaprioridad geopolítica en muchas partes del mundo.Las regulaciones gubernamentales, tales como las

de la Unión Europea, han incidido en forma cre-ciente en la forma en que opera la industria UGS.La tecnología de pozos inteligentes está siendoadoptada como un subproducto natural de estosdesarrollos porque ayuda a facilitar el proceso au-tomático de almacenamiento y suministro de gasnatural, mejora las eficiencias operacionales deestas instalaciones y asiste en la optimización delmanejo de los activos (gas) en el terreno.

a los clientes industriales y particulares. Los ban-cos han automatizado el flujo de fondos y capitalentre las instituciones y los usuarios; de un modosimilar, las instalaciones de almacenamientoestán automatizando el flujo de gas natural entreproductores y consumidores.

Las operaciones UGS difieren además de lasoperaciones tradicionales de producción de gasporque los pozos deben ser capaces de tolerar pre-siones de inyección altas, lo que rara vez se experi-menta en los pozos de producción, y las tasas deextracción de las instalaciones UGS pueden serentre 5 y 10 veces superiores. Los pozos UGS po-seen una esperanza de vida larga; por consiguiente,el mantenimiento de la integridad del pozo y la in-tegridad del yacimiento son aspectos cruciales deléxito de las operaciones. Debido al rápido cambiode los modos operacionales—de inyección a ex-

1. El proceso de agotamiento de los hidrocarburos seproduce de manera predecible en base a las propie -dades de las formaciones y de los componentes de laterminación del pozo. La tasa de declinación de lasreservas puede ser graficada para definir una curva de declinación.El balance de materiales es una expresión quecorresponde a la conservación de la masa. La cantidadde masa que abandona un volumen de control es igual ala cantidad de masa que ingresa en el volumen, menosla cantidad de masa acumulada en el volumen. A travésdel balance de materiales, las presiones del yacimiento

medidas con el tiempo pueden ser utilizadas paraestimar el volumen de hidrocarburos remanentes.La curva de comportamiento del pozo, IPR, es unaherramienta utilizada en ingeniería de producción paraevaluar el desempeño de los pozos de gas a través de lagraficación de la tasa de producción del pozo en funciónde la presión de flujo de fondo de pozo (BHP). Los datosrequeridos para crear la curva IPR se obtienen midiendolas tasas de producción bajo diversas condiciones depresión de flujo durante una prueba de tasas múltiples.La composición del fluido de yacimiento y el compor -tamiento de sus distintas fases bajo condiciones de flujo,determinan la forma de la curva.

> Cortesía de Falcon Gas Storage Company, Inc.

El grado de implementación varía entre las di-ferentes operaciones, y no todas las instalacionesUGS operan utilizando estas tecnologías relativa-mente nuevas. No obstante, el desempeño opera-tivo mejorado, que ha sido demostrado, estáinstando a los operadores a renovar y mejorar mu-chas operaciones de almacenamiento más anti-guas; arrojando a veces beneficios inesperados.

Luego de una breve revisión de los fundamen-tos del almacenamiento de gas, este artículo exa-mina los diferentes niveles de la tecnología depozos inteligentes que está siendo aplicada a las

operaciones de almacenamiento subterráneo degas en América del Norte y Europa. Presentamosestudios de casos que muestran cómo se utilizanlos datos en tiempo real para identificar la pre-sencia de daño en los pozos de almacenamiento ycómo la implementación de las nuevas técnicasde optimización y supervisión ha mejorado el de-sempeño de estas operaciones. Se incluye ademásuna descripción de una operación automatizadade vanguardia, que integra tres niveles de tecno-logía de pozos inteligentes.2

Un precursor del almacenamiento subterráneo de gasTradicionalmente, el gas natural ha sido conside-rado un combustible de temporada debido a lamayor demanda de calefacción que tiene lugar du-rante los meses de invierno. Comenzando en ladécada de 1940, la industria del gas natural deEUA reconoció que la capacidad de las líneas deconducción de larga distancia no era suficientepara suministrar gas natural a los grandes centrospoblacionales durante los períodos de máxima de-manda. Para equilibrar el ciclo de demanda degas, se desarrolló una red de almacenamientopara inyectar gas en las instalaciones de almace-namiento subterráneo, cuando la demanda erabaja, liberándolo durante los períodos de de-manda alta. Esta regulación de la demanda se co-noce como recorte de la demanda de punta.

No obstante, el almacenamiento subterráneode gas existe desde hace tanto tiempo como las lí-neas de conducción de larga distancia. En el año1915, se almacenó por primera vez gas natural conéxito en el subsuelo en el Condado de Welland, enOntario, Canadá. Varios pozos de un campo de gasparcialmente agotado fueron reacondicionados,inyectándose gas en el yacimiento durante el ve-rano y extrayéndose durante el invierno siguiente.

En el año 1916, Iroquois Gas Company puso enoperación el Campo Zoar, al sur de Buffalo, enNueva York, EUA, como sitio de almacenamientoque aún hoy sigue operando. En 1919, CentralKentucky Natural Gas Company inyectó gas en elcampo gasífero agotado Menifee, situado enKentucky, EUA. Para el año 1930, se encontrabanen operación nueve sitios de almacenamiento enseis estados diferentes, con una capacidad totalde aproximadamente 18,000 MMpc [510 millonesde m3]. Antes de 1950, esencialmente todas lasinstalaciones de almacenamiento subterráneo degas consistían en yacimientos de gas reutilizados,parcial o totalmente agotados.

Hoy, los dos tipos más importantes de locali-zaciones de almacenamiento subterráneo de gasson las cavernas y los yacimientos porosos. Las ca-vernas salinas lixiviadas y las minas abandonadasdan cuenta de una pequeña porción de la capaci-dad de almacenamiento total, mientras que los ya-cimientos de petróleo y gas agotados y los acuíferossalinos constituyen, indudablemente, el medioUGS más común (izquierda, extremo superior). Elalmacenamiento en cavernas de sal, más adecuadopara las operaciones de suministro e inyección aalta tasa de flujo, se utiliza fundamentalmente confines de suministro para los días de mayor con-sumo.3

6 Oilfield Review

> Almacenamiento subterráneo de gas por tipo. Las instalaciones UGSpueden adoptar diversas formas, pero los yacimientos de hidrocarburosagotados y los acuíferos salinos conforman el 96% del suministro global. La elección del tipo de almacenamiento puede ser orientada por la dis po -nibilidad: los acuíferos y las cavernas de sal conforman el 34% de lacapacidad de almacenamiento de Europa Occidental, frente a sólo 14% en EUA, donde existe mayor acceso a los campos agotados. (Adaptado de Wallbrecht, referencia 6.)

Campos de petróleo ygas agotados: 81.6%

Acuíferos: 14.5%

Cavernas de sal: 3.9% Minas abandonadas: 0.02%

Distribución global del volumen de gas de trabajo por tipo de almacenamiento

> Ciclicidad de la utilización del gas natural. Como fuente de calefacciónpara consumo doméstico en EUA (azul), el gas natural de almacenamientoalcanza su punto máximo en los meses de invierno. Cuando se utiliza parala generación de electricidad destinada a proveer servicios de refrige ra -ción (rojo), su empleo alcanza su punto máximo en los meses de verano. Eluso comercial, orientado por la temperatura (negro), rastrea la demandapara consumo doméstico. Obsérvese también el incremento del uso del gaspara la generación de electricidad en los años sucesivos. [Adaptado dehttp://www.eia.doe.gov/oil_gas/natural_gas/info_glance/natural_gas.html(Se accedió el 29 de febrero de 2008.)]

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Consumo doméstico

Consumo comercialEnergía eléctrica

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Habitualmente, entre el 20 y el 30% del gasdebe permanecer en su lugar para mantener la es-tabilidad estructural de la caverna. Los acuíferossalinos permiten un suministro a alta tasa de flujo,pero los requerimientos en términos de gas de col-chón son significativos y oscilan entre el 50 y el 80%de la capacidad de almacenamiento total. Sin lugara dudas el tipo más común de almacenamiento, losyacimientos de hidrocarburos agotados se utilizanpara el suministro de estación o para la regulaciónde la demanda alta. Típicamente, se debe mante-ner entre un 30 y un 50% de la capacidad de alma-cenamiento como gas de colchón.4

En los últimos años, las prácticas de extrac-ción en las instalaciones UGS se han modificadoen EUA debido al incremento del empleo del gasnatural para la generación de electricidad. La ex-plotación en los meses de verano es mayor que enel pasado porque el gas natural está siendo utili-zado con el fin de generar electricidad para los re-querimientos de los sistemas de aire acondicionadoy refrigeración (página anterior, abajo). De mu-chas maneras, esto ha modificado el campo deaplicación de las operaciones de almacenamientode gas en EUA. Las instalaciones UGS que se en-cuentran ubicadas en las proximidades de las cen-trales eléctricas de gas se utilizan para moderar elsuministro, según las variaciones estacionales yhorarias. Diariamente, el gas de almacenamientopuede ser explotado en los períodos de alta de-manda y almacenado en los períodos de baja de-manda. La capacidad de las líneas de conduccióncomerciales probablemente no sea adecuada parasuministrar cantidades suficientes de gas durantelos períodos de mayor consumo—o para apartarel gas durante los períodos de baja demanda—pero la instalación UGS puede compensar la insu-ficiencia en cualquiera de ambos casos.

El almacenamiento subterráneo de gas natu-ral no es sólo un fenómeno norteamericano—ac-tualmente, en el mundo operan instalaciones dealmacenamiento en 33 países—si bien EUA cuenta,sin dudas, con el mayor número. Como fuente deenergía, la utilización de gas natural en el sectordoméstico y en el sector comercial de EuropaOccidental ha superado el 44%, lo que destaca laimportancia de mantener un suministro ininte-rrumpido y seguro. En Francia, las instalacionesde almacenamiento en ciertos momentos han pro-porcionado más de la mitad del gas de clientesparticulares, necesario para satisfacer la de-manda controlada por la temperatura.5

Europa Occidental experimentó reciente-mente un incremento del comercio del gas entrelas sociedades de control y los abastecedores del

mercado. La utilización de las instalaciones de al-macenamiento de gas a menudo es orientada porlas operaciones de compraventa en el corto plazo,más que por el proceso tradicional de recorte dela demanda de punta. La rentabilidad, tanto paralos compradores como para los abastecedores, esdeterminada por la capacidad de la instalaciónUGS para almacenar y suministrar gas, bajo de-manda, en forma económicamente efectiva.

En 1997, existían 580 sitios UGS en todo elmundo, de los cuales 448 se encontraban en yaci-mientos agotados En el año 2006, de los 606 sitiosUGS estimados, el número de yacimientos agota-dos había crecido a 495.6 En 1996, existían 92 ope-raciones UGS en Europa, excluyendo Rusia. Parael año 2006, el número total era de 127; un incre-mento del 38%. El volumen de gas de trabajo, en

las instalaciones de almacenamiento de la mismaárea, pasó de 60.6 millones de m3 [2,140 MMpc] a110.5 millones de m3 [3,900 MMpc], un incre-mento del 82%.

Si bien EUA ha mostrado una reducción leve dela cantidad de sitios UGS, entre 1995 y 2004, su ca-pacidad de almacenamiento total experimentó unincremento marginal a través de la utilización me-jorada de los campos y la reconversión de las insta-laciones existentes (arriba). Muchas de estasoperaciones UGS más antiguas fueron desarrolla-das antes de la introducción de las herramientas demodelado de yacimientos disponibles hoy en día.Los avances registrados en términos de tecnologíade sensores y equipos de superficie están siendoaplicados en estas instalaciones más antiguas, ha-ciéndolas “más inteligentes” y más versátiles.7

2. Para obtener más información sobre aplicaciones decampos inteligentes en pozos productores, consulte:Dyer S, El-Khazindar Y, Reyes A, Huber M, Raw I y ReedD: “Terminaciones inteligentes: Manejo automatizado depozos,” Oilfield Review 19, no. 4 (Primavera de 2008): 4–17.

3. Para obtener más información sobre el almacenamientosubterráneo de gas, consulte: Bary A, Crotogino F,Prevedel B, Berger H, Brown, K, Frantz J, Sawyer W,Henzell M, Mohmeyer K-U, Ren NK, Stiles K y Xiong H:“Almacenamiento subterráneo de gas natural,” OilfieldReview 14, no. 2 (Otoño de 2002): 2–19.

4. Para obtener más información sobre las tendenciasactuales en términos de UGS, consulte:https://www.ferc.gov/EventCalendar/Files/20041020081349-final-gs-report.pdf (Se accedió el 23 de enero de 2008).

5. Chabrelie MF, Dussaud M, Bourjas D y Hugout B:“Underground Gas Storage: Technological Innovations

for Increased Efficiency,” http://217.206.197.194:8190/wec-geis/publications/default/tech_papers/17th_congress/2_2_09.asp (Se accedió el 12 de diciembre de 2007).

6. Wallbrecht J: “Underground Gas Storage,” UniónInternacional del Gas, Informe de la Comisión de Trabajo2, Actividades UGS Básicas, presentado en la 23aConferencia Mundial del Gas, Ámsterdam, 5 al 9 de juniode 2006, http://www.igu.org/html/wgc2006/WOC2database/index.htm (Se accedió el 27 de marzo de 2008).

7. Para obtener más información sobre los desarrollosrecientes en términos de sensores e instrumental, enpozos inteligentes, consulte: Bouleau C, Gehin H,Gutiérrez F, Landgren K, Miller G, Peterson R, SperandioU, Traboulay I y Bravo da Silva L: “La gran visión deconjunto,” Oilfield Review 19, no. 4 (Primavera de 2008): 36–51.

> Suministro creciente. El volumen de gas de trabajo ha crecido en forma sostenida en los últimos 35 años, produciéndose gran parte del incremento fuera de América del Norte y América del Sur (azul),especialmente en Europa Oriental y Medio Oriente (negro), lo que incluye a Rusia. Las proyeccionesactuales indican que la capacidad es insuficiente para satisfacer la demanda a largo plazo y serequiere mayor crecimiento. (Adaptado de Wallbrecht, referencia 6.)

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TotalEuropa Orientaly Medio OrienteAméricaEuropa Occidental

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Europa Oriental 42%

Distribución del volumen de gas de trabajo por región en el año 2004

¿Cuál es el grado de inteligencia de un pozo inteligente?La inteligencia relativa de las operaciones de al-macenamiento de gas puede agruparse en tres ni-veles. El Nivel I, el flujo automatizado de datos, esreactivo: recibir los datos, analizarlos y responder.El Nivel II, supervisión y optimización, es reflec-tivo pero se centra en la acción: analizar los datos,comparar y validar los modelos, manejar los mode-los y determinar los cursos de acción necesarios.El Nivel III puede describirse como el campo pe-trolero digital: integrar los procesos, optimizar,automatizar y operar en forma remota, cuando esaplicable, de un modo proactivo (derecha).

La inteligencia de Nivel I comienza mediantela generación de confianza en los datos. Los siste-mas de supervisión, control y adquisición de datos(SCADA) pueden encontrarse en la mayoría de lasoperaciones UGS. Estas redes computarizadas ad-quieren en forma remota datos de pozos, talescomo tasas de flujo, presión y volumen de flujo, ycontrolan la transmisión del gas a lo largo de todoun sistema de líneas de conducción. Con millonesde puntos de medición adquiridos de este modo,es imposible validar manualmente toda la infor-mación. La automatización del control de calidaddel flujo de datos constituye una necesidad.

El software para las operaciones tradicionalesde producción de petróleo y gas se utiliza a me-nudo para las aplicaciones UGS con el fin de iden-tificar problemas de desempeño y monitorear los

pozos individuales, evaluar las terminaciones depozos y caracterizar el yacimiento. En estos pro-gramas se utilizan con frecuencia el análisis detendencias y el ajuste con curvas tipo. No obs-tante, la mayoría de los programas petrofísicosestán pobremente equipados para manipular elenorme volumen de datos SCADA provenientes delas operaciones UGS. Además, no pueden trataren forma efectiva los datos ruidosos que resultande errores de sensores y respuestas espurias

(abajo).8 Dado que la utilización correcta de estasaplicaciones a menudo depende de la capacidadpara identificar el comienzo de las tendencias li-neales con el tiempo o identificar claramente ras-gos sutiles en diversas curvas tipo, los datos debenser limpiados y reducidos para lograr la identifica-ción adecuada de dichos rasgos (próxima página).Por consiguiente, antes de importar los datos enestos programas, se aplica la reducción de losdatos inteligentes.

8 Oilfield Review

>Niveles de inteligencia. En la implementación de la tecnología de pozos inteligentes se puedenidentificar tres niveles. Cada nivel va sumando complejidad y se basa en los otros. El más integrales el campo petrolero digital, con la optimización y las oportunidades de automatización.

Yacimiento

Pozos

Sistema derecolección

Instalaciones

Nivel I, Reactivo

Datos dinámicos: sistema SCADADatos estáticos: pozo,

yacimiento y tecnología

Nivel II, Activo

Nivel III, Proactivo

Campo petrolero digital

Supervisión y optimización

> Limpieza y reducción de datos ruidosos. Los datos muestreados a alta frecuencia pueden exhibir un nivel de ruido considerable; además, puedenproducirse errores en los sensores. Si bien la mayoría de estos datos es útil, los picos y el ruido observados en el tamaño del estrangulador (extremosuperior izquierdo, azul), la presión de fondo de pozo (extremo superior izquierdo, rojo), la presión de boca de pozo (extremo inferior izquierdo, verde) y la temperatura de boca de pozo (extremo inferior izquierdo, negro) dificultan su utilización con los programas de modelado. Después de la limpieza y la reducción, los datos (derecha) pueden ser utilizados en el software de análisis petrofísico. (Adaptado de Holland et al, referencia 8.)

Tiempo Tiempo

Presión de boca de pozoTemperatura de boca de pozo

Presión de fondo de pozoTamaño del estrangulador

Datos muestreados a alta frecuencia Datos limpiados y reducidos

Verano de 2008 9

Los datos proveen conocimientos para evaluarel estado relativo de los pozos individuales y delcampo productivo. La capacidad de ciclado reite-rado de los pozos de almacenamiento de gas—pe-ríodos de inyección seguidos por períodos deproducción—constituye una diferencia fundamen-tal entre los yacimientos productivos y los yacimien-tos de almacenamiento. Ocasionalmente, los pozosde almacenamiento permanecen estáticos por lap-sos de tiempo variables y los datos recolectadospueden ser tratados como una prueba convencio-nal de incremento de presión de corta duración.Los cambios que se producen entre un ciclo y otropueden ser indicativos del desarrollo de problemasen los pozos individuales, en el yacimiento o en el

equipo de superficie. Mediante el análisis de estosdatos, se puede reconocer la presencia de daño eimplementar planes de remediación.

Los primeros usos de los datos de medicionesde flujo electrónico (EFM) en los campos UGS, de-mostraron claramente su valor en cuanto al mo-nitoreo del desempeño de los pozos, la ejecuciónde supervisiones de rutina y la identificación deproblemas operacionales.9 En el año 2002, comoparte de un estudio auspiciado por el Instituto deTecnología de Gas (GTI), los ingenieros deSchlumberger utilizaron los datos EFM para de-sarrollar una forma razonablemente precisa, yeconómicamente efectiva, de detectar la presen-cia de daño de pozo en los pozos de almacena-

miento de gas.10 El ímpetu para este trabajo fue lapráctica bastante común de efectuar pruebas decontrapresión de superficie en los pozos UGS,para evaluar el daño de manera muy infrecuente;era habitual efectuar pruebas cada 1 o 3 años. Lanaturaleza infrecuente de dichas pruebas hacíaimposible determinar la presencia de daño incre-mental o cambios repentinos a lo largo de marcostemporales razonables, tales como durante unciclo de inyección o extracción. La determinaciónde los cambios producidos en el daño, en tiempocasi real, es importante ya que el daño podríahaber ocurrido durante la inyección o la extrac-ción, o durante el paso de un ciclo al otro. Estetrabajo permitió estimar los niveles de daño en los

> Datos más limpios y más coherentes. Los datos de mediciones de flujo electrónico (EFM) de alta frecuencia (izquierda), obtenidos de los sistemas SCADA,muestran considerable dispersión, lo que dificulta su utilización. Es casi imposible identificar las porciones lineales de los datos y determinar los rasgossutiles, que son cruciales para el ajuste con curvas tipo. El objeto de la gráfica de flujo radial (extremo superior izquierdo) es determinar la pendiente dela porción lineal de los datos. Mediante la eliminación de los puntos de medición absurdos y el promediado de los datos a intervalos de 10 minutos (ex -tremo superior derecho), la dispersión se reduce y la pendiente de la línea se vuelve más obvia. Los efectos de almacenamiento del pozo, ocultos en losdatos crudos, ahora pueden verse en el extremo derecho de la curva. Un mejoramiento similar en la gráfica doble logarítmica de las curvas de incre -mento de presión y de sus derivadas (extremo inferior) ayuda a entender los datos. El ruido y la dispersión observados en los datos originales (extremoinferior izquierdo) dificultarían el ajuste con curvas tipo y la identificación de la porción lineal. Con los datos agregados y limpiados (extremo inferiorderecho), la sección lineal puede ser determinada y utilizada para la estimación de la permeabilidad. Los cambios sutiles, producidos en la forma de lamitad derecha de la curva de la derivada que se utiliza para determinar las condiciones de borde del yacimiento, son discernibles. Sin la limpieza y lareducción, estos datos serían extremadamente dificultosos de interpretar. (Adaptado de Brown y Meikle, referencia 9.)

0.1

0.01

0.001

0.0001

0.01 1 10

Gráfica doble logarítmica de datos EFM de alta frecuencia

Tiempo equivalente, h0.1

Δpr

esió

n/Δ

tasa

de

flujo

Incremento de presiónDerivada

0.1

0.01

0.001

0.0001

0.01 1 10

Gráfica doble logarítmica de datos limpiados ypromediados a intervalos de 10 minutos

Tiempo equivalente, h0.1

Δpr

esió

n/Δ

tasa

de

flujo

Función de tiempo

123

122

12110 100

Gráfica de flujo radial de datos EFM de alta frecuenciaPs

eudo

pres

ión

Gráfica de flujo radial de datos limpiados ypromediados a intervalos de 10 minutos

123

122

12110 100

Función de tiempo

Pseu

dopr

esió

n

8. Holland J, Oberwinkler C, Huber M y Zangl G: "Utilizingthe Value of Continuously Measured Data," artículo SPE 90404, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 deseptiembre de 2004.

10. Brown KG y Sawyer WK: “Novel Surveillance HelpsOperators Track Damage,” artículo SPE 75713,presentado en el Simposio de Tecnología del Gas de la SPE, Calgary, 30 de abril al 2 de mayo de 2002.

9. Brown KG y Meikle DE: “The Value of WellheadElectronic Flow Measurement in Gas Storage Fields,”artículo SPE 31000, presentado en la Conferencia yExhibición Regional de Oriente de la SPE, Morgantown,Virginia Oeste, EUA, 17 al 21 de septiembre de 1995.

pozos UGS con más frecuencia de la que era posi-ble previamente.

En un estudio GTI más reciente, los ingenie-ros de Schlumberger desarrollaron un métodopara utilizar los datos EFM con el fin de rastreare identificar continuamente el daño producido enel pozo con el tiempo.11 Los desarrollos en térmi-nos de tecnología de pozos inteligentes, inclu-yendo las mejoras introducidas en los sensores ylos datos de flujo en tiempo real, se combinaroncon la experiencia adquirida de estudios EFM pre-vios para desarrollar técnicas de identificación dedaños a ser utilizadas en instalaciones UGS, talescomo una instalación operada por Columbia GasTransmission Corporation en la región noreste deEUA. El yacimiento estaba compuesto por una are-nisca consolidada, que formó una trampa estrati-gráfica con un espesor promedio de 3 m [10 pies],una porosidad promedio del 10% y una permeabi-lidad promedio de 150 mD. De los 20 pozos delcampo, cinco fueron identificados como pozosclave a los fines del estudio.

Un sistema SCADA recolectó datos EFM depresión y tasa de flujo de alta frecuencia en los ca-bezales de los pozos a intervalos de 15 segundos.El operador recopiló registros mensuales, con115,000 puntos de medición por pozo por día, y losentregó a los ingenieros de Schlumberger. Se uti-lizó una rutina de software para analizar los datosde todo el campo en archivos individuales paracada pozo. Esto permitió reducir los conjuntos dedatos a un volumen más manejable y automatizarel proceso de hacer útil la información.

Dado que cada pozo generó 3 millones de pun-tos de medición a lo largo del desarrollo del estu-dio, se desarrolló una rutina sólo para manipularlos datos crudos. Esta rutina ejecutó tres funcio-nes esenciales: una correlación de las propieda-des del gas, un cálculo de la presión de fondo depozo y el procesamiento de los datos. El módulode correlación de las propiedades del gas calculala temperatura y la presión pseudo-críticas, el fac-tor z, el coeficiente de compresibilidad isotermal,el factor de volumen de formación de gas y la den-

sidad, la viscosidad y la pseudopresión del gas.12

Además, formatea los datos para su exportación alos libros de trabajo de Excel.

Los datos EFM de alta frecuencia se agregan alo largo de intervalos de 10 minutos durante elflujo. La rutina de software computa la tasa de flujopromedio y la presión promedio, junto con la des-viación estándar de estas cantidades, y señala losdatos atípicos como inválidos, si existe una inver-sión del flujo o si se produce una combinación demediciones de tasas EFM cero y distintas de cero.

Durante los períodos de cierre, se aplica a losdatos una ventana de ancho variable para obteneraproximadamente el mismo número de puntos paracada ciclo. La rutina de software ajusta los datospara establecer factores de ponderación. Para cali-ficar los datos como un período de cierre válidopara el análisis de incremento o caída de presión,se aplica una serie de filtros en base a la duracióndel período de inyección o producción previo, la du-ración del período de cierre y el lapso de tiempo ne-cesario para adquirir datos suficientes para que el

10 Oilfield Review

>Monitoreo del desempeño del pozo. Si el factor de daño mecánico, s, y el coeficiente de flujo no darciano, D, permanecen constantes, el factor de dañomecánico aparente, S, graficado versus la tasa de flujo debería ser una línea recta (izquierda, negro). Si s o D cambian, la gráfica cambia dependiendo deltipo de daño. De acuerdo con los datos EFM (extremo superior derecho), se produce un cambio en escalón en s, entre los dos ciclos de extracción (flechas).La representación gráfica de la tasa de flujo (extremo inferior derecho) versus el valor S de la inyección (incremento de presión) y el valor S de la extracción(caída de presión) revela los cambios que ocurren durante la inyección pero no durante la extracción. Si s y D hubieran permanecido constantes, los datoshabrían caído a lo largo de la línea de referencia (rojo). En este ejemplo, el cambio observado en la pendiente indica un incremento de D. (Adaptado deSpivey et al, referencia11.)

Extracción Inyección Extracción

0

Fact

or d

e da

ño m

ecán

ico,

s –1

–2

–3

–4

–5

Fecha4/1/041/16/0411/1/03 6/16/04 8/31/04 11/15/04 1/30/05 4/16/05

Desplazamiento tanto en la pendiente como en la ordenada en el origen: se modificaron s y D Desplazamiento

en la pendiente:se modificó D

Desplazamientoen la ordenadaen el origen:se modificó s

Fact

or d

e da

ño m

ecán

ico

apar

ente

, S

Tasa de flujo

Caída de presiónIncremento de presiónMejor ajuste

Fact

or d

e da

ño m

ecán

ico

apar

ente

, S

0–1,000–2,000–3,000–4,000–5,000 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000

3

2

1

0

–1

–2

–3

–4

Tasa de flujo, Mpc/d

S = –2.67D = 1.124 D/MMpc

Verano de 2008 11

análisis sea válido. Se implementaron controlesadicionales para evitar limitaciones a la hora deexportar los datos a una planilla Excel.

En esta fase del proceso de manipuleo de losdatos debe intervenir un usuario para seleccionarlas gráficas y ajustar las escalas, según corres-ponda. El factor de daño mecánico aparente, S,puede ser graficado como una función del tiempoo la tasa de flujo. Si el factor de daño mecánico, s,y el coeficiente de flujo no darciano, D, son cons-tantes con el tiempo, luego, el factor de daño me-cánico aparente, S, será una función lineal de latasa de flujo y puede utilizarse para estimar s yD.13 Si s o D cambian con el tiempo, los datos noserán una función lineal de la tasa de flujo. Loscambios abruptos generarán agrupaciones depuntos de medición, y los cambios graduales pro-ducirán la desviación de los datos con respecto almodelo de referencia (página anterior).

Un estudio reveló que el 60% de los yacimien-tos evaluados tenía pozos en los que el flujo nodarciano se identificaba como un mecanismo dedaño.14 Si se asume que el daño está relacionadocon el factor de daño mecánico solamente, elplanteo de conclusiones erróneas podría condu-cir a una operación de intervención inadecuada oinefectiva. El daño mecánico a menudo se mejoramediante el bombeo de ácido a través de los dis-paros o mediante el fracturamiento hidráulico dela formación. Estos tipos de remediación no tra-tan los efectos del flujo no darciano en forma efec-tiva y su ejecución podría constituir una pérdidade tiempo y dinero.

En el período correspondiente al estudio deColumbia Gas Transmission, se observó un cam-bio en los efectos del flujo no darciano durante elciclo de inyección. El inicio del daño se aisló parauna semana determinada del año 2004. Numero-sos pozos del campo exhibieron este efecto delflujo no darciano incrementado, que fue identifi-cado por un cambio abrupto de la pendiente en la

gráfica de daño mecánico aparente versus tasa deflujo, mientras que otros pozos del campo no expe-rimentaron este cambio. El análisis indica que lacausa de este daño percibido está relacionada conun incremento del flujo turbulento durante el pro-ceso de inyección, más que con el daño mecánicode los pozos individuales. Por consiguiente, no segarantizaba ninguna operación de remediación.Si el problema se hubiera detectado durante unaprueba anual efectuada en un pozo individual, envez de detectarse a través del monitoreo continuode todos los pozos del campo, es posible que losresultados hubieran conducido al operador a laconclusión errónea y a gastos innecesarios.

Para efectuar los análisis se utilizaron las fuen-tes de datos existentes y las nuevas técnicas deanálisis de datos (data mining), lo que permitió aloperador determinar la fuente del daño percibidoy tomar la decisión correcta para abordarlo. Eneste estudio de un caso práctico, los pozos en cues-tión pudieron seguir operando y no fue necesarianinguna operación de remediación.15

El mejoramiento práctico conduce al Nivel IIEs probable que un enfoque sistémico con res-pecto a los procesos de inyección, almacena-miento y suministro para las instalaciones UGS,proporcione el mayor beneficio para los operado-res. El análisis de los pozos individuales, el mode-lado de yacimientos, el hardware de superficie ylas ineficiencias del sistema necesitan ser exhaus-tivamente evaluados pero no es suficiente con en-focarse en uno o dos aspectos de la operación,tales como los datos EFM, la caracterización deyacimientos o el hardware de superficie. El pro-ceso de optimización requiere que todos los com-ponentes sean considerados en conjunto paradesarrollar un modelo que represente el sistematotal. La optimización, el modelado y la supervi-sión son los componentes clave del desarrollo deuna instalación UGS inteligente de Nivel II.

La mayoría de los especialistas en pruebas depozos coincidirían en que el primer paso del pro-ceso de optimización es la caracterización de lospozos o de las terminaciones individuales. La con-dición y la calidad del yacimiento en la proximi-dad del pozo y el nivel de daño afectan laeficiencia de flujo de la terminación. Una vez de-terminados estos parámetros, se puede desarro-llar un modelo predictivo para proveer eldesempeño previsto bajo diversas condicionesoperativas. Las pruebas de pozos de tasas múlti-ples constituyen el método estándar para la ca-racterización completa del daño y desempeño delpozo y, con respecto al desarrollo de un modelorealista, son indispensables.

La prueba de presiones transitorias de tasasmúltiples cuantifica el factor de daño mecánico, s,y los efectos del flujo no darciano, D, y estableceun punto de referencia para la comparación fu-tura. Una vez probados los pozos individuales, elpaso siguiente consiste en caracterizar las propie-dades de producción del sistema con una pruebade flujo de tasas múltiples que abarca todo elcampo. Utilizando los datos operacionales, talescomo las tasas de flujo, las temperaturas y las pre-siones de los cabezales de los pozos, las instala-ciones de tratamiento y las estaciones de medición,un operador puede diseñar una prueba de tasasmúltiples efectiva del campo completo. Si todoslos pozos del campo pueden producir simultánea-mente, este tipo de prueba provee una curva decapacidad de producción de todo el campo. Latasa de flujo de todo el campo debería ser sufi-cientemente alta como para identificar el primercuello de botella producido en el sistema.

Los cuellos de botella pueden caracterizarsecomo ineficiencias del sistema que afectan el de-sempeño general ante alguna condición operativaespecífica. El tamaño del pozo, los tubulares, elequipo de boca de pozo, las líneas colectoras y lasinstalaciones de tratamiento impactan el sistema

11. Spivey JP, Brown KG, Sawyer WK y Gilmore RG:“Identifying the Timing and Sources of Damage in Gas Storage Wells Using Smart Storage Technology,”artículo SPE 97070, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.

12. La temperatura pseudocrítica y la presión pseudocríticason las condiciones de presión y temperatura de unamezcla de componentes múltiples en las que el líquido yel vapor no se distinguen (porque las propiedades sonidénticas con esta combinación de presión y temperatura).El factor z, o factor de desviación de gases ideales, es ladesviación del comportamiento de un gas con respectoal de la ley de los gases ideales. El factor de volumen de formación de gas representa elcambio fraccional de volumen por cambio unitario en lapresión. El coeficiente de compresibilidad isotermal esuna medida del cambio de volumen relativo de un fluidoo un sólido en respuesta a un cambio de presión (o deesfuerzo medio). El factor de volumen de formación de

gas se utiliza para convertir un volumen de gas encondiciones de yacimiento, en un volumen de gas encondiciones estándar (de superficie), ya que el volumende cualquier gas depende de su presión y sutemperatura.

13. El factor de daño mecánico, s, es un número adimensionalcalculado para determinar la eficiencia de la producciónde un pozo mediante la comparación de las condicionesreales con las condiciones teóricas o ideales. Un factorde daño positivo indica que algún daño o influencia estádeteriorando la productividad del pozo. Un factor dedaño negativo indica un mejoramiento de la producción,normalmente como resultado de la estimulación.El coeficiente de flujo no darciano, D, se calcula a partirdel flujo de fluido que se desvía de la ley de Darcy. Laley de Darcy asume la presencia de flujo laminar en laformación, y si el flujo es turbulento en vez de laminar,se conoce como flujo no darciano. Normalmenteobservado en los pozos de gas que operan a alta tasade flujo, el flujo turbulento tiene lugar cuando el flujoque converge en el pozo alcanza velocidades que

exceden el número de Reynolds para el flujo laminar o el flujo darciano. Dado que la mayor parte del flujoturbulento presente en las formaciones productivastiene lugar cerca del pozo, el efecto del flujo nodarciano puede ser representado como un efecto delfactor de daño dependiente de la tasa, D.El factor de daño mecánico aparente, S, es similar a spero puede ser un resultado del daño mecánico o de losefectos del flujo no darciano, tales como una restriccióndependiente de la tasa de flujo.

14. Brown KG y SawyerWK: “Practical Methods to ImproveStorage Operations—A Case Study,” artículo SPE 57460,presentado en la Conferencia y Exhibición Regional deOriente de la SPE, Charleston, Virginia Oeste, 20 al 22 deoctubre de 1999.

15. Para obtener más información sobre los desarrollosrecientes en términos de sensores y manipuleo dedatos, consulte: Bouleau et al, referencia 7.

y pueden actuar como cuellos de botella (arriba).Una vez identificados estos cuellos de botella, losaspectos económicos determinan si vale la pena eli-minar su causa. Por ejemplo, si una prueba de tasasmúltiples indica que con una tubería de producciónmás grande se eliminará un cuello de botella, peroel tamaño del pozo limita los tubulares que puedeninstalarse, es poco lo que se puede hacer para resol-ver el problema. El agregado de pozos o el reem-plazo de pozos existentes, si bien implica un costoelevado, podría ser la única solución.

Si no es posible efectuar una prueba de flujodel campo completo, puede construirse una curvade capacidad de producción a partir de las prue-bas efectuadas en los pozos individuales. No obs-tante, se deben medir e incluir entonces los efectosde las instalaciones de superficie. A pesar de todo,el método del campo total arrojará los resultadosmás precisos.

Por último, se puede desarrollar un modelo deinventario para el campo de almacenamiento, quedescriba el inventario total de gas como una fun-ción de la presión del yacimiento. Esto se realizamanteniendo una tasa de flujo constante, desdeel campo de almacenamiento, por un tiempo sufi-ciente para que se alcance el estado pseudo-esta-ble, y utilizando la tasa de declinación de la presiónobservada durante el flujo en estado pseudo-esta-ble para calcular el volumen poroso del yaci-miento. En otras palabras, esta técnica puededeterminar el tamaño del “tanque” de almacena-miento subterráneo disponible para los procesosde almacenamiento y suministro. Una vez cuanti-ficado este volumen poroso del yacimiento, el ope-

rador puede estimar el volumen total de gas con-tenido en el yacimiento para una presión de yaci-miento promedio dada.

Con la tecnología existente, la presión prome-dio del yacimiento puede estimarse a partir de unaprueba de incremento de presión toda vez que hayaun período de cierre suficientemente largo en elcurso normal de las operaciones. Dado que el mo-delo de inventario del campo cuantifica la relaciónentre la presión promedio del yacimiento y el in-ventario total, el operador puede realizar audito-rías del inventario más frecuentes de lo que eraposible con los datos adquiridos durante los perío-dos rutinarios de cierre de primavera y otoño. Elcálculo de la presión promedio del yacimiento de-rivado de los datos de flujo, disponibles quizás conla tecnología actualmente en proceso de desarrollo,puede permitir la auditoría del inventario entiempo real en los campos UGS, en lugar de esperarlos datos de incremento de presión en el corto olargo plazo. Esto reviste particular importancia enlos casos en que el ciclado del gas es frecuente yno existe ningún cierre de rutina.

Una vez establecido el volumen poroso a travésde la recolección de datos tanto de pozos indivi-duales como de todo el campo, obtenidos en prue-bas prolongadas, se pueden derivar y comparardos estimaciones independientes del volumen po-roso. Esta información se integra con los datos depruebas de capacidad de producción para crear elmodelo del sistema total.

Varios programas, tales como los programas deanálisis del sistema de producción PIPESIM yNODAL, pueden utilizarse para construir un mo-

delo para el análisis nodal (próxima página, arriba).La creación del modelo comienza con la identifi-cación de los componentes físicos del sistema y laintegración de las propiedades del yacimiento, ob-tenidas de los registros de pozos y de las pruebasde pozos. Las características de los sistemas co-lectores, el equipo de procesamiento y el equipode superficie se agregan al modelo, que luego secalibra para determinar las variables del sistema,tales como la rugosidad de las tuberías y las lon-gitudes de las redes de recolección. El modelo seajusta para correlacionarse con los datos de pre-sión obtenidos durante las pruebas de pozos, en-focándose en los cuellos de botella.

El análisis de tendencias compara los resulta-dos reales de las operaciones rutinarias en cursocon los resultados basados en el modelo estable-cidos durante la fase de caracterización. Se hanutilizado herramientas predictivas más avanza-das, tales como el software de optimización de laproducción basado en técnicas especiales de aná-lisis de datos DECIDE!, para automatizar el pro-ceso de comparación de los datos derivados delmodelo con los datos operacionales.

Comenzando o no desde ceroLa vida potencialmente larga de una instalaciónUGS—el Campo Zoar, por ejemplo, ha estado enoperación más de 90 años—puede requerir prác-ticas de construcción de pozos que difieren de lospozos sin fines de almacenamiento. Los pozos dealmacenamiento deben ser capaces de toleraraltas tasas de inyección, altas presiones de pro-ducción y ciclado frecuente. La reutilización delos equipos de fondo de pozo y superficie existen-tes puede ser posible, pero más común es unacombinación de pozos existentes con pozos reciénperforados. No obstante, la operación de produc-ción original puede dictaminar el posiciona-miento del pozo y la localización de la instalación.La transición del proceso de producción al de al-macenamiento debería enfocarse en la optimiza-ción y el conocimiento exhaustivo del yacimiento.

Idealmente, la optimización comienza durantela identificación de los campos prospectivos a serutilizados para almacenamiento de gas. El primerpaso en la selección de un candidato consiste enconocer el yacimiento. Las características paralas operaciones UGS prospectivas incluyen buenaporosidad y buena permeabilidad y un mecanismode entrampamiento efectivo. Si la elección del ya-cimiento no constituye una opción, tal es el casode una instalación de almacenamiento de gasexistente que necesita actualización o mejora-miento, pueden emplearse no obstante nuevastecnologías para mejorar el valor de una opera-ción UGS.

12 Oilfield Review

> Identificación de cuellos de botella con la prueba de flujo de tasas múlti -ples. El análisis del sistema de producción NODAL indica que el tamaño dela tubería de producción constituye un cuello de botella en esta prueba. Eldiámetro in ter no (ID) de la tubería de producción es modificado, pasando deltamaño existente de 3.092 pulgadas (verde) a 8.0 pulgadas (azul). El análisisconfirma que el incremento del diámetro interno de la tubería de producción,de 3.092 pulgadas a 5 pulgadas (rojo), proporcionaría un incremento del 54% enla capacidad de flujo, de 311,000 m3/d [11 MMpc/d] a 481,000 m3/d [17 MMpc/d].Por encima de 5 pulgadas de ID, sólo se agregaría un incremento de flujonominal. (Adaptado de Brown y Sawyer, referencia 14.)

Pres

ión,

lpc

500

400

300

200

100

05,000 10,000 15,000 20,0000 30,00025,000

Tasa de flujo de gas, Mpc/d

Curva de desempeño de la formación A B CD

E

Caso 1 (A) - 3.092Caso 2 (B) - 4.000Caso 3 (C) - 5.000Caso 4 (D) - 6.000Caso 5 (E) - 8.000

Curva de comportamientodel pozo: ID de la tuberíade producción, pulgadas

Verano de 2008 13

Un ejemplo de optimización de un campo dealmacenamiento de gas existente con tecnologíasde pozos inteligentes, es la operación del CampoHill-Lake de Falcon Gas Storage Company, en Texas(derecha). Previamente productor de petróleo,este campo fue descubierto en la década de 1920y para la década de 1950 había llegado al fin de suvida productiva. Fue convertido en una instala-ción de almacenamiento de gas en la década de1960. Cuando Falcon tomó el control de las opera-ciones en el año 2001, habían 21 pozos en elcampo, 10 de los cuales estaban involucrados ac-tivamente en la operación de almacenamiento degas. No se producía ningún desarrollo desde la dé-cada de 1950, y los operadores previos no pudierondar cuenta de 71 millones de m3 [2,500 MMpc] degas, lo que se atribuyó a un “error de medidor.”

