sismicidad en el campo petrolero innovaciones en cementación
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Otoño de 2000
Sismicidad en el campo petrolero
Innovaciones en cementación
Consorcio de entrenamiento
Hidratos de gas
Oilfield Review
SCHLUMBERGER OILFIELD REVIEW
SUMM
ER 2000VOLUM
E 12 NUM
BER 2
SMP-6080-S
El sector de E&P de la industria petrolera continúaluchando para lograr mayor eficiencia y rentabilidad.Tanto en las áreas emergentes de alto costo operativo,como ocurre en las aguas profundas, o en los camposmaduros donde la marginalidad económica de los proyec-tos limita la aplicación de la tecnología de vanguardia, lainnovación sigue siendo la clave del éxito.
Una manera de alcanzar las metas de productividad yeficiencia, ya sea en el sitio del pozo o en la oficina, esadaptando el diseño del equipamiento y del software de laindustria petrolera, a un medio de trabajo específico.Schlumberger considera que el manejo de las necesidadesespecíficas constituye una prioridad, y es por ello que seempeña en diseñar equipos ergonómicos adaptados a lasnecesidades de los usuarios y que al mismo tiempo ofrez-can mayor funcionalidad, facilidad de uso y seguridad.
Las innovaciones de alto perfil destinadas a usos especí-ficos e introducidas por Schlumberger, mejoran día a díalas operaciones de los campos petroleros, desde el des-cubrimiento hasta el abandono de los mismos. Por ejem-plo, la cabeza de cementación DeepSea EXPRES* ahorratiempo de equipo de perforación durante las operacionesde cementación en aguas profundas y mejora la calidad delcemento. La unidad de registro Blue Streak*, operada acable y diseñada para pozos cuya profundidad no excedelos 12,000 pies [3660 m], requiere sólo dos personas parasu rápido y simple montaje. La sarta de herramientas deregistro Platform Express* suministra mediciones de eva-luación de formaciones más rápidas, de mayor exactitud yalta confiabilidad.
Si bien el establecimiento de ciertos logros récord, talescomo la perforación de pozos de largo alcance y la explo-ración en aguas profundas, atraen la atención de la mayorparte de la industria y de los medios, las operacionesdiarias de campo representan la base del negocio. Parasatisfacer la creciente demanda de petróleo crudo y gasnatural, es esencial alcanzar una mayor recuperación delos campos existentes. Esto requiere de una adecuadametodología de construcción y producción de pozos basadaen la tecnología más moderna de cementación y estimu-lación. En estos segmentos del negocio, se están realizandograndes esfuerzos para satisfacer las necesidades de losequipamientos fabricados para propósitos especiales.
En el pasado, los bombeadores de cemento y los equiposde estimulación estaban optimizados para las condicionesde trabajo locales. Por ejemplo, en áreas con climasextremos, las nuevas unidades construidas en fábricas cen-trales tuvieron que ser modificadas al momento de llegaral campo, retrasando su puesta en marcha e incrementan-do los costos. Para revertir esta ineficiencia, se han cons-truido nuevas unidades de cementación y estimulación. El vehículo de estimulación PumperPOD* combina capaci-
Adaptación de las innovaciones
dades de mezcla y de bombeo en un sólo camión. El bom-beador CemSTREAK* continúa con esta tradición; es unaunidad de cementación para pozos someros de baja pre-sión, ubicados en tierra firme (véase "Un equipo bombea-dor liviano y poderoso," página 18).
La unidad CemSTREAK, inicialmente propuesta para serutilizada en pozos someros de gas de Alberta, Canadá,mejora la cementación mediante operaciones más rápidasy eficientes, además de reducir el tiempo ocioso del equipode perforación. Al igual que la unidad de estimulaciónPumperPOD, el bombeador CemSTREAK es el resultado dela estrecha relación laboral entre Schlumberger yPanCanadian Petroleum Ltd., y satisface una necesidadclave para unidades específicas de un sector del mercado.En la parte oeste de Canadá, ya se han realizado más de1000 operaciones de cementación exitosas y seguras conlos bombeadores CemSTREAK. Para fines del año 2000, seencontraban operando 45 unidades CemSTREAK enNorteamérica, Venezuela, Egipto y Rusia con el sencillo yrentable sistema de lechada UniMIX*, que ofrece solu-ciones óptimas para el aislamiento zonal en tierra. La si-nergia entre los componentes de UniMIX reduce las con-centraciones de aditivos necesarias para el alto rendimien-to, al mismo tiempo que se conserva la calidad de la lecha-da, combinando así efectividad y eficiencia.
El desarrollo del bombeador CemSTREAK ejemplificaclaramente el desarrollo de productos orientados alcliente. Los diseñadores e ingenieros industriales deSchlumberger colaboraron estrechamente para compren-der los retos inherentes a la cementación y consideraronnumerosas soluciones posibles. PanCanadian participóactivamente en las fases de desarrollo y prueba del nuevobombeador. Este esfuerzo conjunto dio como resultadooperaciones de cementación eficientes y confiables quecompiten con, o superan a la alta calidad alcanzada por lasunidades de mayor tamaño, así como también ofrecenmejores condiciones laborales para el personal de campo.
Zaki SelimVicepresidente y Gerente General, Cementación y EstimulaciónSchlumberger Oilfield ServicesSugar Land, Texas, Estados Unidos de Norteamérica (EUA)
Zaki Selim es Vicepresidente y Gerente General de Cementación yEstimulación de Schlumberger Oilfield Services. Desde que ingresó aSchlumberger en 1982, ha ocupado varios puestos gerenciales en el MedioOriente, EUA y Latinoamérica. Es miembro activo de la SPE y autor de diver-sos artículos publicados por dicha asociación. Zaki cuenta con una licenciatu-ra en ingeniería mecánica de la Universidad del Cairo, Egipto.
*Marca de Schlumberger
Consejo editorialTerry AdamsAzerbaijan International Operating Co., Baku
Syed A. AliChevron Petroleum Technology Co.Houston, Texas, EUA
Antongiulio AlborghettiAgip S.p.AMilán, Italia
Svend Aage AndersenMaersk Oil and Gas ASCopenhagen, Dinamarca
Michael FetkovichPhillips Petroleum Co.Bartlesville, Oklahoma, EUA
George KingBP Houston, Texas, EUA
David Patrick MurphyShell E&P CompanyHouston, Texas, EUA
Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra
Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinadaa los profesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo es brindarinformación acerca de los adelantos técnicos relacionados con labúsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados y clientes de Schlumberger.