>Modelo de análisis del sistema de producción PIPESIM. El programa PIPESIM puede ser utilizado para crear un modelovisual de los componentes mecánicos de las instalaciones. La información del yacimiento y la producción puede integrarseen el modelo. Las pruebas de tasas múltiples de todo el campo se utilizan para calibrar el modelo. En este ejemplo, los pozosse encuentran en producción. La inversión de la dirección del flujo provee un modelo de inyección.

NodoPozo productor

Grupo adicionalde pozos

Grupo adicionalde pozos

Estación decompresión

> Operación de almacenamiento subterráneo de gas en el Campo Hill-Lakede Falcon Gas Storage Company. Situada en el Condado de Eastland, enTexas, la instalación posee la capacidad para suministrar 15 millones de m3/d[515 MMpc/d] e inyectar 8.5 millones de m3/d [300 MMpc/d]. (Fotografía,cortesía de Falcon Gas Storage Company.)

La interpretación original provista a Falconera bastante simplista. A partir del control limi-tado de los pozos y los registros eléctricos viejos,obtenidos en las proximidades del sitio de inyec-ción, se mapeó la estructura como un delta fluvial(izquierda). Entre 2003 y 2006, Falcon agregó 16pozos al campo, siendo sus posicionamientos asis-tidos mediante el análisis de los datos del genera-dor de Imágenes Microeléctricas de CoberturaTotal FMI. Las imágenes de los datos FMI sugirie-ron una nueva interpretación, según la cual el ya-cimiento correspondía a una arena de canaltrenzado y no a un delta.

En el año 2006, los geólogos de Schlumbergerutilizaron el software Petrel, que abarca desde lainterpretación sísmica hasta la simulación diná-mica de los yacimientos, para desarrollar un mo-delo geológico básico (abajo, a la izquierda). Lospozos existentes se incorporaron en el modelo, y17 pozos adicionales, perforados por Falcon en2006 y 2007, fueron incluidos en el análisis.

Estos pozos nuevos, perforados como extensio-nes a partir del sitio de inyección original, siguie-ron las tendencias indicadas por la interpretaciónde las imágenes FMI. Los pozos adicionales con-dujeron a algunos descubrimientos interesantes,tales como un lóbulo de arena previamente des-conocido, situado al sudoeste de los pozos de in-yección principales. Como arena aislada, deberíahaberse agotado en la fase de producción previapero, inesperadamente, la presión era similar a ladel resto del yacimiento Hill-Lake, lo que demos-tró que se encontraban en comunicación. En basea la información obtenida con el modelo geológicoPetrel, se considera que esta estructura conteníalos 2,500 MMpc de gas faltantes.

No sólo se descubrió gas que había pasadoinadvertido previamente, sino que al ser inyectadoen el campo, se recargó el yacimiento original-mente agotado. Los pozos nuevos, que penetraronlas secciones arenosas echado (buzamiento) abajo,encontraron petróleo pasado por alto durante lafase de producción inicial, que ahora pudo ser re-cuperado debido al incremento de la presión delyacimiento.

Un subproducto de la recuperación del gas al-macenado es la producción de petróleo adicionalen forma de líquidos de gas natural (NGL). Cuandose inyecta y se recupera gas, éste se enriquece conlos líquidos de hidrocarburos pasados por alto des-pués de cesar la producción de petróleo original.Estos líquidos son extraídos del gas reciclado, uti-lizando una planta de procesamiento de gas crio-génico, y luego se recuperan y se venden, lo que sesuma a la rentabilidad de la operación UGS. El mo-delo de yacimiento Petrel identifica las localiza-

14 Oilfield Review

>Modelado de un yacimiento. Los geólogos utilizaron el software Petrel para modelar el yacimientoHill-Lake. Una vez desarrollado completamente el modelo geológico, las propiedades del yacimientopueden ser utilizadas con el fin de desarrollar simulaciones para determinar los componentesvolumétricos y el desempeño del campo.

Inventario y cargade datos (registros,

marcadores, superficies)

Petrofísica ygeología

de pozo (softwareELANPlus, BorView)

Correlaciónentre pozos

Identificación deltipo de roca(propiedades

de facies)

Modelado de marcos(fallas, superficies,

cuadrículas, estratifi-cación por zonas)

Modelado de propiedades(facies, espesor neto a total,

porosidad, permeabilidad,saturación)

Modeladogeológico

Petrel

Modelado deyacimientosPetrel

Modelo de simulaciónde yacimientos

(historia y pronóstico)

Cálculos volumétricos

Módulosdel software

PVT delfluido

SoftwareECLIPSE

Metodología de construccióndel modelo Petrel

> Interpretaciones cambiantes. El Campo Hill-Lake fue mapeado originalmente como un delta fluvial(izquierda). En el mapa isopáquico se identificaron dos altos estructurales (extremo superior izquierdo).Los pozos nuevos fueron perforados de acuerdo con el mapa estructural original, que se basó en lospozos perforados antes de 1960. Una interpretación actualizada, efectuada con el software Petrel queabarca desde la interpretación sísmica hasta la simulación dinámica de yacimientos (derecha), inclu -yó 17 pozos nuevos e identificó un lóbulo sur previamente desconocido (extremo superior derecho).La geometría del cuerpo de arena original pudo ser visualizada con mayor precisión, y la estructurafue caracterizada como una arena de canal trenzado (extremo inferior derecho). Dado que la inter -pre tación de los datos FMI proporcionó la dirección del flujo, el posicionamiento de los pozos fuemejorado. El lóbulo sur contenía 2,500 MMpc de gas natural almacenado que, según los operadoresoriginales, se había perdido por errores de medición.

Formación fluvial

Arena de canal trenzado

Los pozos productivosde la arena Hill-Lakeaparecían conectados

Mitcham Est 1

HLGSU 11

AJ August 1A

Storm 1

Mitcham 1A

HLGSU 1

Mitcham 3 Mitcham 1F

3 de agosto

HLGSU 3HLGSU 2

HLGSU 4Mitcham Est 3

HLGSU 7

HLGSU 6HLGSU 5

HLGSU 12

HLGSU 9HLGSU 8

Williams 1

Mitcham 2

50 40 30 20 10 0

40302010

0

Mitcham 2

Williams 1

3 de agosto

Mitcham Est 3

HLGSU 1

Lóbulo principal

Mapas de espesores de facies arenosas

Lóbulo sur(conectado)

40302010

0

10

2030

40

Verano de 2008 15

ciones de pozos candidatos para el desarrollo fu-turo del campo, donde las propiedades de la arenason más conducentes a la producción de líquidosdurante la extracción del gas.

En el año 2007, gracias a los conocimientosproporcionados por el modelo preliminar, Falconinició un modelo geológico y de yacimiento deta-llado Petrel que incorporaba un total de 72 pozos.El programa avanzado de análisis de registrosmultiminerales ELANPlus y el análisis FMI se uti-lizaron para interpretar 29 pozos. Los datos de nú-cleos de cinco pozos proveyeron la calibración parael modelo. Con el análisis petrofísico de avanzada,la interpretación simplista inicial que aludía a unproceso de depositación deltaica evolucionó paraconvertirse en un modelo más realista del yaci-miento.

Conforme se perforaron pozos adicionales, seobtuvo mayor conocimiento de la geometría delyacimiento, y el ambiente depositacional fue re-caracterizado como un lecho de río antiguo conarenas de canal anastomosado.16 El posiciona-miento óptimo de los pozos depende de la com-prensión de la estructura del yacimiento. Lavisualización de la topografía del subsuelo pro-vista por el modelo Petrel fue crucial para la iden-tificación del ambiente depositacional correcto yel descarte de las dos interpretaciones previas(derecha). La comprensión exhaustiva del yaci-miento agregó capacidad de almacenamientonueva al campo, definió nuevas áreas de explora-ción para recuperar el petróleo pasado por altodespués de cesar la producción inicial, y ayudó aoptimizar el desarrollo futuro del campo. Las me-joras registradas en EUA en términos de produc-ción y capacidad, tales como las observadas conla operación Hill-Lake, ayudan a explicar el incre-mento de la capacidad de UGS, a pesar de la re-ducción del número de sitios.

El empleo de nuevas aplicaciones y tecnologíamoderna por parte de Falcon no se limita al mode-lado del subsuelo y la optimización. Dado que estainstalación había estado operando desde la dé-cada de 1960, las instalaciones de producción ne-cesitaban un mejoramiento. Se instaló un sistemaSCADA, que proporcionó información instantáneasobre temperatura, presión y tasas de flujo. Elflujo de gas puede ser manejado desde el cabezaldel pozo en los sitios de compresión individualeso en la sala de control del campo central. Si bienel sistema SCADA no se utiliza en estos momentospara controlar la instalación en forma remota,posee la capacidad para hacerlo.

La instalación Hill-Lake de Falcon se ha con-vertido en una operación UGS multiciclo de últimageneración, con la capacidad para ser utilizada en

una diversidad de formas que incluyen el almace-namiento, el suministro a alta tasa de flujo, el re-corte de la demanda de punta, el proceso parkand loan y la comercialización en el mercado.17 Lacapacidad máxima es ahora de 425 millones de m3

[15,000 MMpc], lo que representa 310 millonesde m3 [11,000 MMpc] de gas de trabajo y 113 mi-llones de m3 [4,000 MMpc] de gas de colchón. Elcampo puede suministrar 15 millones de m3/d[515 MMpc/d] e inyectar 8.5 millones de m3/d[300 MMpc/d]. Los ciclos de inyección en veranoy abastecimiento en invierno han sido reemplaza-dos por una operación flexible capaz de propor-cionar suministro y almacenamiento bajo demandasegún las necesidades de los clientes, recupe-rando al mismo tiempo el petróleo y los NGL pasa-dos por alto durante la producción inicial.

El éxito de Falcon en la operación Hill-Lake setradujo en la remodelación reciente de otrocampo de almacenamiento de gas en el norte deTexas, la instalación Worsham-Steed de la compa-ñía. Utilizando un campo de petróleo y gas aban-

donado, originalmente convertido en instalaciónde almacenamiento de gas por otro operador, estarenovación constituye una operación UGS multici-clo que emplea tecnologías de pozos inteligentessimilares. Este campo produce petróleo y NGL, yademás provee 680 millones de m3 [24,000 MMpc]de capacidad de gas de trabajo.

> La respuesta final. Conforme se incorporaron más pozos en el campo, se desarrolló una imagen másclara. Con 72 pozos, y los datos FMI de 29 pozos, se creó el modelo geológico Petrel definitivo. La es -tructura fue caracterizada como una arena de canal anastomosado (extremo inferior izquierdo). Encomparación con las arenas de canales trenzados, las arenas de canales anastomosados son depo -sitadas a partir de un flujo de agua de baja energía. La trayectoria más tortuosa del lecho del ríorequería que los pozos futuros siguieran una trayectoria más curva que la que se habría indicado si el yacimiento hubiera sido un delta o una arena de canal trenzado. La herramienta FMI proporcionó la dirección para perforar extensiones y desarrollar el campo. El conocimiento del yacimiento indicóademás las mejores áreas a perforar para recuperar el petróleo pasado por alto por las operacionesde producción previas. Además se identificó la estructura nueva, localizándose potencial prospectivosin explotar e incorporando capacidad de almacenamiento para la instalación.

Arena de canal anastomosado

Lóbulos postulados por computadora(potencial capacidad de almacenamiento)

Lóbulos postulados porcomputadora (potencial capacidad de

almacenamiento)

Lóbulo principal(unidad original)

Lóbulo Cooper A-3(lóbulo independiente)

Lóbulo noreste(conectividad limitada)

30

504030

2010

0

010

20

2010

0

302010

0

HLGSU 1

Mitcham Est 3

3 de agosto

Mitcham 2

Williams 1

Lóbulo sur(conectado)

5040302010 0

16. Las arenas de canales anastomosados se encuentranen ríos de canales múltiples que poseen gradientesrelativamente bajos, canales profundos y estrechos, ybancos estables caracterizados como depositados enríos que se mueven lentamente. Las arenas de canalestrenzados se encuentran en ambientes de alta energía,caracterizados por la depositación excesiva de barrasarenosas o barras de grava, o ambas, de manera que el agua fluye en numerosos canales que se ramifican y reúnen.

17. La expresión inglesa park and loan se refiere alalmacenamiento de gas para su utilización posterior(parking) y la toma de gas (loaning) para evitar sucompra a un precio instantáneo, o “de contado,”elevado. Diseñado como un servicio de compensación,los clientes ahorran dinero mediante su utilización en losmomentos en los que están fuera de balance con lalínea de conducción. Además, los clientes puedenaprovechar las fluctuaciones de precios coyunturales.

Distribuidorde datos

Componentesde la basede datos

Núcleo del sistema experto

• Monitoreo y control de calidad de los datos• Detección de eventos y monitoreo

del desempeño • Transferencia automatizada de datos y

ejecución del modelo

Balance de materiales Simulación Función de influencia Modelo sustituto Simulador de pozos Simulador de red

Metodología de tareas operacionales

Metodología de diseño

Integración del modelo y control

Nivel III—Supervisión automatizada del yacimientoIndependientemente del hecho de que las instala-ciones UGS regulen los ciclos de demanda o ac-túen como repositorios de gas, la capacidad paraautomatizar el proceso constituye una razónatractiva para implementar tecnologías de pozosinteligentes. Un operador de Europa, trabajandocon los geólogos e ingenieros de yacimiento deSchlumberger, diseñó e implementó una opera-ción automatizada de supervisión de yacimientoutilizando una plataforma integrada, construidasobre la base del software DECIDE!. Un operadorpuede optimizar y efectuar el modelado predictivode los sistemas de alta complejidad utilizando lainteligencia artificial y los procesos de simulacióndel software DECIDE! que corre en PCs (arriba).18

Este software provee una alternativa para reunira las personas, la tecnología, los procesos y la infor-mación en un sistema global seguro; reduciendo elcosto, mitigando el riesgo y mejorando las operacio-nes. El programa DECIDE! posee dos componentesprincipales: un distribuidor de datos y el escritoriode un ingeniero. La responsabilidad por la recupe-ración, el almacenamiento y la distribución de losdatos, así como también la automatización de lastareas, reside principalmente en el distribuidor dedatos. El escritorio del ingeniero utiliza técnicas es-

peciales de análisis de datos de última generaciónpara efectuar cálculos analíticos de ingeniería pe-trolera, proporcionado al operador una herramientapoderosa para el manejo del activo.

RWE Transgas Net, un operador de gas natu-ral independiente de la República Checa, ha ins-talado el software DECIDE! para manejar yoptimizar todas sus instalaciones de almacena-miento de gas en yacimientos agotados y en acuí-feros. El proceso de implementación comenzó enel año 2004 y concluyó en el año 2007 (próximapágina, arriba).

RWE Transgas Net, trabajando con los ingenie-ros de Schlumberger, puso en marcha el procesode implementación del programa DECIDE! me-diante el desarrollo, como primera medida, de unaplataforma de integración. Se instaló un sistemaSCADA para proporcionar mediciones continuasde alta frecuencia (del orden de los segundos),que se agrupan en incrementos de 15 minutos yfluyen en tiempo real desde los pozos individua-les, los sistemas colectores y las instalaciones. Eneste paso del proceso correspondiente al Nivel I,el software controla que se haya establecido unaconexión con una corriente de datos y que ésta ge-nere una notificación si se produce una falla.Cuando se confirma una conexión válida, los datosde alta frecuencia son importados, filtrados, con-

trolados en cuanto a calidad, y agregados a travésde intervalos de tiempo más largos para reducirel tamaño del conjunto de datos. El software fil-tra los errores del sensor y los errores de transmi-sión previo a la agregación de los datos, y generainformes estadísticos para permitir que el inge-niero evalúe la confiabilidad de la información. Lainteligencia artificial ha sido desarrollada paraautomatizar estas tareas rutinarias y además in-crementar la velocidad de suministro. Con losdatos recién adquiridos, se dispone de indicado-res clave de desempeño para evaluar la operaciónen curso.

En el Nivel II, los datos limpios se cargan enlos módulos del software para validar el desem-peño adecuado del sistema. El programa DECIDE!puede integrar aplicaciones externas que permi-ten el intercambio de datos, incluyendo el softwarede simulación de yacimientos ECLIPSE, el softwarede análisis del sistema de producción PIPESIM ylos diversos módulos disponibles en el softwareDECIDE!. El proceso efectúa automáticamente elajuste histórico para el análisis de tendencias,provee el estado de los pozos individuales y deter-mina las restricciones y capacidad de producción.Las solicitudes de suministro, actuales y futuras,en términos de inyección y extracción—datos deentrada del módulo de un despachador—son

16 Oilfield Review

> Inteligencia de Nivel III. El Nivel III combina todos los componentes de las operaciones de pozos inteligentes. Mediante la integración de procesos talescomo el análisis de tendencias, el modelado y las simulaciones, la instalación UGS puede ser manejada en forma óptima con altos niveles de automatización.

Verano de 2008 17

transferidas a un módulo del software DECIDE!.Este módulo provee luego todos los cálculos y laspredicciones necesarias para asegurar que el ya-cimiento posea capacidad suficiente para satisfa-cer las solicitudes del despachador.19

Los programas avanzados, utilizados para losmodelos de supervisión del yacimiento, requierencálculos que implican un uso intensivo de la com-putadora. La carrera de iteraciones de optimiza-ción no puede proveer resultados satisfactorios enel marco temporal requerido, utilizando el granvolumen de datos, aunque éstos hayan sido agre-gados y limpiados. Los modelos sustitutos, si bienno tan precisos, reemplazan a las simulaciones deescala completa y proveen resultados en segundoso minutos.20

Los modelos sustitutos, en forma de redes neu-rales (NN) entrenadas, optimizadas para requerir

un número reducido de parámetros de entrada,utilizan la inteligencia artificial para imitar a lossimuladores de gran escala. La NN aprende a com-portarse como el simulador y, una vez entrenada,puede ejecutar un conjunto de cálculos en unafracción de segundo, para un conjunto dado de pa-rámetros de entrada. La NN reduce drásticamenteel tiempo de computación necesario, lo que per-mite el ajuste histórico en tiempo real con las sa-lidas originales optimizadas de los modelosnuméricos de escala completa.

Un ejemplo de la utilización de una NN es unasimulación del pronóstico y la optimización de laproducción. Si hay involucrados cambios peque-ños de los parámetros de entrada, tales como lapresión de la cabeza de la tubería de producción,se puede calcular de inmediato un pronóstico deproducción en lugar de esperar a que se efectúe

una simulación completa que implica un uso in-tensivo del tiempo. Además, se pueden ejecutarrápidamente iteraciones múltiples para determi-nar el mejor curso de acción. Por otra parte, lasNN se utilizan para evaluar las incertidumbresasociadas con los datos de entrada provistos en lafase de adquisición de datos de Nivel I. Esto ace-lera las funciones de control de calidad y limpiezade los datos antes de ingresarlos en los modelossustitutos.

Un sistema de supervisión automatizado com-para los resultados calculados con los resultadosmedidos. Si la información de los modelos susti-tutos indica que un pozo o un componente de su-perficie no se ha desempeñado según lo esperado,se activa y se reporta al operador una alarma deeventos por medio del escritorio del ingeniero. Enrelación con los parámetros fijados para activar

>Metodología de trabajo del programa DECIDE! Los datos SCADA se envían a la memoria intermedia de datos, donde se controla su calidad, se limpian y sereducen utilizando un modelo sustituto de redes neurales (NN). Los datos se cargan en los diversos módulos del software para la supervisión automatizada, yla generación y preparación de informes. Los modelos sustitutos procesan la información y utilizan el análisis de tendencias y el ajuste de las simulacionespara descubrir oportunidades de optimización y detectar problemas del sistema en proceso de desarrollo. Los informes están disponibles en tiempo casireal. Además se dispone del ajuste histórico para determinar el estado de la operación en curso. La mayoría de estos procesos se lleva a cabo detrás de la pantalla y requiere poca intervención del operador.

Escritorio del ingenieroSistema SCADAMódulo de

control inmediato

Módulos de supervisión y presentación de informes Datos captadosen forma manual

Diseño y automatización de la metodología de trabajo

Modelado de redes Simulación

Modelo sustituto de redes NN

Modelo sustituto de balancede materiales

Memoria intermediade datos

Distribuidorde datos

Modelossustitutos

Base de datos

Segundos Minutos a horas Una hora a un día Un mes a un año

Datos convencionales

18. Para obtener más detalles sobre la aplicación delsoftware ECLIPSE y el software DECIDE!, consulte:Barber A, Shippen ME, Barua S, Cruz Velázquez J,Garrido Hernández AM, Klumpen HE, Moitra SK, Morales FL, Raphael S, Sauvé B, Sagli JR y Weber M:“Optimización de la producción desde el yacimientohasta la planta de proceso,” Oilfield Review 19, no. 4(Primavera de 2008): 18–31.

20. Zangl G, Giovannoli M y Stundner M: “Application ofArtificial Intelligence in Gas Storage Management,”artículo SPE 100133, presentado en la Conferencia yExhibición Anual SPE Europec/EAGE, Viena, Austria, 12 al 15 de junio de 2006.

19. Onderka V, Dressler M, Severýn O, Giovannoli M y ZanglG: “Expert System of UGS—An Efficient Tool for OnlinePerformance Management and Optimization,”presentado en la 23a Conferencia Mundial del Gas,Ámsterdam, 5 al 9 de junio de 2006.

las alarmas, se puede establecer y ajustar como serequiera un rango de desviación. Una vez activadauna alarma, el ingeniero de yacimiento puede re-accionar de manera oportuna para investigar lafuente del problema (arriba).

El nivel que sigue al monitoreo y la supervisiónes la inteligencia de Nivel III; un ejemplo delcampo petrolero digital. Si bien para las compa-ñías petroleras y los proveedores de servicios hasido difícil proporcionar una sola definición paraeste término, el campo petrolero digital proveebásicamente un alto grado de automatización yherramientas de generación de modelos de simu-lación y toma de decisiones (cuanto más rápidas,mejor), y un enfoque integrado que no pierde devista los detalles pequeños (o al menos cuenta conun sistema para monitorearlos). Schlumberger serefiere a este nivel de operación de campo comoel servicio inteligente de integración de activosBlueField.21

En el nivel del servicio BlueField, los datos sonadquiridos y preparados para el procesamiento yse corren modelos de simulación integrados desdediversos módulos de desempeño. Los controles delsistema se efectúan en el nivel más alto, y se ge-

neran informes sobre el estado de la operacióncompleta, que luego se envían al escritorio del in-geniero DECIDE! (próxima página). Este servicioprovee la capacidad para supervisar las tareas au-tomatizadas programadas o aquellas activadas porlas alarmas de eventos.

En el sistema implementado por RWE Trans-gas Net, las tareas automatizadas poseen la si-guiente estructura: primero se ejecutan las tareasprogramadas o se activan las tareas de automa -tización, luego se corren los modelos sustitutospredictivos de análisis especiales de datos y seaplican las reglas. Los eventos activadores de lasalarmas son discrepancias con respecto a las ten-dencias previstas o bien violaciones de restriccio-nes predefinidas. Entre las acciones activadas porla alarma se encuentran la notificación del sis-tema, la recuperación y ejecución del software desupervisión, la iniciación de tareas subordinadasy la generación de mensajes de correo electrónicoo de texto para alertar al operador acerca de unasituación de error.

Junto con las alarmas, el software provee au-tomáticamente al operador los indicadores clavede desempeño en el escritorio del ingeniero. El

software formatea los datos para su visualizacióny provee pronósticos basados en el desempeño ac-tual del campo. Los módulos de desempeño del ya-cimiento identifican cuellos de botella, tales comorestricciones de la instalación, e informan acercade las oportunidades de optimización junto conlos cursos de acción recomendados. Con untiempo de ciclo de análisis sustancialmente redu-cido, el ingeniero puede reaccionar en forma casiinstantánea. El flujo automatizado de datos y losmodelos actualizados en forma transparente per-miten que el ingeniero se concentre en la optimi-zación del sistema y en la eliminación delproblema. El manejo inteligente y proactivo de losyacimientos—una aplicación BlueField—sevuelve realidad.

Hacia el futuroEl almacenamiento subterráneo de gas en yaci-mientos agotados ha demostrado ser adecuadopara muchas de las tecnologías de pozos inteligen-tes y campos inteligentes que están siendo desa-rrolladas para las operaciones tradicionales deproducción de petróleo y gas. La industria UGS haalcanzado un grado considerable de éxito con la

18 Oilfield Review

> Redes neurales (NN) e identificación de problemas. Se requieren parámetros múltiples para calcular la presión de fondo depozo (BHP). Las redes neurales, funcionando como modelos sustitutos, se entrenan con los datos de las operaciones y puedenreducir el número total de iteraciones requeridas para producir resultados en una fracción del tiempo requerido por los programasde modelado de escala completa. Los datos BHP medidos (rojo), durante los ciclos de inyección y extracción, se comparan conlos datos BHP obtenidos de las NN (azul). Los dos conjuntos de datos mostraron una muy buena correlación hasta septiembre de2000, en que la BHP calculada se incrementó durante el ciclo de inyección y se mantuvo más alta los cuatro meses siguientesdebido al daño del yacimiento. La contrapresión más alta indicó que se requeriría la intervención del pozo para mantener lacapacidad de producción.

La BHP medida se desvíacon respecto a la BHP calculada

Pres

ión,

MPa

85

80

75

70

65

55

50

Enero 1999 Abril Julio Octubre Enero 2000 Abril Julio Octubre Enero 2001Tiempo

BHP calculadaBHP medidaArquitectura de las redes NN

para el modelo de pozo

Presión del yacimiento

Influjo del acuífero

Inyección de gas

Producción de gas

21. Bouleau et al, referencia 7.22. Foh SE: “The Use of Inert Gas as Cushion Gas in

Underground Storage: Practical and Economic Issues,”presentado en la Conferencia sobre Planeación y Manejodel Suministro de Gas: 1991 y años posteriores, LakeBuena Vista, Florida, EUA, 25 al 27 de febrero de 1991.

24. National Petroleum Council (ed): Hard Truths: Facing theHard Truths about Energy. Washington, DC: ConsejoNacional del Petróleo (2007): 36.

23. “Supply on Demand,” http://www.falcongasstorage.com/fw/main/MoBay_Storage_Hub_LLC-28.html (Se accedióel 15 de enero de 2008).

Verano de 2008 19

adopción de estas técnicas. Las lecciones aprendi-das por los operadores UGS están siendo aplica-das con mayor confianza por el sector del negociocorrespondiente a la producción de petróleo y gasporque estas nuevas tecnologías han demostradosu capacidad para proveer costos reducidos y ma-yores eficiencias.

Dado que los campos UGS poseen esperanzasde vida largas, brindan una perspectiva de recupera-ción de la inversión a largo plazo. En comparacióncon los campos de hidrocarburos convencionales,los campos de almacenamiento de gas no experi-mentan la misma declinación del valor de sus ac-tivos a medida que el yacimiento se agota porquelos campos de almacenamiento de gas pueden serrecargados reiteradas veces. La renovación de lasinstalaciones más antiguas, con equipos moder-nos para campos inteligentes, tiene un sentido fi-nanciero ya que incrementa el valor del activoexistente.

La maximización del activo, por encima y pordebajo de la superficie del terreno, conduce a en-foques innovadores como los analizados en esteartículo, pero existen aún más tecnologías y técni-cas para aplicar. Por ejemplo, el gas de colchónpuede ser el componente más caro de una instala-ción UGS y, en términos realistas, sólo volverá aloperador cuando el campo sea puesto fuera deservicio. A modo de ejemplo, una operación UGSen un campo agotado con 566 millones de m3

[20,000 MMpc] de capacidad total requeriría queentre un 30 y un 50% del gas permaneciera en sulugar como gas de colchón. Siguiendo con la ana-logía bancaria, eso equivale a 283 millones de m3

[10,000 MMpc] depositados en una cuenta co-rriente sin intereses. Con los niveles de preciosdel año 2008, eso suma más de US$ 80,000,000.

Aunque el yacimiento sea operado en el rangode presión y flujo más eficiente, se debe dejar partedel gas de colchón en el terreno para posibilitar unsuministro a alta tasa de flujo. Los ingenieros deyacimientos han probado la factibilidad de inyectargas inerte en el yacimiento para que funcione comogas de colchón. Este enfoque es particularmentepráctico considerando los precios actuales del gasnatural.22 No obstante, la técnica requiere unacomprensión detallada de las propiedades de al-macenamiento y las características de flujo del ya-cimiento, las consecuencias de mezclar gasesdiferentes y los efectos del gas inerte sobre el ya-cimiento en el largo plazo. Se trata, sin embargo,de otro ejemplo de operadores UGS que aplicantécnicas novedosas de manejo de yacimientos.

A medida que los operadores desarrollan cam-pos UGS e intentan aplicar enfoques innovadores,el énfasis puesto en la caracterización de yacimien-tos, la optimización de los procesos y la automati-zación de la operación aporta mayor flexibilidad ymás oportunidades a los proyectos UGS. A manerade ejemplo, Falcon Gas Storage Company está apli-cando gran parte de su experiencia con la tecnolo-gía de campos inteligentes en UGS, en la primerainstalación UGS marina de América del Norte.23 Elyacimiento ha sido caracterizado y modelado utili-zando el software Petrel. El equipo de superficie yafue diseñado, y está previsto que las operacionescomiencen durante 2009. Esta instalación multici-clo, con gran capacidad de producción, está dise-ñada para alojar un volumen de trabajo de 1,400millones de m3 [50,000 MMpc], con capacidades deinyección y extracción de 28 millones de m3 [1,000MMpc] por día.

Para el año 2030, las proyecciones indican quela demanda global de gas natural oscilará entre10,000 millones y 16,400 millones de m3 [356,000y 581,000 MMpc] por día, lo que señala un incre-mento con respecto a los 6,900 millones de m3/d[243,000 MMpc/d] del año 2000.24 Medio Orientecuenta, sin dudas, con las mayores reservas de gas

natural ya que constituyen un volumen estimadode 72.7 trillones de m3 [2,566 Tpc]—o un 41% delas reservas mundiales totales. Rusia, que ocupael segundo lugar en términos de reservas proba-das, posee extensas líneas de conducción que lle-gan a Europa y tiene previsto construir líneas deconducción que se extiendan a China y otros paí-ses. A medida que crezca la demanda de gas natu-ral, se desarrollarán nuevos métodos para sutransporte, almacenamiento y suministro. Dadoque el abastecimiento generalmente se encuen-tra muy lejos de la mayoría de los usuarios, las ins-talaciones UGS constituyen un componenteesencial para la provisión de una fuente de gas na-tural, segura y estable, destinada al consumo in-dustrial y doméstico.

Conforme el carácter de los proyectos UGSevoluciona, pasando del proceso tradicional de re-corte de la demanda de punta a aplicaciones fle-xibles, las tecnologías de campos inteligentesestán asistiendo a los operadores en la búsquedade mayor eficiencia, menores costos y métodos in-novadores de desarrollo de actividades comercia-les. En consecuencia, el campo perolero digital seha vuelto realidad en la industria del almacena-miento subterráneo de gas. —TS

> Con los datos ingresados se toman las decisiones. Los datos SCADA arriban a intervalos de 15 minu -tos, procediéndose a su limpieza y control de calidad. Los datos del software de simulación se comparancon las predicciones del modelo. El ingeniero en el escritorio DECIDE!, recibe los resultados, lospronósticos y la información de producción. Esta información es recibida automáticamente o puedeser generada previa solicitud.

Sistema SCADA

El sistema adquiere los datos cada 15 minutos

010101010101010101010101010101010101010101

Validación del modelo

Solicitud deldespachador

Optimización y predicción en el escritorio DECIDE!

Adquisiciónde datos

Limpiezade datos

Control delestado del

sistemaAlmacenamiento

de datos

Ejecución de lasimulaciónEscritura del

archivo de datosde producción

Resultados dela simulación

Almacenamientode datos

Ejecucióndel pronóstico

Ejecución de laoptimización

Día actual máslos 100 días previos Al despachador

Hora actual máslas 24 horas previas

Generaciónde curvas deproducción

Resultados dela optimización

20 Oilfield Review

Aseguramiento del aislamiento zonal más allá de la vida productiva del pozo

Mario BellabarbaHélène Bulte-LoyerBenoit FroelichSylvaine Le Roy-DelageRobert van KuijkSmaine ZerougClamart, Francia

Dominique GuillotCambridge, Massachusetts, EUA

Nevio MoroniEni S.p.AMilán, Italia

Slavo PastorTyumen, Rusia

Augusto ZanchiStogitCrema, Italia

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Matthew Andruchow, Clamart, Francia; y a MartinIsaacs y Ali Mazen, Sugar Land, Texas, EUA.CemCRETE, CemSTONE, CemSTRESS, FlexSTONE, FUTUR,Isolation Scanner, LiteCRETE, PS Platform, SCMT (herramientadelgada de Construcción de Mapas de Cemento), SlimXtreme,SlurryDesigner y USI (generador de Imágenes Ultrasónicas)son marcas de Schlumberger.Fann es una marca registrada de Fann Instrument Company.

Cuando el aislamiento zonal falla, la eficiencia de las operaciones de producción o

inyección se degrada severamente. En ciertos casos, el pozo se pierde por completo.

No menos importante, dichas fallas plantean implicaciones medioambientales y de

seguridad dado que los hidrocarburos o los fluidos inyectados previamente pueden

fluir a la superficie o hacia los acuíferos cercanos. Por consiguiente, no basta con

obtener un buen aislamiento zonal; el sello resultante debe durar muchos años más

allá del fin de la vida productiva del pozo.

Colocado entre la tubería de revestimiento y elpozo, está previsto que el cemento provea aisla-miento zonal durante toda la vida productiva de unpozo. Pero su capacidad para hacerlo depende dela colocación correcta del cemento, de su compor-tamiento mecánico y de las condiciones de es-fuerzo presentes en el pozo. Aunque la lechada secoloque correctamente, los cambios producidos enlas condiciones de fondo de pozo pueden induciresfuerzos suficientes como para destruir la integri-dad del cemento. Con el tiempo, las pruebas de in-tegridad hidráulica, el incremento del peso dellodo, los disparos de la tubería de revestimiento,las operaciones de estimulación, la producción degas o un incremento considerable de la tempera-tura del pozo imponen esfuerzos sobre el cemento.1

Cualquiera de estos eventos puede dañarlo.A menudo, el daño del cemento resultante de

estos esfuerzos se manifiesta como microespaciosanulares, tan pequeños que son casi imposibles dedeterminar con precisión y aún más difíciles de re-parar. Hasta el microespacio anular más pequeñopuede ser lo suficientemente grande como paraconstituir un pasaje para la migración de fluidos.El costo de las operaciones de remediación paraeste tipo de fallas del cemento se estima superiora US$ 50 millones anuales en los Estados Unidos.2

A pesar de los cambios producidos en las con-diciones de fondo de pozo con el tiempo—tantopredecibles como inesperados—la obtención deun aislamiento zonal confiable en el lago plazo nosólo es posible en la industria petrolera, fiscal y

ambientalmente sensible de nuestros días, sinoque además es obligatoria. Para lograr este obje-tivo, se requiere la tecnología, los procesos y laevaluación correcta porque la perforación de unpozo perturba los esfuerzos de larga data, preca-riamente balanceados. Los perforadores debencompensar esta perturbación en la medida de loposible, mediante la utilización de los fluidos deperforación para ejercer presión hidrostáticasobre la formación. No obstante, esta presiónpuede ser insuficiente para mantener el equilibriode los esfuerzos de campo lejano y la formaciónque rodea al volumen removido se deformará.3

El drenaje de los fluidos de una formación du-rante las operaciones de producción tambiénpuede modificar la presión de poro de la formacióny los esfuerzos relacionados. Dentro de la roca, elincremento de la carga resultante conduce a gra-dos variables de deformación o falla, que puedenhacer que el cemento se quiebre o pierda adhe -rencia en su interfase con la formación. Los esfuer-zos inducidos por las actividades de produccióntambién pueden producir la compactación del ya-cimiento, lo que a su vez puede ocasionar la ci -zalladura de los tubulares y la flexión de loscomponentes de la terminación del pozo.4

Una clave obvia para el aislamiento zonal alargo plazo es, en primer lugar, la obtención de unbuen sello. Para determinar si se ha alcanzado eseobjetivo, se han desarrollado herramientas están-dar de adquisición de registros sónicos y ultrasó-nicos, que han sido mejoradas con el tiempo, en

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un esfuerzo para cuantificar la adherencia entreel cemento y la tubería de revestimiento. Las ver-siones recientes de las herramientas ultrasónicasahora pueden detectar la presencia de canalesdentro del cemento, a través de los cuales puedenfluir los hidrocarburos.

En este artículo, pondremos de relieve el desa-rrollo más reciente de estas herramientas ultrasó-nicas que también pueden indicar la excentricidadde la tubería de revestimiento, evaluar el materialpresente en el espacio anular existente entre la tu-bería de revestimiento y el pozo, diferenciar entrelos nuevos cementos livianos y los fluidos de perfo-ración de impedancia acústica similar. Algunos an-tecedentes demostrarán, además, la capacidad dela nueva herramienta de registros ultrasónicospara ofrecer caracterizaciones mejoradas de laadherencia entre el cemento y la tubería de reves-timiento y el relleno del espacio anular.

Este artículo examina además los esfuerzos dela industria por lograr un aislamiento zonal con-fiable en el largo plazo utilizando cementos for-mulados especialmente como material de sellodel espacio anular. De fundamental interés re-sulta un nuevo cemento autorreparador de largaduración. Desarrollado en respuesta a lo que seconoce como el punto débil del aislamientozonal—la incapacidad para corregir defectos des-pués de fraguado el cemento—el nuevo selladorse hincha en presencia de hidrocarburos paracerrar las fisuras y microespacios anulares que sepueden formar en el cemento como resultado delas cambiantes condiciones de fondo de pozo.Además, presentamos algunas pruebas de labora-torio y antecedentes que demuestran el éxito deeste esfuerzo de desarrollo.

1. Le Roy-Delage S, Baumgarte C, Thiercelin M y Vidick B:“New Cement Systems for Durable Zonal Isolation,”artículo IADC/SPE 59132, presentado en la Conferenciade Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 23 al 25 de febrero de 2000.

2. Cavanagh P, Johnson CR, Le Roy-Delage S, DeBruijn G,Cooper I, Guillot D, Bulte H y Dargaud B: “Self-HealingCement—Novel Technology to Achieve Leak-FreeWells,” artículo IADC/SPE 105781, presentado en laConferencia de Perforación de las IADC/SPE,Ámsterdam, 20 al 22 de febrero de 2007.

3. Gray KE, Podnos E y Becker E: “Finite Element Studies of Near-Wellbore Region During Cementing Operations:Part I,” artículo SPE 106998, presentado en el Simposiode Producción y Operaciones de la SPE, Oklahoma City,Oklahoma, EUA, 31 de marzo al 3 de abril, 2007.

4. Para obtener más información sobre los esfuerzospresentes en las formaciones, consulte: Cook J,Frederiksen RA, Hasbo K, Green S, Judzis A, Martin JW, Suárez-Rivera R, Herwanger J, Hooyman P, Lee D,Noeth S, Sayers C, Koutsabeloulis N, Marsden R, StageMG y Tan CP: “Las rocas importan: Realidades de lageomecánica,” Oilfield Review 19, no. 3 (Invierno de2007/2008): 38–59.Para obtener más información sobre compactación de yacimientos, consulte: Doornhof D, Kristiansen TG, Nagel NB, Pattillo PD y Sayers C: “Compactación y subsidencia,” Oilfield Review 18, no. 3 (Invierno de 2006/2007): 50–69.

Preparación del terreno La obtención de una buena cementación de-manda llevar a cabo prácticas operativas bien es-tablecidas en cuanto a preparación del pozo,centralización de la tubería de revestimiento ymovimientos de rotación y vaivén de dicha tube-ría.5 El éxito del aislamiento zonal requiere, enprimer término, la remoción de los contaminan-tes—principalmente el lodo de perforación—delpozo. Dado que la presión de la formación debecontenerse durante esta operación de limpiezadel pozo, los fluidos de perforación que se remue-

ven deben ser desplazados con un fluido de mayordensidad—un espaciador—bombeado detrás dellodo y delante del cemento.

El espaciador está diseñado para mantener losfluidos de perforación separados del cementomientras éste se bombea a través de la tubería derevestimiento hacia el interior del espacio anular,y se formula generalmente con una viscosidad si-milar o mayor que la del fluido de perforación.Además de mantener el control del pozo, el espa-ciador sirve como lavador químico que limpia ellodo de perforación proveniente de los espaciosanulares existentes entre las distintas tuberías derevestimiento y entre la tubería de revestimientode producción y el pozo. Si el espaciador deja atráslos fluidos de perforación, o si permite que se mez-clen con el cemento, es poco probable que se logreuna buena adherencia entre el cemento y la for-mación, o entre el cemento y la tubería de revesti-miento. Dado que estos contaminantes permanecenen estado líquido, pueden formar canales de co-municación entre zonas a lo largo del pozo o de latubería de revestimiento (izquierda).6

La limpieza eficiente del pozo no es el único re-quisito para un buen aislamiento zonal. Un pozoperforado en forma deficiente puede tener zonasdesmoronadas, que son difíciles de limpiar y pue-den contener bolsones de fluidos de perforacióngelificados. Estos fluidos gelificados pueden ingre-sar en la lechada de cemento que pasa y contami-narla. La centralización incorrecta de la tubería derevestimiento puede contribuir a la colocación de-ficiente del cemento ya que probablemente resultedifícil remover los fluidos del lado de la tubería quese encuentra más próximo a la pared del pozo.

Desde la década de 1940, los esfuerzos de investiga-ción y desarrollo se concentraron en la elaboraciónde normas recomendadas para el posicionamientodel centralizador a lo largo de la sarta de revesti-miento a cementar. Esas prácticas están siendoprobadas ahora con las nuevas herramientas deevaluación de la cementación, que proveen medi-ciones de la excentricidad de la tubería de reves-timiento. Estas mediciones pueden compararsecon los valores calculados tradicionales de la se-paración (standoff ), que se basan en hipótesisimprobables tales como la existencia de un pozoperfectamente en calibre.7

Para evitar dejar un revoque de filtración pe-sado, que es imposible de remover, se deben mo-dificar las propiedades del fluido de perforación afin de que se adecuen para una buena limpiezadel pozo. Para la obtención de los mejores resul-tados, debería reducirse la densidad del lodo, ellímite de elasticidad, la viscosidad plástica y la re-sistencia de gel.

La reología del lodo puede reducirse medianteel agregado de agua o dispersantes al sistema ycirculando el fluido hasta que sus propiedades al-cancen el rango deseado. Esto requiere la circula-ción de un volumen de pozo como mínimo y, en lamedida de lo posible, debería efectuarse antes deremover la columna de perforación para evitarque el lodo se gelifique mientras se encuentra es-tacionario durante las operaciones de extracciónde la tubería.

Además, se recomienda la ejecución de pasosmecánicos para ayudar a remover los fluidos conta-minantes antes de la operación de cementación. Elmovimiento de la tubería de revestimiento libera

22 Oilfield Review

>Falla del aislamiento. Los problemas que se producen durante el entubado y la cementaciónpueden crear condiciones que conduzcan a lapérdida del aislamiento zonal. Uno de los más comunes es la excentricidad de la tubería de re-vestimiento, resultante del posicionamiento defi-ciente del centralizador. El cemento, al igual quetodos los fluidos, busca el camino que ofrecemenos resistencia y por ende fluye hacia el ladomás abierto de la tubería de revestimiento, cre-ando un espacio estrecho entre ésta y la forma-ción, que puede convertirse en trayectos para lamigración de fluidos (A). La densidad inadecuadade la lechada puede permitir además que el gasde formación (rojo) ingrese en el pozo (B) y creepuntos débiles o huecos dentro del cemento, quefallan cuando se ejercen esfuerzos sobre el ce-mento, a través de la modificación de las tempe-raturas y las presiones de fondo de pozo. Lageometría de las zonas desmoronadas (C) a me-nudo genera tasas de flujo ineficientes durantelas operaciones de limpieza del pozo, que dejandetrás fluidos de perforación. Estos contaminan-tes también producen zonas débiles en el ce-mento y, si son grandes o numerosos, puedenformar canales a través de los cuales fluyen los fluidos de formación.

Centralizador

Buena cementacióndonde la tubería de revestimiento se encuentra centrada

Tubería de revestimiento

A

B

C

>Fisuras y microespacios anulares. Con el tiempo, conforme se modifican las condiciones de losesfuerzos de fondo de pozo, principalmente en respuesta a los cambios de temperatura y presión,hasta una operación de cementación exitosa puede fallar. Los incrementos grandes producidos en lapresión o la temperatura del pozo y los esfuerzos tectónicos pueden resquebrajar el cemento e inclusoreducirlo a escombros. La interacción de los cambios de esfuerzos tangenciales y radiales puede sercausada por el desplazamiento de la tubería de revestimiento como resultado de la contracción de lamasa de cemento o de las reducciones de temperatura o presión (izquierda). Estos cambios en losesfuerzos pueden hacer que el cemento falle por tracción o compresión, o pierda la adherencia conla tubería de revestimiento o la formación, formando microespacios anulares (derecha).

Rotura por tracción

Esfuerzotangencial

Rotura porcompresión

Microespacios anulares

Esfuerzoradial

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el lodo atrapado en las secciones estrechas del es-pacio anular. La fijación de raspadores, rascadoresy limpiadores en la tubería de revestimiento tam-bién ayuda a remover el lodo gelificado y deshidra-tado, a medida que la tubería de revestimiento sehace rotar y se mueve con un movimiento de vaivén.

El pozo óptimo a los efectos de su cementa-ción es, por consiguiente, un pozo con presionesde subsuelo controladas y patas de perro mínimas,en calibre, estabilizado y libre de recortes de per-foración, que posee un revoque de filtración diná-mico delgado a lo largo de las zonas permeables.8

Tecnologías sólidasLa aplicación de las mejores prácticas industria-les no garantiza que la cementación resultantesea apta para las tareas—soporte de la tubería derevestimiento, protección contra la corrosión y, loque es más crítico, aislamiento zonal—para lasque fue diseñada. Por consiguiente, la determina-ción de la contaminación, la continuidad y la ca-lidad de la adherencia del cemento detrás de latubería, equivale a proteger el activo y el medioambiente mediante el reconocimiento de la nece-sidad de efectuar operaciones de remediaciónantes de poner el pozo en producción.

Hallar el tope del cemento detrás de la tube-ría, donde se espera, constituye una indicación ra-zonable de que los volúmenes desplazados seajustan a los calculados y de que el espacio anularse ha rellenado con la cantidad de cemento co-rrecta. Dado que la hidratación del cemento esuna reacción exotérmica, esto puede efectuarsemediante un registro de temperatura. No obs-tante, este método revela muy poco más acerca delos resultados de la operación de cementación.

La prueba hidráulica—una prueba común delaislamiento zonal—aplica presión interna a lolargo de toda la sarta de revestimiento. Pero lapresión puede expandir la tubería de revesti-

miento, haciendo que el cemento falle por trac-ción. Esto puede producir fisuras radiales y oca-sionar la pérdida de adherencia local entre elcemento y la tubería de revestimiento en las zonasdonde las fisuras se encuentran cerca de la paredde la tubería (página anterior, abajo).

Debido a las limitaciones de las otras técnicas,los registros acústicos se han convertido en la he-rramienta preferida por la industria para detec-tar la presencia de cemento detrás de la tuberíade revestimiento y evaluar la calidad de las adhe-rencias entre la tubería de revestimiento y el ce-mento y entre el cemento y la formación. Losregistros acústicos ayudan a indicar, de manerano intrusiva, el intervalo de profundidad en el quese colocó el cemento alrededor de la tubería derevestimiento, medir la impedancia acústica delcemento adherido a la tubería de revestimiento ycuantificar el porcentaje de circunferencia de latubería adherido al cemento.

Estas características informan al operadoracerca de las fallas presentes en el cemento, quepueden requerir medidas de remediación; usual-mente una operación de inyección forzada en laque el cemento se hace pasar por los disparos alespacio anular para llenar los vacíos presentes alo largo de las interfaces, en la tubería de revesti-miento, la formación, o dentro del material del es-pacio anular propiamente dicho.

Los registros de evolución de la adherencia delcemento (CBL) y los registros de densidad variable(VDL) se adquieren utilizando una herramienta deregistros sónicos (arriba). Las herramientas CBLestándar, que comprenden las herramientas quemiden la amplitud o la atenuación de la señal, po-seen una teoría común para la medición y la inter-pretación. El principio en que se basan consiste enmedir la amplitud de una señal sónica producidapor un transmisor que emite una onda acústica de10 a 20 kHz, después de haber viajado a través deuna sección de la tubería de revestimiento.9

Las mediciones se muestran en el registroCBL en milivoltios (mV) o como atenuación de de-cibeles (dB), o de ambas maneras. El incrementode la atenuación indica una mejor calidad de la

5. Los movimientos de rotación y vaivén de la tubería derevestimiento se refieren a cualquier movimiento de latubería de revestimiento destinado a ayudar a removerlos fluidos de perforación del espacio anular durante el bombeo del cemento en el pozo.

6. Para obtener más información sobre el proceso delimpieza del pozo, consulte: Abbas R, Cunningham E,Munk T, Bjelland B, Chukwueke V, Ferri A, Garrison G,Hollies D, Labat C y Moussa O: “Soluciones de largoplazo para el aislamiento zonal,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 18–31.

7. Guillot DJ, Froelich B, Cáceres E y Verbakel R: “AreCurrent Casing Centralization Calculations ReallyConservative?” artículo IADC/SPE 112725, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE,Orlando, Florida, EUA, 4 al 6 de marzo de 2008.

8. Nelson EB y Guillot D: Well Cementing, 2da ed. SugarLand, Texas: Schlumberger, 2006.

9. Morris C, Sabbagh L, Wydrinski R, Hupp J, van Kuijk R y Froelich B: “Application of Enhanced UltrasonicMeasurements for Cement and Casing Evaluation,”artículo SPE/IADC 105648, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC,Ámsterdam, 20 al 22 de febrero de 2007.

. Herramientas sónicas tradicionales de adquisi-ción de registros de adherencia del cemento. Laherramienta sónica de arreglo delgada (SSLT) esuna herramienta sónica digital que provee medi-ciones sónicas convencionales en agujero des-cubierto, el registro estándar de evaluación de laadherencia del cemento en base a la amplitud(CBL) y un registro de densidad variable (VDL). Laplataforma de adquisición de registros de pozosde diámetro reducido SlimXtreme provee las mis-mas mediciones que la herramienta SSLT para laevaluación de la calidad de la adherencia del ce-mento en ambientes de alta presión y alta tempe-ratura. La herramienta de adquisición deregistros sónicos digitales (DSLT) utiliza la sondade adquisición de registros sónicos para medir laamplitud y proveer una representación VDL parala evaluación de la calidad de la adherencia delcemento. La herramienta de adquisición de re-gistros sónicos para ambientes hostiles (HSLT)provee las mismas mediciones de amplitud rela-cionadas con la adherencia del cemento, y lamisma representación de la densidad variableque la herramienta SSLT en tamaños de pozosestándar. La Herramienta Delgada de Mapeo deCemento SCMT es una herramienta de evalua-ción del cemento, bajada a través de la tuberíade producción, combinable con la herramientade servicios de producción de nueva generaciónPS Platform. Está dimensionada de manera depoder ser utilizada para evaluar el cemento de-trás del revestimiento en las operaciones de re-paración, sin tener que extraer primero la tuberíade producción.

HSLT

HerramientaSCMT

DSLT

HerramientaSlimXtreme

SSLT

adherencia entre el cemento y la pared externade la tubería de revestimiento. En los casos sim-ples, la respuesta del registro interpretado puedeproveer buena información sobre la calidad delcemento (arriba).

Hace aproximadamente 25 años, los ingenie-ros desarrollaron herramientas de generación deimágenes ultrasónicas para pozos entubados, queutilizaban una técnica de transmisión-recepción(ecos de pulsos) de alta frecuencia (próxima pá-

gina, arriba a la izquierda).10 Las versiones másrecientes de estas herramientas de generación deimágenes ultrasónicas, tales como el generador deImágenes Ultrasónicas USI de Schlumberger, uti-lizan un transductor rotativo que emite una ondaultrasónica de banda ancha perpendicular a lapared de la tubería de revestimiento, con una fre-cuencia que puede ajustarse entre 250 y 700 kHz(próxima página, derecha). El efecto consiste enexcitar un modo de resonancia de la tubería de re-

vestimiento a una frecuencia que depende del es-pesor de la tubería de revestimiento y con un de-caimiento de la amplitud que depende de lasimpedancias acústicas de los medios situados aambos lados de la tubería de revestimiento. La im-pedancia acústica del cemento se clasifica luegocomo gas, líquido o cemento según los valores um-brales fijados para los límites de impedancia acús-tica entre estos materiales.

Fortalezas y debilidadesEstas herramientas de adquisición de registros só-nicos y ultrasónicos tuvieron deficiencias. La he-rramienta sónica tradicional CBL-VDL no proveeinformación radial o azimutal para diferenciar lapresencia de canales, cemento contaminado, mi-croespacios anulares y excentricidad de la herra-mienta, lo que dificulta la interpretación segurade los datos.11

Las herramientas de generación de imágenesultrasónicas que se basan en la técnica de ecos depulsos, son limitadas a la hora de adquirir regis-tros en lodos altamente atenuativos debido a lasbajas relaciones señal-ruido. Su capacidad de son-deo radial se limita a la región del cemento adya-cente a la tubería de revestimiento.12

Debido al alto contraste de impedancia acústicaexistente entre el acero y el material adyacente—el lodo dentro de la tubería de revestimiento y elcemento afuera—la señal se desvanece tan rápi-damente que los ecos provenientes de los contras-tes acústicos fuera de la tubería de revestimientono son detectables habitualmente, a menos quese encuentren muy cerca de la tubería de revesti-miento y de superficies intensamente reflectoras.

Además, la técnica de ecos de pulsos posee di-ficultad para diferenciar entre un fluido de perfo-ración y un cemento liviano, o contaminado conlodo, de impedancia acústica similar. Aún en con-diciones favorables, el contraste de impedanciaacústica entre el fluido de perforación y el ce-mento debe ser típicamente mayor que 0.5 Mraylpara que la técnica de ecos de pulsos los distinga.

Para superar las limitaciones de las herra-mientas, y dependiendo de las condiciones depozo, se puede correr al mismo tiempo una herra-mienta CBL-VDL estándar y una herramienta ul-trasónica. Así y todo, la experiencia adquirida endiversos pozos de todo el mundo ha demostradoque es difícil llegar a una conclusión inequívocaacerca de la calidad de la adherencia del ce-mento. Esto resulta particularmente cierto en elcaso de los cementos livianos y contaminados.

Este tema se ha vuelto cada vez más perento-rio con la proliferación de los cementos livianos enpozos de aguas profundas y en el aislamiento deformaciones con baja presión de poro. Para encarar

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10. Sheives TC, Tello LN, Maki VE Jr, Standley TE yBlankinship TJ: “A Comparison of New UltrasonicCement and Casing Evaluation Logs with StandardCement Bond Logs,” artículo SPE 15436, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 5 al 8 de octubre de 1986.

11. Coelho de Souza Padilha ST y Gomes da Silva Araujo R:“New Approach on Cement Evaluation for Oil and GasReservoirs Using Ultrasonic Images,” artículo SPE 38981,

presentado en la Conferencia y Exhibición sobre IngenieríaPetrolera de América Latina y el Caribe de la SPE, Río deJaneiro, 30 de agosto al 3 de septiembre de 1997.

12. Van Kuijk R, Zeroug S, Froelich B, Allouche M, Bose S,Miller D, le Calvez J-L, Schoepf V y Pagnin A: “A NovelUltrasonic Cased-Hole Imager for Enhanced CementEvaluation,” artículo IPTC 10546, presentado en laConferencia Internacional de Tecnología de Petróleo,Doha, Qatar, 21 al 23 de noviembre de 2005.

>Herramientas de adquisición de registros sónicos. Los registros de evaluación de la adherencia delcemento (CBL) y los registros de densidad variable (VDL) se adquieren utilizando una herramienta deadquisición de registros sónicos con un transductor monopolo y dos receptores monopolo, colocadosa 0.9 y 1.5 m [3 y 5 pies] del transmisor (izquierda). El transmisor sónico monopolo envía un pulso omni-direccional, a una frecuencia relativamente baja (10 a 20 kHz), que induce una vibración longitudinalde la tubería de revestimiento. La amplitud registrada del primer pico positivo (E1) de la forma de ondasónica recibida a 3 pies y la forma de onda completa recibida a 5 pies representan los valores prome-dio a lo largo de la circunferencia de la tubería de revestimiento (extremo superior derecho). En la tu-bería bien cementada, la señal sónica de la tubería de revestimiento se atenúa, y la amplitud E1 delregistro CBL es pequeña. En la tubería libre, los arribos de la tubería de revestimiento son intensos. Eltiempo de tránsito es el tiempo que tarda la onda para viajar desde el transmisor hasta el receptor. Seutiliza para el control de calidad de la centralización de la herramienta y para establecer los paráme-tros para la detección de materiales. En la tubería cementada parcialmente (extremo inferior derecho),puede haber presentes arribos de la tubería de revestimiento, de la formación y del lodo, que puedentener lugar en presencia de un microespacio anular en la interfase entre la tubería de revestimiento y el cemento. El registro VDL (inserto del extremo inferior) provee la visualización de los arribos que se propagan en la tubería de revestimiento como ondas extensionales, y en la formación, como ondas refractadas.

Transmisor

Tubería de revestimiento

Cemento adherido

Trayecto del pulso sónico

El receptor colocado a 3 pies provee el registro CBL

El receptor colocado a 5 pies provee el registro VDL

Ampl

itud,

mV

Nivel dedetección

Tubería bien cementada

Tubería cementada parcialmente

E 1

Tiempo detránsito

Detonación del transmisor

Detonación del transmisor

Tiempo

Ampl

itud,

mV

Arribo de latubería de

revestimiento

Arribode la

formaciónArribo

del lodo

Tiempo

E1

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el problema, Schlumberger ha desarrollado unatécnica de medición que constituye la base del ser-vicio de evaluación de la cementación IsolationScanner. La herramienta combina la técnica clá-sica de ecos de pulsos con una técnica de ge -neración de imágenes ultrasónicas que proveeimágenes más efectivas del relleno del espacio anu-lar, incluyendo los ecos de las reflexiones presentesen la interfase entre el cemento y la formación.

Los sonidos del éxitoLa herramienta Isolation Scanner incluye un sub-conjunto rotativo que sustenta cuatro transducto-res (izquierda). Sobre un lado de la herramienta secoloca un transductor alineado en forma perpendi-cular a la tubería de revestimiento para generar y

Amplituddel eco

Estado interno de latubería de revestimiento

Tiempode tránsito

Radio interno

Frecuencia deresonancia

Espesor de la tuberíade revestimiento

Decaimiento deresonancia

Impedancia acústicadel cemento

Tiempo

Decaimiento deresonancia

Resonancia dela tubería derevestimiento

TransductorPlaca de metal

HazacústicoCemento

FormaciónTubería derevestimiento

Transductor Lodo Tubería derevestimiento Cemento Formación

Rotació

n

>Herramienta USI. La herramienta USI deSchlumberger mejoró las versiones previas delgenerador de imágenes ultrasónicas mediante lautilización de un transductor rotativo unitario ins -talado en la porción inferior de la herramienta (A).

A

>Subconjunto Isolation Scanner. El subconjunto Isolation Scanner combina latécnica tradicional de ecos de pulsos utilizando un transmisor acústico y unreceptor perpendicular a la tubería de revestimiento (A), a la vez que agregala generación de imágenes por ondas flexurales con un transmisor (B) y dosreceptores (C) alineados en sentido oblicuo. Esta configuración excita elmodo flexural de la tubería de revestimiento (D). El subconjunto, instalado enla misma plataforma que la herramienta USI y con el software de generacióny adquisición de señales actualizado, constituye la base de la herramientaIsolation Scanner.

CD

B

A

>Fundamentos de la herramienta ultrasónica para pozo entubado. Un trans-ductor de la herramienta ultrasónica envía un haz levemente divergente—unaonda acústica generada por un transductor cuando se le aplica energía eléc -trica—hacia la tubería de revestimiento para generar en dicha tubería unmodo de resonancia que depende de su espesor. El generador de ImágenesUltrasónicas USI explora la tubería de revestimiento, a razón de 71⁄2 revolucio-nes por segundo para arrojar una resolución azimutal de 5 o 10 grados. Estogenera 36 o 72 formas de onda independientes en cada profundidad, que sonprocesadas para dar como resultado el espesor de la tubería de revestimiento,el radio interno y la suavidad de la pared interna, a partir del eco inicial, ade-más de una imagen azimutal de la impedancia acústica del cemento; esta úl-tima a partir del decaimiento de la resonancia de la señal (extremo superior).La impedancia acústica del cemento (esencialmente la calidad del cemento)puede obtenerse a partir del decaimiento de la resonancia (extremo inferior ).Una buena adherencia entre el cemento y la tubería de revestimiento se tra-duce en un decaimiento inmediato de la resonancia, mientras que la tuberíalibre resuena (genera ecos) durante un tiempo prolongado.

detectar el eco del pulso. Los otros tres transduc-tores se encuentran en el lado opuesto de la he-rramienta, alineados en forma oblicua. Uno deestos transductores transmite un haz pulsado dealta frecuencia, de aproximadamente 250 kHz,para excitar un modo flexural en la tubería de re-vestimiento.

A medida que se propaga, este modo irradiaenergía acústica en el espacio anular; esta energíase refleja en las interfases que presentan un con-traste acústico, tales como la interfase entre el ce-mento y la formación, y se vuelve a propagar através de la tubería de revestimiento, predomi-nantemente como una onda flexural, para volver airradiar energía en el fluido de la tubería de re-vestimiento. Los dos transductores receptores secolocan de manera tal de permitir la adquisiciónóptima de estas señales (arriba, a la izquierda).

Esta nueva técnica se denomina pitch-catch.El procesamiento de las señales resultantes pro-vee información sobre la naturaleza y la velocidadacústica del material que rellena el espacio anu-lar, la posición de la tubería de revestimiento en elpozo, y la forma geométrica de éste.

El primer objetivo del procesamiento de los re-gistros Isolation Scanner es obtener una interpre-tación firme acerca del material que se encuentrainmediatamente detrás de la tubería de revesti-miento. Los datos de entrada para esta secuencia

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0 0 180 0

0 0 1 2 3 410.5–5,000 5,0000

0180 0 180 0 18050 50100 100

Atenuaciónde la ampli-

tud de la onda flexu-ral, dB/cm

Impedancia,Mrayl

Mapa delcanal

Ancho delcanal, %

X,440

X,450

X,460

X,470

X,480

X,510

X,540

Prof

undi

dad

med

ida,

m CBL VDL sónico

MapaSLG

X,490

X,500

X,520

X,530

L

GS

>Mediciones Isolation Scanner y CBL-VDL. En el año 2003, el prototipo IsolationScanner fue probado en un pozo vertical de In-Salah Gas. La tubería de reves-timiento de 95⁄8 pulgadas se cementó en un agujero de 121⁄4 pulgadas utilizandoel sistema de lechada LiteCRETE de baja densidad (baja impedancia). El regis-tro CBL (Carril 1) y el registro VDL (Carril 2) muestran una respuesta de tuberíacasi libre con arribos intensos de la tubería de revestimiento en el registroVDL. El mapa de impedancia de los ecos de pulsos (Carril 5) muestra el fluidocon manchas de sólido. La obtención de una interpretación adecuada deambas mediciones, fue dificultada por el cemento LiteCRETE de baja impedan-cia. Por otro lado, el mapa de atenuación de la amplitud de las ondas flexura-les (Carril 4) provee un diagnóstico correcto de la presencia del sólido detrásde la tubería de revestimiento. Además revela la existencia de un canal llenode fluido entre X,465 y X,485 m. El mapa de sólido-líquido-gas (SLG) (Carril 3)sustenta y simplifica esta información. La extensión azimutal y axial del canales reportada automáticamente en los Carriles 6 y 7.

> Interpretación geométrica de las mediciones USIy generación de imágenes de ondas flexuralesIsolation Scanner. En esta gráfica se muestra unainterpretación geométrica de la propagación de laseñal para la técnica de ecos de pulsos (extremosuperior, rojo) y, desde el transmisor (T) hasta unreceptor (R), para la técnica pitch-catch de ondasflexurales (extremo superior, azul). Una forma deonda típica, obtenida con la última técnica, com-prende un eco inicial, que se conoce como arribode la tubería de revestimiento, y los ecos de la ter-cera interfase (TIE) (extremo inferior, azul). La ate-nuación de la amplitud de los arribos de la tuberíade revestimiento se utiliza para complementar lamedición obtenida con la técnica de ecos de pul-sos (extremo inferior, rojo) para la diferenciacióninequívoca entre fluido y sólido detrás de la tube-ría de revestimiento. Las propiedades de los ecosTIE proporcionan una caracterización mejoradadel ambiente de pozo entubado, indicando las pro-piedades acústicas del material que rellena elespacio anular, la posición de la tubería de revesti-miento dentro del pozo y la forma geométrica de éste.

Tiempo, µs

80 90 100 110 120 130 140 150 160 170

Generación de imágenes de ondas flexurales con laherramienta Isolation Scanner Generación de imágenes de ecos de pulsos con la herramienta USI

TIEArribo de la tuberíade revestimiento

Espacio anular

Formación

Tubería derevestimiento

R

T

HerramientaUSI

Verano de 2008 27

de procesamiento son la impedancia del cemento,obtenida con la técnica de ecos de pulsos, y la ate-nuación de la amplitud de la onda flexural calcu-lada a partir de la amplitud de los arribos de latubería de revestimiento en los receptores aline-ados oblicuamente.

Estos dos datos de entrada son mediciones in-dependientes vinculadas—a través de una rela-ción invertible—con las propiedades de losfluidos que se encuentran tanto dentro de la tu-bería de revestimiento como dentro del rellenodel espacio anular. Los datos de entrada se com-binan primero para eliminar el efecto del fluidointerno, obviando de este modo la necesidad decontar con un hardware específico para las medi-ciones de las propiedades de los fluidos requeridopor la herramienta USI.

La salida del servicio Isolation Scanner es unmapa de sólido-líquido-gas (SLG) que muestra elestado más probable del material que se encuentradetrás de la tubería de revestimiento. El estado seobtiene para cada azimut mediante la ubicación delas dos mediciones, corregidas por los efectos debi-dos al fluido interno, en una gráfica de interrelaciónde atenuación e impedancia acústica que proveeel área comprendida por cada estado (arriba). Elplano de mediciones puede mapearse en diferen-tes regiones con tres colores correspondientes alos diferentes estados (página anterior, arriba a laderecha). Las áreas de color blanco del mapa SLG

corresponden a los puntos con inconsistencias noresolubles entre las mediciones, como podría suce-der en los collares de la tubería de revestimiento.

Además de evaluar el material detrás de la tu-bería de revestimiento, un segundo objetivo delprocesamiento es extraer la información rele-vante del eco o los ecos de las reflexiones de la in-terfaz entre el espacio anular y la formación, ycaracterizar en forma más exhaustiva el espacioanular existente entre la tubería de revestimientoy la formación.

Primero, el software detecta los ecos en la en-volvente de la forma de onda que sigue al arribode la tubería de revestimiento y luego mide sutiempo de arribo y su amplitud. A partir de las di-ferencias de tiempo existentes entre los ecos delas reflexiones y el arribo de la tubería de revesti-miento—siempre que se disponga de suficientepresencia azimutal de los ecos en los datos—ladeterminación del grado de centrado de la tuberíade revestimiento en el pozo es directa y se pre-senta como un porcentaje, en el que 100% repre-senta un centrado perfecto y 0% indica que latubería de revestimiento está en contacto con lapared del pozo. Además, si se conoce el diámetrodel pozo, el procesamiento por diferencias detiempo puede convertirse posteriormente en lavelocidad de una onda del material y desplegarsecomo un mapa de velocidad anular o como el es-pesor azimutal del cemento.

Una gráfica polar de las formas de ondas fle-xurales, obtenidas del registro de densidad varia-ble, provee una imagen de la geometría de latubería de revestimiento dentro del pozo (abajo).

Nuevos cementos Hasta los registros más sofisticados presentansólo una instantánea del estado del cemento y sucapacidad para proporcionar un aislamiento zonalconfiable. A través de la larga vida de un pozo, lascondiciones cambiantes de fondo de pozo siempreson el enemigo de los revestimientos de cementoy pueden hacer que hasta los de cemento bien co-locados fallen con el tiempo.

A través de los muchos años de utilización delcemento en la construcción de pozos, estas fallashan sido abordadas primero centrando la atenciónen la colocación de la lechada y luego en su compo-sición química. Durante la década de 1980, los in-genieros y científicos comenzaron a consideraralternativas para generar propiedades específicasdel cemento fraguado con el propósito de incre-mentar la probabilidad de lograr un buen aisla-miento zonal. Así surgió la idea de reducir ladensidad del cemento, mediante la inyección de ni-trógeno en la lechada durante el bombeo, y de in-troducir microesferas de cerámica en la mezcla decemento. Este último diseño fue el precursor de latecnología de cementación de pozos petroleros ba-sada en la utilización de concreto CemCRETE deSchlumberger, incluyendo el sistema de lechada

Aten

uaci

ón d

e la

am

plitu

d de

la o

nda

flexu

ral,

dB/c

m

Impedancia de los ecos de pulsos, Mrayl

1.6

1.4

1.8

1.0

1.2

0.8

0.6

0.4

0.2

0

–0.2–0.2 0 2 4 6 8 10

GasLíquidoSólido

>Gráfica polar de la forma de onda a lo largo delcanal lleno de fluido a una profundidad de X,477 men el registro Isolation Scanner (página anterior,arriba a la derecha). La curvatura del eco en lainterfase entre el espacio anular y la formaciónrevela que la tubería de revestimiento se en cuen -tra levemente descentrada en el pozo y que elcanal está ubicado en el lado estrecho (direcciónde las flechas azules). La ausencia de un eco enla tercera interfase a través del azimut del cemen -to, puede deberse a la presencia de un bajo con -traste acústico entre el cemento y la formación.

150

100

50

0

–50

–100

–150–50–100–150 0 50 100 150

Tiempo, µs

Tiem

po, µ

s

Tubería derevestimiento

Canal

Reflexión de la formación dentro del canal

>Mapeo de tipo sólido-líquido-gas del plano de medición para un cementoClase G. Una vez definidos los valores de impedancia acústica esperadospara el cemento, el líquido y el gas a partir de una base de datos medidos enel laboratorio, y luego de convertir la selección de materiales en propiedadesacústicas, el paso siguiente consiste en pronosticar las mediciones a partirde las propiedades acústicas previstas de los materiales. Luego se agreganmúltiples realizaciones del ruido de las mediciones para generar tres nubesde puntos (sólido, líquido y gas) en el plano bidimensional de las mediciones.

LiteCRETE y la tecnología de cementación avan-zada CemSTONE. Estas innovaciones permitieronque los ingenieros incrementaran o redujeran ladensidad de la lechada sin afectar significativa-mente la permeabilidad del cemento fraguado.

Los nuevos sistemas de cementación fueronacompañados por el desarrollo y despliegue delsoftware para analizar y mejorar el desplazamientodel fluido detrás de la tubería de revestimiento ysimular los esfuerzos ejercidos sobre el cemento a

lo largo de la vida productiva del pozo (arriba). Apartir del año 2000, las mejoras continuas introdu-cidas en el software de cementación proporciona-ron a los ingenieros una herramienta para ajustarlas lechadas a las necesidades, sobre la base de losriesgos de migración de gas y los esfuerzos presen-tes en el pozo.

En el año 2002, Schlumberger introdujo la tec-nología avanzada de cemento flexible FlexSTONEpara manipular los esfuerzos cambiantes ejerci-

dos sobre los revestimientos de cemento con eltiempo. Los cambios de esfuerzos previstos, resul-tantes de las actividades de perforación, produc-ción y abandono de pozos, son pronosticadosmediante técnicas de modelado numérico. Laspropiedades mecánicas del sistema se diseñan amedida utilizando la tecnología trimodal de distri-bución del tamaño de las partículas FlexSTONE.La flexibilidad mecánica resultante permite queestos sistemas de cementación resistan la roturafrente a una diversidad de cambios que puedenproducirse durante los ciclos de perforación, pro-ducción y abandono de un pozo.13

Si bien dichos métodos incrementan la resis-tencia de la matriz del cemento a los esfuerzos fí-sicos, carecen de efectividad una vez que falla elcemento. Aunque el cemento se mantenga intactoa lo largo de la vida productiva del pozo, el énfasiscreciente puesto en las cuestiones de responsabi-lidad ambiental dictamina que las formacionescon hidrocarburos permanezcan selladas variosaños después de taponado y abandonado el activo.Este período de servicio extendido incrementa sig-nificativamente las posibilidades de que hasta elcemento más apropiado y elástico falle.

En respuesta a estas preocupaciones, los inge-nieros de Schlumberger dieron otro paso en la evo-lución de los sistemas de aislamiento zonal con laintroducción del cemento autorreparador (SHC).Como lo indica el nombre, cuando se producen fi-suras o microespacios anulares en la interfaseentre el cemento y la tubería de revestimiento o laformación, los componentes autorreparadores pre-sentes dentro de la matriz del cemento fraguado sedilatan para cerrar los vacíos sin intervención ex-terna. Esta tecnología de cementos fraguados acti-vos FUTUR reacciona específicamente ante lapresencia de hidrocarburos. Cuando la integridaddel cemento se ve comprometida y el aislamientozonal se quebranta, el cemento reacciona ante lapresencia de hidrocarburos, hinchándose. Estocierra efectivamente el hueco y obstruye el movi-miento del fluido de formación.

Salvo por sus capacidades autorreparadoras,el cemento FUTUR es similar al cemento tradicio-nal. Para una colocación exitosa se requiere laaplicación de las mismas mejores prácticas quecon cualquier operación de cementación de cam-pos petroleros, y el cemento en sí no requiere nin-gún equipo especial de mezcla o bombeo. Laslechadas FUTUR son compatibles con todos losaditivos y espaciadores estándar. Y rigen todas laspruebas estándar, en cuanto a mezcla y lechada,de las propiedades reológicas, el fluido libre, la se-dimentación, el control de pérdida de fluido, el

28 Oilfield Review

13. Para obtener más información sobre nuevos cementos,consulte: Abbas et al, referencia 6.

Pozos viejos Pozos nuevos

NoSí

SoftwareCemSTRESS

¿Adecuado?

Pruebas de laboratorio

Propiedades del cemento

Historia de presión y temperatura

Propiedades de la formación yde la tubería de revestimiento

Pruebas de laboratorio

SoftwareSlurryDesigner

NoSí

¿Adecuado?

Predice el módulode Young delnuevo sistema de cementación para ingresarlo en el software CemSTRESS

Continuar operando bien dentro de los límites de esfuerzos seguros

Mitigar las consecuencias de la falla del cemento

Mezclar, probar y bombear el cemento

Base de datos depropiedades

Propiedades del cemento

Pronóstico de la presión y la temperatura

Incertidumbres asociadas con la presión

Criterios de solidez

>Diseño de los sistemas de cemento. Los especialistas en cementación pueden utilizar el software deanálisis de los esfuerzos ejercidos sobre el cemento CemSTRESS para analizar los esfuerzos radiales ytangenciales ejercidos sobre cada sarta de revestimiento durante eventos tales como las operacionesde tratamiento y las pruebas de presión. Además de indicar el desempeño del cemento en condicionesde compresión, tracción, o en ambas condiciones a la vez, el software posee la capacidad para esta-blecer parámetros, incluyendo la flexibilidad, soporte y separación (standoff ) del cemento fraguado.Además, puede ser utilizado para identificar la presencia de microespacios anulares internos y externos,y para mostrar su tamaño y desarrollo con el transcurso del tiempo. El software CemSTRESS utiliza unametodología de tres etapas para asistir en la selección y el diseño de un sistema de cementación quepueda prolongar la vida productiva del pozo. En la primera etapa del método, un especialista en cemen -tación determina si el pozo requiere un sistema de cementación convencional o un sistema especial.Esto proporciona orientación para las dos etapas siguientes. La segunda etapa de la metodología ana-liza los escenarios para diseñar un sistema de cementación cuyo módulo de Young se encuentre pordebajo del nivel de esfuerzo que induciría la falla, según los valores pronosticados por el software. Enla tercera etapa, los ingenieros de cementación de Schlumberger utilizan un software de propiedad exclusiva, tal como el software de diseño de la mezcla y la lechada de cemento SlurryDesigner, paraoptimizar el diseño de la lechada de cemento.

Verano de 2008 29

tiempo de espesamiento y el desarrollo de resis-tencia a la compresión.

Una vez colocado en el pozo, el cementoFUTUR se comporta del mismo modo que los ce-mentos clásicos cuando no se encuentran en pre-sencia de hidrocarburos, y las propiedades delcemento fraguado son equivalentes a las de los ce-mentos tradicionales (abajo).

Trabajo de laboratorioLa tecnología de cemento FUTUR está diseñadapara mantener la integridad del pozo en el muylargo plazo. Por consiguiente, la prueba de labora-torio efectuada para reproducir la falla del cementoen el fondo del pozo fue crucial para demostrar queel cemento se autorrepararía efectivamente y loseguiría haciendo varios años después de su colo-

cación. El cemento también debió ser controladopor los problemas que podrían ocasionar sus ca-racterísticas autorreparadoras.

Para comprobar las propiedades de hincha-miento, el cemento se colocó en un molde de ex-pansión anular. Estas pruebas simulan el fraguadonormal de la matriz del cemento en el pozo, se-guido de una invasión de hidrocarburo como laque se esperaría cuando la presencia de fisuras ola creación de un microespacio anular producenuna pérdida de aislamiento zonal. El cementoFUTUR se curó en agua durante siete días, previoa su inmersión en petróleo, y se utilizaron tem -peraturas y presiones idénticas en el agua y en elpetróleo. Los resultados demostraron que el hin-chamiento lineal se incrementaba con la tempera-tura a una presión constante.

Para evaluar las propiedades autorreparadorasdel sistema FUTUR, los ingenieros del Centro deProductos Riboud de Schlumberger en Clamart,Francia, desarrollaron un circuito cerrado de prue-bas de flujo para simular las condiciones de fondode pozo e instalaron una celda SHC diseñada paraevaluar la capacidad de autorreparación en unaconfiguración anular (abajo). Se inyectó petróleo

>Diseños de lechadas. Las pruebas de laboratorio determinaron las propiedades de los diseños de laslechadas FUTUR. Los Diseños 1 y 3 se probaron a 60°C, y el Diseño 2 se probó a 25°C. Todos los dise-ños utilizaron cemento Clase G y fueron preparados con agua dulce. Las reologías de las lechadas semidieron con un viscosímetro Fann 35 después de la mezcla efectuada en condiciones ambiente, y alcabo de 20 minutos de acondicionamiento a temperatura de circulación de fondo de pozo (BHCT). Laviscosidad plástica (PV) y el límite elástico (Ty) se calcularon utilizando el modelo plástico de Bingham.Los tiempos de espesamiento de estos sistemas fueron controlables y no se observó la presencia deagua libre. Para los tres diseños, se logró una resistencia a la compresión de 3.44 MPa [500 lpc] enmenos de 48 horas, según las mediciones obtenidas con un analizador ultrasónico de cemento. Las resistencias a la compresión de los diseños oscilaron entre 4.5 y 20 MPa.

*gal/sk = galón de aditivo por bolsa de cemento***%BWOC = por peso del cemento

**%BWOB = por peso de la mezcla****Bc = unidad de consistencia Bearden

Formulación y propiedades

BHCT, °C [°F]

Densidad, kg/m3 [lbm/galón]

Antiespumante, L/t [gal/sk]*

Dispersante, L/t [gal/sk]

Retardador, L/t [gal/sk]

Aditivo de control de la migración de gas, %BWOC***

Agente de control de pérdida de fluido, %BWOB**

Agente de control de gelificación, %BWOB

Ty, Pa [lbf/pie2]

PV, MPa [miles de lpc]

gel 10 s, Pa [lbf/100 pies2]

gel 10 m, Pa [lbf/100 pies2]

gel 1 min de agitación, Pa [lbf/100 pies2]

Fluido libre API a 60°C [140°F], mL

Fluido libre API a 25°C [77°F], mL

Fluido libre API a 25°C [77°F], mL

Prueba de sedimentación API, lbm/galón

Reología API

Temperatura, °C [°F]

Resistencia a la compresión, MPa [miles de lpc]

Módulo de Young, MPa [miles de lpc]

Propiedades mecánicas de la matriz del cemento SHC después de 7 días de curado en agua a presión atmosférica

Tiempo para alcanzar 50 lpc a BHST, h:min

Tiempo para alcanzar 500 lpc a BHST, h:min

Resistencia a la compresión 24 h, MPa [lpc]

Desarrollo de la resistencia a la compresión

A BHCT, h:min

Tiempo 30 a 100 Bc****, h:min

Tiempo de espesamiento

Ty, Pa [lbf/pie2]

PV, MPa [miles de lpc]

Reología de la mezcla

Diseño 3

60 [140]

1,400 [11.7]

4.2 [0.05]

0.5% BWOB

0.7

0.5

7.8 [16.3]

60 [8.7]

7.4 [15.4]

10.2 [21.4]

58

–0.15

25 [75]

4.5 ± 0.5 [0.65 ± 0.07]

1,300 ± 300 [190 ± 44]

6:00

11:16

4 [637]

6:33

4:13

5.9 [12.3]

55 [8.0]

Diseño 2

25 [77]

1,700 [14.2]

0.2% BWOB

4.2 [0.05]

0.77

9.0 [11.9]

148.7 [21.6]

18.2 [38]

10.8 [22.6]

11.4 [23.7]

0.5

30

–0.2

25 [75]

10 ± 0.8 [1.5 ± 0.1]

2,800 ± 400 [400 ± 60]

9:23

35:44

2.5 [363]

8:05

1:09

11.4 [23.9]

202.7 [29.4]

Diseño 1

60 [140]

1,870 [15.8]

2.66 [0.03]

6.22 [0.07]

2.66 [0.03]

5.7 [11.8]

151 [21.9]

5.1 [10.7]

13.7 [28.5]

Trazas

0.2

60 [140]

20 ± 5 [2.9 ± 0.7]

6,500 ± 500 [940 ± 73]

6:16

0:54

1.9 [4.0]

237 [34.3]

>Control de reparación. Una celda SHC, con doscilindros concéntricos, simula un volumen anular.El cilindro externo, o anillo, es una camisa delga dade acero (verde). El cilindro interno (púrpura) estáfabricado con un material elástico deformable enel que se inserta un trozo de núcleo radialmenteexpansible (gris), que permite la expansión de lacamisa interna de manera controlada. Los tapo-nes superior e inferior, que sellan el volumenanular, están provistos de accesorios que permi-ten que el fluido ingrese y salga de la celda. Conel cilindro interno expandido con un arreglo denúcleos, el cemento se inyecta en el espacioanular. Una vez fraguado el cemento, se libera laexpansión del cilindro interno. El cilindro internose contrae para retomar su forma original, gene-rando un microespacio anular de tamaño contro-lado. Las fisuras radiales dentro del cemento soncreadas mediante la expansión del arreglo denúcleos interno después de fraguado el cemento.

Arreglo con centro expansible y retráctil

Anillointerno

Anilloexterno

Cemento

a través de las muestras para probar tanto las fi-suras como los microespacios anulares. En unaprueba, se creó un microespacio anular de 100 mi-crones entre la tubería de revestimiento y el ce-mento dentro de la celda SHC. Mientras unsistema de cementación convencional, probadoen este dispositivo, permitió que el petróleo flu-yera a través de la muestra, el sistema FUTUR re-accionó ante la invasión de petróleo con un cierreeficiente del microespacio anular en menos deseis horas (derecha).

El sistema de autorreparación también ha sidoprobado en un escenario de fallas cíclicas. Suce-sivos microespacios anulares fueron creados yreparados con el cemento SHC, a una presión di-ferencial de 1.4 MPa/m [62 lpc/pie]. Utilizando elmismo circuito cerrado de pruebas de flujo, el ce-mento SHC aisló reiteradas veces el flujo depetróleo a través de las fisuras generadas sucesi-vamente. La misma prueba, efectuada utilizandoun sistema de cemento puro convencional, nomostró ninguna reducción del flujo (próxima pá-gina, arriba a la izquierda).

El cemento FUTUR también puede manipularflujos de petróleo a presión más alta. Un in crementode presión hasta alcanzar un valor de 3 MPa/m[133 lpc/pie] no redujo las capacidades autorre-paradoras del sistema, que mantuvo la integridady siguió bloqueando el flujo de petróleo a alta pre-sión. Las pruebas se reiteraron con presiones di-ferenciales de hasta 5.3 MPa/m, y la propiedadautorreparadora del cemento fue confirmada entodas las pruebas.