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Editor ejecutivoDenny O’BrienEditor senior de producciónLisa StewartEditor seniorMark E. Teel EditoresRussel C. HertzogGretchen M. GillisMark A. AndersenColaboradoresRana Rottenberg
DistribuciónDavid E. BergtDiseño/ProducciónHerring DesignSteve FreemanKaren MalnarIlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge StewartImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks
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Schlumberger
32 El próximo paso en los programas de capacitación
A pesar de que la capacitación sigue siendo una necesidad importantepara mejorar la seguridad y mantenerse al nivel de los avances tec-nológicos, los períodos de caída de la actividad en la industria de E&Phan afectado considerablemente a los departamentos de capacitaciónde las compañías petroleras. Un consorcio industrial y universitarioformó la empresa NExT, Network of Excellence in Training (Red deExcelencia en Capacitación), para satisfacer la continua necesidad enmateria de capacitación. La iniciativa de NExT, la cual combina elrigor de los programas académicos con la experiencia operativa de laindustria, está diseñada para ofrecer una capacitación más moderna.
2 Sismicidad en el campo petrolero
En algunas áreas, la actividad sísmica, mejor conocida como sismos, puedeocurrir como resultado de la producción de petróleo y gas. Este artículoreseña la historia moderna de la actividad sísmica inducida por el hombre ypresenta los descubrimientos de un proyecto reciente sobre el monitoreode la sismicidad relacionada con la inyección y la producción de fluidos. EnRusia, científicos locales con personal de Schlumberger, trabajan en unproyecto conjunto y analizan la energía sísmica registrada durante la inyec-ción y producción de campos petroleros para extraer información acerca delos yacimientos, identificar en forma más profunda el estado de las ten-siones en los campos y para optimizar la extracción de las reservas.
62 Colaboradores
64 Próximamente en Oilfield Review y Nuevas publicaciones
1
46 El creciente interés en los hidratos de gas
Los hidratos formados a partir de gases, compuestos similares al hieloque contienen metano y otros gases naturales, ocasionan problemas enmuchas de las operaciones en los campos petroleros, pero pueden con-vertirse también en un recurso importante de energía si se encuentra lamanera de llegar a ellos. El presente artículo resume brevemente lo quese conoce hasta la actualidad sobre los hidratos de gas y describe dequé manera pueden utilizarse las distintas técnicas diseñadas paraencontrar y evaluar las reservas de petróleo y gas, para identificar laspropiedades de los hidratos y, para mapear su distribución en la tierra.
18 Un equipo bombeador liviano y poderoso
Cuando nos referimos a los equipos utilizados en los campos petroleros, losmás grandes no siempre son los mejores y, a menudo, tampoco son los máseconómicos, ni los más fáciles de operar. El nuevo equipo cementador esmás pequeño, pesa menos y ofrece excelente maniobrabilidad, mayorseguridad y alta confiabilidad, además de contribuir a incrementar la efi-ciencia de las operaciones de cementación. Si bien el nuevo bombeador fuediseñado para ser utilizado en la parte oeste de Canadá, hoy contribuye amejorar las operaciones de cementación de baja presión que se efectúan entierra firme en distintos lugares del mundo.
Transferencia
de conocimiento
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Desarrollode habilidades Garantía
de idoneidad
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de programas
Director
asesoramientoConsejo de
revisión
Comité de
Modelo de valorde NExT
industrial
Oilfield Review
2 Oilfield Review
Sismicidad en el campo petrolero
Vitaly V. Adushkin Vladimir N. Rodionov Sergey Turuntaev Instituto de la Dinámica de Geósferas de la Academia Rusa de Ciencias Moscú, Rusia
Alexander E. Yudin Ministerio de Combustibles y Energía de la Federación RusaMoscú, Rusia
La mayor parte de este artículo se presentó originalmenteen la versión rusa del Oilfield Review de Schlumberger,Neftegasovoye Obozreniye 5, no. 1 (Primavera de 2000): 4-15. Se agradece la colaboración en la preparación de laversión en Inglés (fuente de este documento) a DavidLeslie, Schlumberger Cambridge Research, Inglaterra; y aYefim Mogilevsky, Graphics International, Houston, Texas,EUA.Los resultados de este artículo se basaron en los datosobtenidos por la red sísmica local de la Stock JointCompany “Tatneft.” Los autores agradecen a I.A. Iskhakov,jefe de la tripulación de la embarcación sísmica TNGF, y aK.M. Mirzoev, jefe del estudio de sísmica de Tatarstán, queproporcionó el catálogo de eventos sísmicos y los datos delos volúmenes de fluidos inyectados y producidos. Seagradece el apoyo de “Tatneft” y de la Fundación Rusapara la Investigación Básica (Proyecto RFBR # 98-05-64547).
En algunas regiones, la producción de hidrocarburos puede generar actividad
sísmica. Para facilitar la comprensión de este fenómeno, se instaló una red de
registros en un campo en producción en Rusia. En un proyecto conjunto entre
Schlumberger y el Instituto de la Dinámica de Geósferas de la Academia Rusa
de Ciencias, los científicos analizan los datos registrados para ayudar a predecir
eventos sísmicos, conocer las propiedades de los yacimientos y monitorear la
inyección de agua.
Los científicos han observado que los sismospueden ser provocados por la acción del hombre.Se ha detectado sismicidad inducida o actividadsísmica provocada directamente por la actividaddel ser humano. Esta sismicidad aparece comoresultado de grandes acumulaciones de agua enla superficie, el desarrollo de cuencas de mine-rales, la explotación de recursos geotérmicos yde hidrocarburos, la inyección de residuos, lasexplosiones nucleares subterráneas y los proyec-tos de construcción a gran escala.1 Es importanteconocer las condiciones bajo las cuales puedeinducirse la sismicidad para que estas opera-ciones se efectúen en forma segura.
Este concepto no es nuevo. En la década de1870, las propuestas para estancar agua en lagosfabricados por el hombre en regiones del sur deCalifornia en los Estados Unidos, fueron rechaza-das debido a la preocupación de que esto podríaprovocar sismos.2 Los cientos de pequeños sis-mos detectados en 1936 inmediatamentedespués de rellenar la Presa Hoover en Nevada yArizona en los Estados Unidos, proporcionaron laprimera evidencia clara de tal efecto. Desdeentonces, se han reportado más de 100 casosdiferentes alrededor del mundo.3 En algunoscasos, la actividad sísmica resultante ha sidograve. Dentro de los cuatro años siguientes al tér-mino de la construcción de la Presa Koyna en1963, cerca de la costa oeste de la India, el área
circundante al yacimiento experimentó variossismos intensos; el más grande fue un eventoimportante con magnitud de 7.0.4 En el pobladovecino de Koynanagar, fueron destruidos edifi-cios de mampostería y murieron 200 personas.