Si diseñó un sistema de pruebas especiales paraestudiar las propiedades autorreparadoras en con-diciones dinámicas, con gas seco bajo condicionesde yacimiento realistas. Los resultados de las prue-bas destacaron la eficiencia del sistema FUTUR,frente a la exposición al gas natural en condicionesdinámicas. En menos de una hora, el cemento au-torreparador produjo una reducción significativa dela tasa de flujo, de 425 mL/min [26 pulgadas3/min]a 0.52 mL/min [0.03 pulgadas3/min] (próxima pá-gina, arriba a la derecha).

Por último, los científicos investigaron la dura-bilidad del cemento autorreparador. La prueba dedurabilidad—o envejecimiento—constó de dospartes. La primera parte, utilizando una pruebade hinchamiento, implicó la verificación de laconservación de la propiedad autorreparadora alo largo del tiempo. La segunda consistió en eva-luar si se mantenía la integridad de la matrizcuando el cemento se sumergía en petróleo du-rante un período de tiempo largo.

Las pruebas de hinchamiento, efectuadas des-pués de la inmersión prolongada del cemento

FUTUR en agua, confirmaron que las propiedadesautorreparadoras se conservaban. En estas prue-bas, el cemento colocado en una celda de expan-sión fue curado en agua durante varios meses yluego se sumergió en petróleo a 60°C. Los resulta-dos demostraron que la reactividad de la matrizautorreparadora conservaba su efectividad des-pués de permanecer inactiva por un año. Laprueba de integridad de la matriz, después de unaño de exposición en petróleo, tampoco indicóque la integridad de la matriz se estuviera dete-riorando. Las propiedades mecánicas se mantu-vieron dentro del mismo rango después de lainmersión en petróleo durante un año.

Soluciones de superficieLa conservación de la naturaleza autorreparadoradel cemento FUTUR a lo largo del tiempo, comose demuestra en el laboratorio, hace que resulteparticularmente adecuado para un aislamientozonal confiable en el largo plazo. Esa misma ca-pacidad implica además que el cemento SHC seauna buena solución para los problemas de migra-ción de gas inmediatos o crónicos.

Por ejemplo, debido a la geología altamentevariable y a la presencia de numerosas capas decarbón gasíferas someras, los pozos ubicados enlas estribaciones de las Rocallosas de Alberta, enCanadá, plantean una serie especial de retos parala cementación. Las capas de carbón pueden emi-tir gas que tarde o temprano migra a través delespacio anular existente entre la tubería de reves-timiento y el pozo, y se manifiesta como flujos deventeo de la tubería de revestimiento de superfi-cie (SCVF). Dependiendo del alcance de la fuga,puede ser necesario que los operadores cierren,reparen o incluso abandonen sus pozos afectados.La remediación de los flujos SCVF en estos pozos,cuesta entre US$ 250,000 y US$ 1 millón por pozo;cifra que no incluye la pérdida de producción o lapérdida potencial del pozo.14

Para encarar el problema, el operador de uncampo de gas profundo situado en la porción cen-tro-oeste del área Caché Grande, en Alberta, recu-rrió a la tecnología de cementación FUTUR parael aislamiento zonal en dos pozos nuevos. El sis-tema autorreparador fue seleccionado con el finde complementar las prácticas de cementaciónimplementadas para reducir el riesgo de SCVF, loque sucede en aproximadamente un 10% de lospozos del área Caché Grande.

Tanto el Pozo 1 como el Pozo 2 requirieron lacolocación de cemento hasta la superficie. Al ope-rador le preocupaba en particular el Pozo 1; unpozo similar, situado a unos 500 m [1,640 pies] dedistancia, había experimentado la presencia de

flujo SCVF. Las pérdidas observadas durante la per-foración del Pozo 2 requirieron el empleo de unaherramienta de etapas para asegurar la colocacióndel cemento hasta la superficie en las zonas de gasproblemáticas conocidas.15 Las lechadas SHC fue-ron mezcladas y bombeadas con equipos de cam-pos petroleros estándar, logrando con facilidadtasas de mezcla continuas de hasta 0.95 m3/min[6 bbl/min].

Inmediatamente después de la cementación delPozo 1, se observó cierta presión de gas en el espa-cio anular existente entre la tubería de revesti-miento intermedia y el pozo. No obstante, la presiónde gas no se manifestó después de la terminación,lo que indicó que el cemento SHC se había acti-vado para contener una fuga. El Pozo 2 no mostróninguna fuga en los 12 meses siguientes a lasoperaciones de cementación. Si bien éste puede

30 Oilfield Review

>Resultados de la celda de prueba. La celda SHCfue instalada en un circuito cerrado de pruebasde flujo para investigar la eficiencia de autorre-paración del cemento FUTUR. Se inyectó petróleoa través de las muestras en la celda SHC, a pre-siones de hasta 0.4 MPa [58 lpc] correspondientesa un gradiente de presión de 5.3 MPa/m [234 lpc/pie]a través de la muestra. En una prueba, se creó unmicroespacio anular de 100 micrones entre la tu-bería de revestimiento y el cemento dentro de lacelda SHC. El sistema de cemento puro (verde)permitió el flujo del petróleo a través de la mues-tra, mientras que el sistema SHC (azul) respondióa la invasión de petróleo con un cierre eficientedel microespacio anular en menos de 6 horas.

Tiempo, días

Tiempo, días

100

80

40

20

60

0

100

80

60

40

20

00

0 1 2 3

0.5 1.0 1.5

Anch

o de

l mic

roes

paci

o an

ular

, µm

Tasa

de

flujo

nor

mal

izado

, %

Sistema puroCemento autorreparador

Verano de 2008 31

parecer un período de observación corto, el SCVFhabitualmente se produce en esta área a los pocosdías o semanas de la cementación.

Durante las operaciones de terminación y pro-ducción, los dos pozos fueron sometidos a variosesfuerzos de fondo de pozo, incluyendo una pre-sión de fondo de pozo de 64MPa [9,282 lpc], apli-cada para probar la terminación y los esfuerzosrelacionados con los cambios cíclicos de tempera-tura, causados por la serie de elementos calefacto-res colocados en los 600 m [1,968 pies] superioresdel pozo. Durante el desarrollo de estos eventos, yposteriormente, no se detectó ningún flujo de ven-teo de la tubería de revestimiento de superficie.

En otro lugar de Alberta Central, existe otrocampo también perturbado por la presencia deflujos SCVF provenientes de zonas situadas porencima de la formación de interés. Como comple-

mento de otras tecnologías de cementación ya enuso, el operador seleccionó el cemento autorrepa-rador FUTUR para ser utilizado en dos pozos. Enel primero, la densidad del cemento se limitó a unmáximo de 1,380 kg/m3 [11.5 lbm/galón] porquese habían observado pérdidas de fluido durante laperforación. Con un problema prácticamenteopuesto en el segundo pozo—el personal de regis-tros del lodo detectó la presencia de gas proble-mático durante la perforación—la densidad delfluido de perforación se incrementó a 1,470 kg/m3

[12.25 lbm/galón]. Esto significó el incremento dela densidad del cemento para ese pozo a 1,550 kg/m3

[12.9 lbm/galón] para satisfacer los requerimien-tos del plan de remoción del lodo.16

El aislamiento zonal se logró con el nuevo sis-tema de cementación en ambos pozos, a pesar dela presencia de condiciones difíciles; una zona depresión de poro baja en el Pozo A, y una ventanaestrecha definida por la presión de poro y el gra-diente de fracturamiento en una zona de influjode gas del Pozo B. Los retornos de cemento a lasuperficie en el Pozo A, demostraron además queel cemento SHC puede ser aplicado en una opera-ción de cementación de una sola etapa en lospozos proclives a problemas de pérdida de circu-lación. Durante las operaciones de perforación,estimulación y terminación de pozos subsiguien-tes, y posteriormente, no hubo ninguna indicaciónde flujo de gas anular.

Almacenamiento de gasEl mantenimiento de las características autorre-paradoras a lo largo del tiempo resulta particular-mente atractivo para los ingenieros responsablesdel sellado de los pozos de almacenamiento sub-terráneo de gas (UGS). Dado que estos pozos seutilizan tanto para inyectar como para producir,son sometidos reiteradas veces a cambios de tem-peratura y presión considerables—a menudo enciclos cortos—que pueden inducir cambios en losesfuerzos ejercidos sobre la tubería de revesti-miento y el cemento.

Por otro lado, a diferencia de los pozos produc-tores que poseen una expectativa de vida quizásde 20 años, es probable que los planes de pozosUGS incluyan una vida útil de ciclos de produc-ción e inyección de 80 o más años. En consecuen-cia, la falla de los sistemas de aislamiento zonal

14. Roth J, Reeves C, Johnson CR, De Bruijn G, Bellabarba M,Le Roy-Delage S y Bulte-Loyer H: “Innovative HydraulicIsolation Material Preserves Well Integrity,” artículoIADC/SPE 112715, presentado en la Conferencia dePerforación de las IADC/SPE, Orlando, Florida, 4 al 6 de marzo de 2008.

15. Las herramientas de cementación en etapas permitencolocar la lechada a profundidades específicas, a lolargo de la tubería de revestimiento, mediante el uso de camisas de deslizamiento. Se utilizan cuando lapresión hidrostática de la columna de cemento completaamenaza con superar la presión de fracturamiento delpozo por debajo de la herramienta de cementación enetapas.

16. Cavanagh et al, referencia 2.

>Reparación reiterada. Los sistemas autorrepa-radores también fueron probados en un escena-rio de fallas cíclicas. Se crearon microespaciosanulares sucesivos, que fueron reparados con elsistema SHC (extremo superior). Con una presióndiferencial de 1.4 MPa/m, el sistema SHC aislóreiteradas veces el flujo de petróleo a través delas fisuras generadas sucesivamente, mientrasque la misma prueba efectuada con un sistemaconvencional, no mostró ninguna reducción delflujo. Al incrementarse la presión, el diseño de lalechada FUTUR reaccionó para detener la invasiónde petróleo a través de una fisura de 100 micrones,en menos de 20 minutos (extremo inferior).

Tiempo, minutos

Tiempo, minutos

0

0 10 20 30 40 50 60 70 80

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

60

50

120

100

80

60

40

20

0

40

30

20

10

0Anch

o de

l mic

roes

paci

o an

ular

, µm

Anch

o de

la fi

sura

, mm

Sistema puroCemento autorreparador

>Prueba del cemento SHC con flujo de gas. El cemento SHC sella de la mismamanera en presencia de hidrocarburos gasíferos que en presencia de petróleo.Una celda de prueba que contenía cemento fue curada de manera tal que sedesarrolló un microespacio anular de tamaño arbitrario. Con el cemento SHCen el portanúcleos, la tasa de flujo a través del mismo cayó significativamenteen menos de una hora desde el momento en que el fluido pasó de nitrógenoinerte a gas natural (izquierda). El cemento tradicional, probado de la mismamanera, no experimentó prácticamente ninguna pérdida de la tasa de flujo enese tiempo (derecha). El sistema de pruebas especiales se basa en el empleode un portanúcleos Hassler, de tipo camisa, para impedir que el gas pase al-rededor de la parte externa del núcleo.

1,000

100

10

1

Tasa

de

flujo

, mL/

min

Cemento autorreparador Cemento puro

Tasa de flujo del nitrógeno a través del cemento

Tasa de flujo del gas natural a través del cemento

32 Oilfield Review

>Análisis de los registros de evaluación del cemento en el pozo de almacenamiento subterráneo de gas (UGS) Cortemaggiore 155dir.El color marrón del mapa SLG (Carril 1) de la herramienta ultrasónica de adquisición de registros de atenuación de la amplitudde las ondas flexurales indica la presencia de sólido (cemento), resultante de una impedancia acústica medida (Carril 2) deaproximadamente 5 Mrayl (cercana al valor de cemento previsto), y una alta atenuación de la amplitud de las ondas flexurales.El registro CBL (Carril 7) concuerda, mostrando una adherencia del 100% entre la tubería de revestimiento y el cemento (valorCBL promedio de 5 mV) y arribos intensos de la formación en el registro VDL (Carril 8), lo que constituye una indicación de la adherencia excelente entre el cemento y la formación. La adherencia óptima del cemento se relaciona además con el hecho de que la tubería de revestimiento corta se encuentra bastante bien centralizada, como lo muestran el centrado de la tubería de revestimiento (Carril 4) y las salidas del eje corto y del eje largo en la tercera interfase (Carriles 5 y 6). La curva de centradode la tubería de revestimiento se encuentra por encima del 80% para la mayor parte del intervalo mostrado, salvo cerca de unaprofundidad de X,720 m donde la tubería de revestimiento prácticamente toca la formación. Esto también se observa en el espe-sor exageradamente pequeño del cemento a lo largo del eje corto. Los rasgos horizontales visibles en el mapa SLG, el mapa delcemento y el mapa de atenuación de la amplitud de las ondas flexurales (Carril 3), son las uniones de la tubería de revestimien to,situadas cada 14 m [45 pies] aproximadamente, y dos centralizadores de la tubería de revestimiento por unión. Juntos, los regis-tros muestran una adherencia óptima entre el cemento y la tubería de revestimiento, y entre el cemento y la formación, lo queasegura un aislamiento hidráulico efectivo a través de las zonas de inyección permeables del pozo UGS.

X,650

X,675

X,700

X,725

Prof

undi

dad

med

ida,

m

MapaSLG

Mapa deimpedanciaacústica del

cemento

0 0 10.521 3 4

Centrado de latubería de

revestimiento

%00 180 100

Tubería derevestimiento

y eje largo en la tercera

interfase

pulg5 2.5

Mapa deatenuación

de laamplitud delas ondasflexurales CBL

mV0 50Densidad variable

200 1,200

AmplitudMin. Max.

Tubería derevestimiento

y eje cortoen la tercera

interfase

pulg5 2.5S G

L

Verano de 2008 33

en los pozos de almacenamiento subterráneo de gasconstituye una preocupación significativa y actualdel operador (véase “Tecnología de pozos inteli-gentes en el almacenamiento subterráneo de gas,”página 4). En muchas instalaciones UGS, el aisla-miento zonal pobre es causado por la canalizacióndel fluido de perforación resultante de la excentri-cidad de la tubería de revestimiento o a través deldesarrollo de un microespacio anular seco.17

Una combinación de estos factores se hubieratraducido históricamente en un aislamiento zonalpobre en los pozos UGS de un campo de gas ago-tado operado por Eni S.p.A., que se encuentra ubi-cado en la porción norte de Italia. Los desafíoscon que se enfrentaron los ingenieros de Eni ySchlumberger abarcaron el sellado de las zonasde inyección de gas, y revestimientos de cementoestancos al gas a lo largo de secciones desmoro-nadas desviadas (49°).

Para un pozo nuevo de este campo, Stogit, lacompañía subsidiaria de Eni, optó por cementarla tubería de revestimiento de producción con ce-mento autorreparador FUTUR. El plan contemplóademás el posicionamiento correcto de los cen-tralizadores, un paquete de software de análisisde la migración de gas y las herramientas de ad-quisición de registros Isolation Scanner para eva-luar la adherencia del cemento.

La solución para los problemas persistentes depresión sostenida detrás de la tubería de revesti-miento observados en los pozos UGS perforados enesta zona, implicó un enfoque multidisciplinario:• más centralizadores para mejorar la separación• una tubería de revestimiento corta a lo largo de

la zona de interés para facilitar la rotación dela tubería de revestimiento durante la opera-ción de cementación

• utilización de un software para la predicción yla prevención de los problemas de migración degas durante la hidratación del cemento

• software para ajustar el sistema de cementaciónal riesgo asociado

• utilización del cemento SHC FUTUR• una serie completa de herramientas de adquisi-

ción de registros posteriores a la operación decementación, que incluyó todas las medicionesultrasónicas y de ondas flexurales.

En el año 2007, la cementación SHC se efec-tuó en el Pozo UGS Cortemaggiore 155dir. Lostécnicos utilizaron un diseño asistido por compu-tadora y un programa de software de evaluación,que optimizaron la remoción del lodo y la separa-ción de la tubería, y ajustó las características delespaciador y la lechada. Se utilizó un programa desoftware independiente para evaluar el riesgo dela severidad de la migración de gas, basado en ellímite de decaimiento de la presión; una medidade lo que caerá la presión hidrostática de la le-chada durante el proceso de hidratación, antes deque esté por debajo de la presión de poro y per-mita la migración del gas en el espacio anular.

Por último, se utilizó una herramienta desoftware de modelado del esfuerzo mecánico quesimuló las variaciones de presión y temperaturaproducidas durante la vida productiva del pozo,para evaluar la integridad del cemento con eltranscurso del tiempo. El software permitió mo-delar los tres mecanismos de falla del cemento:tracción, rotura por compresión y desarrollo de unmicroespacio anular tanto interno como externo.

Una vez colocado el cemento, el análisisCBL-VDL y el análisis de la herramienta IsolationScanner indicaron una adherencia óptima del ce-mento en las interfases entre el cemento y la tu-bería de revestimiento, y entre el cemento y laformación (página anterior). El éxito final del sis-tema SHC está siendo monitoreado a lo largo deltiempo, a medida que se inyecta y extrae gas delpozo en forma cíclica.

En otra aplicación reciente del cementoFUTUR, se aplicó la tecnología en las zonas am-bientalmente sensibles de las Montañas Rocallo-sas de Canadá. Luego de la suspensión de lasoperaciones de perforación por pérdidas en la tu-bería de revestimiento de superficie, y con lasconsiguientes inquietudes generadas desde elpunto de vista ambiental, un operador de EUA re-evaluó sus procedimientos de construcción de

pozos en la zona y luego reanudó las operaciones.A pesar de la revisión de la estrategia, tres de lossiete pozos perforados experimentaron pérdidasde gas obvias mientras que existían sospechas conrespecto a los otro cuatro; las posibles pérdidasestaban encubiertas por el cemento pesado ver-tido alrededor de la tubería de revestimiento en lasuperficie. La compañía luego agregó cementoFUTUR a su programa de perforación y termina-ción de pozos. De los 13 pozos del área perforadosy terminados desde entonces, sólo dos pozos ex-hibieron pérdidas detectables; una se debió a unafalla operacional no relacionada con el cementoSHC y la segunda fue apenas detectable.

El tiempo lo diráEl desempeño de sus características de autorre-paración en el largo plazo es clave para el éxitodel cemento FUTUR. El trabajo de laboratorio de-muestra que este cemento SHC seguirá cerrandolas trayectorias a través de las cuales migra el gas,sin ninguna intervención, a lo largo de la vida pro-ductiva del pozo y aún después. Con el tiempo, losoperadores presionados por los organismos regula-dores del medioambiente—internos y externos—insistirán en la disponibilidad de revestimientos decemento en sus pozos, que impidan que los hidro-carburos fuguen de las formaciones mucho tiempodespués de taponado y abandonado el pozo. La ca-pacidad del cemento FUTUR para reaccionar antela presencia de los canales a través de los cualesviajan los fluidos de formaciones y repararlos, loconvierte en una respuesta ideal para dichas de-mandas.

Los operadores, especialmente aquellos quetrabajan en áreas proclives a la migración de gas,también procurarán la obtención de una visiónmejorada detrás del revestimiento para eliminarotras pruebas caras de aislamiento zonal ante laexistencia de registros CBL-VDL conflictivos o am-biguos. En los ambientes de perforación con pre-siones de poro y gradientes de fracturamientopróximos, se requieren cementos livianos queplantean desafíos significativos para las herra-mientas de adquisición de registros sónicos tradi-cionales. La herramienta Isolation Scanner ofreceuna solución clara para éstos y otros desafíos ac-tuales en materia de aislamiento zonal. —RvF

17. Moroni N, Panciera N, Zanchi A, Johnson CR, LeRoy-Delage S, Bulte-Loyer H, Cantini S, Belleggia E e Illuminati R: “Overcoming the Weak Link in Cemented Hydraulic Isolation,” artículo SPE 110523,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Anaheim, California, EUA, 11 al 14 de noviembre de 2007.

34 Oilfield Review

Inteligencia en materiales innovadores

Rashmi BhavsarNitin Y. VaidyaRosharon, Texas, EUA

Partha GangulyAlan HumphreysAgathe RobissonHuilin TuNathan WicksCambridge, Massachusetts, EUA

Gareth H. McKinleyInstituto de Tecnología de MassachusettsCambridge, Massachusetts

Frederic PauchetClamart, Francia

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Hiroshi Hori, Sagamihara, Kanagawa, Japón.CQG (Sensor de cristal de cuarzo), FUTUR, IsolationScanner, Q-Marine, Q-Seabed, Sonic Scanner ysonicVISION son marcas de Schlumberger.CryoFit es una marca de Aerofit Products Inc.Motion Master es una marca de LORD Corporation.Simon Nitinol Filter es una marca de C.R. Bard, Inc. o de una afiliada.SmartMagnetix es una marca de Biedermann Motech GmbH.

Definidos como materiales cuyas propiedades pueden ser modificadas de manera

controlable en respuesta a los cambios producidos en su ambiente, los materiales

inteligentes pueden convertir un tipo de energía en otro. Esto permite utilizarlos para

ejecutar las funciones complejas de los sensores y activadores—a veces varias

funciones simultáneamente—en un dispositivo que consiste esencialmente en una

sola pieza de una sola sustancia.

Desde el comienzo, el hombre ha construído he-rramientas con los materiales que se encontrabana su disposición. Al ir conociendo mejor las pro-piedades de los mismos pudo diseñar herramien-tas cada vez más específicas. Actualmente, unacategoría de materiales que está experimentandoprocesos de investigación extensivos y cierta apli-cación es la de los “materiales inteligentes.”

Algunos materiales inteligentes son muy cono-cidos. Los encendedores y dispositivos de encen-dido piezoelétricos de las cocinas de gas, lasparrillas y otros artefactos que funcionan con gas,producen una chispa, o descarga eléctrica, sin uti-lizar un circuito eléctrico; con sólo golpear uncristal piezoeléctrico con un martillo a resorte.Esta propiedad de los materiales piezoeléctricosde “sentir” la presión y responder mediante la ge-neración de potencial eléctrico se utiliza en unaamplia gama de aplicaciones inteligentes. Otrosmateriales inteligentes responden a estímulos ex-ternos diferentes, tales como la temperatura, loscampos electromagnéticos y la humedad.

Lo que todos los materiales inteligentes po-seen en común es la capacidad de convertir untipo de energía en otro. Los materiales piezoeléc-tricos pueden convertir la energía mecánica enenergía eléctrica y viceversa. Otros materiales in-teligentes realizan la conversión entre otros tiposde energía. Una clave para las aplicaciones prác-ticas es el hecho de que esta conversión puedeproducirse de manera controlada. Los materialesque manifiestan esta propiedad de responder a loscambios producidos en el ambiente de un modo

controlable, se denominan comúnmente materia-les inteligentes.1

Los dos tipos principales de dispositivos de con-versión de energía son los sensores y los activado-res, que representan las aplicaciones principalesde los materiales inteligentes. Un sensor convierteuna acción en una señal, mientras que un activa-dor convierte una señal en una acción. Los senso-res y los activadores convencionales se fabricanhabitualmente con materiales múltiples y poseenpiezas móviles. Algunos materiales inteligentespueden ejecutar las funciones de varios materialesy piezas en forma simultánea, simpli ficando de estemodo el diseño del dispositivo y teniendo menospiezas que pueden romperse o desgastarse.

Desde el punto de vista de las aplicacionesprácticas, los materiales que convierten la energíamecánica en energía termal, eléctrica, magnéticao química y viceversa son los de mayor interés.Además de los materiales piezoeléctricos que con-vierten la energía mecánica en electricidad, entreotros materiales inteligentes que se utilizan enaplicaciones comerciales se encuentran las alea-ciones con memoria de forma que responden me-cánicamente al calor aplicado; los materialesmagnetorreológicos y magnetostrictivos, cuyaspropiedades son controladas mediante la aplica-ción de campos magnéticos; y los materiales quese hinchan cuando son activados químicamente.Este artículo se centra en algunos de estos mate-riales, sus aplicaciones actuales y su potencialpara ser utilizados en aplicaciones de campos pe-troleros futuras.

1. Schwartz MM (ed): Encyclopedia of Smart Materials(Enciclopedia de Materiales Inteligentes). Ciudad deNueva York: John Wiley & Sons, 2002.

2. Otsuka K y Wayman CM (eds): Shape Memory Materials(Materiales con Memoria de Forma). Cambridge,Inglaterra: Imprenta de la Universidad de Cambridge, 1998.

3. Kauffman GB y Mayo I: “The Metal with a Memory,”Invention & Technology Magazine 9, no. 2 (Otoño de1993): 18–23, http://www.americanheritage.com/articles/magazine/it/1993/2/1993_2_18.shtml (Se accedió el 4 de diciembre de 2007).

Verano de 2008 35

Materiales activados termalmente: un recuerdo totalAlgunos materiales pueden ser deformados peroluego recuperan su forma original cuando seaplica calor. Se trata de los materiales con memo-ria de forma. Las aleaciones con propiedades quese relacionan directamente con el fenómeno dememoria de forma se conocen desde la década de1930.2 No obstante, la aplicación tecnológica deeste fenómeno no se produjo hasta después detranscurridas tres décadas.3 A comienzos de 1958,William J. Buehler, un metalúrgico del Naval Or-denance Laboratory (NOL), en White Oak, Mary-land, EUA, comenzó a probar diversas aleacionespara la proa de un cohete submarino y determinóque una aleación de níquel-titanio poseía la mayorresistencia al impacto y otras propiedades benefi-ciosas, tales como elasticidad, maleabilidad y re-sistencia a la fatiga. Buehler dio a esta aleaciónel nombre de Nitinol, combinando los símbolos

químicos del níquel, Ni, y el titanio, Ti, con la sigladel laboratorio, NOL.

El primer indicio de las propiedades inusualesdel Nitinol se observó en 1959, cuando Buehlerdescubrió las características excepcionales deamortiguamiento acústico dependiente de la tem-peratura de la aleación, que sugerían los cambiosdependientes de la temperatura, producidos en laestructura atómica de la misma. Pero el pasofinal, hacia el descubrimiento de la memoria deforma, tuvo lugar en 1960 en una reunión de losdirectivos del laboratorio NOL, a quienes se lespresentó una muestra de Nitinol que demostraríalas propiedades favorables de la aleación en tér-minos de resistencia a la fatiga. La muestra con-sistía en una tira larga de Nitinol, plegada repetidasveces para formar un perfil en zigzag. Los direc -tores doblaron y desdoblaron la muestra y se ma-nifestaron satisfechos con sus característicasmecánicas. Uno de los gerentes decidió verificar las

propiedades termales de la aleación, utilizando unencendedor de cigarrillos. Para su sorpresa, antela aplicación de calor, la tira comprimida se estirólongitudinalmente.

La comprensión del mecanismo de memoriade forma llevó unos años más. Un descubrimientoimportante fue que el Nitinol existe como dosfases diferentes dependientes de la temperatura;la memoria de forma es posible debido a las tran-siciones de fase existentes entre estas fases. Parafijar la forma original, o para “entrenar” unamuestra para que “recuerde” esta forma, la mues-tra de Nitinol debe recocerse a una temperaturade aproximadamente 500°C [932°F] durante unahora, mientras se la sostiene en una posición fija.El calentamiento genera una fase inelástica, dura,de alta temperatura denominada austenita. El en-friamiento o descenso rápido de temperatura sub-siguiente de la muestra, produce una fase elástica,más deformable, de baja temperatura, denominada

martensita. Si la muestra entrenada se deforma yse somete al calor nuevamente, el movimiento ter-mal hace que los átomos formen la red de auste-nita, restituyendo de ese modo la forma original dela muestra (arriba). Las temperaturas de revenidoy templado, además de otras propiedades, depen-den considerablemente de la composición de laaleación y de los aditivos utilizados.

El procedimiento precedente describe elefecto conocido como efecto de memoria de formasimple (de una sola vía), en el que el material re-cuerda una sola forma. Mediante un entrena-miento adecuado, algunos materiales con memoriade forma pueden recordar dos formas diferentes;una a una temperatura más baja y la otra a una tem -peratura más elevada, exhibiendo de este modo unefecto de memoria de forma de dos vías.

Hasta hoy, el fenómeno de memoria de formase ha observado en docenas de aleaciones metáli-cas de dos y tres componentes, de las cuales, juntocon el Nitinol, las aleaciones de cobre-cincalumi-nio [CuZnAl] y cobre-aluminio-níquel [CuAlNi]son las más utilizadas. Otro grupo promisorio demateriales es el de los polímeros con memoria deforma, que comenzaron a estar disponibles en elcomercio en la década de 1990.4

La primera aplicación comercial de los mate-riales con memoria de forma fue la de los acopla-mientos de tuberías CryoFit, que se contraen paralograr el ajuste adecuado, desarrollados en 1969para unir las líneas hidráulicas en los aviones decombate F-14.5 Los acoplamientos de tubulares

son fáciles de instalar, colocando el acoplamientotrabajado y enfriado con nitrógeno líquido en losextremos de las tuberías a unir y dejándolo que al-cance la temperatura ambiente. A medida que elacoplamiento adquiere temperatura, se contrae yse acopla sobre las tuberías para formar unaunión hermética (derecha).6 Posteriormente, elempleo de los acoplamientos con memoria deforma se extendió a los oleoductos y gasoductos,los acueductos y otros tipos de caños y tubos. Ade-más se desarrolló una amplia gama de sujetado-res diversos con memoria de forma, tales comoanillos y grampas.7

Otra área importante de aplicación de los ma-teriales con memoria de forma es la de la medi-cina. Los dispositivos médicos con memoria deforma más fáciles de observar son los aparatosdentales. Los aparatos a base de Nitinol se utiliza-ron por primera vez en pacientes en el año 1975 yse patentaron en 1977.8 Los aparatos dentales tra-dicionales incluyen un alambre de acero inoxida-ble, que posee un grado de elasticidad insuficientey requiere reajustes frecuentes. En contraposición,un alambre de Nitinol no sólo es más elástico sinoque además provee una carga constante sobre ladentadura, por lo que el grado de reajustes que re-quiere es menor o nulo. Un alambre de Nitinol semoldea inicialmente para obtener una forma co-rrecta; luego, un ortodoncista lo adosa a la denta-dura del paciente, doblándolo como sea necesario.El calor del cuerpo activa el alambre de Nitinol,devolviéndolo a la forma moldeada originalmente.

Un procedimiento similar se utiliza en lasgrampas y placas protésicas con memoria deforma, que aceleran la curación de las fracturasóseas. No obstante, las aplicaciones médicas ver-daderamente vitales de la memoria de forma, yprobablemente las más importantes, correspondena la cirugía cardiovascular.9 Un ejemplo es el dis-positivo Simon Nitinol Filter, un cedazo de alam-bre de Nitinol que se inserta en un vaso sanguíneopara atrapar los coágulos que se desplazan por la

36 Oilfield Review

>Mecanismo del efecto memoria de forma. Al enfriarse, la fase de auste -nita de alta temperatura, con una red cúbica centrada en la cara, se con -vierte en la fase martensítica de baja temperatura. Debido a los esfuerzosexperimentados durante el enfriamiento, la martensita pro ducida a partirde la austenita experimenta un proceso de maclado de cristales: la forma-ción de capas adyacentes relacionadas por simetría especular. La defor-mación remueve el maclado. La martensita demaclada posee una redcristalina tetragonal. El calentamiento de la martensita demaclada defor-mada la convierte nuevamente a la fase de austenita.

Enfriamiento

DeformaciónCalentamiento

Austenita

Martensita demaclada

Martensita maclada

> Fotografía del acoplamiento CryoFit, que secontrae para lograr el ajuste adecuado (extremosuperior ), y el principio de su utilización (extremoinferior ). El acoplamiento es trabajado a tempe-ratura ambiente hasta que su diámetro interno esun poco más pequeño que el diámetro externo delos tubos a unir (A). Luego, se enfría en nitrógenolíquido y se expande mecánicamente de maneraque su diámetro interno sea un poco más grandeque el diámetro externo de los tubos (B). El aco-plamiento expandido se desliza fácilmente sobrelos extremos del tubo (C). Se coloca en la posiciónadecuada y se deja calentar hasta que alcanza latemperatura ambiente. Durante el proceso de ca-lentamiento, se vuelve a contraer hasta adquirirsu tamaño original, más pequeño, para formaruna unión estanca (D). (Fotografía, cortesía deIntrinsic Devices, Inc., referencia 5. Dibujos, cortesía de ATI Wah Chang, referencia 6.)

A

C

D

B

Sin esfuerzo Compresión Expansión

Piezoelectricidad Piezoelectricidad inversa

Verano de 2008 37

corriente sanguínea.10 Los coágulos atrapados sedisuelven gradualmente y de ese modo se evita unaembolia u obstrucción del vaso sanguíneo. El ce-dazo Simon Nitinol Filter se inserta utilizando uncatéter mientras se encuentra en un estado mar-tensítico deformado y enfriado, y luego se expandepara alcanzar su tamaño completo cuando se ca-lienta con el calor del cuerpo (derecha).

Materiales activados eléctricamente: inteligentes como la pinturaSe ha creado una amplia gama de aplicacionesutilizando materiales inteligentes piezoeléctricos.El efecto piezoeléctrico, también conocido comoefecto piezoeléctrico directo, es la capacidad deciertos materiales—minerales, cerámicas y algu-nos polímeros—para producir una carga eléctricaen respuesta a un esfuerzo mecánico aplicado.También puede observarse el efecto inverso, en elque los materiales piezoeléctricos se deforman enun campo eléctrico aplicado.

El efecto piezoeléctrico directo fue descu-bierto en 1880 por los hermanos Pierre y JacquesCurie, quienes observaron que la compresión deun corte de placa de cristal de cuarzo, en unacierta orientación, generaba cargas eléctricassobre las caras de la placa opuestas a la direcciónde la compresión: una carga positiva sobre unacara y una carga negativa sobre la otra. La expan-sión de la placa de cristal también generaba car-gas eléctricas, pero si la carga sobre una caradurante la compresión era negativa, la cargasobre esta cara durante la expansión era positiva,y viceversa. El efecto piezoeléctrico directo tienelugar si una deformación elástica de un sólido esacompañada por una distorsión asimétrica de ladistribución de las cargas positivas y negativas, los

dipolos o los grupos de dipolos paralelos (domi-nios de Weiss) en la estructura del sólido, de ma-nera que se induce un momento dipolar total; esdecir, que el sólido se polariza. El efecto piezoe-léctrico inverso ocurre si un campo eléctrico apli-cado causa tal distorsión de la distribución de lascargas, dipolos o dominios de Weiss, que se gene-ran distorsiones geométricas, manifestadas comoesfuerzos mecánicos (abajo).

Hasta hoy, la piezoelectricidad ha sido detec-tada en muchos tipos de materiales. Los hermanos

Curie descubrieron la piezoelectricidad en los mi-nerales naturales, tales como el cuarzo, la turma-lina, el topacio y la sal de Rochelle (tetrahidratotartrato de sodio y potasio, o KNaC4H4O6·4H2O). Deestos minerales, sólo el cuarzo se utiliza ahora co-mercialmente. Todos los demás cristales piezoe-léctricos simples, importantes desde el punto devista práctico—tales como el dihidrofosfato amó-nico [NH4H2PO4], el ortofosfato de galio [GaPO4],y los óxidos complejos de galio y lantano—se ob-tienen en forma artificial.

> Dispositivo Simon Nitinol Filter. El esquema (extremo superior) muestra eldespliegue del dispositivo en un catéter. Se incluyen además la vista frontaly la vista lateral en el estado desplegado (extremo inferior ). (CopyrightBrazilian Journal of Medical and Biological Research; utilizado con autori -zación, referencia 9.)

Despliegue del dispositivo Simon Nitinol Filter

Vista lateralVista frontal

4. Lendlein A y Kelch S: “Shape-Memory Polymers,”Angewandte Chemie International Edition 41, edición 2 (12 de junio de 2002): 2034–2057.

5. “Use of Shape Memory Alloys in High ReliabilityFastening Applications,” http://www.intrinsicdevices.com/history.html (Se accedió el 24 de diciembre de 2007).

6. Tuominen S y Wojcik C: “Unique Alloys for Aerospaceand Beyond,” Outlook 16, no. 2 (2do trimestre de 1995),http://www.wahchang.com/pages/outlook/html/bkissues/16_02.htm (Se accedió el 24 de diciembre de 2007).

7. Stöckel D: “The Shape Memory Effect: Phenomenon,Alloys, Applications,” Informe (2000), NDC, NitinolDevices & Components, Inc., Fremont, California, EUA,www.nitinol-europe.com/pdfs/smemory.pdf (Se accedióel 24 de diciembre de 2007).

8. Andreasen GF: “Method and System for OrthodonticMoving of Teeth,” Patente de EUA No. 4,037,324 (26 de julio de 1977).

9. Machado LG y Savi MA: “Medical Applications of ShapeMemory Alloys,” Brazilian Journal of Medical andBiological Research 36, no. 6 (Junio de 2003): 683–691,www.scielo.br/pdf/bjmbr/v36n6/4720.pdf (Se accedió el19 de diciembre de 2007).

10. Duerig TW, Pelton AR y Stöckel D: “Superelastic Nitinolfor Medical Devices,” Medical Plastics and Biomaterials4 (Plásticos Médicos y Biomateriales 4), no. 2 (Marzo de1997): 30–43.

> Efectos piezoeléctricos directo e inverso. En el efecto piezoeléctricodirecto, la compresión y la expansión de un material piezoeléctrico generacargas eléctricas opuestas sobre las caras respectivas de la muestra(extremo superior ). En el efecto piezoeléctrico inverso, la aplicación devoltaje a un material piezoeléctrico produce la deformación Δh (extremoinferior a la derecha). Este efecto se opone al efecto piezoeléctrico directo,en el que la deformación Δh produce voltaje (extremo inferior a la izquierda).

Moldeado por fusión

Regióncristalina

Regiónamorfa

Polarización eléctrica

Dire

cció

n de

l cam

po e

léct

rico

Orientación mecánica

Dirección deestiramiento

Si bien los materiales piezoeléctricos mono-cristalinos se siguen desarrollando, la clase demateriales piezoeléctricos más utilizada es ahorala de los materiales cerámicos piezoeléctricos po-licristalinos, que poseen rangos mucho más am-plios de características útiles y funcionan bajocondiciones operativas más amplias. Actual-mente, el grupo más grande de los materiales ce-rámicos piezoeléctricos es el de los materialesconsistentes en cristalitas con la estructura de laperovskita.11 Son óxidos metálicos complejos conla fórmula general ABO3, donde A y B son catio-nes de diferentes tamaños. El catión A incluye ele-mentos tales como Na, K, Rb, Ca, Sr, Ba y Pb, y elB incluye Ti, Sn, Zr, Nb, Ta y W. A veces A y B encada caso pueden representar dos o más de estoscationes, siempre que se satisfagan la estoiquio-metría total (por ejemplo, como en el titanato-cir-conato de plomo, PbZrxTi1-xO3). Los ejemplosprincipales de cerámicos piezoeléctricos tipo pe-rovskita son el titanato de bario [BaTiO3] (el pri-mer cerámico piezoeléctrico descubierto), eltitanato de plomo [BaTiO3], el titanato zirconatode plomo (el material cerámico piezoeléctricomás utilizado hasta la fecha), el titanato zirconatode plomo y lantano [Pb1-xLax(ZryTi1-y)1-x/4O3] y elniobato de plomo y magnesio [PbMg1/3Nb2/3O3].12

Después de la fase de sinterización, en los pro-cesos de manufactura, los dipolos en esos cerámi-cos son paralelos sólo dentro de cada dominio,mientras que los dominios se polarizan en formaaleatoria.13 Una deformación elástica de un conjuntode dipolos polarizados aleatoriamente no puede con-ducir a una distorsión asimétrica de la distribuciónde la carga y, por consiguiente, no puede producirpiezoelectricidad. En consecuencia, la última etapade la fabricación de los cerámicos piezoeléctricos essiempre la aplicación de un campo eléctrico intensoa temperatura elevada, luego de lo cual los domi-nios se polarizan en forma aproximadamente idén-tica y la sustancia se vuelve piezoeléctrica (arriba).

Algunos polímeros pueden ser piezoeléctricoso hacerse piezoeléctricos. La piezoelectricidad fuedescubierta o desarrollada en una serie de políme-ros naturales, incluyendo la queratina, el colágeno,algunos polipéptidos y películas orientadas deDNA, y los polímeros sintéticos, tales como algu-nos nilones y la poliurea. No obstante, en la actua-lidad, los únicos polímeros piezoeléctricos que seconsiguen en el comercio son el difluoruro depolivinilo (PVDF) y sus copolímeros con trifluoro-etileno y tetratrifluoroetileno.14 El PVDF es un po-límero sintético semicristalino con la fórmulaquímica (CH2–CF2)n. El PVDF se produce en pelí-culas delgadas, que se estiran a lo largo del planode la película y se polarizan en sentido perpendi-cular a este plano, para producir las propiedadespiezoeléctricas (derecha).

Dado que los materiales piezoeléctricos pue-den convertir la energía mecánica en energíaeléctrica y viceversa, entre sus aplicaciones pre-dominan diversos sensores y activadores electro-mecánicos. El efecto piezoeléctrico se utiliza enlos sensores para diversos parámetros físicos(tales como la fuerza, la presión, la aceleración,el impacto lateral y la yaw rate), y en los micró-fonos, hidrófonos, sensores ultrasónicos, sensoressísmicos, detectores acústicos y muchos otros dis-positivos.

Un ejemplo interesante de un sensor piezoe-léctrico de distribución constante es el de las pin-turas piezoeléctricas o inteligentes.15 Este tipo depintura puede prepararse utilizando polvo cerá-mico a base de titanato-circonato de plomo, comopigmento, con resina epóxica como aglomerante.La mezcla se aplica sobre una superficie y se curay polariza a temperatura ambiente. La película depintura resultante actúa como un sensor de vibra-ciones y emisiones acústicas para la superficie en-tera. Estas pinturas inteligentes pueden serutilizadas para cubrir superficies grandes de ele-mentos estructurales individuales e incluso cons-

trucciones enteras, tales como puentes, para mo-nitorear su integridad. Las pruebas controladasde alteración al aire, efectuadas recientementeen puentes que cruzan ríos en el Reino Unido yFinlandia, han demostrado que los sensores depintura piezoeléctrica pueden subsistir en condi-ciones exteriores rigurosas y conservar su funcio-nalidad durante seis años como mínimo.16

Otros ejemplos importantes de activadorespiezoeléctricos son los altoparlantes, los motorespiezoeléctricos y los micro-activadores de alta pre-cisión. Los micro-activadores de alta precisión uti-lizan el hecho de que los cambios pequeños,producidos en el voltaje aplicado a los materialespiezoeléctricos, producen cambios pequeños en suforma. Esto permite el control fino de las posicio-nes y desplazamientos de piezas y elementos, quees crucial en la operación de una diversidad de dis-

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> Efectos de la polarización. Los dipolos en los cerámicos sinterizados sonparalelos sólo dentro de cada dominio, mientras que los dominios se pola -rizan en forma aleatoria (izquierda). Después de la polarización en el campoeléctrico intenso Ep, a temperatura elevada, los dominios se alinean en formaaproximada y la sustancia se vuelve piezoeléctrica (derecha).

Antes de la polarización

E p

Después de la polarización

> Tratamiento con difluoruro de polivinilideno(PVDF) para impartir las propiedades piezoeléctri-cas. En una película de polímero moldeado por fusión, las cristalitas (de decenas de cientos denanómetros de tamaño) se distribuyen en formaaleatoria entre regiones amorfas (extremo supe-rior ). El estiramiento de la película de polímero(centro) alinea significativamente las cadenas po-liméricas en las regiones amorfas del plano de lalámina, y facilita la rotación uniforme de las cris-talitas por la acción de un campo eléctrico. La po-larización a través del espesor de la película (talcomo mediante el empleo de electrodos metálicosdepositados), hace que la película sea piezoeléc-trica (extremo inferior). (Figura, cortesía de laNASA; utilizada con autorización, referencia 14.)

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positivos que van desde los cabezales de impresiónde chorro de tinta hasta los sistemas de guía.

La clase más significativa de dispositivos pie-zoeléctricos es la constituida por los generadoresultrasónicos piezoeléctricos que, a diferencia delos generadores magnetostrictivos u otros tipos degeneradores ultrasónicos, proveen la generaciónmás eficiente de ultrasonido con potencia y fre-cuencia controladas. El ultrasonido en esos genera-dores se produce utilizando el efecto piezoeléctricoinverso. Aquí, una aplicación cíclica de voltaje aun material piezoeléctrico hace que éste se ex-panda y se contraiga, emitiendo de ese modo unaonda de presión.

La creación de los generadores ultrasónicospiezoeléctricos ha abierto el camino para unaserie de aplicaciones extremadamente vasta. Laprimera aplicación práctica de la piezoelectrici-dad fue un generador ultrasónico de cuarzo pie-zoeléctrico en un sonar activo, diseñado paradetectar submarinos durante la Primera GuerraMundial, en el año 1915.17 Desde entonces, estaaplicación ha crecido para convertirse en una re-copilación extensiva de métodos de detección deinhomogeneidades en diversos medios. El procesode detección de defectos que utiliza la tecnologíaultrasónica prueba una amplia gama de materia-les y construcciones, incluyendo diversas tuberíasy líneas de conducción. Para el público general,la aplicación más común es la ultrasonografía mé-dica; una técnica de visualización de los tejidos yórganos internos del cuerpo, especialmente la ul-trasonografía obstétrica para la visualización deun embrión o un feto en el útero, que se ha con-vertido en un procedimiento estándar de las prác-ticas de cuidado prenatal en muchos países.

Los dispositivos piezoeléctricos también se en-cuentran en numerosas aplicaciones de campospetroleros. Un elemento piezoeléctrico de cuarzoes una parte importante del Sensor de Cristal deCuarzo (CQG) de Schlumberger, que se utilizacomo sensor de presión en una amplia diversidadde herramientas. Los dispositivos cerámicos piezo-eléctricos también desempeñan un rol clave den-tro del instrumental de adquisición de registrossísmicos, sónicos y ultrasónicos de Schlumberger:como emisores de ultrasonidos e hidrófonos en elsistema de sísmica marina con sensores unitariosQ-Marine y en el sistema sísmico de fondo marinocon componentes múltiples Q-Seabed, y como re-ceptores y transmisores monopolos en la plata-forma de barrido acústico Sonic Scanner, elservicio de evaluación de la calidad del cementoIsolation Scanner, y la herramienta de adquisiciónde registros sónicos durante la perforación sonic-VISION. Si bien las aplicaciones actuales se limi-tan a los sensores, en aplicaciones de campospetroleros futuras podría utilizarse el efecto pie-

zoeléctrico para el aprovechamiento energético ylos micro-activadores.

Materiales activados magnéticamente: la resistencia rápida de las partículas diminutasOtra categoría de materiales inteligentes es la delos fluidos magnetorreológicos (MR). Estos flui-dos poseen propiedades reológicas que puedenmodificarse mediante la aplicación de un campomagnético. El cambio es proporcional a la inten-sidad del campo magnético, puede ser controladocon un alto grado de precisión mediante la modi-ficación de esta intensidad y es inmediatamentereversible después de remover el campo.

Un fluido MR típico es una suspensión de par-tículas micrónicas (cuyo tamaño oscila normal-mente entre 3 y 8 micrones), magnéticamentesusceptibles (en general un 20 a un 40% por volu-

men de partículas de hierro puro) en un fluidoportador, tal como aceite mineral, aceite sintético,agua o glicol.18 Además, a los fluidos MR se agre-gan diversos surfactantes, incluyendo ácido oleicoy ácido cítrico, hidróxido de tetrametilamonio ylecitina de soja, para evitar que las partículas seprecipiten. Los sistemas de materiales MR pue-den fabricarse en forma de geles, espumas, pol-vos, grasas e incluso elastómeros sólidos.

Sin un campo magnético, las partículas en unfluido MR se distribuyen en forma aleatoria. Unavez aplicado un campo magnético, las partículasse alinean con el campo magnético para formarcadenas, que resisten el flujo o la deformación decorte en la dirección perpendicular a la direccióndel campo magnético e incrementan significati -vamente la viscosidad (o más precisamente, laresistencia elástica) en esta dirección (arriba).

11. La perovskita (que recibió su nombre de Lev A. Perovski,un mineralogista ruso) es un titanato de calcio natural[CaTiO3] con una red seudocúbica. Esta clase de sólidosincluye numerosos cerámicos tecnológicamenteimportantes, tales como los semiconductores y losmateriales magnéticos, ferroeléctricos y piezoeléctricos.

12. Kholkin A, Jadidian B y Safari A: “Ceramics,Piezoelectric and Electrostrictive,” en Schwartz MM(ed): Encyclopedia of Smart Materials (Enciclopedia deMateriales Inteligentes). Ciudad de Nueva York: JohnWiley & Sons (2002): 139–148.

13. La sinterización es un método de desarrollo de objetosa partir de un material granular, que es calentado hastaque casi alcanza su punto de fusión y sus partículas seadhieren entre sí.

14. Harrison JS y Ounaies Z: “Piezoelectric Polymers,”Informe ICASE No. 2001-43, NASA/CR-2001-211422,http://ntrs.nasa.gov/archive/nasa/casi.ntrs.nasa.gov/20020044745_2002075689.pdf (Se accedió el 24 dediciembre de 2007). (Se agregó color a la figura original).

15. Egusa S e Iwasawa N: “Piezoelectric Paints as OneApproach to Smart Structural Materials with Health-Monitoring Capabilities,” Smart Materials and

Structures 7 (Materiales y Estructuras Inteligentes 7),no. 4 (Agosto de 1998): 438–445.Egusa S e Iwasawa N: “Piezoelectric Paints:Preparation and Application as Built-In VibrationSensors of Structural Materials,” Journal of MaterialsScience 28, no. 6 (Marzo de 1993): 1667–1672.

16. Hale JM y Lahtinen R: “Piezoelectric Paint: Effect ofHarsh Weathering on Aging,” Plastics, Rubber andComposites 36 (Plásticos, Caucho y Compuestos 36), no. 9 (Noviembre de 2007): 419–422.

17. El término sonar, abreviatura que corresponde a laexpresión inglesa sound navigation and raging(navegación y medición por sonido), es una técnica que utiliza ondas acústicas submarinas para detectar y localizar objetos sumergidos. Los sonares activosproducen un impulso sonoro y luego escuchan lasreflexiones del impulso. Los equipos de sonar pasivossólo escuchan los sonidos submarinos sin que existatransmisión.

18. Henrie AJM y Carlson JD: “Magnetorheological Fluids,”en Schwartz MM (ed): Encyclopedia of Smart Materials(Enciclopedia de Materiales Inteligentes). Ciudad deNueva York: John Wiley & Sons (2002): 597–600.

> Aplicación de un campo magnético a los fluidos magnetorreológicos (MR).Sin un campo magnético, las partículas ferrosas se distribuyen en formaaleatoria en un aceite no magnético para formar un fluido MR (extremo su-perior ). Una vez que se aplica un campo magnético, las partículas se ali-nean con el campo magnético para formar cadenas, incrementandosorprendentemente la viscosidad en la dirección perpendicular a la direc-ción del campo (extremo inferior ).

Fluido magnetorreológico

Fluido portador

Partículas ferrosas

Dire

cció

n de

l cam

po m

agné

tico

Cadenas de partículasalineadas con el campo

No bien se remueve el campo magnético, las ca-denas de partículas se desintegran (a través de lasfuerzas Brownianas aleatorias) y se restituye laviscosidad inicial.

Los fluidos MR fueron descubiertos en la dé-cada de 1940 y comienzos de la década de 1950 enla Oficina Nacional de Normas de Gaithersburg,en Maryland.19 Se desarrollaron varios dispositi-vos en base a polvos magnéticos secos, tales comolos frenos de polvo magnético. No obstante, estosprimeros fluidos y dispositivos MR poseían una du-ración y una estabilidad limitadas, y fue recién acomienzos de la década de 1990 que el avance re-gistrado en la ciencia de materiales y en los com-ponentes electrónicos de control renovó el interésen estos materiales.

Los fluidos MR atraen el interés por su capaci-dad singular para experimentar un incremento rá-pido y abrupto de la viscosidad, correspondiente auna transición casi instantánea a un estado semi-sólido, en respuesta a la aplicación de un campomagnético. La restitución de la viscosidad inicial,después de remover el campo magnético, es igual-mente rápida con un tiempo de respuesta de tansólo 6.5 ms.20 Por lo tanto, los fluidos MR han sido

utilizados mayormente en diversos sistemas deamortiguamiento. Los fluidos MR fueron comer-cializados por primera vez en 1995 en los frenosrotativos hidráulicos para los equipos utilizadosen ejercicios aeróbicos. Otros productos que utili-zan fluidos MR, disponibles en el mercado, son losamortiguadores para los sistemas de control de vi-braciones en tiempo real, utilizados en los camio-nes de servicio pesado, los amortiguadores dechoques ajustables para las carreras de autos enpistas ovales y pistas de tierra, y los amortiguado-res lineales para el control del paso en tiempo realen los dispositivos protésicos de avanzada.21

Un ejemplo de esta última aplicación es elamortiguador con fluido MR Motion Master de lapierna protésica Smart Magnetix (arriba).22 Esteamortiguador con fluido MR responde 20 vecesmás rápido que los diseños mecánicos o hidráuli-cos previos, de última generación. El tiempo derespuesta total, 40 ms, es similar al tiempo de res-puesta para las señales de la rodilla humana.23

Este mejoramiento ayuda al nuevo protésico a si-mular el movimiento natural en forma más exactay lo hace más conveniente para el usuario.

Otra clase de materiales activados magnética-mente es la constituida por las sustancias magne-tostrictivas. La magnetostricción es la propiedadde los materiales ferromagnéticos que cambian suforma en respuesta a la aplicación de un campomagnético.24 La magnetostricción fue descubiertaen 1842 por James P. Joule, quien observó que ellargo de una muestra de hierro cambiaba luego dela aplicación de un campo magnético. Junto coneste efecto, también conocido como efecto Joule,existe un efecto recíproco, el efecto Villari, en elque la aplicación de un esfuerzo a un materialproduce un cambio en su magnetización.

Este comportamiento se asemeja tanto alefecto piezoeléctrico directo y como al efecto pie-zoeléctrico inverso. De hecho, los mecanismosmacroscópicos de la piezoelectricidad y la magne-tostricción se asemejan entre sí, con la diferenciade que los efectos piezoeléctricos son determina-dos por la acción de un campo eléctrico sobre lascargas, los dipolos eléctricos o los dominios de losdipolos eléctricos, mientras que los efectos mag-netostrictivos son controlados por la acción de uncampo magnético sobre los dominios magnéticos;regiones de magnetización uniforme. Un campomagnético aplicado a una muestra ferromagnéticadesplaza los dominios magnéticos, produciendocambios detectables macroscópicamente en laforma y el tamaño de la muestra. E, inversamente,la aplicación de un esfuerzo produce un despla -zamiento mecánico de los dominios magnéticos,alterando de ese modo la magnetización de lamuestra.

El efecto magnetostrictivo directo (Joule) seutiliza en los activadores magnetostrictivos, mien-tras que el efecto Villari se utiliza en los sensoresmagnetostrictivos. Entre las aplicaciones de lamagnetostricción se encuentran los receptores te-lefónicos, los hidrófonos, los generadores ultrasó-nicos magnetostrictivos para los sonares, losmotores lineales y rotacionales, y diversos sensoresde deformación, movimiento, posición y fuerza.

Materiales químicamente activos: cuán extraordinarios sonLa activación química de los materiales es un temaprácticamente inacabable. En este artículo, abor-damos solamente la activación química de los po-límeros ante la exposición a los líquidos. Estefenómeno es suficientemente general como paratener lugar en la vida cotidiana y además, suficien-temente específico como para sustentar aplicacio-nes inteligentes, incluyendo algunas aplicacionesen el campo petrolero. La mayoría de las perso-nas ha observado el fenómeno de hinchamiento

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> Esquema del amortiguador con fluido MR Motion Master (LORD Corporation) en la rodilla artificialde la prótesis de pierna Smart Magnetix (Biedermann Motech) (izquierda) y esquema del amortiguadorcon fluido MR (derecha). (Utilizado con la autorización de LORD Corporation, referencia 22.)

Sistema deamortiguamiento MR

Dispositivos de control

Pierna protésica

Cables alelectromagneto

Cojinete y sello

Fluido MR

Bobina Canal deflujo anular

Diafragma

Sistema de amortiguamiento magnetorreológico

Acumulador

Pistón

Verano de 2008 41

intencional y no intencional de los polímeros en lavida cotidiana. Por ejemplo, el derrame de café oté sobre un libro hace que el polímero natural ce-lulosa contenido en el papel del libro aumente devolumen, y en la preparación de postres de gelatinase hace uso de la propiedad del polímero gelatinaque se hincha en el agua. No obstante, este com-portamiento de hinchamiento también puede serperjudicial: las compañías industriales pueden in-currir en pérdidas importantes si una junta hechacon un polímero inadecuado para las condicionesoperativas existentes, por pequeña que sea, se di-lata y se degrada produciendo una fuga u otras con-secuencias peligrosas.

Por otro lado, las personas durante muchotiempo hallaron formas de utilizar las propieda-des de hinchamiento de los polímeros en formacontrolable, como en las áreas de elaboración dealimentos, medicina (materiales absorbentes),equipos para derrames químicos y construcción(diversos rellenos). Un ejemplo de la aplicaciónmoderna del hinchamiento controlable de los po-límeros en la medicina es el de los sistemas de li-beración de fármacos previstos.25 La forma mássimple de este tipo de sistema es una cápsula conun núcleo que contiene el fármaco y una coberturacon capacidad de hinchamiento. Las propiedadesde la cobertura están diseñadas para que ésta sehinche gradualmente y el fármaco sea liberado adeterminadas velocidades y en determinados lu-gares, a medida que la cápsula es transportada através del tracto gastrointestinal. Los diseños másintricados incluyen cápsulas de capas y fármacosmúltiples, a veces provistas de orificios especia-les para la liberación de los fármacos.

Los polímeros con capacidad de hinchamientoestán comenzando a utilizarse en aplicaciones decampos petroleros. Se emplean en empacadorescon capacidad de dilatación para el aislamientopor zonas y el control eficiente de la producciónde agua en el pozo (arriba, a la derecha). Para elaislamiento por zonas, se baja en el pozo una seriede empacadores sensibles al petróleo, sin dilatar.Si se exponen al petróleo, se dilatan y sellan la for-mación, creando intervalos aislados entre sí. Parael control del agua, se instala en el pozo un empa-cador de polímero (elastomérico o compuesto)sensible al agua, sin dilatar. Si incursiona agua enel pozo, el empacador se dilata y sella el pozo enesa posición, aislando el intervalo de manera quese reduce el influjo de agua y se incrementa laproducción de petróleo.26

Los empacadores con capacidad de dilataciónposeen ventajas, en comparación con los conven-

cionales, ya que en general son más económicos,no contienen partes móviles y no requieren nin-gún mecanismo de accionamiento mecánico o hi-dráulico. Todas las funciones de estos elementosson ejecutadas por una sola pieza de material in-teligente polimérico.

Una historia temprana de éxito de los polímeroscon capacidad de hinchamiento tuvo lugar durantela Segunda Guerra Mundial, cuando se utilizaronmateriales de caucho con capacidad de hincha-miento en los tanques autosellados para com -bustible de los aviones.27 Un tanque autosellado

19. Rabinow J: “Magnetic Fluid Torque and ForceTransmitting Device,” Patente de EUA No. 2,575,360 (20 de noviembre de 1951).Rabinow J: “The Magnetic Fluid Clutch,” Transactionsof the American Institute of Electrical Engineers 67(Actas del Instituto Americano de Ingenieros Eléctricos67) (1948): 1308–1315.

20. Weiss KD, Duclos TG, Carlson JD, Chrzan MJ y MargidaAJ: “High Strength Magneto- and Electro-RheologicalFluids,” Society of Automotive Engineers TechnicalPaper Series (Serie de Artículos Técnicos de laSociedad de Ingenieros Automotrices), no. 932451,Warendale, Pensilvania, EUA (1993): 1–6.

21. Carlson JD y Sproston JL: “Controllable Fluids in 2000—Status of ER and MR Fluid Technology,” artículopresentado en Actuator 2000—7a. ConferenciaInternacional sobre Activadores Nuevos, Bremen,Alemania, 19 al 21 de junio de 2000.

22. http://www.lord.com/Home/MagnetoRheologicalMRFluid/Applications/OtherMRApplicationSolutions/Medical/tabid/3791/Default.aspx (Se accedió el 5 de enero de 2008).

23. Bullough WA: “Fluid Machines,” in Schwartz MM (ed):Encyclopedia of Smart Materials (Enciclopedia deMateriales Inteligentes). Ciudad de Nueva York: JohnWiley & Sons (2002): 448–456.

24. Un material ferromagnético no sólo puede magnetizarseen un campo magnético externo sino que permanecemagnetizado después de remover el campo. Algunosejemplos de materiales ferromagnéticos son el hierro, el níquel, el cobalto, algunos elementos del grupo tierrasraras y algunas aleaciones y compuestos de estoselementos.

25. Wise DL (ed): Handbook of Pharmaceutical ControlledRelease Technology. Ciudad de Nueva York: MarcelDekker, 2002.

26. http://www.tamintl.com/pdf/FreeCapAd1JPT.pdf (Se accedió el 11 de enero de 2008).

27. Gustin E: “Fighter Armour,” http://www.geocities.com/CapeCanaveral/Hangar/8217/fgun/fgun-ar.html (Seaccedió el 28 de febrero de 2008).

> Fotografía (extremo superior), diagrama esquemático (centro) e ilustración de la dilatación(extremo inferior ) de un empacador dilatable.

Dilatación

Casquetes antiextrusión

Empacador dilatable

constaba de dos capas de caucho; la capa externaera de caucho curado y la interna de caucho sincurar, con capacidad de hinchamiento ante la ex-posición al petróleo. La capa interna estaba reves-tida con un material impermeable al combustiblepara evitar el contacto del caucho no curado con elcombustible mientras el tanque se mantenía in-tacto. Si una bala u otro proyectil perforaba el tan-que, el combustible se derramaba y se ponía encontacto con el caucho no curado, que se hinchabay de ese modo sellaba la perforación. Este tipo detanque autosellado aún se sigue utilizando.

Estos materiales de caucho autosellado pue-den ser considerados los predecesores del con-

cepto moderno de los materiales autorreparables.En éstos últimos, un agente reparador no formauna capa adyacente sino que está encerrado enmicrocontenedores, tales como microcápsulas omicrofibras huecas, y se distribuye uniforme-mente por todo el material a proteger.28 En los ma-teriales poliméricos autorreparables, el agentereparador es habitualmente el correspondientepolímero no curado. Si un material polimérico au-torreparable se daña, estos microcontenedores serompen y liberan el agente reparador, que se infil-tra en la zona donde se localiza el daño, se polime-riza—si es necesario, se agrega al volumen dematerial un catalizador de polimerización—y de

este modo cura el área dañada (izquierda).29 Esteprocedimiento imita las funciones autocurativas delos tejidos biológicos, cuya respuesta al daño es amenudo la secreción de fluidos curativos. Para si-mular aún más la actividad natural, existen algu-nas propuestas que sugieren el punzado de unmaterial con una red vascular para transportar unagente reparador que circule por todo el material.30

Los materiales autorreparables también estáncomenzando a tener éxito en las aplicaciones decampos petroleros. Por ejemplo, Schlumbergeranunció recientemente la disponibilidad de sutecnología de cemento activo fraguado FUTURque sella automáticamente las microfugas exis-tentes en un revestimiento de cemento (véase“Aseguramiento del aislamiento por zonas másallá de la vida productiva del pozo,” página 20). Elsistema de cementación FUTUR, que se bombea ycoloca de la misma forma que cualquier cementoordinario, contiene componentes que permane-cen inactivos hasta que son expuestos a los hidro-carburos como los que se filtran a través demicrofugas en el revestimiento de cemento. Elcontacto con los hidrocarburos activa el revesti-miento elaborado con la tecnología de cementoFUTUR, que se autorreparará en unas pocas horassin necesidad de ningún tipo de intervención.Esto impide que se produzcan muchos eventos in-deseados después de fraguado el cemento, talescomo la migración anular de fluidos entre zonasde la tubería de revestimiento, la presión sos -tenida de la tubería de revestimiento en la super-ficie, las fugas de la tubería de revestimiento desuperficie y los flujos cruzados.31

Hacia los materiales inteligentes innovadoresEstos ejemplos de materiales y procesos son sóloun pequeño muestreo del mundo de los materialesinteligentes y sus aplicaciones. Los materiales in-teligentes son abundantes y pueden encontrarseen una diversidad de dispositivos, que abarcandesde los encendedores y los dispositivos de en-cendido piezoeléctricos simples hasta el instru-mental ultrasónico complejo.

Incluso los materiales comunes pueden ha-cerse inteligentes o sensibles. El cemento auto-rreparable constituye un ejemplo de un materialcotidiano abundante, que ha sido diseñado paraadoptar propiedades inteligentes para aplicacio-nes en campos petroleros. Es probable que a nues-tro alrededor existan candidatos prometedorespara la adaptación de materiales inteligentes, es-perando ser descubiertos.

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28. Shah AD y Baghdachi J: “Development andCharacterization of Self-Healing Coating Systems,”http://www.emich.edu/public/coatings_research/AmitPresentation.pdf (Se accedió el 14 de enero de 2008).

29. White SR, Sottos NR, Geubelle PH, Moore JS, KesslerMR, Sriram SR, Brown EN y Viswanathan S: “AutonomicHealing of Polymer Composites,” Nature 409 (15 defebrero de 2001): 794–797.

30. “Self-Healing Composite Materials,”http://www.aer.bris.ac.uk/research/fibres/sr.html (Se accedió el 14 de enero de 2008).

31. Moroni N, Panciera N, Zanchi A, Johnson CR, LeRoy-Delage S, Bulte-Loyer H, Cantini S, Belleggia E e Illuminati R: “Overcoming the Weak Link in CementedHydraulic Isolation,” artículo SPE 110523, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Anaheim, California, 11 al 14 de noviembre de 2007.

>Material autorreparable en el que se encastran microcápsulas de 200micrones que contienen un agente reparador polimerizable y partículascatalíticas de polimerización. El daño produce la propagación de la fisura(extremo superior); la fisura rompe las microcápsulas, liberando un agentereparador (centro); el agente reparador se pone en contacto con el cata -lizador, polimeriza y cura el área dañada (extremo inferior). (Adaptado conautorización de Macmillan Publishers Ltd., referencia 29.)

Catalizador

Microcápsula

Fisura

Agente reparador

Agente reparador polimerizado

Verano de 2008 43

La investigación de los materiales inteligentesconstituye una de las nuevas direcciones de las ac-tividades de investigación en el Centro de Investi-gaciones Doll de Schlumberger en Cambridge,Massachusetts, e incluye la definición y ejecuciónde un mapa del camino para la tecnología de ac-cionamiento en diversas aplicaciones de campospetroleros.

Una parte importante de la implementacióndel mapa del camino es la definición y el desarro-llo de los pilares tecnológicos comunes que pue-den integrarse de diversas maneras para proveerlas aplicaciones de la tecnología de accionamiento.Esto se logrará mediante el estudio de los siste-mas de accionamiento—activadores, sensores,componentes dinámicos y control de los sistemas,y mecanismos innovadores—y la aplicación demateriales inteligentes para inventar sistemas deaccionamiento nuevos (derecha).

Si bien los investigadores de la ciencia de losmateriales están entusiasmados con el enormepotencial de los materiales inteligentes, es pocoprobable que estos materiales nuevos suplantena los materiales estándar que utilizamos todos losdías. La vasta mayoría de los materiales son es-tructurales; seleccionados no sólo por sus propie-dades sino porque son económicos y abundantes.Los materiales inteligentes, al igual que otros ma-teriales funcionales, incluyendo los filamentos detungsteno de los focos de luz, el alambre de platino-rodio de las termocuplas y las puntas de diamantede las barrenas de perforación, habitualmente tie-nen aplicaciones de poco volumen. Estas aplicacio-nes requieren propiedades singulares para lascuales los sustitutos son escasos o inexistentes, y,por consiguiente, el costo no constituye un pro-blema. En relación con las herramientas sofisti-cadas de los campos petroleros, los materialesinteligentes pueden permitir la implementaciónde nuevas tecnologías, la miniaturización de pie-zas y la confiabilidad mejorada en el ambiente defondo de pozo cada vez más riguroso. —VG

> Una investigadora (arriba) estudia las propie -dades termomecánicas de una muestra de unmaterial en el Centro de Investigaciones Doll deSchlumberger (SDR) en Cambridge, Massachusetts(abajo, a la izquierda).

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Inversión sísmica: Lectura entre líneas

Frazer BarclayPerth, Australia Occidental, Australia

Anders BruunKlaus Bolding RasmussenCopenhague, Dinamarca

José Camara AlfaroPEMEXTampico, Tamaulipas, México

Anthony CookeAberdeen, Escocia

Dennis CookeDarren SalterSantosPerth, Australia Occidental

Robert GodfreyDominic LowdenSteve McHugoHüseyin ÖzdemirStephen PickeringGatwick, Inglaterra

Francisco González PinedaPEMEXReynosa, Tamaulipas, México

Jorg HerwangerStefano VolterraniHouston, Texas, EUA

Andrea MurinedduAndreas RasmussenStavanger, Noruega

Ron RobertsApache CorporationCalgary, Alberta, Canadá

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Trine Alsos, StatoilHydro, Harstad, Noruega; TedBakamjian, SEG, Tulsa; Richard Bottomley, Ciudad de México;Jonathan Bown, Henrik Juhl Hansen y Kim Gunn Maver,Copenhague; Tim Bunting, Kuala Lumpur; Karen SullivanGlaser, Houston; Jalal Khazanehdari, Abu Dhabi, EmiratosÁrabes Unidos; Hasbi Lubis, Gatwick, Inglaterra; FaridMohamed, Aberdeen; Richard Patenall, Perth, AustraliaOccidental; Pramesh Tyagi, El Cairo; y Anke Simone Wendt,Stavanger.ECLIPSE, ISIS y Q-Marine son marcas de Schlumberger.

Las reflexiones de las ondas sísmicas provenientes de las capas del subsuelo,

iluminan las potenciales acumulaciones de hidrocarburos. Cuando las ondas se

reflejan, sus amplitudes cambian para revelar información importante sobre los

materiales subyacentes. La inversión de las amplitudes sísmicas utiliza las amplitudes

de las reflexiones calibradas con los datos de pozos para extraer detalles que pueden

ser correlacionados con la porosidad, la litología, la saturación de fluidos y los

parámetros geomecánicos.

Entre las herramientas para identificar objetivosde exploración potenciales, el líder indiscutido esel levantamiento de sísmica 3D. Estos levanta-mientos exploran grandes volúmenes del sub-suelo, ayudando a las compañías de petróleo y gasa mapear las estructuras geológicas y seleccionarlas localizaciones de perforación.

La aplicación original de los datos sísmicos,que aún hoy sigue constituyendo su uso principal,fue la identificación de la geometría de los reflec-tores y la determinación de sus profundidades.Esto es posible porque las ondas sísmicas se refle-jan en las interfases existentes entre los materia-les que poseen propiedades acústicas diferentes.

No obstante, los datos sísmicos de reflexión con-tienen información que trasciende la localizacióndel reflector: cada reflexión cambia la amplitudde la onda de retorno. La propiedad que controlaeste cambio producido en la interfase es el con-traste de impedancia, que es el producto de ladensidad por la velocidad. La información de lasamplitudes de las reflexiones sísmicas puede serutilizada para efectuar un proceso de inversión,destinado a determinar las impedancias relativasde los materiales presentes a ambos lados de lainterfase. Mediante la correlación de estas propie-dades obtenidas por métodos sísmicos con los va-lores medidos en el pozo, los intérpretes puedenextender la información de pozos a través de todoel volumen sísmico. Este proceso, denominado in-versión sísmica para la caracterización de yaci-mientos, puede ayudar a suplir las deficiencias denuestro conocimiento acerca de las propiedadesde las formaciones entre los pozos.

Este artículo describe la ciencia y el arte de lainversión sísmica, y cómo las compañías de petró-leo y gas la están utilizando para reducir el riesgoasociado con sus operaciones de exploración, desa-rrollo y producción. Después de una introduccióna los usos de la inversión, presentamos sus diversostipos, desde el más simple hasta el más complejo.Algunos ejemplos de México, Egipto, Australia y elMar del Norte demuestran las aplicaciones delproceso de inversión para ajustar localizaciones deperforación, caracterizar yacimientos en los quees difícil generar imágenes, mapear la saturaciónde agua, mejorar las simulaciones de yacimientose incrementar el conocimiento de las propiedadesgeomecánicas.

Principios de la inversión sísmicaEn la industria de E&P, muchas mediciones encierta medida se basan en el proceso de inversiónpara su interpretación. La razón es simple. Paramuchos problemas de interpretación de las medi-ciones, ninguna ecuación que relacione directa-mente las mediciones múltiples—que incluyenruido, pérdidas y otras imprecisiones—puede re-solverse con una respuesta única. Recurrimos en-tonces a la inversión, que es una forma matemáticade estimar una respuesta, verificarla en funciónde las observaciones y modificarla hasta que seaaceptable.

El proceso de inversión, como su nombre lo in-dica, puede ser considerado como la inversa delmodelado directo, al que a veces se alude simple-mente como modelado. A los fines de este artículo,el modelado directo comienza con un modelo de

Verano de 2008 45

las propiedades del subsuelo, luego simula mate-máticamente un experimento o proceso físico—por ejemplo, electromagnético, acústico, nuclear,químico u óptico—en el modelo del subsuelo, y fi-nalmente provee como salida una respuesta mo-delada. Si el modelo y los supuestos son precisos,la respuesta modelada se asemeja a los datos rea-les. La inversión hace lo inverso: comienza condatos medidos reales, aplica una operación queretrocede a través del experimento físico, y pro-duce un modelo del subsuelo. Si la inversión serea liza correctamente, el modelo del subsuelo seasemeja al subsuelo real.

El proceso de inversión es utilizado por mu-chas disciplinas de E&P y puede aplicarse en unaamplia gama de escalas y con niveles de comple-jidad variables:• cálculo de perfiles de invasión de los fluidos del

pozo a partir de los registros de inducción• evaluación de la calidad de la adherencia del ce-

mento utilizando registros ultrasónicos (véase“Aseguramiento del aislamiento zonal más alláde la vida productiva del pozo,” página 20).

• extracción de las litologías de las capas y las sa-turaciones de fluidos a partir de mediciones deregistros múltiples

• interpretación de volúmenes de gas, petróleo yagua utilizando registros de producción

• inferencia de la permeabilidad y los límites delyacimiento derivados de los datos de presionestransitorias (véase “Tecnología de pozos inteli-gentes en el almacenamiento subterráneo degas,” página 4).

• mapeo de los frentes de fluidos a partir de me-diciones electromagnéticas entre pozos

• integración de las mediciones electromagnéti-cas y sísmicas para una delineación mejoradade los sedimentos subsalinos.1

1. Quirein J, Kimminau S, La Vigne J, Singer J y Wendel F:“A Coherent Framework for Developing and ApplyingMultiple Formation Evaluation Models,” Transcripcionesdel 27o Simposio Anual sobre Adquisición de Registros dela SPWLA, Houston, 9 al 13 de junio de 1986, artículo DD.Jammes L, Faivre O, Legendre E, Rothnemer P, TrouillerJ-C, Galli M-T, Gonfalini M y Gossenberg P: “ImprovedSaturation Determination in Thin-Bed EnvironmentsUsing 2D Parametric Inversion,” artículo SPE 62907,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 1° al 4 de octubre de 2000.Faivre O, Barber T, Jammes L y Vuhoang D: “Using ArrayInduction and Array Laterolog Data to CharacterizeResistivity Anisotropy in Vertical Wells,” Transcripcionesdel 43er Simposio Anual sobre Adquisición de Registrosde la SPWLA, Oiso, Japón, 4 al 7 de junio de 2002,artículo M.Marsala AF, Al-Ruwaili S, Ma SM, Modiu SL, Ali Z,Donadille J-M y Wilt M: “Crosswell ElectromagneticTomography in Haradh Field: Modeling to Measurements,”artículo SPE 110528, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Anaheim, California,EUA, 11 al 14 de noviembre de 2007.

46 Oilfield Review

Los especialistas en sísmica de E&P utilizandiferentes tipos de inversión—inversión de la ve-locidad e inversión de la amplitud—para resolverdeterminados tipos de problemas. El primer tipode inversión, la inversión de la velocidad, a vecesaludido como inversión del tiempo de tránsito, seutiliza para la generación de imágenes en escalade profundidad. Utilizando trazas sísmicas en lo-calizaciones ampliamente espaciadas, este tipo deinversión genera un modelo de velocidad-profun-didad del subsuelo, que se ajusta a los tiempos dearribo registrados de las ondas sísmicas. El resul-tado es un modelo de velocidad-profundidad rela-tivamente grueso, que se extiende a lo largo devarios kilómetros de profundidad, y quizás cien-tos de kilómetros de longitud y ancho. Esta solu-ción se aplica en pasos de procesamiento de datos,tales como la migración y el apilamiento, produ-ciendo finalmente el tipo de imagen sísmica quees familiar para la mayoría de los lectores. Los in-térpretes sísmicos utilizan estas imágenes paradeterminar la forma y la profundidad de los reflec-tores del subsuelo.

El segundo tipo de inversión, la inversión dela amplitud, constituye el foco de este artículo.Este método utiliza el tiempo de arribo y la am-plitud de las ondas sísmicas reflejadas en cadapunto de reflexión, para resolver las impedanciasrelativas de las formaciones limitadas por los re-flectores de los que se generan imágenes. Esta in-versión, que se conoce como inversión sísmicapara la caracterización de yacimientos, lee entrelas líneas, o entre las interfases reflectoras, paragenerar modelos detallados de las propiedades delas rocas. Por razones de simplicidad, a continua-ción se describe solamente la inversión basada enmodelos. Algunas otras alternativas que estánfuera del alcance de este artículo son las inversio-nes space-adaptive y discrete spike.2

En principio, el primer paso en la inversiónsísmica basada en modelos—el modelado di-recto—comienza a partir de un modelo de capascon las profundidades, espesores, densidades y ve-locidades estimadas de las formaciones a partirde los registros de pozos. El modelo más simple,que involucra solamente las velocidades (Vp) de

las ondas compresionales (ondas P) y la densidad(ρ ), puede ser utilizado para obtener por inver-sión la impedancia acústica o de ondas P. Los mo-delos que incluyen las velocidades de ondas decorte (ondas S) (Vs) pueden resolver la impedan-cia elástica o de ondas S.

El modelo simple se combina con un pulso sís-mico para crear una traza sísmica modelada de-nominada traza sintética (izquierda). El procesode inversión toma una traza sísmica real, remueveel pulso sísmico, y crea un modelo del subsuelopara esa localización de traza. Para llegar al mo-delo de mejor ajuste, la mayoría de las rutinas deinversión efectúan iteraciones entre el modeladodirecto y la inversión, procurando minimizar la di-ferencia entre la traza sintética y los datos.

En la práctica, cada uno de estos pasos puedeser muy complicado y depender del tipo de datossísmicos que se están invirtiendo. En relación conlos datos de incidencia vertical, la creación delmodelo inicial requiere mediciones de la densi-dad volumétrica obtenidas de los registros de den-sidad, y velocidades compresionales obtenidas delos registros sónicos, que cubran en ambos casosel intervalo a invertir. Desafortunadamente, los re-gistros necesarios a menudo son adquiridos sólo através del yacimiento. En ausencia de registros só-nicos, los levantamientos sísmicos de pozo—perfi-les sísmicos verticales (VSP)—pueden proveer lasvelocidades promedio a través del intervalo reque-rido. Si no se dispone de datos de velocidad depozo, las velocidades obtenidas mediante la inver-sión del tiempo de tránsito pueden servir como sus-tituto. Los datos de densidad faltantes pueden serestimados a partir de relaciones empíricas. En loque respecta a los datos de incidencia no vertical,el modelo debe incluir tanto las velocidades de lasondas S como las velocidades de las ondas P.

Para la inversión convencional de los datos deincidencia vertical, el modelo de densidad-veloci-dad se convierte entonces en un modelo de reflec-tividad. La reflectividad, la relación entre laamplitud de la onda reflejada y la amplitud de laonda incidente, es el parámetro que gobierna loscambios guiados por las reflexiones en las ampli-tudes de las ondas sísmicas de incidencia normal.Este parámetro se relaciona con las densidades ylas velocidades presentes a cada lado de una in-terfase, a través del contraste de impedanciaacústica; la reflectividad es la relación entre la di-ferencia en las impedancias acústicas y su suma.3

El modelo de reflectividad resultante en escala deprofundidad, es convertido en un modelo en es-cala de tiempo a través de las velocidades.

La combinación del modelo en escala de tiem -po con un pulso sísmico crea una traza sintética.

>Modelado e inversión. El modelado directo (extremo superior) toma un mo-delo de las propiedades de la formación—en este caso la impedancia acús-tica estimada a partir de los registros de pozos—la combina con una ondículasísmica, o pulso sísmico, y se obtiene como resultado una traza sísmica sinté-tica. Contrariamente, la inversión (extremo inferior) comienza con una trazade datos sísmicos registrados y remueve el efecto de una ondícula estimada,creando valores de impedancia acústica en cada muestra de tiempo.

Inversión

Modelado directo

Tiem

po, m

s800

850

900

Modelo deimpedanciaacústica del

subsuelo

Ondículade entrada

Trazasísmicasintética

Yaci

mie

nto

Tiem

po, m

s

800

850

900

Trazasísmica

registrada

Ondículaestimada

Modelo delsubsuelo deimpedancia

acústica

Yaci

mie

nto

Verano de 2008 47

Matemáticamente, este proceso se conoce comoconvolución.4 El pulso sísmico, u ondícula, repre-senta el paquete de energía que arriba desde unafuente sísmica. Se selecciona una ondícula mo-delo para que se ajuste a las características deamplitud, fase y frecuencia de los datos sísmicosprocesados. La convolución de la ondícula con elmodelo de reflectividad provee una traza sísmicasintética que representa la respuesta del subsuelo(tal como fue modelado) al pulso sísmico de en-trada. Se requieren pasos adicionales si el ruido, la

atenuación y las reflexiones múltiples han de in-cluirse en la traza modelada.

La operación inversa se inicia con una trazasísmica real. Dado que la amplitud y la forma decada oscilación de la traza sísmica afectan el re-sultado, es vital que los pasos de procesamiento,hasta este punto, conserven la fase y la amplitudde la señal.

Diferentes tipos de inversión comienzan condiferentes tipos de trazas. La distinción principales entre la inversión realizada antes del apila-

miento y la inversión después del apilamiento; prey pos-apilamiento. La mayoría de los levantamien-tos sísmicos proveen imágenes utilizando datosque han sido apilados. El apilamiento es una téc-nica de mejoramiento de la señal que promediamuchas trazas sísmicas. Las trazas representanregistros de una serie de desplazamientos diferen-tes entre fuentes y receptores con un punto mediocomún de reflexión (izquierda). Se asume quecada traza contiene la misma señal pero diferenteruido aleatorio. El apilamiento produce una trazaunitaria con un nivel de ruido aleatorio mínimo ycon una amplitud de la señal igual al promedio dela señal en las trazas apiladas. La traza apilada re-sultante se toma como la respuesta de una refle-xión de incidencia normal en el punto mediocomún (CMP).

El apilamiento es un paso razonable del proce-samiento si se cumplen ciertos supuestos: la velo-cidad del medio que sobreyace al reflector puedevariar sólo gradualmente, y el promedio de las am-plitudes en las trazas apiladas debe ser equiva-lente a la amplitud que se registraría en una trazade incidencia normal. En muchos casos, estos su-puestos son válidos y la inversión se puede reali-zar sobre los datos apilados; en otras palabras,después del apilamiento. Por el contrario, cuandola amplitud varía significativamente con el des-plazamiento, estos supuestos no se cumplen y lainversión se aplica a las trazas sin apilar; antesdel apilamiento. Previo a analizar en detalle lassituaciones antes del apilamiento, continuaremoscon el caso más simple de la inversión después delapilamiento.

Una traza apilada se compara con la traza sin-tética computada a partir del modelo de reflecti-vidad y la ondícula. Las diferencias entre las dostrazas se utilizan para modificar el modelo de re-flectividad, de modo que la iteración siguiente dela traza sintética se asemeje más a la traza api-lada. Este proceso continúa, reiterando la gene-ración de una traza sintética, la comparación conla traza apilada y la modificación del modelo hastaque se optimiza el ajuste entre la traza sintética yla traza apilada.