A principios de la década de 1920, los geólo-gos en el sur de Texas notaron presencia de fa-llas, subsidencia y sismos en los alrededores delcampo petrolero Goose Creek. Las casas se cim-braron y la presencia de fallas ocasionaron el agrietamiento de la superficie de la tierra.5 Sesospechó una relación directa entre la extracciónde petróleo y el inicio de la subsidencia y la ac-tividad sísmica. En aquel momento, la subsiden-cia asociada con la extracción de hidrocarburosse consideró como extraña y se pensó que estecaso sería un evento único en la literatura geoló-gica. Más tarde se reportaron observaciones si-milares en el campo petrolero Wilmington enLong Beach, California, Estados Unidos deNorteamérica (EUA), en donde se produjeron seispequeños sismos entre 1947 y 1955 y la subsiden-cia de la superficie alcanzó 9 m [30 pies] en 1966después de 30 años de producción petrolera.6
Para la década de 1960, era claro que lainyección profunda de líquidos podría ocasionartambién sismicidad. A principios de 1962, elagua residual de los productos provenientes delArsenal de las Rocallosas cerca de Denver,Colorado, EUA, se inyectó en un pozo de
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descarga en las rocas precámbricas fracturadas auna profundidad de 12,000 pies [3660 m]. Los sis-mos con una magnitud de hasta 4.3 comenzarona ocurrir un mes más tarde y continuaron duranteel período de inyección que duró tres años. Lafrecuencia de la ocurrencia de los sismos se rela-cionó claramente con la tasa de inyección de losfluidos y la presión de inyección.7
Los sismólogos pensaron que si, a través deexperimentos de campo, fuese posible establecerclaramente las bases físicas para provocar sis-mos mediante la inyección de fluidos, entonces lainyección o extracción de líquidos podría sig-nificar un medio para controlar los sismos o paraprevenir actividad sísmica inadvertida.Geofísicos e hidrólogos diseñaron un experi-mento para probar la viabilidad de la generaciónde sismos controlados en el campo petroleroRangely al oeste de Colorado. El campo fue inun-
dado con agua en 1957 y un conjunto de seis sis-mógrafos instalados en 1962 en el estado vecinode Utah registraron pequeños sismos en elcampo desde su instalación. En 1967, se insta-laron en el campo varios sismógrafos portátiles.Estos comenzaron a registrar y a ubicar eventossísmicos a lo largo de una falla ubicada en el sub-suelo en dos áreas donde la inundación habíaproducido alta presión intersticial.8 El proyectofue todo un éxito. La inyección de mayor cantidadde agua provocó actividad sísmica y la produc-ción de una zona cercana a la falla interrumpió laactividad sísmica. El informe sugería que estatécnica podría ser útil para controlar la duración yel tamaño de los sismos de mayor intensidad ypara dar cuenta de que hasta ese momento, lainyección de líquidos para mejorar la recu-peración de petróleo no había provocado ningúnsismo perjudicial.
En todos estos casos, el resultado de la inter-ferencia del ser humano fue para modificar el es-tado de las tensiones en el volumen de tierracircundante. Si la modificación en el estado delas tensiones es suficiente, ésta puede causar unsismo, ya sea fracturando la masa de la roca (enel caso de las minas o de explosiones subterrá-neas) o provocando el deslizamiento de roca a lolargo de las zonas débiles existentes. La situa-ción de las regiones con extracción de hidrocar-buros no siempre es bien conocida, en algunoslugares la extracción de líquidos provoca sismici-dad; en otros, la inyección provoca sismicidad.En muchas áreas donde la roca no se encuentrabajo grandes tensiones tectónicas, la energíasísmica liberada durante eventos inducidos esbaja, normalmente de magnitud 0 a 3, y nisiquiera se siente en la superficie de la tierra. Sinembargo, si la masa de la roca se encuentra ya
Inducida por la extracción de petróleo y gas Inducida por la explotación de yacimientos mineralesInducida por las presas
1. Nikolaev NI: “On the State of Study of InducedEarthquakes, Related with Industrial Activity” en: An Influence of Industrial Activity on the SeismicRegime. Moscú, Rusia: Nauka, 1977 (en Ruso).Gupta H y Rastogi B: Dams and Earthquakes. Nueva York,Nueva York, EUA: Elsevier Scientific Publishing, 1976. Pasechnik IP: “Earthquakes Induced by UndergroundNuclear Explosions,” en: An Influence of IndustrialActivity on the Seismic Regime. Moscú, Rusia: Nauka (1977): 142-152 (en Ruso).Simpson DW: “Triggered Earthquakes,” Revisión anualde las notas científicas sobre la Tierra y el sistema pla-netario 14 (1986): 21-42. Nicholson C y Wesson RL: “Earthquake Hazard
Associated with Deep Well Injection—A Report to the USEnvironmental Protection Agency,” US GeologicalBulletin vol. 1951, 1990.Milne WG y Berry MJ: “Induced Seismicity in Canada,”Engineering Geology 10 (1976): 219-226.Grasso J-R: “Mechanics of Seismic Instabilities Inducedby the Recovery of Hydrocarbons,” Pure and AppliedGeophysics 139, no. 3/4 (1992): 507-534.
2. Bolt B: Earthquakes: A Primer. San Francisco, California, EUA: W.H. Freeman and Company, 1978.
3. Guha SK y Patil DN: “Large Water-Reservoir-RelatedInduced Seismicity,” en Knoll P (ed): Induced Seismicity.Rotterdam, Holanda: AA Balkema Publishers (1992): 243-266.
4. En este artículo, las magnitudes de los sismos provienende varias fuentes literarias. En general, se calculan apartir de la amplitud registrada de una onda sísmica defrecuencia específica y se calibran en función de la dis-tancia al sismo y la magnificación del sismógrafo.
5. Pratt WE y Johnson DW: “Local Subsidence of the Goose Creek Oil Field,” Journal of Geology 34, no. 7-part 1 (Octubre-Noviembre de 1926): 577-590.
6. Segall P: “Earthquakes Triggered by Fluid Extraction,”Geology 17, no.1 (Octubre de 1989): 942-946.
7. Evans DM: “Man-Made Earthquakes in Denver,”Geotimes 10, no. 9 (Mayo-Junio de 1966): 11-18.
8. Raleigh CB, Healy JH y Bredehoeft JD: “An Experiment inEarthquake Control at Rangely, Colorado,” Science 191, no. 4233 (Marzo de 1976): 1230-1237.