Existen diversas formas de construir trazassintéticas y pueden utilizarse diversos métodospara determinar el mejor ajuste. Un enfoquecomún para la determinación del ajuste es la in-versión por el método de mínimos cuadrados, queminimiza la suma de los cuadrados de las diferen-cias en cada muestra de tiempo. Esta técnica deinversión opera traza por traza, mientras queotras procuran optimizar globalmente la inversióndel volumen sísmico. La optimización global seráanalizada más adelante.

2. “Space-Adaptive Inversion,” http://www.slb.com/content/services/seismic/reservoir/inversion/space_adaptive.asp(Se accedió el 22 de abril de 2008).

3. La reflectividad puede ser positiva o negativa. Lareflectividad positiva significa que la onda reflejadaposee la misma polaridad que la onda incidente. La

reflectividad negativa significa que la onda reflejadaposee la polaridad opuesta respecto de la ondaincidente.

4. Yilmaz O y Doherty SM: Seismic Data Processing. Tulsa:Society of Exploration Geophysicists (Sociedad deGeofísicos de Exploración), 1987.

>Fundamentos del apilamiento. El apilamiento mejora la señal y reduce elruido mediante la suma de varias trazas. La embarcación sísmica adquie retrazas con muchos desplazamientos respecto de cada una de las fuentes(extremo superior). Los números S representan las fuentes, los números Rrepresentan los puntos de reflexión y los números H representan los hidró -fonos. El proceso de apilamiento primero colecciona las trazas de todoslos desplazamientos fuente-receptor disponibles, que se reflejan en unpunto medio común (CMP) (centro). Dado que los arribos desde los des-plazamientos más largos han recorrido una distancia mayor, a cada co-lección de trazas se le aplica una corrección de tiempo, denominadacorrección de sobretiempo por distancia (normal moveout, NMO), paraaplanar los arribos (extremo inferior izquierdo). Las trazas aplanadas sepromedian (extremo inferior derecho) para generar una traza apilada querepresenta la traza de incidencia normal (desplazamiento cero).

CMP

Colección de trazas de punto medio común (CMP)

H5 H2 H1 S1 S3 S5H4 H3 S2 S4H6 S6

H6 H5 H4 H3 H2 H1

R1 R2 R3 R4 R5 R6

R2 R3 R4 R5 R6 R7

R3 R4 R5 R6 R7 R8

R4 R5 R6 R7 R8 R9

R5 R6 R7 R8 R9 R10

R6 R7 R8 R9 R10 R11

S1 S2 S3 S4 S5 S6

1

Trazaapilada

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le(id

a y

vuel

ta)

1Traza

2 3 4 5 6

Antes de la corrección NMO

Desplazamiento

1Traza

2 3 4 5 6

Después de la correcciónNMO

Desplazamiento

En el caso más simple, la inversión produce unmodelo de reflectividad relativa en cada muestrade tiempo, que puede invertirse para estimar laimpedancia acústica relativa. Para obtener las pro-piedades de las formaciones, tales como velocidady densidad, es necesaria una conversión a impe-dancia acústica absoluta. No obstante, este tipo deconversión requiere frecuencias de casi 0 Hz, másbajas que las contenidas en los datos sísmicosconvencionales. Un modelo de impedancia acús-tica absoluta se puede construir mediante la com-binación del modelo de impedancia acústicarelativa derivado del rango de frecuencias sísmi-cas, con un modelo de baja frecuencia obtenidode los datos de pozos (derecha).

La asociación de las impedancias acústicas ob-tenidas por métodos sísmicos con las propiedadesde las formaciones hace uso de las correlacionesentre los registros de pozos. Por ejemplo, la repre-sentación en una gráfica de interrelación de la im-pedancia acústica y la porosidad medida en lospozos cercanos, establece una transformada quepermite convertir la impedancia acústica medidasísmicamente en valores de porosidad a través detodo el volumen sísmico. Un ejemplo de un yaci-miento carbonatado de México demuestra el poderde esta técnica.

Inversión para la estimación de la porosidad en MéxicoLuego del descubrimiento del Campo Lobina, quetuvo lugar en el año 2003 en el área marina de Mé-xico, PEMEX contrató a WesternGeco para efectuarun levantamiento sísmico con mejor resolución quela de otro adquirido en 1996. Los datos sísmicos conun mayor contenido de frecuencia mejorarían signi-ficativamente la capacidad de los intérpretes paramapear las capas clave del yacimiento. El objetivo dela compañía era identificar las zonas de alta porosi-dad presentes en dos capas: la caliza de la Forma-ción San Andrés (Jsa), de edad jurásica, y loscarbonatos de la Formación Tamaulipas Inferior(Kti), de edad cretácica. El yacimiento Jsa consti-tuye el objetivo primario, mientras que el yacimientoKti, más somero, es el objetivo secundario.

Un levantamiento de sísmica 3D de alta resolu-ción Q-Marine logró una frecuencia máxima de 60 Hz, duplicando la del levantamiento de 1996.5 Lainversión de los nuevos datos permitió generarmapas de porosidad que ayudaron a clasificar las lo-calizaciones de perforación definidas previamente,determinar nuevas localizaciones potenciales y opti-mizar las operaciones de perforación de desarrollo.

La inversión de los datos sísmicos apilados,traza por traza, permitió a los geofísicos obtenerla impedancia acústica relativa en cada traza através de todo el volumen sísmico. Los horizontes

clave, que habían sido interpretados como even-tos acústicos intensos, fueron convertidos del do-minio del tiempo al dominio de la profundidadmediante la correlación con las formaciones detec-tadas en los registros de pozos. Esta combinaciónde horizontes interpretados y valores de impedan-cia acústica en estos puntos, posibilitó la creaciónde un modelo de baja frecuencia para convertir laimpedancia acústica relativa en una medición ab-soluta (próxima página, arriba a la izquierda).6

La representación de la porosidad con la im-pedancia acústica en una gráfica de interrelación,según los registros y los datos de núcleos del área

del levantamiento, reveló una fuerte correlaciónentre las dos propiedades; un incremento de la po-rosidad produce una reducción de la densidad y,por consiguiente, una reducción correspondientede la impedancia acústica (próxima página, arribaa la derecha). Se crearon funciones que vinculanla porosidad con la impedancia acústica para lasformaciones Jsa y Kti por separado. Aplicandoestas correlaciones al volumen de impedanciaacústica obtenido por métodos sísmicos, los geofí-sicos crearon mapas de porosidad de todo el campo.Los resultados sísmicos en términos de porosidadfueron controlados utilizando “pozos ciegos;” es

48 Oilfield Review

> Impedancia acústica relativa y absoluta. La inversión de las amplitu-des sísmicas da como resultado la impedancia acústica (AI) relativa(izquierda). No obstante, la impedancia acústica absoluta verdadera(azul) contiene un modelo de baja frecuencia (LFM) (rojo) que debe ob-tenerse de los datos de pozos o modelarse de otra manera (derecha).

3,600

Tiem

po, m

s

3,800

4,000

4,200

4,400

4,600

3,400

4,800

5,000

3,200Impedancia acústica relativa Impedancia acústica absoluta

AILFM

Verano de 2008 49

decir, pozos que no se utilizaron en la inversión.La porosidad obtenida por métodos sísmicos seajustó en forma estrecha a los registros de porosi-dad de los pozos ciegos, sumando confiabilidad alos resultados calculados sísmicamente.

Los mapas de porosidad produjeron un im-pacto significativo sobre la definición de las loca-lizaciones de los pozos de relleno. En el cercanoCampo Arenque, cubierto con el mismo levanta-miento, PEMEX mejoró cuatro áreas prospectivasidentificadas previamente. Se concedió mayorprioridad a las dos localizaciones correspondien-tes a las zonas de porosidad más alta dentro delvolumen sísmico. En un área, los cálculos de lainversión permitieron la identificación de rasgosde porosidad discretos sin perforar (derecha).

> Impedancia acústica absoluta derivada de la inversión después del apila-miento. La inversión de las amplitudes sísmicas generó el panel codificadoen color, indicándose la impedancia acústica baja en rosa y rojo, y la impe-dancia acústica alta en azul y verde. La impedancia acústica, calculada apartir de los registros de densidad y sónicos, mostrada en la posición delpozo en el centro del panel, muestra una buena correlación con los valoresobtenidos sísmicamente.

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le (i

da y

vue

lta),

s2.00

2.05

2.10

2.15

2.20

2.25

2.30

2.35

2.40

2.45

2.50

Impedancia acústica

Punto común profundo (CDP)2,700 2,800

> Impedancia acústica y porosidad. La fuerte correlación existenteentre la porosidad y la impedancia acústica obtenidas de los registrosy de los datos de núcleos en la Formación Jsa, indica una transforma darobusta para su aplicación a los resultados de la inversión sísmica.Como sucede en otras rocas carbonatadas, un incremento de la impe-dancia acústica se relaciona con una reducción de la porosidad. Parala Formación Kti, se creó otra una función independiente para la rela-ción entre la porosidad y la impedancia acústica.

8

Poro

sida

d ef

ectiv

a, %

10 12 14 16

Impedancia acústica editada (Zp), km/s*g/cm3

0

10

20

30Análisis de interrelación

0.70 0.93Saturación de agua

> Identificación de objetivos de alta porosidad sin perforar. El proceso de inversión reveló un intervalo dealta porosidad (púrpura y rojo), lo que ayudó a PEMEX a delinear zonas a ser explotadas con los pozosnuevos. La línea negra es una posible trayectoria de pozo. Un pozo existente se muestra en dorado.

2,200

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le (i

da y

vue

lta),

ms

2,250

2,300

2,350

2,400

2,450

2,500

2,550

2,6001,100 1,125 1,150 1,175 1,200 1,225 1,250 1,275 1,3001,075

Número de línea perpendicular a la dirección de adquisición (crossline number )

Porosidad5. Salter R, Shelander D, Beller M, Flack B, Gillespie D,Moldoveanu N, González Pineda F y Camara Alfaro J:“Using High-Resolution Seismic for Carbonate ReservoirDescription,” World Oil 227, no. 3 (Marzo de 2006): 57–66.

6. Salter R, Shelander D, Beller M, Flack B, Gillespie D,Moldoveanu N, Pineda F y Camara J: “The Impact ofHigh-Resolution Seismic Data on Carbonate ReservoirDescription, Offshore Mexico,” Resúmenes Expandidos,75a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG,Houston (6 al 11 de noviembre de 2005): 1347–1350.

Con estos resultados, se pudo establecer el posi-cionamiento de los pozos de manera tal de maxi-mizar el contacto con las zonas de alta porosidadobservadas en la Formación Jsa.

En otra área en la que los resultados sísmicosde porosidad se utilizaron para guiar la perfora-ción, un pozo produjo petróleo de la FormaciónJsa a razón de 2,000 bbl/d [318 m3/d]. Los resulta-dos obtenidos por métodos sísmicos muestran unacorrelación excelente con la porosidad medida enel pozo (izquierda).

La inversión cuando el desplazamiento tiene importanciaEn muchos casos, el proceso de apilamiento nopreserva adecuadamente la amplitud. Por ejem-plo, cuando las trazas exhiben una variación de laamplitud con el desplazamiento (AVO), la trazaque resulta del apilamiento no posee las mismasamplitudes que la traza de incidencia vertical ode desplazamiento cero. Bajo estas condiciones,la inversión debería efectuarse sobre los datosque no han sido apilados. Por otro lado, los pará-metros que hacen que la amplitud cambie puedenser modelados y utilizados para sustentar el pro-ceso de inversión.

50 Oilfield Review

>Resultados de las operaciones de perforación en una zona pronosticadacomo zona de alta porosidad. Un pozo penetró tanto los yacimientoscretácicos (Kti) como los jurásicos (Jsa), encontrando porosidades que seajustaron a los valores pronosticados para las dos zonas carbonatadas. Elcírculo verde indica el tope de la Formación Kti y el círculo celeste el topede la Formación Jsa. El registro de porosidad, proyectado en la trayectoriadel pozo, posee la misma codificación en color que las porosidadespronosticadas sísmicamente.

Kti

Jp

Jsa

Bas

N

Poro

sida

d

Desplazamiento 1

Desplazamiento 2

Desplazamiento 3

Desplazamiento 4

La amplitud aumenta con el desplazamiento

Trazas sintéticas: colección de trazas CMP

S1 R1

Lutita 1

Lutita 2

Arena gasíferaCMP

Geometría de múltiples capas: relación compleja entre θ y el desplazamiento

Desplazamiento 4

Desplazamiento 3

Desplazamiento 2

Desplazamiento 1

S4 S3 S2 S1 R1 R2 R3 R4

θ1

θ2

Arena gasíferaPunto medio común (CMP)

Geometría de una sola capa: relación directa entre θ y el desplazamiento

>Variación de la amplitud con el desplazamiento (AVO). En pasos similares a los de la preparación para el apilamiento, las trazas que se reflejan en un puntomedio común se agrupan y clasifican por desplazamiento (izquierda), y luego se aplanan los arribos utilizando un modelo de velocidad corregido por sobre-tiempo por distancia (normal moveout model) a la vez que se preserva la información de amplitud (derecha, extremo superior). Claramente, en este caso, elpromedio de las cuatro trazas produciría una traza que no se asemeja a la traza con desplazamiento cero; en otras palabras, el apilamiento no preser varíalas amplitudes. La relación del desplazamiento versus el ángulo (θ) se determina mediante la técnica de trazado de rayos (derecha, extremo inferior).

Verano de 2008 51

La preparación de los datos para la inversiónde las trazas AVO requiere pasos similares a losde la preparación para el apilamiento. Las trazasque se reflejan en un punto medio común se agru-pan y clasifican por desplazamiento, lo que se re-laciona con el ángulo de incidencia. Luego, seaplica un modelo de velocidad a cada colecciónde trazas para aplanar los eventos a un tiempo dearribo común para todos los desplazamientos

(página anterior, abajo). Para una reflexión dada,las amplitudes se localizan y grafican en función deldesplazamiento. La colección de trazas aplanadas yla variación de la amplitud con el desplaza mientocomprenden los datos que serán comparados conlas trazas sintéticas durante el proceso de inversión.

La mayoría de los algoritmos de inversión AVOse basan en la relación existente entre la ampli-tud de las reflexiones y el ángulo de incidencia.Por consiguiente, los pasos adicionales previos ala inversión incluyen la conversión de los valoresde desplazamiento a ángulos. Las trazas se rotu-lan inicialmente por desplazamiento entre lafuente y el receptor. La relación entre el ángulo yel desplazamiento se calcula mediante el trazadode un rayo desde la fuente hasta el receptor en unmodelo de velocidad preciso.

Para facilitar el proceso de inversión, un con-junto de datos AVO puede ser dividido en subcon-juntos de acuerdo con el ángulo. Por ejemplo, lastrazas con desplazamiento cercano (near offset),desplazamiento intermedio (mid offset) y despla-zamiento lejano (far offset) pueden formar tresconjuntos de datos independientes. Para cada co-lección de trazas CMP, las trazas de desplaza-miento cercano se apilan y luego se recolectancon las trazas de desplazamiento cercano de todoslos demás CMP, formando un conjunto de datos de

desplazamiento cercano. De un modo similar, sepueden agrupar las trazas de desplazamiento inter-medio y las trazas de desplazamiento lejano decada CMP. Cada grupo de desplazamientos puedeinvertirse por separado. Si bien parte de la infor-mación AVO se pierde en estos apilamientos par -ciales—a veces aludidos como apilamientos pordesplazamiento o por ángulo de incidencia—enmuchos casos queda información suficiente paraobtener resultados de inversión sísmica razonables.

La inversión de las trazas con los datos AVO esmás complicada que la inversión después del api-lamiento porque la fórmula de la reflectividad esmás elaborada y depende no sólo de la densidad yla velocidad de las ondas compresionales sinotambién de la velocidad de las ondas de corte ydel ángulo de incidencia. Las expresiones genera-les para la dependencia angular de la reflexión delas ondas compresionales y las ondas de corte enfunción de las densidades, las velocidades y el án-gulo incidente, se conocen como las ecuacionesde Zoeppritz.7 Dado que la formulación completade Zoeppritz es engorrosa, a menudo se utilizanaproximaciones para generar trazas sintéticas yfacilitar un proceso de inversión rápido.8

Cada método de aproximación intenta ajustaruna fórmula simplificada a la curva de amplitudde las reflexiones versus el ángulo de incidencia(izquierda). Los enfoques simplificados difierenen el número de términos utilizados en la aproxi-mación—normalmente dos o tres—y en los pará-metros resueltos. Algunas inversiones de dosparámetros calculan la impedancia de las ondasP (Zp, igual a ρ Vp) y la impedancia de las ondas S(Zs, igual a ρVs). Una inversión de tres parámetrospodría determinar Zp, Zs y la densidad (ρ), perouna inversión de tres parámetros para determinarZp, Vp /Vs y ρ contendría la misma información. Al-gunas aproximaciones se expresan en términos derelación de Poisson (ν), módulo de corte (μ), mó-dulo de compresibilidad (λ) y ρ, que nuevamentese relacionan con Vp y Vs.

El número de parámetros que pueden resol-verse depende del rango de desplazamientos—o,en forma equivalente, de los ángulos—disponi-bles y de la calidad de los datos. Si se dispone deun rango de desplazamientos o ángulos grandes, yla relación señal-ruido con un desplazamientogrande es buena, se pueden resolver tres paráme-tros. Si los desplazamientos son limitados, la in-versión permite estimar sólo dos parámetros enforma confiable. La densidad es el parámetro másdifícil de resolver; el proceso requiere desplaza-mientos largos y datos de alta calidad.

El estudio de un caso presenta el proceso deinversión de tres parámetros efectuado sobre losdatos AVO adquiridos en el área marina de Egipto.

>Datos de variación de la amplitud con el desplazamiento y coeficiente de reflexión versus ángulo deincidencia. Varias reflexiones de la colección de trazas CMP (izquierda) exhiben una variación de laamplitud con el desplazamiento. Estos datos provienen del ejemplo del Mar del Norte descrito en lapágina 54. Las líneas negras casi verticales delimitan los rangos de ángulos computados con el méto -do de trazado de rayos. La reflexión de interés se encuentra a 1.26 s (amarillo). Con un desplazamientocero (incidencia normal), la reflexión posee una amplitud levemente positiva—con una oscilaciónhacia la izquierda—luego se vuelve negativa, con una oscilación hacia la derecha. Diversos métodospueden utilizarse para modelar el coeficiente de reflexión versus el ángulo (derecha). Se muestran laspropiedades del modelo de dos capas (extremo superior). R0 representa el coeficiente de reflexióncon desplazamiento cero. La curva negra muestra la solución exacta con las ecuaciones de Zoeppritz.Las otras curvas son aproximaciones tomadas del trabajo descrito en la referencia 8.

Coef

icie

nte

de re

flexi

ón

Ángulo promedio, grados0 20 40 60 80

0

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le (i

da y

vue

lta),

s

1.0

1.2

1.4

1.6

Ángulo promedio, grados5 20 35 50

2,800

3,000

1,700

2,000

2.3

2.2 0.01227

1.647059

1.5

0.208081

0.1

Vp Vs Vp / Vsρ Ro

Relaciónde Poisson

Capa 1

Capa 2

ZoeppritzAki y RichardsPan-GardnerGidlow 3 términos

Shuey 2 términosGidlow 2 términosConnollyAnisotrópico

7. Zoeppritz K: “Über Erdbebenwellen, VIIB: Über Reflexion und Durchgang seismicher Wellen durchUnstetigkeitsflächen,” Nachrichten der KöniglichenGesellschaft der Wissenschaften zu Göttingen,Mathematisch-physikalische Klasse (1919): 57–84.

8. Aki K y Richards PG: Quantitative Seismology: Theoryand Methods. San Francisco: W.H. Freeman andCompany, 1980.Connolly P: “Elastic Impedance,” The Leading Edge 18,no. 4 (Abril de 1999): 438–452.Pan ND y Gardner GF: “The Basic Equations of PlaneElastic Wave Reflection and Scattering Applied to AVOAnalysis,” Informe S-87-7, Laboratorio Acústico Sísmico,Universidad de Houston, 1987.Rüger A: “P-Wave Reflection Coefficients forTransversely Isotropic Models with Vertical andHorizontal Axis of Symmetry,” Geophysics 62, no. 3(Mayo a junio de 1997): 713–722.Shuey RT: “A Simplification of the Zoeppritz Equations,”Geophysics 50, no. 4 (Abril de 1985): 609–614.Smith GC y Gidlow PM: “Weighted Stacking for RockProperty Estimation and Detection of Gas,” GeophysicalProspecting 35, no. 9 (Noviembre de 1987): 993–1014.

Inversión en el Delta del NiloApache Egypt Companies, con sus socios RWE Deay BP Egypt, registró un levantamiento de sísmica3D en una concesión marina profunda situada enel sector occidental del Mar Mediterráneo en elDelta del Nilo.9 Los datos sísmicos exhibían fuer-tes amplitudes a través de un complejo de arenasde canal y albardón con gas. No obstante, la ampli-tud sola no constituía un indicador confiable dela saturación de gas: existían dos acumulacionesdefinidas—una con alta saturación de gas y laotra con baja saturación de gas—que mostrabanalta amplitud. La extracción de la información dedensidad de los datos sísmicos fue clave para laidentificación de arenas gasíferas comerciales.

El objetivo principal de la inversión antes delapilamiento era mejorar el modelo de yacimientoexistente como preparación para la optimizacióndel plan de evaluación y desarrollo. El levanta-miento poseía desplazamientos largos de hasta6,000 m [19,690 pies], lo que posibilitó la in -versión AVO para la determinación de tres pará-metros elásticos: la impedancia de ondas P, laimpedancia de ondas S y la densidad. La correla-ción con los datos de registros de pozos ayudaría aApache a estimar las propiedades de las rocas y losfluidos a través del área de estudio de 1,500 km2

[580 mi2].Las correlaciones de las propiedades de las rocas,

efectuadas con datos de registros de cinco pozos dela concesión, permitieron discriminar las clasesde fluidos de rocas sobre la base de la re lación Vp / Vs y de la impedancia de ondas P (izquierda,extremo superior). La separación entre las arenascon saturaciones de agua altas y bajas indicó quelas diferencias en el contenido de fluidos seríanevidentes en los resultados de la inversión.

La metodología del trabajo de inversión com-binó el proceso de inversión sísmica de onda com-pleta antes del apilamiento con la inversión AVOde tres términos. La inversión sísmica antes delapilamiento, efectuada en localizaciones escasa-mente muestreadas, proporcionó las tendenciasVp / Vs de referencia que, con los datos de pozos,se utilizaron para construir los modelos de bajafrecuencia a fusionarse con los resultados de lainversión AVO. La concordancia entre las predic-ciones sintéticas y los resultados reales fue en ge-neral buena (izquierda, extremo inferior).

52 Oilfield Review

>Correlación de las propiedades acústicas con la saturación de agua (Sw).Las mediciones de impedancia de ondas P, saturación de agua y relaciónVp / Vs obtenidas de los registros, se representan en una gráfica deinterrelación para mostrar las relaciones que pueden aplicarse a losresultados de la inversión sísmica. Las arenas gasíferas limpias serepresentan gráficamente en rojo, las arenas laminadas en verde y lasarenas acuíferas en azul. (Adaptado de Roberts et al, referencia 9.)

V p/V

s

2.0

2.5

3.0

12,500 15,000 17,500 20,000 22,500Impedancia de ondas P, pies/s*g/cm3

Arenasacuíferas

Arenas gasíferas

0.1 0.9Sw

>Comparación entre las colecciones de trazas AVO observadas y sintéticas.La colección de trazas AVO observadas (derecha) se invirtió para obtenerVp, la relación de Poisson y la densidad. Los resultados (tres carrilesizquierdos) se representan gráficamente con el rango de incertidumbresasociadas (amarillo). Una colección de trazas sintéticas, generadas apartir de los modelos de Vp , la relación de Poisson y la densidad, apareceen el cuarto carril. El ajuste estrecho entre las colecciones de trazas AVOobservadas y sintéticas indica que los modelos de propiedades son buenasrepresentaciones de las propiedades reales del subsuelo. (Adaptado deRoberts et al, referencia 9.)

Relaciónde Poisson

Densidadg/cm3

1.5 2.5Vp

Colección detrazas sintéticas

Colección detrazas observadas

2.0

2.5

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le (i

da y

vue

lta),

s

9. Roberts R, Bedingfield J, Phelps D, Lau A, Godfrey B,Volterrani S, Engelmark F y Hughes K: “Hybrid InversionTechniques Used to Derive Key Elastic Parameters: ACase Study from the Nile Delta,” The Leading Edge 24,no. 1 (Enero de 2005): 86–92.

Verano de 2008 53

Los resultados de la inversión AVO de tres pa-rámetros fueron convertidos a impedancias relati-vas y se combinaron con los modelos de referenciade baja frecuencia para generar volúmenes 3D deimpedancia de ondas P, impedancia de ondas S ydensidad. Con las transformadas obtenidas delanálisis de física de rocas, estos atributos elásti-cos fueron convertidos luego a volúmenes de arenaneta a total y saturación de agua volumétrica.

Se observó que el volumen de densidad era unindicador confiable de la saturación de fluido. Porejemplo, el Pozo Abu Sir 2X, perforado en una loca-lización de altas amplitudes sísmicas, encontró unazona con alta saturación de gas y dos zonas másprofundas con baja saturación de gas (izquierda,extremo superior). Un perfil de densidad, obtenidosísmicamente a través del pozo, pronostica valo-res de baja saturación de gas en las capas másprofundas. Los resultados de densidad, derivadosde la inversión sísmica, delinean un solo intervalode alta saturación y además muestran su exten-sión lateral limitada.

Los resultados de la inversión pueden ser exa-minados desde una diversidad de perspectivas. Porejemplo, el rastreo de una de las capas que resultóantieconómica en el Pozo Abu Sir 2X, a través detodo el volumen sísmico, revela una región en laque esa capa podría contener valores altos desaturación de gas (izquierda, extremo inferior).

> Inversión para obtener la densidad. La inversión de los datos AVO a través de los campos de gas del Delta del Nilo, pronostica la existencia de baja densidad (rojo) en la porción superior del yaci-miento (Zona 1), y densidades más altas (verde y amarillo) en las porciones más profundas del yaci-miento (Zonas 2 y 3). La densidad medida en la localización del pozo se inserta en el centro del panel y se representa gráficamente con la misma escala cromática que la densidad obtenida con el métodode inversión sísmica. Los registros de pozos (inserto de la derecha) muestran dónde se registró la pre-sencia de arena (rayos gamma, sombreado amarillo) y dónde los valores de alta resistividad (curvaroja) indican la presencia de hidrocarburo. La sección de amplitud sísmica, que no se muestra, exhibióaltas amplitudes en todas las zonas del yacimiento, y, por consiguiente, no permitió distinguir la bajasaturación de gas existente en las Zonas 2 y 3 de la alta saturación de gas de la Zona 1. (Adaptado deRoberts et al, referencia 9.)

Rayosgamma Resistividad

Abu Sir 2X

Densidad, g/cm31.95 2.48

Gas de bajasaturación

Contacto agua-gas

Zona 1

Zona 2

Zona 3

,Rastreo de los resultados del proceso de inver-sión a través del yacimiento. Se exhiben los pa-rámetros extraídos de los datos sísmicos y suinversión para la Zona 2; una de las zonas queposeía saturaciones de gas antieconómicas en elPozo Abu Sir 2X. Las amplitudes de los datos sís-micos originales (extremo superior izquierdo)muestran anomalías cerca del Pozo Abu Sir 2X;sin embargo, la gráfica de densidad (extremo in-ferior izquierdo) no las exhibe. Las amplitudesbajas se representan gráficamente en azul yverde, y las amplitudes altas en rojo y púrpura.Las densidades bajas se representan gráfica-mente en rojo, y las densidades altas en azul yverde. La amplitud, la densidad y la impedanciade ondas P (extremo superior derecho) en todoslos casos exhiben valores excepcionales en elextremo sudeste, donde está previsto perforar unpozo. Las impedancias de ondas P bajas se re-presentan gráficamente en rojo y púrpura, y lasimpedancias altas en azul y verde. La conversiónde los resultados del proceso de inversión a sa-turación de agua (extremo inferior derecho) in-dica que el pozo planificado debería encontrarvalores bajos de saturación de agua. (Adaptadode Roberts et al, referencia 9.)

Amplitud convencional

Abu Sir 2X

Abu Sir 1X

Pozo planificado

Impedancia de ondas P

Abu Sir 2X

Abu Sir 1X

Pozo planificado

Densidad

Abu Sir 2X

Abu Sir 1X

Pozo planificado

Saturación de agua

Saturación de agua0 1

Pozo planificado

Abu Sir 1X

Abu Sir 2X

Si bien esta acumulación se encuentra echadoabajo con respecto al yacimiento encontrado enotros pozos del área, los mapas de densidad y sa-turación de agua sustentan la interpretación deque el área echado abajo posee alta saturación degas y no es acuífera. Como resultado de este estu-dio, se prevé la perforación de un pozo nuevo, elPozo Abu Sir 3X.

El proceso de inversión para mejorar la visibilidadEn ciertos casos, el contraste de impedancia acús-tica entre dos litologías puede ser tan pequeñoque la interfase existente entre ambas no generaprácticamente ninguna reflexión de incidencianormal. Por ejemplo, una arenisca petrolífera conalta densidad y baja velocidad de ondas P podríatener casi la misma impedancia acústica que unalutita con densidad más baja y una velocidad deondas P más alta. Sin un contraste de impedanciaacústica, dichos yacimientos de petróleo son ex-tremadamente difíciles de detectar utilizando losmétodos tradicionales de adquisición y procesa-miento de datos sísmicos de superficie.

Un ejemplo de un yacimiento con bajo con-traste es el Campo Alba, situado en el Mar delNorte. Según la interpretación, el Campo Alba ylos yacimientos similares corresponden a inyecti-tas formadas por la inyección, o la removilización,de la arena no consolidada en las capas de lutitassuprayacentes durante los períodos de esfuerzodiferencial (arriba). Estos yacimientos complejosse caracterizan por su morfología irregular y lapresencia de arenas de alta porosidad distribui-das en forma caótica. A menudo, dichas acumula-ciones no son descubiertas mediante imágenessísmicas, sino que se descubren en forma inadver-tida durante la perforación en busca de objetivosmás profundos.10

En una zona del sector central del Mar delNorte, una compañía operadora necesitaba mejo-rar la caracterización sísmica de las arenas de ya-cimiento inyectadas—presentes en el intervalo

Balder—en las que la generación de imágenes re-sultaba particularmente difícil.11 Los estudios demodelado, que utilizan las propiedades de lasrocas obtenidas de los datos de pozos, establecie-ron que la inversión de los datos sísmicos antesdel apilamiento permitiría distinguir potencial-mente las arenas limpias de las lutitas adyacen-tes, pero los datos sísmicos existentes poseían ungrado de resolución insuficiente para cumplimen-tar este propósito.

Se diseñó un nuevo levantamiento para ma-pear la distribución y el espesor de la zona pro-ductiva del yacimiento, delinear la geometría de

los flancos de arena individuales y evaluar la co-nectividad del yacimiento. El proceso de adquisi-ción con el sistema Q-Marine permitiría elposicionamiento preciso del cable, el muestreo es-pacial fino y la calibración de fuentes y receptores.Juntas, estas capacidades facilitan la generaciónde imágenes de precisión, la atenuación mejoradadel ruido, el incremento del ancho de banda y lapreservación de la información de amplitud y fase;todos aspectos importantes para un proceso de in-versión exitoso.

Los datos de registros de tres pozos que inter-sectan el yacimiento fueron analizados para efec-tuar las correlaciones entre las velocidades deondas P y S, ρ, μ, λ, la litología y la saturación defluidos. Por ejemplo, la representación de Vp / Vs

con el producto μρ en una gráfica de interrela-ción, y la codificación en color por litología, de-mostraron que el alto contenido de arena secorrelacionaba con valores de Vp / Vs bajos y valo-res de μρ altos (abajo). Estas relaciones se aplica-ron luego al cociente Vp / Vs, calculado a partir dela inversión sísmica, para mapear el alto conte-nido de arena a través de todo el volumen sísmico.

Los datos sísmicos antes del apilamiento se di-vidieron en siete apilamientos por ángulos de inci-dencia, cada uno de los cuales contenía reflexionesen un rango de ángulos de incidencia de 7° a 49°

54 Oilfield Review

>Rasgos de inyección de arena o inyectitas. La removilización de la arenano consolidada (dorado) dentro de las capas de lutita suprayacentes (gris)puede producir inyectitas. Estos rasgos de areniscas poseen formas irre gu -lares y es difícil representarlas con imágenes sísmicas.

Inyectita arenosa

>Correlación de las propiedades acústicas con la litología. Una gráfica deinterrelación de la relación Vp / Vs con el producto del módulo de corte (�)por la densidad (ρ) muestra una tendencia relacionada con el volumen dearena: un alto contenido de arena se correlaciona con valores de Vp / Vsbajos y valores de μρ altos. La aplicación de esta relación a los valores deVp / Vs y μρ, obtenidos a partir del proceso de inversión, produce mapaslitológicos del subsuelo.

V p/V

s

2.5

2.0

3.0

2 4 6 8 10 12 14

Datos de registros

0.05 0.95Volumen de arena

Módulo de corte*densidad ( ), GPa*g/cm3μρ

Verano de 2008 55

(arriba). La inversión AVO de tres parámetros ge-neró estimaciones de las reflectividades de lasondas P y S y del contraste de densidad. Estos vo-lúmenes se invirtieron para obtener las impedan-cias de las ondas P y S y la densidad, a partir de lascuales se generaron los volúmenes de Vp / Vs, y λ/μ.

Las gráficas de interrelación de los valores deVp / Vs y μρ, obtenidos sísmicamente a través delintervalo que contiene las arenas inyectadas, secodificaron en color por probabilidad de presen-cia de arena (derecha). La aplicación de la codi-ficación en color a los volúmenes de propiedades

>Flujo de trabajo de la inversión AVO. Los datos de entrada consistieron de colecciones de trazas AVO antes del apilamiento en siete colecciones deángulos (en incrementos de 7°), además de registros sónicos y de densidad de pozos (izquierda). El primer paso, la inversión AVO de tres parámetros,produjo estimaciones de las reflectividades de las ondas P y S y del contraste de densidad. Estos volúmenes se invirtieron para obtener las impedanciasde las ondas P y S, y la densidad. En el paso final, se extrajeron las propiedades de las rocas como μρ, Vp / Vs y λ / μ.

Datos de entrada Análisis AVO Propiedades acústicas Propiedades de las rocas

Impedancia de ondas P

Impedancia de ondas S

Densidad

Reflectividad de ondas P

Reflectividad de ondas S

Contraste de densidad

Trazassintéticas Densidad Sónico

Siete colecciones de ángulos(0 a 49°)

Datos de pozos condicionados

μρ

Vp /Vss

λ/μ

>Probabilidad de la presencia de arena. La correlación entre las salidasdel proceso de inversión, Vp / Vs y μρ, y la probabilidad de la presencia dearena muestra una relación directa: el incremento de μρ y la reducción deVp / Vs indican una mayor probabilidad de presencia de arena. Esta relaciónse aplicó a los resultados de la inversión sísmica para obtener mapas de laprobabilidad de la presencia de arena.

V p/V

s

2.5

2.0

3.0

2 4 6 8 10 12 14

Valores sísmicos

Módulo de corte*densidad ( ), GPa*g/cm3 μρ

0 100Probabilidad depresencia de arena, %

10. Para obtener más información sobre la perforación deobjetivos correspondientes a inyectitas, consulte: ChouL, Li Q, Darquin A, Denichou J-M, Griffiths R, Hart N,McInally A, Templeton G, Omeragic D, Tribe I, Watson Ky Wiig M: “Hacia un mejoramiento de la producción,”Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 60–71.

11. Pickering S y McHugo S: “Reservoirs Come in AllShapes and Sizes, and Some Are More Difficult ThanOthers,” GEO ExPro no. 1 (Junio de 2004): 34–36.McHugo S, Cooke A y Pickering S: “Description of aHighly Complex Reservoir Using Single Sensor SeismicAcquisition,” artículo SPE 83965, presentado en laReunión del Área Marina de Europa de la SPE,Aberdeen, 2 al 5 de septiembre de 2003.

de las rocas derivadas de la inversión sísmica, ar-rojó cubos 3D interpretables de la probabilidad dela presencia de arena. Un primer plano de unasección, a través del volumen de probabilidad depresencia de arena, destaca un rasgo de inyecciónde arena de inclinación pronunciada (arriba).

El volumen de probabilidad de presencia dearena puede iluminarse haciendo que las lutitasadyacentes—litologías con baja probabilidad depresencia de arena—se vean transparentes, me-diante la tecnología de visualización 3D (derecha).Esta caracterización del alcance y la calidad de loscuerpos de arena inyectados puede ayudar a opti-mizar el desarrollo de estos rasgos complejos.

Inversión simultáneaLos ejemplos presentados hasta ahora han mos-trado los resultados de las técnicas que inviertenlas trazas por separado y luego combinan los resul-tados en una representación de la reflectividad.Los geofísicos de la compañía danesa Ødegaard,que ahora es parte de Schlumberger, han desarro-llado una técnica de inversión simultánea queexamina todas las trazas al mismo tiempo paraefectuar la inversión a fin de obtener un modeloglobalmente optimizado de las propiedades de lasrocas.12

La optimización global es un término que des-cribe diversos métodos diseñados para hallar lamejor solución global de un problema que posee

múltiples soluciones locales. Un problema de in-versión puede plantearse en términos de hallar elmínimo absoluto de una función no lineal multidi-mensional (próxima página, arriba). Esto puedecompararse con el hecho de colocar una pelotasobre una superficie empinada, dejándola que

ruede hasta el nivel más bajo. Dependiendo de lapendiente sobre la que la pelota comienza a rodary de la dirección en que rueda, puede quedarseatascada en un punto bajo cercano—un mínimolocal—o depositarse en la zona más baja del espa-cio—el mínimo global.

56 Oilfield Review

>Comparación de las amplitudes de las reflexiones sísmicas con la probabilidad de la presencia dearena. Un rasgo con una inclinación pronunciada, observado en el centro de la imagen de las refle -xiones sísmicas (izquierda), posee una alta probabilidad de ser arena (derecha). Esta estructura, de 80 m [260 pies] de altura, posee la forma y el aspecto esperados de una inyectita arenosa.

Distancia, m Distancia, m0 750 0 750

Amplitud sísmica Probabilidad de la presencia de arena

80 m

0 100Probabilidad de lapresencia de arena, %

>Visualización de la arena. Los volúmenes con alta probabilidad de presencia de arena se muestran en amarillo, dorado y rojo, y las porciones con baja probabilidad de presencia de arena se presentantransparentes. La superficie superior de la formación arenosa infrayacente, desde la que se expulsó la inyectita, es azul. (Adaptado de Pickering y McHugo, referencia 11.)

Visualización de la intrusión de arena

Verano de 2008 57

De un modo análogo, algunas técnicas de in-versión dependen significativamente del modeloinicial—sobre qué pendiente comienzan—y, porende, muchas hallan un mínimo local en lugar delmínimo absoluto. La optimización global intentahallar el mínimo absoluto mediante la adopciónde nuevas formas de buscar candidatos para la so-lución. El procedimiento adoptado por la tecnolo-gía de caracterización de yacimientos ISIS,desarrollada por Ødegaard, es el de recocido si-mulado.

El procedimiento de recocido simulado sebasa en una analogía física. En metalurgia, el re-cocido es el proceso de calentamiento controladoy enfriamiento subsiguiente de un metal. El calen-tamiento incrementa la energía interna de los áto-mos del metal, haciendo que abandonen suslugares en la estructura cristalina. El enfria-miento gradual permite que los átomos alcancenestados de energía más bajos. En condiciones decalentamiento y enfriamiento adecuadamentecontroladas, el sistema se vuelve más ordenado;el tamaño de los cristales se incrementa y el ma-terial resultante posee defectos mínimos.

En lugar de minimizar la energía termodiná-mica de un sistema, el proceso de inversión porrecocido simulado apunta a minimizar una fun-ción objetivo, también denominada función decosto. El algoritmo reemplaza la solución inicialpor otro intento, mediante la selección de una so-lución aleatoria no alejada de la primera. Si lanueva solución reduce la función de costo, semantiene, y el proceso se reitera. Si la nueva solu-

ción no es mucho mejor que la previa, se pruebaotra solución aleatoria. No obstante, el procedi-miento de recocido simulado constituye un mejo-ramiento con respecto a algunos otros métodos,ya que acepta una solución “peor” si ésta ayuda ainvestigar más del espacio de solución.

La función de costo de la inversión simultáneaISIS se compone de cuatro términos de penalida-des que se minimizan colectivamente para brin-dar la mejor solución. El primer término contieneuna penalidad para las diferencias existentesentre los datos sísmicos y los datos sintéticos. Elsegundo término incluye la tendencia de impe-dancia acústica de baja frecuencia del proceso deinversión a través de una penalidad impuesta porla desviación del modelo de impedancia acústicaestimada con respecto al modelo de baja frecuen-cia. El tercer término atenúa el ruido no correla-cionado horizontalmente mediante laintroducción de una penalidad por variaciones ho-rizontales en el modelo de impedancia acústicaestimada. El cuarto término introduce un modelode referencia de límites de capas, escasamenteparametrizado. Estos términos pueden ser modi-ficados para incluir requerimientos de tipos dedatos más complejos, tales como los levantamien-tos adquiridos con la técnica de repetición y lasondas de corte.

En comparación con los métodos de reflectivi-dad, traza por traza, la inversión simultánea poseediversos beneficios. El hecho de respetar el anchode banda completo de la señal sísmica—las bajasy las altas frecuencias juntas—mejora la resolu-ción y la precisión.

El algoritmo de inversión ISIS puede ser utili-zado con muchos tipos de datos sísmicos (abajo).El resto del artículo se centra en tres aplicacio-nes diferentes: un estudio AVO 3D de Australia, unejemplo de la técnica de repetición del Mar delNorte, y un caso de componentes múltiples queutiliza sensores de fondo marino, también del Mardel Norte.

Descubrimiento de un yacimiento en AustraliaMuchos levantamientos sísmicos son ejecutados yprocesados exclusivamente con fines de obten-ción de imágenes de los reflectores, sin tener enmente el proceso de inversión. No obstante, la in-versión puede arrojar resultados aún mejores si eldiseño, la adquisición y el procesamiento del le-vantamiento se ajustan a los requerimientos delesquema de inversión.

>Hallazgo del mínimo. Muchos esquemas de in-versión procuran minimizar una función de costono lineal, multidimensional, con múltiples mínimos.En este caso, los mínimos se muestran comopuntos bajos en esta superficie 3D. Dependiendodel algoritmo de inversión y del punto de partida,el proceso puede terminar en un mínimo local—el punto más bajo de una vecindad—en vez determinar en el mínimo global; el punto más bajode todos.

Z

Y

X

>Aplicación del proceso de inversión simultánea ISIS.

Datos AVO de apilamiento parcial

Datos AVO de ordenadas en elorigen y pendientes

Datos AVO de apilamiento parcialde componentes múltiples

Datos de sísmica de pozo (VSP)

Datos de apilamiento completo adquiridos con la técnica de repetición (que pueden incluir datos de apilamiento completo de componentes múltiples)

Datos AVO de apilamiento parcial adquiridos con la técnica de repetición (que pueden incluir datos AVO de apilamiento parcial de componentes múltiples)

Datos de apilamiento completo

Datos de apilamiento completo decomponentes múltiples(conversiones P a P y P a S )

Tipo de datos

Impedancia de ondas P

Impedancia de ondas P e impedancia de ondas S

Propiedades físicas

Impedancia acústica, obtenida de los datos de ordenadas en el origen; impedancia de ondas de corte obtenida de los datos sísmicos de ondas de corte calculados a partir de las ordenadas en el origen y las pendientes

Impedancia de ondas P, Vp/V s (o impedancia de ondas S ) y densidad

Impedancia acústica derivada de los datos PP; impedancia deondas de corte a partir de los datos PS

Inversión simultánea con la técnica de levantamientos repetidos para la determi-nación de las propiedades básicas y los cambios; por ejemplo, para los datos de apilamiento parcial, el proceso de inversión puede determinar la impedancia de ondas P básica, la relación Vp/V s (o la impedancia de ondas S ) y la densidad, y los cambios producidos en estas propiedades a lo largo del intervalo de tiempo

Inversión simultánea con la técnica de repetición para la determinación de la impedancia de ondas P básica y los cambios en la impedancia de ondas P para cada intervalo de tiempo: en relación con los datos de componentes múltiples, el proceso de inversión también dará como resultado la impedancia de ondas S básica y los cambios en la impedancia de ondas S a lo largo delintervalo de tiempo

.

Impedancia de ondas P, Vp/V s (o impedancia de ondas S ) y densidad, a partir de las cuales se puede estimar la relación de Poisson, λ y μ

12. Rasmussen KB, Brunn A y Pedersen JM: “SimultaneousSeismic Inversion,” presentado en la 66a Conferencia yExhibición de la EAGE, París, 7 al 10 de junio de 2004.

Operando en el área marina de Australia Occi-dental, Santos Ltd. y sus socios necesitaban mejo-rar la recuperación de su yacimiento, y un procesode mapeo preciso los ayudaría a lograr este obje-tivo.13 No obstante, aún después del reprocesa-miento, la calidad de los datos sísmicos adquiridosen el año 1998 no era suficiente como para permi-tir la interpretación del tope y la base del yaci-miento primario.14

El análisis de física de rocas de los registrosde pozos reveló que el contraste de impedancia delas ondas P, entre el yacimiento y la lutita supra-yacente, era sutil. Esto explicó parte de la dificul-tad que implicaba la identificación del yacimientoen los datos de reflexión de incidencia vertical. No

obstante, si se adquirían datos AVO en el rango dedesplazamientos adecuado, debería observarse uncontraste grande en la relación de Poisson.

Además del problema de baja reflectividad, losdatos del levantamiento de 1998 eran ruidosos. Laplataforma continental en el área marina del no-roeste de Australia, posee una capa de alto con-traste de impedancia acústica cerca del fondomarino. Esta capa atrapa la energía sísmica, ge-nerando reverberaciones denominadas múltiplesque contaminan el registro sísmico.

Los especialistas en evaluación y diseño de le-vantamientos (SED) de WesternGeco investigaronformas de eliminar el ruido y mejorar el registro ge-neral en un levantamiento nuevo. La eliminación

del ruido de las múltiples requería una imagen pre-cisa del fondo marino, que podría obtenerse si seregistraban desplazamientos extremadamentecortos. El espaciamiento de 3.125 m [10.25 pies]de los hidrófonos Q-Marine muestrearía adecua-damente tanto la señal deseada como el ruido, fa-cilitando la eliminación efectiva de este último.El modelado demostró que se necesitaría una lon-gitud de cable sísmico marino superior a 5,000 m[16,400 pies] para captar los efectos AVO en elnivel de yacimiento. Esta longitud proveería datosa través de un rango de ángulos de incidencia de10 a 50°.

La comparación de una imagen de la amplitudde las reflexiones del levantamiento Q-Marine delaño 2006 con una imagen del conjunto de datosreprocesados en 1998 muestra un mejoramientode las imágenes estructurales y una reducción delruido (izquierda). Las pruebas efectuadas du-rante el procesamiento permitieron identificar lospasos que optimizarían la inversión.

El proceso de inversión para obtener la impe-dancia de ondas P arrojó resultados de alta calidad,que se correlacionaron fuertemente con los valoresmedidos en cuatro de los pozos del campo (próximapágina, arriba). El incremento sutil de la impedan-cia acústica en el tope del yacimiento, aunque sus-tancialmente más pequeño que el producido en lascapas suprayacentes, es detectado con precisióncon el método de inversión simultánea.

El contraste de impedancia de ondas P en eltope del yacimiento, es pequeño pero el contrastede la relación de Poisson es significativo, y, porende, constituye un indicador potencialmente másútil de la calidad del yacimiento. La relación dePoisson se estima con mayor precisión mediantela inclusión de los ángulos de incidencia grandesen la inversión. Una comparación de la relación dePoisson, obtenida mediante la incorporación de di-ferentes rangos de ángulos de incidencia, mostrómayor resolución y menos ruido si se incluían án-gulos más abiertos (próxima página, abajo).

Inversión con la técnica de repeticiónLa inversión simultánea puede incorporar datosde diversas campañas para resaltar los cambiosproducidos en las propiedades de las rocas y losfluidos con el transcurrir del tiempo. Este enfo-que ha sido probado recientemente en el CampoNorne, donde el operador StatoilHydro está tra-tando de incrementar la recuperación de petró-leo del 40% a más del 50%.

En el Campo Norne se adquirieron múltipleslevantamientos sísmicos con la técnica de repeti-ción o sísmica 4D.15 Los yacimientos de arenisca

58 Oilfield Review

> Imágenes sísmicas en un campo de Australia. Las múltiples generadas por una capa de alta impe-dancia acústica, cercana al fondo marino, dificultan las imágenes del yacimiento con bajo contrastede impedancia que se encuentra dentro del intervalo sombreado, a aproximadamente 2,100-2,200 ms.La imagen Q-Marine (derecha) exhibe menos ruido y mejor resolución de los rasgos estructurales que el conjunto de datos de 1998 (izquierda). (Adaptado de Barclay et al, referencia 14.)

1,700

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sLevantamiento de 1998 con elreprocesamiento del año 2006

Levantamiento Q-Marinedel año 2006

5,6254,2005,700 3,135

Número de línea perpendicular a la direcciónde adquisición (crossline number)

Número de línea perpendicular a la direcciónde adquisición (crossline number)

13. Los socios fueron Kuwait Foreign Petroleum ExplorationCompany (KUFPEC), Nippon Oil Exploration y WoodsideEnergy.

14. Barclay F, Patenall R y Bunting T: “Revealing theReservoir: Integrating Seismic Survey Design,Acquisition, Processing and Inversion to OptimizeReservoir Characterization,” presentado en la 19aConferencia y Exhibición Geofísica Internacional de la ASEG, Perth, Australia Occidental, 18 al 22 denoviembre de 2007.

15. Osdal B, Husby O, Aronsen HA, Chen N y Alsos T:“Mapping the Fluid Front and Pressure Buildup Using

4D Data on Norne Field,” The Leading Edge 25, no. 9(Septiembre de 2006): 1134–1141.

16. Khazanehdari J, Curtis A y Goto R: “Quantitative Time-Lapse Seismic Analysis Through Prestack Inversion andRock Physics,” Resúmenes Expandidos, 75a Reunión yExposición Internacional Anual de la SEG, Houston, 6 al11 de noviembre de 2005: 2476–2479.

17. Aronsen HA, Osdal B, Dahl T, Eiken O, Goto R,Khazanehdari J, Pickering S y Smith P: “El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datos sísmicos de repetición,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 6–17.

Verano de 2008 59

de alta calidad, con porosidades que oscilan entreel 25 y el 32% y permeabilidades que varían de 200a 2,000 mD, son favorables para el monitoreo exi-toso con la técnica de repetición; los cambios pro-ducidos en la saturación de fluido y la presióngeneran diferencias notables en las amplitudessísmicas y las impedancias elásticas.

El primer levantamiento sísmico de superficie3D del campo fue ejecutado en el año 1992. Estegran levantamiento de exploración se llevó a caboantes de las operaciones de producción e inyec-ción de agua y gas, pero no se consideró un puntode referencia para el monitoreo con la técnica derepetición. En el año 2001, se obtuvo el primer le-vantamiento Q-Marine del Campo Norne, con tec-nología de adquisición repetible, que constituyóel punto de referencia para los levantamientos decontrol de 2003, 2004 y 2006; efectuados en su to-talidad con la tecnología Q-Marine.

Desde el comienzo, el monitoreo con la técnicade repetición proporcionó información crucialpara la optimización del desarrollo del campo. Lasdiferencias en las inversiones AVO, entre los levan-tamientos de 2001 y 2003, revelaron cambios en laimpedancia acústica que podrían interpretarsecomo incrementos de la saturación de agua.16 Enun área, la trayectoria de un pozo planificado fuemodificada para evitar una zona respecto de lacual se infería que poseía alta saturación de agua.17

> Inversión simultánea para la obtención de la impedancia de ondas P. Las secciones de impedancia,obtenidas con el proceso de inversión, muestran una excelente correlación con los valores de cuatropozos. En cada panel, las impedancias medidas en el pozo se codifican en color, con la misma escalaque los resultados de la inversión y se insertan en el centro del panel. El tope del yacimiento se marcacon una línea negra casi horizontal. Las curvas blancas corresponden a registros de saturación deagua no escalados, en los que la saturación de agua se reduce hacia la izquierda. A la derecha decada panel, se observa una representación de la impedancia acústica obtenida del registro (rojo) y la impedancia acústica estimada sísmicamente en la posición del pozo (azul). (Adaptado de Barclayet al, referencia 14.)

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s1.7

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2.7

Impedancia acústica, km/s*g/cm35.7 8.2

> Inversión para obtener la relación de Poisson. En este campo, la relación de Poisson provee una medida mejor que la impedancia acústica para la evalua-ción de la calidad del yacimiento. Un valor bajo de la relación de Poisson (verde) en general es indicativo de la presencia de arena de mejor calidad. Lasamplitudes de las reflexiones son más afectadas por la relación de Poisson con ángulos de incidencia más grandes. Cuando en la inversión se incluye un rango de ángulos más grande (de 5 a 42°) (derecha), la estimación de la relación de Poisson muestra menos ruido y las regiones con una relación de Poisson similar parecen más continuas que cuando en la inversión se utiliza un rango de ángulos más pequeño (de 5 a 35°) (izquierda). Los círculos blancos corresponden a las localizaciones de pozos. (Adaptado de Barclay et al, referencia 14.)

450 460 470 450 460 470

Relación de Poisson0.34 0.43CrosslineCrossline

Inline

Inline

Relación de Poisson utilizando ángulos de 5 a 35° Relación de Poisson utilizando ángulos de 5 a 42°

Recientemente, la evaluación de los cambiosproducidos en el esfuerzo efectivo se ha vuelto im-portante para la optimización de las estrategias deagotamiento e inyección de yacimientos. Paracomprender los efectos permanentes de la produc-ción sobre el campo, StatoilHydro y Schlumbergerse comprometieron a llevar a cabo un proyecto deinversión simultánea que incorporaba todos losdatos sísmicos disponibles, los datos de registrosde siete pozos y los datos de producción del mo-delo de yacimiento ECLIPSE.18

El proceso de inversión simultánea ISIS estimólos valores básicos, y los cambios producidos en laimpedancia acústica y la relación de Poisson, apartir de los datos sísmicos adquiridos con la téc-nica de repetición (izquierda). Para compensar lafalta de información de baja frecuencia en elancho de banda sísmico—necesaria para deter-minar las propiedades elásticas absolutas—seconstruyeron modelos de referencia. Para el le-vantamiento básico, el modelo de referencia seobtuvo mediante la propagación de los valores depozo de las propiedades elásticas, a través de todala zona de interés restringida por los horizontesclave interpretados y las velocidades sísmicas decada intervalo.

En relación con los modelos de baja frecuenciabasados en la técnica de repetición, las estimacio-nes de las propiedades elásticas se obtuvieron conel simulador de yacimientos ECLIPSE en tres pasos:las propiedades del yacimiento fueron convertidasdel dominio de la profundidad al dominio deltiempo utilizando el modelo de velocidad y luego seconvirtieron en cambios de las propiedades elásti-cas utilizando los modelos de física de rocas. Final-mente, las distribuciones espaciales y temporalesde los cambios producidos en las propiedades fue-ron restringidas por los cambios de la velocidad sís-mica observados en las diferencias de tiempo detránsito entre los levantamientos repetidos.

Esta combinación singular de propiedades deyacimiento convertidas al dominio del tiempo conlos cambios en el tiempo de tránsito, obtenidos pormétodos sísmicos, arrojó cambios precisos en laspropiedades elásticas, consistentes con la simula-ción del yacimiento. Se observaron diferencias sig-nificativas entre los resultados de la inversión para

60 Oilfield Review

> Inversión con la técnica de repetición. Los resultados de la impedancia acústica (extremo superior) yla relación de Poisson (extremo inferior) utilizan un modelo de baja frecuencia basado en los resultadosde la simulación. En el volumen 3D (extremo superior derecho), el panel posterior y los paneles lateralesmuestran los valores de impedancia acústica del levantamiento de 2003. La superficie horizontal es uncorte en tiempo de la relación entre la impedancia acústica en 2006 y la impedancia acústica en 2001.El incremento (rojo) ha sido interpretado como un reemplazo del petróleo por agua. Las comparacionesde la impedancia acústica absoluta en dos pozos (extremo superior izquierdo) muestran una buena co-rrelación entre las mediciones de pozos y los valores de impedancia acústica de 2003. Las flechas rojasen cada carril del registro, señalan el tope del horizonte de interés. Los carriles del registro exhiben losdatos de pozos (rojo), los valores derivados por métodos sísmicos (azul) y el modelo de baja frecuencia(verde). Los resultados para la relación de Poisson (extremo inferior) se representan gráficamente deun modo similar. El Pozo C está fuera del volumen 3D.

Impedancia acústica

125

Curva de registroResultado de la inversiónModelo de baja frecuencia

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2.8

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Pozo A

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Cambio en la impedanciaacústica, 2006/2001, %

5–5

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200

3

Impedancia acústica

AB

Relación de Poisson 0.450.20

Curva de registroResultado de la inversiónModelo de baja frecuencia

1.9

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1.9

2.8

Pozo A

Pozo C

Cambio en la relación dePoisson, 2006/2001, %

10–10

Relación de Poisson

Rela

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200

3

0.36

0.18

AB

MPa*s/m

18. Murineddu A, Bertrand-Biran V, Hope T, Westeng K y Osdal B: “Reservoir Monitoring Using Time-LapseSeismic over the Norne Field: An Ongoing Story,”presentado en el Seminario Geofísico Bienal NorskPetroleumsforening, Kristiansand, Noruega, 10 al 12 de marzo de 2008.

19. Los levantamientos que registran dichos datos decomponentes múltiples también se denominanlevantamientos 4C. Para obtener más información sobrelevantamientos 4C, consulte: Barkved O, Bartman B,Compani B, Gaiser J, Van Dok R, Johns T, Kristiansen P,Probert T y Thompson M: “Las diversas facetas de losdatos sísmicos de componentes múltiples,” OilfieldReview 16, no. 2 (Otoño de 2004): 46–61.

Verano de 2008 61

los que se utilizaron modelos de referencia actua-lizados y aquellos para los que no se utilizaron(arriba).

El equipo de manejo de yacimientos deStatoilHydro tiene previsto utilizar estos resulta-dos para rastrear el movimiento del frente de in-yección, evaluar el avance de la inyección de aguay gas, estimar la distribución de la presión y ac-tualizar el modelo de yacimiento.

Inversión de componentes múltiplesLos ejemplos previos se refirieron a la inversiónde los datos de ondas P. Los levantamientos sís-micos con cable sísmico remolcado son diseñados

para generar y registrar solamente las ondas P; lasondas S no se propagan en los fluidos. Las ondascompresionales generadas por la fuente puedenconvertirse en ondas de corte en el fondo marino,o debajo, y luego viajar como tales a través de lasformaciones sólidas del subsuelo, pero deben con-vertirse nuevamente en ondas P para propagarsepor el agua y ser registradas por los receptores. Através del análisis AVO, se puede recoger informa-ción sobre la velocidad de las ondas S y el módulode corte, μ, pero las ondas S en sí, no se registran.

No obstante, es posible adquirir datos de ondas Ssi los receptores están acoplados al fondo marino.

Los cables de fondo marino (OBC) están diseña-dos para este fin. Habitualmente, estos cablescontienen cuatro sensores de componentes múlti-ples—tres geófonos y un hidrófono—espaciados aintervalos determinados por los requerimientosdel levantamiento.19 Los geófonos detectan loscomponentes múltiples del movimiento de lasondas S y el hidrófono—como los hidrófonos re-molcados con el cable sísmico marino—detectalas señales de ondas P, designadas como arribos PP.La onda P también es detectada por los geófonos,principalmente en el componente vertical, lo quegenera las señales PZ.

>Efecto de los modelos de referencia sobre la inversión. La inversión efectuada con la técnica de repetición (extremo superior) para la obtención de la impedancia acústica y la relación de Poisson(extremo inferior), muestra resultados distintos utilizando modelos de referencia diferentes. Estos pa-neles se concentran en una región en la que el modelo de simulación de yacimientos contiene unafalla transmisible que permite la migración del gas. La sección de impedancia acústica calculada conun modelo de referencia, que incorporó los efectos del paso del tiempo (extremo superior izquierdo),indica una reducción de la impedancia acústica (rojo) a lo largo de la falla. En la sección de impedan-cia acústica calculada sin un modelo de referencia de repetición (extremo superior derecho), la re-ducción de la impedancia acústica se restringe al área que se encuentra por encima de la falla, lo queindica que la falla no es transmisible. La inversión para determinar la relación de Poisson también su-giere la presencia de una falla transmisible, pero sólo si se utiliza un modelo de referencia que respetalos datos del simulador (extremo inferior izquierdo). La curva negra de cada panel corresponde al topede la formación, indicado por las flechas rojas en la figura anterior. Las amplitudes son la relaciónentre los valores de 2004 y los de 2001.

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2.61,545

Número de línea perpendicular a la direcciónde adquisición (crossline number )

Número de línea perpendicular a la direcciónde adquisición (crossline number )

1,645 1,745 1,845 1,945 2,1452,045

Modelo de referenciacon información repetida

Cambio en la impedancia acústica

¿Falla permeable?

1,545 1,645 1,745 1,845 1,945 2,1452,045

Modelo de referencia sin información repetida

Cambio en la impedancia acústica

¿Falla impermeable?

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1,545

Número de línea perpendicular a la direcciónde adquisición (crossline number )

Número de línea perpendicular a la direcciónde adquisición (crossline number )

1,645 1,745 1,845 1,945 2,1452,045

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Cambio en la relación de Poisson

Amplitud 1.060.94

1,545 1,645 1,745 1,845 1,945 2,1452,045

Cambio en la relación de Poisson

Las fuentes utilizadas en estos levantamientosson las mismas que las de los levantamientos concables sísmicos marinos remolcados, generandoondas P que se convierten en ondas S en el fondomarino o a mayor profundidad. Las señales resul-tantes se denominan datos PS. Si bien los levanta-mientos de componentes múltiples son más

complejos para ejecutar y procesar que los levan-tamientos de un solo componente, proveen datosque éstos últimos no pueden proporcionar.

Schlumberger invirtió los datos sísmicos decomponentes múltiples de un campo de gas y con-densado del Mar del Norte. El objetivo principaldel estudio de inversión fue generar las propieda-

62 Oilfield Review

> Inversión simultánea de los datos de componentes múltiples. La impedancia acústica (izquierda) y la densidad (derecha), obtenidas a partir de un proceso de inversión que utiliza sólo los datos PZ (extremo superior), carecen de la resolución y la continuidad de los resultados de la inversión que uti-liza los datos PZ y PS (extremo inferior). En particular, comparadas con la inversión PZ, las densidadespronosticadas por el proceso de inversión de los datos PZ y PS mostraron mucha mejor correlacióncon los valores del registro. En los paneles que muestran los resultados de la inversión, las líneas negras casi horizontales corresponden a los horizontes interpretados. (Adaptado de Rasmussen et al, referencia 21.)

Inversión PZ y PSImpedancia acústica Densidad

Inversión PZ

Curva de registroResultado de la inversiónModelo de bajafrecuencia

Curva de registroResultado de la inversiónModelo de bajafrecuencia

Impedancia acústica Densidad

Impedancia acústica

km/s*g/cm3 105

Densidad

kg/m3 3,0002,000

>Datos sísmicos de componentes múltiples. Lascolecciones de trazas de punto medio común(CMP) de los datos de reflexión PZ (extremo su-perior) y PS (extremo inferior) muestran las trazascon un desplazamiento que se incrementa de iz-quierda a derecha. Las bandas de color delineanlos rangos de ángulos. Numerosas reflexiones ex-hiben los efectos AVO, que pueden diferir en susexpresiones en las colecciones de trazas PZ y PS.Por ejemplo, en la colección de trazas PZ, la re-flexión en la línea roja de puntos es levementepositiva con un desplazamiento cero y se reducehasta alcanzar una amplitud casi nula con el in-cremento del desplazamiento. Los arribos desdeel mismo reflector en la colección de trazas PS,son intensamente positivos con un desplaza-miento cero y se reducen gradualmente con el incremento del desplazamiento.

Colección de trazas CMP PZTi

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PZ

Colección de trazas CMP PS

Tiem

poPS

Banda de ángulo de 4 a 11°Banda de ángulo de 11 a 18°Banda de ángulo de 18 a 25°Banda de ángulo de 25 a 32°

Banda de ángulo de 4 a 11°Banda de ángulo de 11 a 18°Banda de ángulo de 18 a 25°Banda de ángulo de 25 a 32°Banda de ángulo de 32 a 39°Banda de ángulo de 39 a 45°

Verano de 2008 63

des elásticas—impedancia de ondas P, la relaciónVp / Vs y la densidad—a partir de los conjuntos dedatos sísmicos, como datos de entrada, para cal-cular las propiedades geomecánicas en gran es-cala. Las propiedades geomecánicas se utilizaríanpara la construcción de un modelo mecánico delsubsuelo (MEM) 3D.20

El procesamiento de los datos PZ y PS esmucho más complejo que el procesamiento con-vencional de conjuntos de datos de un solo com -ponente. Los dos tipos de datos provinieron delmismo levantamiento pero mostraron numerosasdiferencias. Por ejemplo, las amplitudes, las velo-cidades y el comportamiento AVO fueron marca-damente diferentes entre los dos conjuntos dedatos (página anterior, a la izquierda).

Para evaluar el valor de los datos PS, la inver-sión simultánea de los datos PZ se comparó con lainversión simultánea de los conjuntos de datos PZy PS combinados (página anterior, a la derecha).21

La impedancia acústica y la densidad, obtenidasde las amplitudes de las reflexiones PZ y PS, se re-solvieron mucho mejor y se ajustaron mejor a losvalores de pozos que los calculados a partir de losarribos PZ solamente.

Las impedancias acústicas, derivadas de la in-versión sísmica, mejoraron la precisión del modelomecánico del subsuelo. En una prueba de un pozociego, las impedancias acústicas pronosticadas conla inversión se compararon con las medidas en unpozo que no había sido utilizado para la calibraciónde la inversión (arriba, a la derecha). En las 10capas del MEM, las impedancias acústicas obteni-das de los registros de pozo mostraron un ajuste ex-tremadamente estrecho con las impedanciasderivadas de la inversión sísmica. Las correlacio-nes con los modelos construidos utilizando méto-dos convencionales de generación de propiedadesgeomecánicas—métodos que no incorporan laspropiedades calculadas sísmicamente—no se ajus-taron tan bien y exhibieron errores grandes en va-rias capas.

El futuro con la inversiónLa inversión sísmica es una herramienta poderosapara la extracción de información de la roca yaci-miento y los fluidos a partir de los datos sísmicos.Si bien la mayoría de los levantamientos sísmicosson diseñados para generar imágenes solamente,las compañías están aplicando el método de in-versión cada vez con más frecuencia para extraermás provecho de sus inversiones económicas endatos sísmicos. Algunas compañías ahora utilizanel método de inversión en todos los conjuntos dedatos sísmicos y no realizan ninguna operación deperforación sin aplicarlo.

La inversión sísmica para la caracterización deyacimientos es un proceso de pasos múltiples que,además del algoritmo de inversión en sí, requiereoperaciones cuidadosas de preparación de datos,procesamiento de datos sísmicos, edición y calibra-ción de registros, correlación y visualización de laspropiedades de las rocas. Se están desarrollandometodologías de trabajo para combinar estos pasoscon el fin de obtener resultados óptimos.

La incorporación de nuevas mediciones obte-nidas de otras disciplinas, tales como la detecciónelectromagnética profunda, promete aportar me-joras a los resultados de la inversión sísmica. Eltrabajo realizado en torno a los componentes mag-netotelúricos y los componentes electromag -néticos de fuente controlada para el ambientemarino, está generando interés considerable

entre los geofísicos y estas técnicas pueden ence-rrar la clave para la detección de propiedades queeluden los levantamientos sísmicos.

Otra área de mejoramiento potencial reside enel mejoramiento del contenido de los datos en losregistros sísmicos. Las bajas frecuencias no conte-nidas en la mayoría de los datos sísmicos tienenque obtenerse o modelarse a partir de los datosde registros para obtener las propiedades absolu-tas de las rocas mediante inversión. No obstante,en áreas alejadas de los pozos, este paso puede in-troducir un sesgo indeseado en los resultados. Porejemplo, cuando las litologías reducen su espesor,aumentan de espesor, desaparecen o aparecenentre los pozos, los datos de los pozos probable-mente no constituyan una base precisa para losmodelos sísmicos.

>Propiedades acústicas en un modelo mecánico del subsuelo (MEM) 3D. Las impedancias acústicasobtenidas por métodos sísmicos ayudaron a poblar un MEM 3D con propiedades mecánicas. El in-serto (derecha) muestra una de las 10 capas del modelo. Los valores de impedancia acústica (AI), extraídos de un pozo (Pozo X) que no había sido utilizado para la construcción del modelo (Carril 1), se comparan con los valores pronosticados utilizando los tres métodos: inversión sísmica (Carril 2), Simulación Secuencial de Gauss (SGS) (Carril 3) y el método de kriging (Carril 4). El método SGS y elmétodo de kriging no utilizan los datos sísmicos como datos de entrada. Las barras de error (rojo), queaparecen en cada carril, exhiben el error porcentual. El ajuste con la impedancia acústica obtenidapor métodos sísmicos es significativamente mejor que con los resultados de los otros dos métodos.(Adaptado de Mohamed et al, referencia 20.)

Prof

undi

dad

OriginalNuevo flujode trabajo SGS Kriging

Error

0 100%

0 100%

Error

0 100%

Error

Registro de pozo y propiedades obtenidas por métodos sísmicos

3 12 3 12 3 12 3 12

AI AI AI AI

Impedancia acústica

8.54.5 MPa*s/m

Pozo X

MPa*s/mMPa*s/m MPa*s/m MPa*s/m

20. Mohamed FR, Rasmussen A, Wendt AS, Murineddu A yNickel M: “High Resolution 3D Mechanical Earth ModelUsing Seismic Neural Netmodeling: IntegratingGeological, Petrophysical and Geophysical Data,”artículo A043, preparado para ser presentado en la 70a Conferencia y Exhibición de la EAGE, Roma, 9 al 12 de junio de 2008.

21. Rasmussen A, Mohamed FR, Murineddu A y Wendt AS:“Event Matching and Simultaneous Inversion—A CriticalInput to 3D Mechanical Herat Modeling,” artículo P348,preparado para ser presentado en la 70a Conferencia yExhibición de la EAGE, Roma, 9 al 12 de junio de 2008.

Se está evaluando una nueva técnica de adqui-sición de datos sísmicos como forma de proveer lainformación de baja frecuencia necesaria en ausen-cia de datos de registros. Conocida como adquisi-ción por encima/por debajo (over/under), estatecnología elimina efectivamente las discontinui-dades presentes en el ancho de banda sísmico queperturban la mayoría de los levantamientos.22 Se hademostrado que las bajas frecuencias adicionalescontenidas en los datos por encima/por debajomejoran la generación de imágenes de los reflec-tores profundos (arriba). Las frecuencias bajas, amenudo por debajo de 6 Hz, también son útilespara mejorar la inversión.23

Se ha utilizado la técnica de modelado paraestudiar el impacto de estas bajas frecuenciasadicionales sobre la inversión sísmica.24 El puntode partida es un modelo de impedancia acústicaen forma de cuña, con intervalos prospectivos deespesor variable (izquierda). Se construyen dos

64 Oilfield Review

>Secciones sísmicas de un levantamiento convencional con fuente y receptores profundos (izquierda) y un levantamiento por encima/por debajo(over/under) (derecha). El levantamiento por encima/por debajo muestra una intensidad significativa de la señal proveniente de los reflectoresprofundos situados por debajo del basalto. En el levantamiento convencional, el basalto obstruye la penetración de la energía sísmica.

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1,030 3,2611,030 3,261

Datos convencionales Datos over/under

Tope Breydon

Base Breydon

Tope Balder

Tope Flett

Tope basalto

Lecho marino

Tope Breydon

Base Breydon

Tope Balder

Tope Flett

Tope basalto

Lecho marino

CDP CDP

Amplitud 65–65

>Modelo de impedancia acústica de tipo cuña. Las capas aumentan deespesor de izquierda a derecha. Los pozos sintéticos se muestran comocurvas negras en los números CDP seleccionados. Las curvas representanlas saturaciones de agua. Este modelo se utilizó para generar las seccionessísmicas sintéticas. La impedancia acústica en el punto CDP 5, constituyóla base del modelo de referencia utilizado para invertir las seccionessintéticas.

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dob

le (i

da y

vue

lta),

ms 1,600

1,800

2,000

2,200

1 11 21 31 41 51 61 71 81CDPModelo tipo cuña

5

4,750 7,750

Impedancia acústica

m/s*g/cm3

Verano de 2008 65

secciones sísmicas sintéticas: una con una ondículaextraída de un levantamiento convencional y laotra con una ondícula extraída de un levanta-miento por encima/por debajo (derecha). En esen-cia, la primera sección sintética posee el contenidode frecuencia de un levantamiento convencional, yla segunda sección sintética posee el contenido defrecuencia mejorado de un levantamiento por encima/por debajo.

Estas secciones sísmicas sintéticas se invirtie-ron utilizando un modelo de referencia unitariode baja frecuencia. El modelo de referencia fuecreado mediante el filtrado pasabajos (entre 0 y 3a 4 Hz) de la impedancia acústica de un pozo. Estosimula un ambiente de exploración en el que sólose dispone de datos de un pozo para restringir elmodelo de inversión.

La comparación de los resultados de la inver-sión de la sección convencional y la sección porencima/por debajo muestra que las impedanciasacústicas de la sección por encima/por debajo secorrelacionaron mucho mejor con las impedan-cias acústicas “medidas” en los pozos, y, por con-siguiente, se ajustaron mejor al modelo real quelos resultados para los que se utilizaron los datosconvencionales como datos de entrada (derecha).El agregado de datos en el rango de 3 a 6 Hz, su-ministrados por la técnica por encima/por debajo,

produjo una diferencia significativa en la inver-sión, restituyendo información confiable de laspropiedades de las rocas aunque los datos de re-gistros fueran escasos.

Los datos sísmicos, con un ancho de bandagrande y un grado alto de precisión de posiciona-

miento, también permiten la detección y la medi-ción de los efectos insignificantes de los esfuerzosen los datos sísmicos 3D y 4D.25 Por ejemplo, losefectos del esfuerzo inducido por la subsidenciase vieron en las propiedades de las velocidades delas ondas S medidas con un levantamiento de

>Espectros de ondículas convencionales y ondículas por encima/por debajo.La ondícula por encima/por debajo (verde) es más rica en bajas frecuencias,especialmente entre 3 y 6 Hz, que la ondícula convencional (azul oscuro). Elcontenido de frecuencia del registro sintético de impedancia acústica en elpunto CDP 5 del modelo de tipo cuña se muestra en marrón. Una versión deeste registro filtrada con filtro pasabajos (dorado) constituyó el modelo dereferencia para la inversión de las secciones sísmicas sintéticas.

Ampl

itud

1.00

0.75

0.25

0

Frecuencia, Hz

0.50

Datos over/underConvencionalImpedancia acústicaCDP 5, sin filtrar Impedancia acústicaCDP 5, filtrado

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

> Inversión de los datos convencionales sintéticos y datos por encima/por debajo. Ambos conjuntosde datos se invirtieron utilizando un modelo de referencia que comprende una versión filtrada del regis-tro de impedancia acústica en el punto CDP 5. La sección de impedancia acústica por encima/por de-bajo (derecha) arroja un resultado en forma de cuña que se ajusta más estrechamente a la informaciónde pozos que la sección de impedancia acústica convencional (izquierda). La versión por encima/pordebajo mapea las impedancias acústicas bajas (verde) del yacimiento, cuyo espesor aumenta hacia laderecha, y además produce un mejor ajuste con las zonas de alta impedancia acústica (amarillo y rojo)por debajo del yacimiento, cuyo espesor también aumenta hacia la derecha.

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le (i

da y

vue

lta),

ms

CDP

1,900

1,800

1,700

1,600

CDP1 5 11 21 31 41 1 5 11 21 31 41

Datos convencionales Datos over/under

4,750 7,750

Impedancia acústica

m/s*g/cm3

22. Camara Alfaro J, Corcoran C, Davies K, González PinedaF, Hampson G, Hill D, Howard M, Kapoor J, MoldoveanuN y Kragh E: “Reducción del riesgo exploratorio,”Oilfield Review 19, no. 1 (Verano de 2007): 26–43.Moldoveanu N, Combee L, Egan M, Hampson G, SydoraL y Abriel W: “Over/Under Towed-Streamer Acquisition:A Method to Extend Seismic Bandwidth to Both Higherand Lower Frequencies,” The Leading Edge 26, no. 1(Enero de 2007): 41–58.

23. Özdemir H: “Unbiased Seismic Inversion: Less Model,More Seismic,” presentado en el Seminario de Geofísicade la Sociedad de Exploración Petrolera de GranBretaña, Londres, 30 al 31 de enero de 2008.

24. Özdemir H, Leathard M y Sansom J: “Lost FrequenciesFound—Almost: Inversion of Over/Under Data,” artículoD028, presentado en la 69a Conferencia y Exhibición dela EAGE, Londres, 11 al 14 de junio de 2007.

25. Olofsson B, Probert T, Kommedal JH y Barkved OI:“Azimuthal Anisotropy from the Valhall 4C 3D Survey,”The Leading Edge 22, no.12 (Diciembre de 2003):1228–1235.Hatchell P y Bourne S: “Rocks Under Strain: Strain-Induced Time-Lapse Time Shifts Are Observed forDepleting Reservoirs,” The Leading Edge 24, no. 12(Diciembre de 2005): 1222–1225.Herwanger J y Horne S: “Predicting Time-Lapse StressEffects in Seismic Data,” The Leading Edge 24, no. 12(Diciembre de 2005): 1234–1242.Herwanger J, Palmer E y Schiøtt CR: “AnisotropicVelocity Changes in Seismic Time-Lapse Data,”presentado en la 75a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, San Antonio, Texas, 23 al 28 de septiembre de 2007.

Profundidad, m 3,650150

YX

P1P2 P3

P4A

2,500 m

Y

X

Desplazamientodescendente, m

0.20

W1

W2 W3

W4

Desplazamiento: Capa 1

B

2,500 m

Y

X

Cambio deesfuerzos efectivos: Capa 1

C

2,500 m

Polarizaciónde la onda decorte rápida

Subsidencia, m 40

Separación observadade las ondas de corte

E

2,500 m

Y

X

P1

P2 P3

P4

Separación modeladade las ondas de corte

D

componentes múltiples efectuado en el Mar delNorte (abajo). La inversión sísmica puede ser uti-lizada potencialmente para inferir los cambios deesfuerzos espaciales y temporales producidos en elsubsuelo a partir de los datos sísmicos.26 Los geofí-sicos de Schlumberger prevén la utilización delmétodo de inversión sísmica para la determinacióndel estado de esfuerzos triaxiales del yacimiento y

de los estratos de sobrecarga como una función deltiempo. Este conocimiento puede ser utilizadopara planificar las trayectorias de los pozos y anti-cipar su falla y el daño de las rocas. La caracteriza-ción de las propiedades mecánicas de los estratosde sobrecarga y el monitoreo de los cambios de es-fuerzos con el tiempo abren un nuevo campo deaplicación para la inversión sísmica.

66 Oilfield Review

>Separación modelada y observada de las ondas de corte inducidas por la subsidencia en la porción somera del subsuelo. Se construyó un modelo geomecánico 3D (A) para investigar los efectos de la subsidencia de una capa somera (Capa 1, azuloscuro), causada por la compactación de un yacimiento más profundo (intervalos verdes en los pozos P1, P2, P3 y P4) bajo pro-ducción. El desplazamiento resultante del terreno en la porción somera del subsuelo, produce una cubeta de subsidencia casicircular (B). Los cambios producidos en el esfuerzo efectivo asociado con la deformación modelada (C) son mayores en el cen-tro de la cubeta. Estos cambios de esfuerzos generan anisotropía elástica, lo que a su vez produce la separación de las ondasde corte, fenómeno en el que dos ondas de corte polarizadas en forma ortogonal se propagan con diferentes velocidades. Lamayor separación de las ondas de corte se produce en los flancos de la cubeta de subsidencia (D), donde la diferencia entrelos esfuerzos horizontales es mayor. En el centro de la cubeta de subsidencia, donde los cambios de los esfuerzos horizontalesson grandes pero isotrópicos, la separación de las ondas de corte es mínima. El azimut de las barras muestra la dirección depolarización de la onda de corte rápida y la longitud de cada barra es proporcional al retardo de tiempo existente entre la ondade corte rápida y la onda de corte lenta. La separación observada de las ondas de corte en una cubeta de subsidencia en un yacimiento del Mar del Norte en proceso de compactación (E), sigue un patrón similar al del fenómeno modelado.

Las propiedades de las rocas y los fluidos, obte-nidas por métodos sísmicos, están desempeñandoun rol cada vez más importante en la caracteriza-ción de los modelos geológicos y, por consiguiente,se extienden naturalmente en el dominio del si-mulador de la producción de yacimientos. Esta ca-racterización de las propiedades de las rocaspuede extenderse a los estratos de sobrecarga. Lospasos siguientes en la progresión del método de in-versión sísmica, incluirán el uso creciente de losresultados de las simulaciones de yacimientos y lassimulaciones geomecánicas con el fin de generarlos modelos iniciales para el proceso de inversióny viceversa. El cierre de este circuito, y la opera-ción en tiempo real con los datos sísmicos obteni-dos con la técnica de repetición, harán que lainversión sísmica trascienda la lectura ente líneaspara acceder a la lectura entre pozos. —LS

26. Sarkar D, Bakulin A y Kranz RL: “Anisotropic Inversion ofSeismic Data for Stressed Media: Theory and a PhysicalModeling Study on Berea Sandstone,” Geophysics 68,no. 2 (Marzo a abril de 2003): 690–704.Sayers CM: “Monitoring Production-Induced StressChanges Using Seismic Waves,” presentado en la 74aReunión y Exposición Internacional Anual de la SEG,Denver, 10 al 15 de octubre de 2004.

Frazer Barclay es gerente de servicios de consultoríapara el segmento de Servicios de Datos y Consultoría(DCS) de Schlumberger, y reside en Perth, Australia.Comenzó su carrera en 1998 como geofísico en WesternGeophysical en Londres. Ingresó en Ødegaard en elaño 2000, cumplimentando proyectos de caracteriza-ción de yacimientos para diversas compañías petrole-ras. En el año 2003, Frazer fue designado gerente deproyecto en Ødegaard en Kuala Lumpur, y fue trasla-dado a Perth en 2005 como gerente de negocios.Cuando Ødegaard fue adquirida por WesternGeco,Frazer asumió el cargo de gerente del segmento deServicios Sísmicos de Yacimientos de Schlumberger.Posee una licenciatura en geología de la Universidadde Glasgow, Escocia.

Mario Bellabarba trabaja en el Centro de ProductosRiboud de Schlumberger (SRPC) en Clamart, Francia,donde se desempeña como campeón de producto parala tecnología de cemento fraguado activo FUTUR*.Comenzó su carrera en Schlumberger en 1998 comoingeniero de campo especialista en cementación enVenezuela. Antes de ocupar su posición actual enFrancia, ocupó posiciones como ingeniero interno deShell en los Países Bajos, ingeniero técnico especia-lista en cementación en Siberia occidental y gerenteespecialista en cementación para el este de Rusia.Mario obtuvo una licenciatura en ingeniería civil de la Universidad de Waterloo en Ontario, Canadá.

Rashmi Bhavsar se desempeña como asesor ygerente de materiales en el Centro de Tecnología deTerminaciones de Yacimientos de Schlumberger(SRC) en Rosharon, Texas, EUA, desde el año 2007.Sus principales intereses de investigación incluyen laselección de materiales, la resistencia a la corrosión yla erosión, el análisis de fallas, el desarrollo de opera-ciones de soldadura, los elastómeros dilatables y losmateriales para ambientes de alta presión y alta tem-peratura. Ingresó en Schlumberger en 1996 a travésde la adquisición de Camco, como director de mate-riales e ingeniería de soldadura para los sistemas determinación de Schlumberger en Houston, y luego fueingeniero principal y gerente de ingeniería de mate-riales desde el año 2000 hasta el año 2007. Antes deingresar en Schlumberger, trabajó como ingenierometalúrgico e ingeniero de aseguramiento de la calidad en diversas compañías de Houston. Rashmiposee una maestría en ingeniería metalúrgica de laUniversidad de Texas en El Paso, y una licenciatura eningeniería metalúrgica de la Universidad de Barodaen Gujarat, India.