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Presión inicial del yacimiento, atm
Profundidad del yacimiento, km
Permeabilidad, mD Porosidad del yacimiento, %
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Gazli
R U S I A
P L A C A D E T U R Q U E S T A N
> Ubicación del campo de Gazli, Usbekistán
bajo grandes tensiones tectónicas, la energía agregada por los esfuerzos del hombre puede te-ner un efecto desestabilizador. Incluso accionesmenores pueden provocar gran sismicidad.9
La explotación de hidrocarburos a largo plazopuede alterar las condiciones alrededor de los ya-cimientos de petróleo y gas en varias formas, oca-sionando importantes cambios de tensión en losyacimientos y en las rocas circundantes. El líquidoinyectado puede propagarse o filtrarse por lasfisuras y ocasionar un incremento en la presión dellíquido alojado en los poros y en las fracturas, ac-tuando como lubricante en las zonas fracturadas.
Tres tipos de fuerzas ayudan a iniciar los sis-mos inducidos por filtración, así como tambiénotros sismos provocados por el hombre y sismostectónicos, provocando el movimiento de los blo-ques de roca a lo largo de las fallas. En primerlugar, las fuerzas poroelásticas pueden forzar eldesplazamiento a lo largo de una falla en la masade la roca circundante. En segundo lugar, lasfuerzas hidrostáticas pueden, a través de una fallau otra característica permeable, transferir la pre-sión intersticial de una zona de inyección a otrazona, preparándola para un sismo. La migracióndel líquido en este caso puede ser insignificante.
Finalmente, las diferencias en la presión puedenocasionar que los líquidos migren de las zonas deinyección a las zonas de inicio de sismos.
El desarrollo de campos de hidrocarburos siem-pre induce, por lo menos, cambios pequeños en elestado de tensiones de un yacimiento. En algunasocasiones, esto incrementa el nivel de pequeñoseventos sísmicos de trasfondo. La energía liberadadepende de las propiedades del yacimiento y delas rocas circundantes, del nivel de heterogenei-dad y de la tasa de deposición. Se conocen 40ejemplos en los cuales la producción delyacimiento ocasionó cambios importantes en laactividad sísmica de una región vecina. La com-paración de los datos de estos yacimientos con lasmediciones de otros 200 campos alrededor delmundo demuestran cuáles son las propiedadesque están relacionadas más íntimamente con lasismicidad inducida por la producción (izquierda).
La profundidad y el espesor promedio de unyacimiento parecen ser mayores para los camposde petróleo con sismicidad inducida en compara-ción con los valores de profundidad y espesorpromedio para otros campos de hidrocarburos queno presentan sismicidad. La porosidad y la
4 Oilfield Review
< Comparación de las distribuciones de laprobabilidad para algunas variables clave enyacimientos de hidrocarburos. La línea decolor negro representa los datos de 40 cam-pos de petróleo y gas con un incrementoobservado en la actividad sísmica causadopor la producción de hidrocarburos; la líneade color rojo corresponde a un muestreoaleatorio de 200 yacimientos ubicados en dis-tintas regiones alrededor del mundo.
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permeabilidad promedio son menores para loscampos de hidrocarburos con sismicidad inducidaque para aquellos que carecen de la misma. Lapresión inicial del yacimiento presenta la mismadistribución en ambos casos.
A pesar de que existen ejemplos de sismosimportantes relacionados con el desarrollo de ya-cimientos, y de que es razonable considerar lasismicidad provocada como una de las posiblesconsecuencias perjudiciales de la producción, espoco usual que el desarrollo de yacimientos pro-voque sismos lo suficientemente fuertes comopara ser detectados por la gente. Con mayor fre-cuencia, los eventos sísmicos inducidos sondébiles y pueden ser registrados únicamente conla ayuda de un sismómetro sensible.
Estos eventos sísmicos débiles inducidos, asícomo aquellos ocasionados por los procesos dedeformación natural, proporcionan informaciónimportante acerca de la ubicación de las zonas dedebilidad y de las fallas sísmicamente activas enla roca. Estos contienen también información
sobre los cambios temporales en el estado de lastensiones y otras propiedades de la formación. Lainterpretación de los registros de sismicidadinducida por la producción de hidrocarburos per-mite la identificación de fallas activas, la deli-neación de frentes con contraste de fluidos y elcálculo de las variaciones temporales de la per-meabilidad y la porosidad del yacimiento. A su vez,esta información, puede ayudar a optimizar la pro-gramación de la producción de hidrocarburos, lainyección de agua y las operaciones de recu-peración asistida.
En las siguientes secciones, examinamos la re-lación entre los eventos sísmicos registrados y la evolución de los parámetros de explotación de hi-drocarburos mediante el estudio de dos casos. Elprimero es un estudio sobre sismos en la región delcampo de gas Gazli en Usbekistán. El segundo esuna investigación sobre las características tempo-rales y espaciales de la sismicidad en la región delcampo petrolero Romashkino en Tatarstán, Rusia.
Sismos en GazliEl campo de gas Gazli está ubicado en AsiaCentral aproximadamente a 100 km [63 millas] alnoroeste de Bukhara, Usbekistán (página anterior,abajo). La estructura del campo consiste de for-maciones del período jurásico, cretáceo, delpaleoceno y neoceno, cubriendo basamentos delperíodo paleozoico en un anticlinal asimétrico condimensiones de 38 por 12 km [24 por 7.5 millas](arriba). El espesor de los sedimentos es de aproxi-madamente 1000 m [3300 pies], alcanzando unaprofundidad total de 1600 m [5200 pies].
El campo presenta 11 acumulaciones (10 degas y condensado y una de petróleo) todas ubi-cadas en los sedimentos del cretáceo. La forma-
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460
400
480500520
-560-580
Sección b
Sección c
500 Isogramas en metros
Pozos
Discontinuidades tectónicas
Límite del yacimiento de gas
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Gas
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Agua
Arcilla
Norte12 11 10 3
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Norte
Pozo N° Sur
Pozo N° Sur
1310118
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5 km3 millas
5 km3 millas
5 km3 millas
< Mapa estructural (arriba) y seccionestransversales del campo de gas de Gazli.El mapa estructural muestra las ubica-ciones de los pozos, líneas de contornodel estrato más elevado en metros, lasdiscontinuidades tectónicas, las ubica-ciones de las secciones transversales y ellímite del yacimiento de gas. Las sec-ciones transversales muestran las capasde gas, petróleo, agua y arcilla. [Adap-tado de Zhabrev Ip (ed): Yacimientos deGas y Condensado, Moscú, Rusia: Nedra,1984 (en Ruso)].