Kenneth Brown se desempeña como consultor principal en el segmento DCS de Schlumberger enPittsburg, Pensilvania, EUA, donde dirige la tecnolo-gía de almacenamiento de gas. Supervisa proyectos

en estudios de factibilidad del almacenamiento sub-terráneo de gas (UGS), estudios de simulación decampo completo para evaluar las conversiones a ins-talaciones UGS; diseño, desarrollo y optimización deoperaciones de campo UGS; análisis de inventarios; y evaluación y modelado de la capacidad de produc-ción de las instalaciones UGS. Además, trabaja enproyectos de investigación financiados por consor-cios industriales y organismos gubernamentales, yprovee testimonios periciales y soporte en litigiosque involucran campos UGS. En 1997, ingresó en S.A. Holditch & Associates (adquirida en 1997 porSchlumberger) como ingeniero especialista en almacenamiento de gas. Previamente, trabajó enMichigan Consolidated Gas Company. Kenneth tam-bién ocupó cargos como consultor independiente,ingeniero de yacimientos para Shell Oil Company,Inc. (Bakersfield, California, EUA) e ingeniero determinación y producción de pozos para MarathonOil Company (Lafayette, Luisiana, EUA). Obtuvo unalicenciatura y una maestría en ingeniería del petró-leo y el gas natural de la Universidad Estatal dePensilvania en University Park.

Anders Bruun es gerente de negocios del grupo deServicios Sísmicos de Yacimientos de Schlumbergerpara Escandinavia y reside en Copenhague,Dinamarca. Está a cargo de las ventas y el mercadeode los proyectos de inversión sísmica para la carac-terización de yacimientos, y además aporta susconocimientos especiales de los procesos de inver-sión a los proyectos en ejecución. Antes de ocuparsu posición actual, fue gerente de negocios deØdegaard para Noruega. Comenzó su carrera en el año 2000 como geofísico de procesamiento enWesternGeco en Stavanger. Anders posee una maestría en geofísica de la Universidad de Aarhus,Dinamarca, y un diploma en administración deempresas de la Escuela de Negocios de Copenhague.

Hélène Bulte-Loyer se desempeña como ingeniero dedesarrollo en el grupo de Tecnología de Integridad dePozos/Cementación en el Centro de Productos Riboudde Schlumberger (SRPC) en Clamart. Ingresó enSchlumberger en el año 2003 como ingeniero químicoen el Centro Integrado de Productividad y Operacionescon Cable de Schlumberger en Sugar Land, Texas.Comenzó en el departamento de aplicaciones de inge-niería, trabajando en el software de simulación geo-química Virtual Lab*. Hélène fue traslada al SRPC en el año 2004 para formar parte del equipo FUTUR ydesarrolló la parte técnica de la tecnología FUTUR.Obtuvo una maestría en química de l’École NationaleSupérieure de Chimie de Lille, y una maestría eningeniería de los materiales de la Université de Nice-Sophia Antipolis y l’École Nationale Supérieuredes Mines de París, todas en Francia.

José Camara Alfaro es intérprete geofísico del segmento de Coordinación de Diseño para lasOperaciones de Explotación de PEMEX en Tampico,Tamaulipas, México. Obtuvo un diploma de ingenieríacon especialización en adquisición de registros geofísicos en el Instituto Tecnológico de CiudadMadero, Tamaulipas. José posee 27 años de experienciaen adquisición de datos geofísicos, interpretación y caracterización del subsuelo.

Keith W. Chandler es vicepresidente senior deCiencias de la Tierra y Operaciones de Yacimientospara Falcon Gas Storage Company en Houston. Su fun-ción actual, que comenzó en el año 2003, incluye laplaneación para el desarrollo de yacimientos de cam-pos de almacenamiento de gas para operaciones UGS.Geólogo durante 52 años, comenzó su carrera en elaño 1956 en Stanolind Oil & Gas. Además, pasó 10años trabajando en desarrollo minero de la explora-ción de hierro, cobre, oro, agua y minerales enAustralia, el sector oeste de EUA y Canadá. Keith haestado involucrado en el área de exploración, desarro-llo y evaluación, trabajando como independiente endiversas cuencas depositacionales de EUA e interna-cionales. Posee una licenciatura en geología de laUniversidad Estatal de Oklahoma en Stillwater, EUA.

Anthony Cooke es gerente de negocios para el segmento de Servicios Sísmicos de Yacimientos de Schlumberger en el Reino Unido y reside enAberdeen. Está a cargo del desarrollo de negocios y el mercadeo de las oportunidades sísmicas de yaci-mientos en el Reino Unido e Irlanda. Ingresó enWesternGeco en el año 2000 como geocientífico deyacimientos con base en Londres, donde trabajó enuna diversidad de estudios de caracterización de yaci-mientos para yacimientos del Mar del Norte, Norte deÁfrica, Medio Oriente, América del Norte y el Golfo deMéxico. En el año 2004, fue trasladado al segmento deServicios Sísmicos de Yacimientos de WesternGeco enStavanger. Anthony obtuvo su licenciatura en geologíade la Universidad de Durham en Inglaterra, y su maes-tría en geología del petróleo del Colegio Imperial deCiencia, Tecnología y Medicina de la Universidad deLondres.

Dennis Cooke es jefe de geofísica para Santos, enPerth, Australia Occidental. Trabaja en la compañíadesde hace nueve años. Antes de ingresar en Santos,fue geofísico de desarrollo y exploración para Arco enIndonesia, Alaska y otras zonas de EUA. Sus interesestécnicos actuales comprenden la caracterización deyacimientos, la generación de imágenes de la pareddel pozo y los procesos de modelado estocástico einversión sísmica. Dennis posee un doctorado de laEscuela de Minas de Colorado, en Golden, EUA.

Colaboradores

Verano de 2007 67

Benoît Froelich es asesor en el Centro de ProductosRiboud de Schlumberger en Clamart. Allí se encuentraactualmente involucrado en el desarrollo de un sis-tema de comunicación acústica para pruebas de fondode pozo. Desde 1971, participa activamente en el desa-rrollo de herramientas tales como el servicio de eva-luación del cemento Isolation Scanner* y otrasherramientas para medir y evaluar las estructuras delos pozos y su estabilidad. Sus tareas de investigaciónlo han llevado a Francia, Japón y EUA. Antes de ocu-par su posición más reciente, fue asignado al segmentode Productos para Pozo Entubado en el Centro SRPC,desde 2000 hasta 2007. Benoît obtuvo un doctorado enquímica física de la Universidad de París y un título degrado de l’École Supérieure de Physique et de ChimieIndustrielles (ESPCI), en París.

Partha Ganguly se desempeña como investigadorcientífico senior en el Centro de Investigaciones Dollde Schlumberger (SDR) en Cambridge, Massachusetts,EUA. Sus intereses de investigación se centran en eldesarrollo y la caracterización de materiales para aplicación en el campo petrolero. Ingresó enSchlumberger en el año 2004 luego de ocupar unaposición posdoctoral en el Instituto de Tecnología deMassachusetts (MIT), Cambridge, trabajando en elmodelado constitutivo de materiales porosos someti-dos a procesos de carga química y mecánica. Parthaposee un doctorado y una maestría en ciencia e inge-niería de los materiales de la Universidad de BritishColumbia, en Vancouver, Canadá, y una licenciatura en ingeniería metalúrgica del Instituto Indio deTecnología en Kharagpur, West Bengal, India.

Craig Gardner es consultor en operaciones de cemen-tación y líder del equipo de cementación de Chevronen Houston. Después de obtener una licenciatura enquímica de la Universidad de Houston, Craig Gardnertrabajó para una compañía de fluidos de perforaciónantes de ingresar en Gulf Oil en 1980 como supervisorde perforación. Actualmente, está involucrado en lasoperaciones mundiales de cementación de Chevronproveyendo servicios técnicos y trabajando en el desa-rrollo de tecnología y la capacitación. Craig es socio de la SPE, el API y la ISO y ex-presidente de laSubcomisión de Cementación de Pozos del API.

Robert Godfrey reside en Gatwick, Inglaterra, yactualmente se desempeña como campeón para el segmento de Caracterización de Fracturas deWesternGeco. Allí se concentra en aplicaciones sísmi-cas para la caracterización de yacimientos natural-mente fracturados. Antes de ocupar su posición actual,fue gerente de servicios de inversión sísmica, tambiénen Gatwick. Robert comenzó su carrera en el año 1979como geofísico para Mobil en Dallas. En 1982, se convirtió en investigador geofísico para Digicon enLondres. Ingresó en Geco en Calgary como gerente

de geosoporte en 1990, y desde entonces ha ocupadouna diversidad de posiciones relacionadas con la inves -tigación y el desarrollo de negocios. Robert posee unalicenciatura en ingeniería geológica de la Universidadde British Columbia, en Vancouver, Canadá, y un doctorado en geofísica de la Universidad de Stanforden California.

Francisco González Pineda es el coordinador deáreas prospectivas para el Activo Integral Burgos dePEMEX en Reynosa, Tamaulipas, México. Posee 24años de experiencia en exploración petrolera, princi-palmente en la Cuenca del Río Misantla en Tampico.Francisco obtuvo sus diplomas en geología e ingenieríade la Universidad de San Luís en Potosí, México.

Dominique Guillot es campeón para el segmento deInvestigación de Servicios al Pozo de Schlumberger yse especializa en la definición de nuevos mercados deoperaciones de cementación en el Centro SDR enCambridge, Massachusetts. Ingresó en Dowell en 1981en Saint-Étienne, Francia, como ingeniero de desarrolloy jefe de sección, y luego se convirtió en jefe de seccióny gerente de equipo de productos para proyectos rela-cionados con las operaciones de cementación de pozos.En el año 1990, se convirtió en especialista en cemen-tación en Houston, trabajando en la introducción de nueva tecnología. Subsiguientemente, volvió a Saint-Étienne como especialista en ingeniería decementación, trabajando en la evaluación de las operaciones de cementación y mezcla del cemento.Fue jefe de sección del segmento de Soporte deProcesos, Software y Campo en el Centro SRPC, desde 1994 hasta 1996. Además, se desempeñó como especialista en ingeniería de cementación enClamart, como campeón de conocimiento InTouchpara el segmento de cementación, y como gerente de disciplinas relacionadas con la tecnología de inte-gridad de pozos. Actualmente, es el editor técnico del Comité de Revisión Editorial de la publicación SPE Drilling & Completion. Ingeniero civil,Dominique se capacitó en l’École Nationale des Ponts et Chaussées, en París, y obtuvo un doctorado en ingeniería geológica de l’École NationaleSupérieure des Mines de París.

James Hawkins se desempeña como geólogo de pozo e ingeniero de colocación de pozos del Grupo DCS deSchlumberger para la región United States Land(Oeste, Noreste y Central) del GeoMarket*, y reside en Midland, Texas. James ha trabajado en la CuencaPérmica y en el área de la Plataforma Oriental durantelos últimos 18 años como químico de producción, geólogo ambiental, propietario y presidente de unacompañía de exploración geoquímica del petróleo ygeólogo de prospección independiente. Posee unalicenciatura y una maestría en geología de la CuencaPérmica en Odessa de la Universidad de Texas.

Jorg Herwanger se desempeña como geofísico senior en el Centro de Tecnología de WesternGeco enHouston. Se especializa en el análisis de datos sísmi-cos de campo para evaluar los efectos inducidos por elesfuerzo a través del tiempo. Su foco principal se cen-tra en la provisión de una integración más estrechaentre la generación de imágenes sísmicas con la téc-nica de repetición, y el modelado y la geomecánica deyacimientos. Jorg comenzó su carrera en WesternGecoen el año 2003 en Gatwick, Inglaterra, comoInvestigador Titular Asociado Marie Curie. Se desem-peñó como geofísico senior en Gatwick antes de sertraslado a Houston en el año 2006. Obtuvo un docto-rado en geofísica del Imperial College de Londres, yuna maestría en geofísica de la Technische UniversitätClausthal en Alemania.

John M. Hopper es presidente, CEO y cofundador deFalcon Gas Storage en Houston, y posee amplia expe-riencia en todas las facetas del negocio energético,incluyendo el almacenamiento de gas natural, elmanejo y la optimización del transporte de gas, eldesarrollo de proyectos de almacenamiento, la finan-ciación de los proyectos, su comercialización y merca-deo, y la legislación y la reglamentación energéticas.Antes de fundar Falcon, fue presidente y CEO deInventory Management and Distribution Company, Inc.(IMDCI), desde 1994 hasta 2000. Fundada por John,IMDCI promovió la optimización comercial de los acti-vos de almacenamiento y transporte de gas para lascompañías de distribución local durante las primerasfases de la desagregación de las líneas de conducción.Comenzó su carrera en Pennzoil Company en 1976,como contador especialista en asuntos impositivos. En 1980, como copropietario y cofundador de AshExploration Company, participó activamente en lageneración de áreas prospectivas de perforación depozos de petróleo y gas y plays para adquisición depropiedades en Texas, Arkansas, Luisiana, Mississippi,Michigan y Nuevo México, EUA. Fue miembro del estu-dio jurídico Butler & Binion en las oficinas de Houstony Washington DC desde 1985 hasta 1989, especializán-dose en operaciones de petróleo y gas y en regulaciónenergética. Ocupó diversos cargos ejecutivos en TexasPower Corporation (1989 a 1994) antes de fundarIMDCI. John posee un diploma JD del Colegio deLeyes del Sur de Texas en Houston, y un diploma BBA de la Universidad de Texas en Austin.

Alan Humphreys se desempeña como investigadorcientífico senior en el Departamento de Ciencias delos Materiales y Ciencias Mecánicas, con base en elCentro SDR en Cambridge, Massachusetts. Posee undoctorado en ingeniería metalúrgica de la Universidadde Birmingham y un diploma MA en ciencia de losmateriales de la Universidad de Oxford, ambas enInglaterra. Trabajó como supervisor de materiales

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en el Lloyd’s Register, investigando la integridadestructural de los aceros de embarcaciones, y ademáscomo investigador posdoctoral de materiales en laUniversidad McGill en Montreal, Québec, Canadá. Suactividad de investigación en Schlumberger se centraen la tribología, o los mecanismos de las interaccionessuperficiales, tales como la fricción y el desgaste, bajocondiciones de fondo de pozo. Alan es co-líder de laComunidad de Materiales Eureka de Schlumbergerdesde el año 2006.

Sylvaine Le Roy-Delage se desempeña como gerentede proyectos de Schlumberger y director del segmentode Tecnología de Integridad de Pozos en el CentroSRPC en Clamart. Dirigió el proyecto FUTUR desde laconceptualización hasta su comercialización. Ahoraestá a cargo de la extensión de la plataforma FUTUR.Comenzó su carrera en Schlumberger en el año 1990en Melun, Francia, como ingeniero de desarrollo y pos-teriormente se convirtió en líder de proyecto para elmodelado de fluidos de yacimiento. Trabajó como inge-niero de desarrollo y líder para proyectos en Clamart,incluyendo equipos para fluidos de perforación,cementación de pozos de gas e integridad de revesti-mientos de cemento (sistemas de tecnologías avanza-das de cemento FlexSTONE* y DuraSTONE*). Sylvaineposee un doctorado en ciencia del petróleo delInstituto Francés del Petróleo y de l’École NationaleSupérieure du Pétrole et des Moteurs, ambos en RueilMalmaison, Francia, y además posee diplomas en pro-cesamiento químico e ingeniería química de l’ÉcoleNationale Supérieure des Industries Chimiques, enNancy, Francia.

Dominic Lowden es gerente de disciplina sísmica deyacimientos. Está a cargo de la coordinación de losesfuerzos de Investigación e Ingeniería (R&E) deWesternGeco, y reside en Gatwick, Inglaterra. Después de obtener una licenciatura en geología de laUniversidad de Reading en Inglaterra, y una maestríaen geología de la Universidad de Guelph en Ontario,Canadá, trabajó como petrofísico en EnTec EnergyConsultants en Londres en el año 1984, convirtiéndoseposteriormente en director técnico de estudios deyacimientos. Ingresó en Western Atlas en 1996, parahacerse cargo del mercadeo de la sísmica de yacimien-tos, y en 2001 se convirtió en gerente de desarrollo denegocios para WesternGeco. Desde entonces, Dominicocupó diversas posiciones en mercadeo y dirección dedesarrollo de negocios, y recientemente estuvo a cargode la integración de la compañía Ødegaard, reciente-mente adquirida por WesternGeco.

Taoufik Manai se desempeña como ingeniero princi-pal de yacimientos de Schlumberger. Está a cargo deldespliegue de nuevas tecnologías de simulación deyacimientos y de producción, y de la coordinación de laentrega de servicios para cuentas claves y estratégicas.

Residente en París, su rol actual consiste en supervi-sar la práctica de ingeniería de yacimientos y el aseso-ramiento técnico relacionados con los proyectos queutilizan el Modelador Integrado de Activos Avocet*.Taoufik trabajó extensivamente en proyectos de inge-niería de yacimientos y de producción de todo elmundo y contribuyó con el diseño de instalaciones dealmacenamiento subterráneo de gas. Posee una maes-tría en matemáticas de la Faculté des Sciences de Tunien Túnez, una maestría de l’École des Mines de Nancyen Francia, y un doctorado en ingeniería petrolera dela Université Pierre et Marie Curie de París.

Steve McHugo se desempeña como geofísico principalen el grupo de Soluciones Integrales de WesternGecoen Gatwick, Inglaterra. En su actual rol como facilitadorpara los proyectos Q*, provee un enlace entre los grupos de servicios de adquisición, procesamiento yyacimientos para identificar oportunidades para laprovisión de soluciones geofísicas integradas a losclientes. Después de obtener un diploma en física apli-cada del Middlesex Polytechnic en Inglaterra, Steveingresó en Geophysical Services Inc. en 1975 comogeofísico de procesamiento. Durante su carrera, ocupódiversas posiciones relacionadas con el procesamientoespecializado de datos sísmicos marinos y terrestres.Su principal área de interés y conocimientos técnicosespeciales están relacionados con el desarrollo deestrategias y metodologías de trabajo para la inversiónestratigráfica de los datos sísmicos, la cual conduce auna descripción de yacimientos guiada por la sísmica.

Gareth H. McKinley es profesor de ingeniería mecánica, director del Laboratorio de MicrofluidosHatsopoulos, y director del Programa de Ciencia y Tecnología de Polímeros del Departamento deIngeniería Mecánica del MIT. Además, es editor ejecutivo de la publicación Journal of Non-NewtonianFluid Mechanics. Sus intereses principales de investi-gación son la reología, la dinámica de los fluidos noNewtonianos, las inestabilidades hidrodinámicas y lareometría extensional. Actualmente trabaja en elgrupo de materiales del Centro SDR en Cambridge,Massachusetts, como asesor durante su período sabá-tico en el MIT. Gareth obtuvo un diploma BA en ciencias naturales y un diploma MEng, y otro MA eningeniería química del Downing College, Universidadde Cambridge, Inglaterra, y un doctorado en ingenieríamecánica del MIT.

Nevio Moroni es líder técnico de cementación delDepartamento de Tecnología de Perforación de EniE&P. Con base en la sede central de Eni en Milán,Italia, ingresó en la compañía en 1977 y es una autori-dad en fluidos de perforación y operaciones de cemen-tación dentro de la compañía. Nevio posee un diplomaen química del Instituto Técnico S. Cannizzaro enMilán.

Andrea Murineddu se desempeña como geofísico de yacimientos en Schlumberger en Stavanger.Actualmente, es el gerente técnico del equipo deServicios Sísmicos de Yacimientos. Andrea ha estadoinvolucrado en diversos proyectos de inversión sís-mica, incluyendo la inversión antes del apilamientocon la técnica de repetición de cinco levantamientosdel Campo Norne (1992, 2001, 2003, 2004 y 2006).Antes de trasladarse con Schlumberger a Gatwick, enel año 2003, Andrea se desempeñó como geofísico enEnTec Energy Consultants y luego en WesternGeco enIsleworth, Inglaterra. Posee una licenciatura en inge-niería eléctrica de la Universidad de Cagliari en Italia.

Vladimir Onderka es gerente de Desarrollo deProyectos de Ingeniería y Almacenamiento Subterráneode Gas en RWE Transgas Net, s.r.o. Además preside elComité de Trabajo 2 (WOC 2) para las operacionesUGS de la Unión Internacional del Gas. Posee más de20 años de experiencia como ingeniero de yacimientos,comenzando con el VUGI (Instituto de Investigaciónde Ingeniería Geológica) en Brno, República Checa.Vladimir fue posteriormente el director técnico deGeoGas, a.s., y Duke Engineering & Services. Desde elcomienzo de su carrera ha estado involucrado en eldesarrollo de instalaciones UGS, incluyendo la ingenie-ría de yacimientos, las pruebas de pozos, los procesosde simulación y los sistemas expertos en UGS paraRWE en la República Checa, el modelado reactivo delflujo y del transporte para la compañía Diamo, dedi-cada a la minería del uranio, y otros proyectos impor-tantes. Vladimir es graduado de la Universidad deCharles en Praga, y posee una maestría en geoquímicay un doctorado en geoquímica y geofísica aplicada.

Hüseyin Özdemir se desempeña como geofísico princi-pal de yacimientos del equipo de Servicios Sísmicos deYacimientos de Schlumberger en Gatwick, Inglaterra.Desde allí promueve las técnicas de inversión antes delapilamiento para la determinación de las propiedadesde las rocas y los yacimientos, para todos los proyectosde sísmica marina y terrestre. Ingresó en Schlumbergeren 1985 como geofísico de división en Kuwait y en losEmiratos Árabes Unidos, y cinco años después seincorporó al grupo de caracterización de yacimientosde Geco-Prakla en Noruega. Antes de asumir su posi-ción actual, ocupó diversas posiciones como científicosenior y posiciones de liderazgo en WesternGeco ySchlumberger. Antes de trabajar para Schlumberger,Hüseyin se desempeñó como profesor asociado de geo-física aplicada en la Universidad Técnica de Estambulen Turquía, y como consultor para Turkish PetroleumCorporation. Posee un doctorado en geofísica delImperial College de Ciencia, Tecnología y Medicina dela Universidad de Londres. Además, posee una licen-ciatura de la Universidad de Estambul y una maestríade la Universidad de Birmingham en Inglaterra, ambasen geofísica.

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Slavo Pastor es gerente de Schlumberger OilfieldServices para el GeoMarket del sur de Rusia, con base en Tyumen. Comenzó su carrera en DowellSchlumberger en 1993 como ingeniero de campopasante. Ocupó cargos directivos dentro de los gruposde IPM, OFS, y SIS de Schlumberger en Turquía,Rumania, Bulgaria, Polonia, República Checa,Alemania y el Reino Unido. Slavo obtuvo un diplomaMBA de la Universidad Erasmo en Rótterdam, PaísesBajos. Además posee una maestría en ingeniería com-putacional y una licenciatura en ingeniería minera,ambas de la Universidad Técnica de Košice enEslovaquia.

Frederic Pauchet se desempeña como ingeniero en elgrupo de tecnología mecánica del Centro de ProductosRiboud de Schlumberger (SRPC) en Clamart, Francia,desde 1994. Ingresó en Schlumberger en 1988 y ocupódiversos cargos de ingeniería en el Centro SRPC. Susintereses de investigación comprenden la ciencia delos materiales, la mecánica y la química. Fredericposee un diploma de ingeniería de l’École NationaleSupérieure de Chimie de París, en Francia.

Stephen Pickering se desempeña como gerente deproyectos para la Iniciativa de Manejo de Carreras deSchlumberger y Líder de Carreras en el Dominio de laGeofísica en Gatwick, Inglaterra. Allí se concentra enla utilización de los estudios sísmicos para mejorar las técnicas de manejo de yacimientos. Comenzó sucarrera como analista de datos sísmicos en WesternGeophysical. En 1981, ingresó en Hamilton Oil comointérprete sísmico en áreas del Mar del Norte, inclu-yendo la evaluación del Campo Bruce. Desde 1989hasta 1995, fue gerente de exploración del ReinoUnido y Europa para Hamilton Oil. Luego de ingresaren BHP Petroleum, se convirtió en gerente de tecnolo-gía de exploración con la responsabilidad principal de la evaluación de áreas prospectivas y el manejo de portafolios. Reingresó en Western Geophysical en1999. En el año 2007, Stephen fue presidente de laSociedad de Exploración Petrolera de Gran Bretaña;fue presidente técnico de la Conferencia y Exhibiciónbienal PETEX-2004 de la sociedad. Stephen obtuvouna licenciatura en geología y una maestría en estra-tigrafía de la Universidad de Londres y un diplomaMBA de la Universidad Abierta en Milton, Inglaterra.

Andreas Rasmussen es geofísico del equipo deServicios Sísmicos de Yacimientos de Schlumbergery reside en Stavanger. Recientemente, trabajó en unproyecto de inversión sísmica de componentes múlti-ples AVO (variación de la amplitud con el desplaza-miento) para StatoilHydro. En 2006, ingresó enØdegaard en Copenhague, donde sus responsabilida-des principales incluyeron la inversión sísmica dedatos 2D, 3D y 4D utilizando el software de caracteri-zación de yacimientos ISIS*. Andreas posee unalicenciatura en geología y una maestría en cienciasde la tierra, ambas de la Universidad de Aarhus enDinamarca.

Klaus Bolding Rasmussen es gerente de investiga-ción del grupo de R&E de Sísmica de Yacimientos deWesternGeco en Copenhague. Como responsable deldesarrollo de todos los algoritmos relacionados con elproceso de inversión sísmica, sigue sustentando losproyectos comerciales de inversión sísmica ejecutadospor el segmento de Servicios Sísmicos de Yacimientoscon el software ISIS. Comenzó a desarrollar algorit-mos para Ødegaard en 1991. Klaus posee una maestría y un doctorado en ingeniería electrónica de la Universidad Técnica de Dinamarca en Lyngby.Además posee una licenciatura en administración deempresas de la Escuela de Negocios de Copenhague.

Ron Roberts se desempeña como asesor geofísicosenior para Apache en Canadá, con base en Calgary.Antes de ocupar esta posición, fue gerente geofísicopara Apache en Egipto y residió seis años en El Cairo.Además, fue intérprete geofísico tanto para AmocoProduction Company como para Texaco deNorteamérica, ocupando cargos en Nueva Orleáns,Houston, Londres y Denver. Ron se ha desempeñadocomo campeón de la utilización de la tecnología deinversión sísmica durante los últimos 10 años. Obtuvouna licenciatura en geofísica de la Universidad deDelaware, una maestría en física aplicada de laUniversidad de Nueva Orleáns y un diploma MBA de la Universidad de Denver.

Agathe Robisson se desempeña como investigadorcientífico senior en el Centro SDR en Cambridge,Massachusetts, donde está desarrollando y modelandonuevos materiales poliméricos para aplicaciones dealta temperatura. Ingresó en Schlumberger en el año2000 como ingeniero mecánico e ingeniero de mate-riales en el Centro de Productos Riboud deSchlumberger en Clamart. Agathe obtuvo un docto-rado en materiales de l’École des Mines de París,Francia, y un diploma de ingeniería del InstitutNational des Sciences Appliquées en Lyon, Francia.

Darren Salter se desempeña como geofísico senior enSantos. Actualmente está trabajando en proyectos dedesarrollo en el área marina de Australia. Su expe-riencia previa incluye actividades de exploración ydesarrollo terrestres en Australia. Darren trabaja enSantos desde hace 10 años y posee una licenciaturade ciencia aplicada en geología de la Universidad delSur de Australia en Mawson Lakes.

Lowell Thronson es vicepresidente de ingeniería yconstrucción para Falcon Gas Storage Company.Posee más de 35 años de experiencia en ingeniería yalta gerencia, para proyectos de petróleo y gas de lossectores petroleros del upstream y del midstream,proveyendo conocimientos técnicos, liderazgo y direc-ción para servicios de ingeniería y diseño; servicios demanejo de proyectos; planeación del desarrollo y mer-cadeo de servicios de ingeniería y construcción paracompañías nacionales y extranjeras relacionadas conla energía. Antes de ingresar en Falcon, fundó y sedesempeñó como ingeniero principal de TECORPInternational, PLLC, que proporcionó los servicios

de planeación del desarrollo e ingeniería para muchosproyectos de almacenamiento de gas natural y proyec-tos de petróleo y gas de todo el mundo, incluyendoproyectos de almacenamiento subterráneo de gasnatural e instalaciones de líneas de conducción rela-cionadas. Desde 1983 hasta 2001, Lowell fue fundador,presidente y funcionario ejecutivo principal deThronson Engineering Corporation (una de las 100Compañías más importantes de Houston) y ThronsonInternacional de Venezuela, C.A. (TIVENCA), dondeproveyó servicios de ingeniería, manejo de operacio-nes y planeación, así como desarrollo de proyectospara la industria nacional e internacional de produc-ción y procesamiento de petróleo y gas y la industriapetroquímica. Es ingeniero profesional registrado enciencias del petróleo y el gas natural en Texas. Lowellobtuvo su licenciatura en ingeniería mecánica de laUniversidad de Texas en Austin.

Huilin Tu se desempeña como investigador científicoen el Centro SDR en Cambridge, Massachusetts,donde está desarrollando polímeros para condicionesde alta temperatura y elastómeros dilatables. Ingresóen Schlumberger en el año 2006. Huilin posee unalicenciatura y una maestría en química de laUniversidad de Pekín en China, y un doctorado en ciencias e ingeniería de los materiales de laUniversidad de Illinois en Urbana-Champaign, EUA.

Nitin Y. Vaidya se desempeña como líder de grupopara el segmento de Polímeros en el Centro deTerminaciones de Yacimientos de Schlumberger(SRC) en Rosharon, Texas. Es especialista en tecnolo-gías de polímeros dilatables, aplicaciones de políme-ros en condiciones de alta temperatura, formulación yprocesamiento de elastómeros (moldeo y extrusión),relaciones entre estructura y propiedades de políme-ros, y análisis termal de polímeros. Ingresó enSchlumberger en el año 2000. Antes de ser transferidoal Centro SRC en 2004, se desempeñó como químicoespecialista en polímeros e ingeniero R&D senior enel Centro de Productos Lawrence de Schlumberger enKansas, EUA. Nitin posee un doctorado en ingenieríade polímeros de la Universidad de Akron en Ohio,EUA; una maestría en ingeniería química del InstitutoIndio de Tecnología en Mumbai, Maharashtra; y unalicenciatura en ingeniería química de la Universidadde Mumbai.

Robert van Kuijk se desempeña como gerente delprograma para la herramienta iCoil*, una sarta de tu -bería flexible equipada con fibra óptica. Actualmente,se encuentra asignado al segmento de Servicios alPozo de Schlumberger en el Centro SRPC en Clamart.Ingresó en Schlumberger en 1993 como ingeniero deproyecto en Prakla Seismos en Uetze, Hannover,Alemania. Antes de asumir sus responsabilidadesdirectivas actuales en el año 2007, ocupó cargos comoingeniero de proyecto senior, gerente de sección ylíder de proyecto en el Centro de Tecnología de Oslo(OTC) de Geco-Prakla en Noruea y en Geco-Prakla en Sugar Land, Texas. Robert también fue gerente de proyecto para Wireline en WesternGeco OTC,

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y gerente de proyecto para la herramienta IsolationScanner en el centro SRPC. Posee una maestría eningeniería eléctrica y ciencias de la computación de la Universidad de Twente en Enschede en los PaísesBajos, donde se especializó en mecatrónica.

Stefano Volterrani es el campeón de productos parael segmento de Descripción y Geología de Yacimientoscon Mediciones Múltiples de WesternGeco en Houston.Comenzó su carrera como analista de procesamientosenior en Western Geophysical en el Reino Unido en1985. En 1988, se convirtió en gerente técnico deEnTec Energy Consultants. Fue transferido a Egipto enel año 2000 como supervisor técnico de servicios inte-grados y ocupó diversos cargos directivos y de desarro-llo de productos hasta asumir su posición actual en elaño 2006. Stefano posee una licenciatura en geologíade la Universidad de Pisa en Italia.

Joachim Wallbrecht ingresó en BEB Erdgas und Erdöl hace 30 años como ingeniero petrolero. Estáa cargo del manejo de los activos para el negocio delalmacenamiento subterráneo de gas de BEB. Con baseen Hannover, Alemania, ha trabajado en diversos pro-yectos de ingeniería de yacimientos de petróleo y gas,además de concentrarse en el tema del equilibrio de la oferta y la demanda de gas. Durante los últimos 17años, Joachim ha planeado y desarrollado instalacio-nes UGS nuevas y ha participado activamente en el manejo de yacimientos de gas y en operaciones de almacenamiento subterráneo de gas. Posee una maestría en ingeniería petrolera de la TechnischeUniversität Clausthal en Alemania.

Nathan Wicks es investigador científico en el segmento de Ciencias Mecánicas y Ciencias de los Materiales en el Centro SDR en Cambridge,Massachusetts. Sus intereses de investigación inclu-yen el software de la dinámica de las operaciones deperforación, las estructuras desplegables y las cien-cias mecánicas, y las ciencias de los materiales.Ingresó en Schlumberger en el año 2005. Nathanobtuvo una licenciatura y una maestría en ingenieríamecánica de la Universidad de Yale en New Haven,Connecticut, EUA. Obtuvo además una maestría enmatemática aplicada y un doctorado en mecánica de los sólidos de la Universidad de Harvard enCambridge, Massachusetts.

Augusto Zanchi se desempeña como ingeniero deperforación y terminación de pozos para Stogit, lacompañía de Eni responsable de las operaciones dealmacenamiento subterráneo de gas. Residente actualde la ciudad de Crema en Italia, Augusto ingresó enEni en el año 1990 y fue transferido a Stogit cuando se creó la compañía en el año 2001. Además de suposición actual en Italia, ha trabajado para Eni enÁfrica Occidental. Augusto posee un diploma en química del Instituto Técnico Galileo Galilei en Milán.

Georg Zangl es gerente técnico del Centro deTecnología de Schlumberger Information Solutions(SIS) en Baden, Austria. Está a cargo del grupo deconsultoría de SIS Austria y de los conceptos de desa-rrollo de la ingeniería petrolera del software de opti-mización de la producción basado en el proceso deanálisis de gran cantidad de datos (data mining)DECIDE!*. Con más de 16 años de experiencia, ha trabajado en diversos aspectos de la ingeniería de yacimientos. Georg pasó muchos años dedicado aldesarrollo y la comercialización del software relacio-nado con la simulación de yacimientos y, desde 1996,ha sido un defensor de las tecnologías de análisis dedatos en la industria petrolera. Durante los últimoscinco años, ha estado involucrado en el desarrollo desistemas y aplicaciones de supervisión de yacimientos.Los resultados de su trabajo han sido publicados endiversas conferencias internacionales e impresos.Georg es autor del libro Data Mining: Applications in the Petroleum Industry. Obtuvo una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de Leobenen Austria.

Smaine Zeroug es gerente de mercadeo de tecnologíaen el Centro de Productos Riboud de Schlumberger enClamart. Antes de ocupar esa posición, estuvo a cargode la producción del libro sobre Evaluación de Pozosen Argelia, publicado en el año 2007; un proyecto dedos años llevado a cabo conjuntamente con la petro-lera nacional de Argelia, Sonatrach. Fue transferido a ese proyecto desde el Centro SDR de Cambridge,Massachusetts, donde comenzó su carrera en 1992. Allí ocupó diversos cargos, incluyendo el de científicosenior, científico principal y gerente del programa deaplicaciones de modelado e inversión sísmica. Susactividades de investigación se han centrado en eldesarrollo de tecnologías de nueva generación, adqui-sición de registros sónicos de pozos y generación deimágenes ultrasónicas con herramientas operadas con cable. Smaine posee una licenciatura en física delestado sólido de la Universidad de Argel (USTHB) enArgelia, y una maestría y un doctorado en electrofísicade la Universidad Politécnica en la Ciudad de NuevaYork. En Schlumberger recibió un diploma MBAinterno de la Universidad Erasmus en Rótterdam,Países Bajos. Autor de numerosos artículos técnicos ytitular de varias patentes, Smaine es miembro seniordel IEEE y se desempeña como editor asociado de lapublicación IEEE Transactions on UFFC(Ultrasonics) desde el año 2002.

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

Próximamente en Oilfield Review

Nuevas dimensiones en términos de resistividad.La resistividad, quizás la medición petrofísica másesencial, ha sido utilizada para identificar depósitos de petróleo y gas durante más de 80 años. La resisti -vidad triaxial, posibilitada gracias al incremento de la capacidad de procesamiento y a los desarrollos enmateria de sensores, está cambiando la forma en quese evalúan los yacimientos de hidrocarburos. Algunosestudios de casos de todo el mundo ayudarán a de -mostrar numerosas aplicaciones importantes de estanueva tecnología: obtención de mediciones de resisti-vidad precisas en capas de inclinación pronunciada oen pozos desviados, análisis de arenas laminadas queutilizan las resistividades verticales y horizontales, ydeterminación del echado estructural de las forma -ciones mediante las mediciones de inducción.

Fracturamiento hidráulico de etapas múltiples. Es probable que las nuevas producciones de petróleo ygas sean el resultado de la recuperación mejorada delas reservas comprobadas, más que del desarrollo delos yacimientos vírgenes. Por esta razón, el sector deexploración y producción petrolera está perforando unnúmero cada vez mayor de pozos de alto ángulo con elfin de acceder a depósitos remotos considerados pre-viamente como antieconómicos, para penetrar arenasy lutitas con hidrocarburos en capas delgadas y mejorarel drenaje de estas últimas. Estos mismos objetivos deincremento de la producción y de la recuperación finalde las reservas, también han despertado un interésrenovado en las operaciones de fracturamiento hidráu-lico. Este artículo aborda la confluencia de estas tenden-cias y el rol de la tubería flexible en el fracturamientode pozos viejos, las terminaciones en pozo abierto ylos pozos con múltiples zonas.

Manejo del agua subterránea. El agua subterráneaconstituye un altísimo porcentaje de nuestros recursosde agua dulce. No obstante, el rápido crecimientopoblacional, la elevación de los estándares de vida,los patrones climáticos cambiantes y la polución estánimponiendo grandes demandas sobre los suministrosde agua subterránea. El manejo de estas reservas esclave para el logro de un suministro sustentable deagua dulce. Las técnicas avanzadas de adquisición deregistros, muestreo y modelado—algunas tomadas omodificadas de aplicaciones de campos petroleros yaestablecidas—están demostrando ser vitales para laevaluación y el manejo de este precioso recurso.

Para cualquier persona interesadaen el aspecto más humano de la ciencia, este trabajo constituye unaporte valioso.

El énfasis puesto en el relato másque en los conceptos, sin embargo,crea desafíos pedagógicos. Por ejemplo, el libro carece de figuras y diagramas: una omisión incomprensible.

De un modo similar, muchos de los aspectos más emocionantes de larelatividad general son desestimados.

Advertencias aparte, Girifalco esun escritor fluido y sus historias son delectura obligatoria. Este libro sobre lafuerza de gravedad está escrito con lospies bien afirmados sobre la tierra.

Caroll S: Nature 451, no. 7175

(10 de enero de 2008): 130.

El supervolcán: El tiempo avanzaUna bomba debajo del ParqueNacional de YellowstoneGreg BreiningVoyageur Press729 Prospect AvenueP.O. Box 1Osceola, Wisconsin 54020 EUA2007. 256 páginas. $24.95ISBN 0-7603-2925-7

Debajo del Parque Nacional deYellowstone se encuentra uno de loscinco supervolcanes del mundo. Elescritor científico Breining provee una introducción sólida a la vulcanolo-gía moderna en este estudio de lossupervolcanes en general, y a la calderade Yellowstone—potencialmente, elvolcán más activo del planeta—en particular. Además de describir qué es probable que ocurra cuando erup-cione Yellowstone, este libro describecómo funcionan los volcanes e incluyeuna línea de tiempo de las erupcionesde los volcanes famosos a lo largo de la historia.

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NUEVAS PUBLICACIONES

La fuerza universal: La gravedad—creadora de los mundosLouis A. GirifalcoOxford University Press198 Madison AvenueNueva York, Nueva York 10016 EUA2007. 320 páginas. $46.95ISBN 0-19-922896-5

El conocimiento de la gravedad ha desa-fiado a varias generaciones de grandescientíficos, desde Galileo hastaEinstein. Este libro describe los logrosde quienes estudiaron la naturaleza dela gravedad, sus orígenes y sus efectos.El autor entreteje una interesante narración de la compleja historia deeste campo.

Contenido:

• El buscador

• Los gigantes

• El primer gigante moderno

• La cuadrícula

• La fuerza universal

• Las leyes

• El sistema del mundo

• La fuerza y la masa

• Dos gigantes más

• El éter

• El genio

• El tiempo y el espacio

• Es realmente cierto

• El continuo espacio-tiempo

• El tiempo y el espacio curvos

• Es independiente

• Esto también es cierto

• El crujido

• Más allá de la existencia

• ¿El espacio absoluto?

• El infinito

• ¿Cuán sobrenatural puede llegar a ser?

• La verdad científica

• El significado de la palabra porqué

• Comentarios finales

Contenido:

• La gran explosión

• Yellowstone en nuestros días

• Las maravillas naturales

• La geología en evolución

• El acertijo de Yellowstone

• La muerte distante

• Los principales supervolcanes

• Los volcanes más devastadores

• La próxima gran explosión

• Glosario, Referencias, Índice

El libro capta la esencia, la agitación y la influencia profunda e importante de la anomalía termal más grande del mundo.

Breining escribe para el hombrecomún con entusiasmo e informalidad,dando vida a los temas con copiosascitas de naturalistas, líderes de campo,y volcanólogos… ¡Una lecturaextraña!…Altamente recomendado.

Grose TLT: Choice 45, no. 7 (Marzo de 2008): 1189.

Notas del Holoceno: Una breve historia del futuroDorion SaganChelsea Green Publishing Company85 North Main Street, Suite 120White River Junction, Vermont 05001EUA2007. 224 páginas. $14.95ISBN 1-933-39232-0

Operando según el precepto de que eluniverso es mucho más extraño de loque imaginamos, Sagan—hijo de losfamosos científicos Carl Sagan y LynnMargulis—utiliza su conocimiento de lafilosofía, la ciencia y la prestidigitaciónpara explorar algunas de las cuestionesmás profundas de la vida. Provee vigoro-sas percepciones sobre la naturaleza dela tecnología, la prognosis para lahumanidad, la naturaleza viviente denuestro planeta y una explicación deporqué nuestro universo puede ser simplemente uno más de un númeroinfinito de planetas.

Contenido:

• La tierra

• El agua

• El aire

• El fuego

• Epílogo: Doce misterios

• Índice

Este libro extravagante se enfrenta con las grandes preguntas del universo.… Al final, Sagan no necesariamente responde a estas grandes preguntas sino, lo que es aúnmás importante, incentiva a los lectorespara que sean cuidadosos y creativosen cuanto a sus propias exploracionesde la verdad.

Oberle GD III: Choice 45, no. 7

(Marzo de 2008): 1190.