9. Simpson, referencia 1.Sadovsky MA, Kocharyan GG y Rodionov VN: “On theMechanics of Block Rock Massif,” Reporte de laAcademia de Ciencias de la ex-Unión Soviética 302, no. 2 (1988): 193-197 (en Ruso).Rodionov VN, Sizov IA y Kocharyan GG: “On theModeling of Natural Objects in Geomechanics,”en:Discrete Properties of Geophysical Medium. Moscú,Rusia: Nauka (1989): 14-18 (en Ruso).
ción de estratos consiste de capas de arenisca yarcilla. La porosidad de la arenisca es alta y supromedio oscila entre 20 y 32%. La permeabilidadde todos los estratos productores, excepto uno,fluctúa entre 675 y 1457 mD. El gas producido estáformado principalmente de metano (93 a 97%) concondensado en los estratos más profundos (8 a17.2 g/m3 [67 a 144 lbm/gal]).
El campo de gas se descubrió en 1956 y la pro-ducción se inició en 1962. Durante los siguientes14 años, se inyectaron aproximadamente 600 x 106
m3 de agua ó 106 toneladas por km2. A pesar de lainyección de agua, se detectó subsidencia en lasuperficie. Las tasas de subsidencia promediaron10.0 mm/año [2.5 pulg/año] en el período com-prendido entre 1964 y 1968 y 19.2 mm/año [5 pulg/año] desde 1968 hasta 1974. Se observó que lasubsidencia estaba asociada con la reducción dela presión de formación: cuando la presión de for-mación descendió en 1 atm [101 kPa], la parte cen-tral del campo se hundió 2 mm.10
En 1976, se comenzó a registrar una serie denumerosos sismos. El primer sismo importanteocurrió el 8 de abril de 1976, a una distancia de 20km [12 millas] de los límites del campo de gasGazli. La magnitud del sismo fue de 6.8. Sólo 39días después, el 17 de mayo de 1976, ocurrió otrosismo grave a 27 km [17 millas] al oeste delprimero. La magnitud del segundo sismo fue de7.3. Ocho años después, el 20 de marzo de 1984,ocurrió un tercer sismo a 15 km [9 millas] al oestedel segundo sismo, con una magnitud de 7.2. Lasprofundidades de los tres hipocentros osciló entre25 y 30 km [16 y 18 millas], todos dentro de los 32km [20 millas] de espesor de la corteza terrestre.Las réplicas ocurrieron en un volumen rodeando
los tres hipocentros. Estos sismos son los másfuertes de todos los sismos conocidos en la plani-cie de Asia Central.
No existió una clara relación entre la ubica-ción de los hipocentros del sismo y cualquier es-tructura tectónicamente activa, conocida conanterioridad. Una investigación más a fondodemostró que los sismos habían creado nuevasfallas.11 El análisis de la estructura detallada de lazona de las réplicas, indicó un estado inicial deactivación tectónica.12 La orientación del plano dela falla, la dirección del desplazamiento del blo-que de la falla y la tendencia de la zona de las ré-plicas corresponde al campo de tensión regional ya la orientación de las fallas a escala regional.
Las mediciones geodésicas se efectuarondespués de cada gran sismo (abajo). Se encontróque el área que se había hundido previamente, sehabía hundido otros 230±8 mm [9 pulg] después
de los sismos de 1976 (arriba).13 En los alrede-dores de los epicentros de los sismos, se detectóun desplazamiento ascendente de la superficie:hasta 830 mm [33 pulg] cerca del epicentro delsismo de abril de 1976; hasta 763 mm [30 pulg]cerca del epicentro del sismo de mayo de 1976, yhasta 751 mm [29,5 pulg] cerca del epicentro delsismo de marzo de 1984. Se detectaron desplaza-mientos horizontales de hasta 1 m [3.3 pies] y seencontró que estarían orientados principalmentelejos de los epicentros.
Los datos acumulados indicaron que los sis-mos de Gazli fueron ocasionados por laexplotación del campo de gas.14 Es normal encon-trar altas tensiones tectónicas en las regionesfronterizas de plataformas jóvenes tales como laplaca de Turquestán. Estas tensiones provocan laacumulación de importante energía tectónica. Elagotamiento del campo de gas sirvió como undetonador para la liberación de la energía tec-tónica acumulada en la forma de eventos sísmi-cos importantes. El campo fue puesto enproducción sin considerar la posibilidad de la sis-micidad inducida por la producción. Algunosgeofísicos, incluyendo los autores de esteartículo, creen que si el régimen tectónico natu-ral hubiese sido tomado en cuenta durante laplaneación de la extracción de hidrocarburos, lossismos podrían haberse evitado.15
6 Oilfield Review
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Gazli
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Chorbakty
Karakyr
Desplazamiento vertical después de los sismos de 1976, en mmDesplazamiento vertical después de los sismos de 1984, en mmLímites de la acumulación de gasEpicentros de los sismos del 8 de abril y del 17 de mayo de 1976 y del 20 de marzo de 1984Fallas tectónicas
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Posición del perfil del desplazamiento vertical de la superficie
+200
10 km6 millas
< Deformación de la superficie después de los sismos deGazli de 1976 y 1984. Los desplazamientos verticales máxi-mos se muestran como puntos negros y los epicentros delos sismos como puntos rojos. Las líneas punteadas marcanel desplazamiento vertical posterior a los eventos de 1976 ylas líneas continuas marcan el desplazamiento vertical pos-terior al evento de 1984. El campo de gas está sombreado enrojo tenue. Las fallas tectónicas se muestran con líneasnegras gruesas. La línea vertical roja marca la posición de lasección transversal exhibida (arriba). [Adaptada de Piskuliny Raizman, referencia 10].
0
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Falla de Gazli Falla deKarakyr
Distancia, km
1964 a 19681968 a 19741974 a 1976
Períodos de medición
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> Pefil norte–sur del desplazamiento vertical posterior a los sismosde Gazli. La región entre la falla de Gazli y la falla de Karakyr sehundió, mientras que al norte de la falla de Karakyr, se midió undesplazamiento ascendente.
Otoño de 2000 7
El campo petrolero RomashkinoEl campo petrolero Romashkino es el campopetrolero más grande de Rusia (derecha). Tieneuna dimensión máxima de aproximadamente 70km [44 millas], una altura estructural de 50 a 60m [164 a 197 pies] y una profundidad delyacimiento de 1600 a 1800 m [5200 a 5900pies].16 El depósito es una sucesión de 10 a 30 m[33 a 100 pies] de espesor de areniscas y rocas decarbonato que contienen petróleo (abajo). La for-mación productiva principal contiene capas del-gadas de arenisca y arcilla. La permeabilidad delas capas de arenisca es de 200 a 420 mD, laporosidad varía entre 18.8 y 20.4% y la satu-ración de petróleo fluctúa entre 69.4 y 90.5%. Lapresión inicial del yacimiento fue de 160 a 180atm [16.2 a 18.2 Mpa].
La exploración geológica en esta región se inició en 1933. En 1947, se inició la perforación deexploración y en 1948 el campo Romashkino pro-dujo su primer petróleo.17 La inyección de agua seinició en 1954, pero durante los primeros años, lainyección no compensó la extracción de líquido.En 1958, por primera vez, el volumen del líquidoinyectado ese año sobrepasó el volumen delíquido extraído y, para 1963, se equilibraron losvolúmenes de los líquidos inyectados y extraídos.Para 1975, el volumen total del líquido inyectadoalcanzó 2.13 x 109 m3, ó 104.7% del líquido totalextraído. Las presiones máximas sugeridas parala extracción de agua fueron 200 a 250 atm [20.2a 25.3 MPa], pero las presiones de inyecciónreales en algunas ocasiones eran mayores.
Por motivos de conveniencia en la explota-ción, el campo petrolero Romashkino está divi-dido en más de veinte áreas. En estas áreas seutilizan distintos métodos de inyección: inyeccióna través de una línea de pozos, pozos de inyecciónlocal e inundación según patrones de inyección.En distintas áreas, la concentración de los pozoses de tres a cinco pozos por km2. No obstante, ladensidad de la cobertura de pozos y la geometríade la ubicación de los mismos parece ser el resul-tado del complicado desarrollo de una historiadefinida por algunos factores que respondían aobjetivos planteados y otros a factores aleato-rios.18 En numerosas áreas se utilizaron métodosno estacionarios de inyección. Es decir, se inyectóagua a través de una línea de inyección durante
10. Piskulin VA y Raizman AP: “Geodesic Investigations of the Earth Surface Deformation in Epicentral Zones of Gazli Earthquakes in 1976-1984,” Trabajos del 7˚Simposio Internacional sobre el Movimiento de la CrestaTerrestre. Tallinn, 1986.
11. Shteinberg VV, Grajzer VM y Ivanova TG: “Gazli Earthquakeon May 17, 1976,” Physics of the Earth 3 (1980): 3-12 (en Ruso).
12. Turuntaev SB y Gorbunova IV: “Characteristic Features ofMulti Fracturing in Epicentral Zone of Gazli Earthquakes,”Physics of the Earth 6 (1989): 72-78 (en Ruso).
13. Piskulin y Raizman, referencia 10.
K A Z A K S T A N
T U R K M E N I S T A N
U S B E K I S T A N
Campo Romashkino
R U S I A
> Ubicación del campo Romashkino, Rusia
1400
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Caliza
Arcilla
Yacimiento de petróleo
Basamento
140 4811-88 518 519 14-91 27 33 30 627 19-553 18-552 16-551 8-550Pozos
Arenisca
NO SE
Prof
undi
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m
10 km
6 millas
> Perfil geológico del campo Romashkino. [Adaptado de Muslimov, referencia 17].
14. Akramhodzhaev AM y Sitdikov B: “Induced Nature of Gazli Earthquakes, a Forecast of Earthquakes of Gazli Type and Prevention Measures,” Compendio de lostalleres de trabajo sobre los estudios de los sismos enGazli. Tashkent, Uzbekistan: FAN (1985): 59-60 (en Ruso).Akramhodzhaev AM, Sitdikov BB y Begmetov EY: “AboutInduced Nature of Gazli Earthquakes in Uzbekistan,”Geological Journal of Uzbekistan 4 (1984): 17-19 (en Ruso).Volejsho VO: “Conditions of Gazli EarthquakesOccurrence,” Compendio de los talleres de trabajo sobre los estudios de los sismos en Gazli. Tashkent,Uzbekistan: FAN (1985): 65-66 (en Ruso).
Mavlyanov GA (ed): Gasli Earthquakes in 1976 and 1984.Tashkent, Uzbekistan: FAN, 1986 (en Ruso).
15. Akramhodzhaev et al, referencia 14.16. Bakirov AA (ed): Geological Conditions of Oil and Gas
Accumulation and Location. Moscú, Rusia: Nedra, 1982(en Ruso).
17. Muslimov RH: An Influence of Geological StructuresDistinguish Features on an Efficiency of Romashkino Oil Field Development. Kazan, Rusia: KSU, 1979 (en Ruso).
18. Muslimov, referencia 17.
un mes, posteriormente se cerró la primera líneay luego se inyectó agua a través de otra línea yasí sucesivamente. La velocidad de la migracióndel agua inyectada varía de 100 a 1500 m/año[330 a 4900 pies/ año].19
Características de la sismicidad del campoRomashkino De acuerdo a los mapas sísmicos dispuestos porzonas, la parte del sureste de Tatarstán en laregión del campo petrolero Romashkino es con-siderada un área sísmicamente tranquila. Pero en1982 y 1983, después de décadas de produccióne inyección, los ciudadanos de los alrededoresdel poblado de Almetjevsk, comenzaron apercibir eventos sísmicos moderados. En 1985, elservicio sísmico de "Tatneftegeophisica" instalóuna red sísmica local que registró numerososepicentros sísmicos en la región del campopetrolero Romashkino (izquierda arriba). Lamayor parte de éstos se encuentran en la parteoeste del campo sobre la depresión Altunino-Shunaksky, el límite estructural entre los campospetroleros Romashkino y Novo-Elkhovskoye.
Desde 1986 hasta 1992, la red registró 391sismos locales con magnitudes de hasta 4.0. Lostres intervalos de tiempo mostraron incrementosnotables en la actividad sísmica; a fines de 1986,a mediados de 1988 y a finales de 1991. Losepisodios más grandes se presentaron en elsismo del 23 de septiembre de 1986 con unamagnitud de 3.8 y el otro, con una magnitud de4.0 el 28 de octubre de 1991, en la región delpoblado de Almetjevsk.20
La actividad registrada puede examinarse endistintas formas para compararla con los paráme-tros del yacimiento. Un mapa de la actividad sís-mica en la región del campo petroleroRomashkino muestra las variaciones espacialesen el nivel de actividad (izquierda abajo). Se cal-culó una medida cuantitativa de la actividad sís-mica para cada km2 sumando las raíces cúbicasde las energías de todos los sismos que ocurrie-ron en el lugar durante el período de observaciónde 1986 a 1992.21 La mayor parte de la actividadsísmica cuantificada en esta forma se localizó a lolargo de la depresión Altunino–Shunaksky, conuna parte correspondiente a las fallas tectónicasrepresentadas en el mapa.22
8 Oilfield Review
10 km6 millas
Campo petroleroRomashkino
Almetjevks1
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Leninogorks
Campo petrolero Novo-Elkhovskye4
5
Estaciones de registro sísmicoZonas de producción de AlmetyevneftBerezovskaja (área B)Severo-Almetyevskaja (área S)Almetyevskaja (área A)Minibayevskaja (área M)
Límites de los campos petrolerosRomashkino y Novo-ElkhovskoyeLíneas de isointensidad del sismodel 23 de septiembre de 1986Sección transversal
Leyenda
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Clasificación de la energía de loseventos sísmicos
5 10
> Actividad sísmica en la región del campo petrolero Romashkino. Las estaciones de registro sísmicose muestran como triángulos, los epicentros sísmicos como puntos o círculos cuyo tamaño depende dela cantidad de energía liberada. Las elipses en línea punteada roja indican los límites de la intensidaddel sismo de septiembre de 1986. La línea en color negro muestra la sección transversal exhibida(página anterior, abajo). Las cuatro áreas de producción del campo Romashkino que muestran la mayorsismicidad se delinean (B, S, A ,y M) y se tratan en secciones posteriores del artículo. [Adaptado deIskhakov et al, referencia 20].
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Actividadsísmica
cuantificada,
10 km6 millas
< Distribución de la actividad sísmica cuantificada (codificado por colores) en la región del campo petrolero Romashkino. La actividadsísmica cuantificada es la suma de la raíz cúbica de la energía delevento sísmico que se presenta en un km2. La distribución de laactividad sísmica está relacionada con las fallas tectónicas (líneascontinuas en color púrpura) y la estructura de la depresiónAltunino–Shunaksky (líneas punteadas).
Otoño de 2000 9
Antes de que la actividad sísmica registradapueda utilizarse en forma más cuantitativa, debeevaluarse la calidad de la información. Las redesde registro sísmico presentan limitaciones desensibilidad en la magnitud y en la distancia delos eventos que pueden registrar. Los eventosextremadamente pequeños pueden ocurrir sin serdetectados, al igual que los eventos distantes.También, debido a que los eventos más grandesno ocurren con frecuencia, es menos probableque los intervalos de registro sísmico más cortosregistren los sismos más grandes. Para todos lossismos en una región dada, existe una relaciónlineal entre la magnitud de los eventos sísmicosregistrados en un intervalo de tiempo y el logarit-mo del número, o la frecuencia de los eventos deesa magnitud. Si la representación gráfica de fre-cuencia–magnitud muestra desviaciones de unatendencia lineal, los sismos representados gráfi-camente no son representativos de toda la activi-dad sísmica de la región. Una desviación de latendencia lineal en el extremo de magnitud bajaindica que la red sísmica no es lo suficientementesensible a los eventos débiles, mientras que unadesviación en el extremo de magnitud alta nor-malmente muestra que el período de observaciónno fue lo suficientemente largo.
En el caso de la actividad sísmica registrada,por la red del campo Romashkino, la repre-sentación gráfica de frecuencia–magnitud esprincipalmente lineal (arriba). Se representarongráficamente sólo aquellos eventos que se lis-taron en los catálogos de 1986 a 1995 acerca deeventos sísmicos registrados mediante instru-mentos. Los eventos más alejados con distanciasepicéntricas mayores a 70 km [44 millas] no seconsideraron. Durante el período de observación,diferentes catálogos utilizaron distintos métodosde interpretación de los sismogramas. Paragarantizar la consistencia, las relaciones frecuen-cia–magnitud se representaron gráficamente porseparado en tres diferentes intervalos de tiempo:de 1986 a 1987, 1988 a 1992 y 1992 a 1995.También se consideró un número anual promediode eventos para estos intervalos de tiempo.
Para el primer intervalo de tiempo, hasta 1987,sólo los eventos con magnitud mayor a dos sonrepresentativos para esta red sísmica en parti-
cular: no se registraron eventos suficientes demagnitudes menores. Después de 1987, debido aun cambio en la red sísmica, los eventos con mag-nitud de 1.5 llegaron a ser importantes y por lotanto pudieron incluirse en cálculos posteriores.
Para los tres intervalos de tiempo, las pen-dientes de las representaciones gráficas de fre-cuencia–magnitud varían de –1.02 a –1.3,considerablemente más negativos que el valorpara la sismicidad natural, el cual es de –0.75 a–0.9.23 Las pendientes de las gráficas del campoRomashkino alcanzan valores normales de sismi-cidad inducida y provocada de acuerdo a lomedido en cualquier parte del mundo.24
Variación de la actividad sísmica cuantifi-cada con el tiempoLa actividad sísmica cuantificada es uno de losparámetros más útiles para determinar la sismici-dad.25 Esto proporciona una forma para transfor-mar la visualización de eventos sísmicos de un
sistema discreto a un sistema continuo: la repre-sentación punto por punto de eventos sísmicosdescrita mediante 3 coordenadas espaciales másel tiempo del evento y la energía, convierten unarepresentación gráfica continua en un sistema decoordenadas diferente. La medida cuantitativaseleccionada de actividad, se describió primera-mente como la suma de las raíces cúbicas de lasenergías en todos los eventos que se presenta-ban en un km2. Para minimizar la influencia deuna selección arbitraria de la forma en la cual elárea es dividida en cuadrados y de la selecciónde un intervalo de tiempo de inicio, se calcularonlos valores de la actividad para áreas e intervalosde tiempo superpuestos. La cantidad de super-posición depende de la uniformidad de las dis-tribuciones obtenidas de la actividad.
Inicialmente, los componentes temporales yespaciales del cambio en la actividad se calcu-laron por separado. Se examinó la variación enfunción del tiempo sobre una base mensual,
19. Sultanov SA: A Control of Water Injection in OilReservoirs. Moscú, Rusia: Nedra, 1974 (en Ruso).
20. Iskhakov IA, Sergeev NS y Bulgakov VYu, A Study ofRelation Between Seismicity and Oil Fields Development.Un reporte de la OMP 50/81. Bugulma, Rusia:Tatneftegeophysica, 1992 (en Ruso).
21. La energía se calcula mediante una fórmula que se basaen el cuadrado de la amplitud de las ondas sísmicas deun específico contenido de frecuencia, medido a unadistancia estándar de la fuente.
22. Belousov TP, Muhamediev ShA, Turuntaev SB, Junga SL,Ischakov IA y Karakin AV: “Active Faults, Stresses State
> Relación entre el logaritmo del número de eventossísmicos y la magnitud de los eventos en la regióndel campo petrolero Romashkino.
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1986 a 1987
1988 a 1992
1992 a 1995
and Seismicity of South-East Tatarstan,” Seismicity andSeismic Zones of Northern Part of Eurasia, part 2.Moscú, Rusia: Nauka (1994): 90-108 (en Ruso).
23. Sadovsky MA y Pissarenko VF: Seismic Process in BlockMedia. Moscú, Rusia: Nauka, 1991 (en Ruso).Isacks B y Oliver J: “Seismic Waves with Frequenciesfrom 1 to 100 Cycles Per Second Recorded in a DeepMine in Northern New Jersey,” Bulletin of the Seismo-logical Society of America 54, no. 6 (1964): 1941-1979.
24. Mirzoev KM, Negmatullaev SH y Dastury TYu: “AnInfluence of Mechanical Vibrations on CharacteristicFeatures of Seismic Energy Release in the Region of
Nurec Dam,” en Seismological Investigations in theRegions of Large Dam Constructions in Tajikstan.Dushanbe, Tajikstan: Donish (1987): 101-119 (en Ruso).Turuntaev SB: “An Application of the Weak SeismicityCatalog for Detection of Active Faults in Rock Massif,” en The Monitoring of Rock Massif State During Long-Time Exploitation of Large-Scale Underground Works.Appatity, Rusia: KFAS, 1993 (en Ruso).
25. Ponomaryov VS y Tejtelbaum UM: “DynamicsInteractions Between Earthquakes Focuses,” en:Regional Investigations of Seismic Regime. Kishinev,Moldova: Shtinitsa (1974): 79-92 (en Ruso).
Para una roca del subsuelo sometida a la pro-ducción de petróleo y a la inyección de agua, exis-te la posibilidad acrecentada de un gran sismo, sinconsiderar la liberación de la energía natural dedeformación tectónica en la forma de eventos sís-micos. Esto se debe a que la energía transmitida ala roca mediante la explotación de hidrocarburoscontinuará incrementándose. La existencia deoscilaciones cuasi-periódicas en el nivel de laactividad sísmica sugiere que la energía deentrada es más bien grande. El entendimiento dela relación entre la sismicidad y los regímenes deexplotación puede permitir que la sismicidad seacontrolada a través de una programación máscuidadosa de la producción y la inyección.
Características espaciales de la sismici-dad en el campo RomashkinoEl comportamiento sísmico del campo petroleroRomashkino presenta una característica interesan-te: un gran número de sismos ocurren en pares,con un corto intervalo entre los miembros de unpar. Por ejemplo, aproximadamente 60 eventos apareados con magnitudes menores a 1.0 o aproximadamente el 50% del número total de eventos con tal magnitud, ocurrieron dentro de las24 horas siguientes a la ocurrencia del primer evento. Puede suponerse que los eventos agrupa-dos en tiempo están de algún modo relacionadostambién en el espacio. Ejemplos de este tipo pue-den observarse en estudios de laboratorio de se-ñales sísmicas producidas durante el crecimientode una grieta en modelos de bloques de roca.26 Ba-jo determinadas condiciones de la formación deuna grieta, se genera un impulso sísmico cuando lagrieta llega a los límites del bloque. Las ubicacio-nes del par del evento definen los límites del mo-vimiento episódico a lo largo de la grieta o falla.
La relación entre los pares del epicentro en elcampo petrolero Romashkino, generalmentemuestran una alineación norte–sur con una ten-dencia hacia la depresión longitudinal Altunino–Shunaksky (página siguiente, arriba). Esta di-rección corresponde también al modelo regionaldel estado de tensiones del campo.27
Correlación de la actividad sísmica con laexplotación de hidrocarburosSiempre es difícil saber si la sismicidad es el resul-tado de modificaciones causadas por la actividaddel hombre en la región o si ésta es actividad sís-mica natural relacionada con los procesos tectó-nicos; la comparación a distintos tiempos podríaser la clave para conocer la diferencia. En general,la respuesta podría obtenerse si se instalara unared sísmica regional antes de la extracción dehidrocarburos, de la construcción de una presa ode la operación de una mina. La red sísmica podría
sumando las raíces cúbicas de las energías de loseventos que se presentaron durante un mes. Laserie temporal resultante se normalizó a travésdel valor promedio para ese intervalo de tiempo(arriba, parte superior). En esta representacióngráfica, se evidencian dos grandes picos yalgunos otros más pequeños, pero la perio-dicidad, si es que existe, no es obvia. La actividadsísmica también puede demostrarse de otrasmaneras a fin de tratar de extraer cualquier perio-dicidad importante. Estos métodos involucran latransformación a las coordenadas de fase (véase"Otra dimensión en la actividad sísmica," página12). Analizando los datos presentados en elnuevo sistema de coordenadas podemos obser-var los siguientes resultados.
A lo largo del período de observación, la acti-vidad sísmica en el campo petrolero Romashkinose desarrolló en dos ciclos. Ambos ciclos se ini-
ciaron con los sismos más fuertes para estaregión y cada ciclo tuvo una duración aproximadade cinco años. Los dos ciclos de variaciones de laactividad desde 1986 hasta 1990 y desde 1991hasta 1995 pueden suavizarse y superponerse demodo que sus primeros máximos coincidan(arriba, parte inferior). Se presenta una intrigantecoincidencia cualitativa de las curvas, mostrandoevidencia de cierto tipo de regularidad en lasoscilaciones de la actividad sísmica.
La existencia de un componente regular en lasecuencia de los eventos sísmicos proporciona in-formación relacionada con el estado de energía dela roca. Parece posible que cuando el nivel de ener-gía acumulada en la roca proveniente de fuentes na-turales y generada por actividades del ser humanoalcanza un determinado valor, la energía es liberadamediante eventos sísmicos que están estructuradosen espacio y tiempo. Este comportamiento es simi-lar al de un líquido que está siendo calentado: paradeterminados valores de la cantidad de energíasuministrada al líquido, su movimiento laminar cam-bia a un fluido caótico y posteriormente a un flujoregular con convección celular.
10 Oilfield Review
26. Turuntaev SB: “A Study of Various Model Waves Sourcesin Application to Seismology,” Tesis del Doctorado,Instituto de Física de la Tierra, Moscú, Rusia, 1985 (en Ruso).
27. Belousov et al, referencia 22. 28. Mirzoev et al, referencia 24.
> Variación de la actividad sísmica en la región del campoRomashkino. La amplitud se calculó mediante la suma de la raíz cúbicade las energías de todos los eventos que se presentaron en ese mes.
> Comparación de los dos ciclos de actividad sísmica en la región del campopetrolero Romashkino.
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registrar la sismicidad natural de trasfondo y cuan-tificar sus características. Si después del inicio dela actividad del hombre se registra un cambioimportante en el comportamiento de la sismicidad,éste podría interpretarse razonablemente comouna reacción sísmica de la roca del subsuelo a laintervención del hombre.
La instalación de redes de registro sísmico y laevaluación de la actividad sísmica de trasfondo,son ya una práctica común en las regiones donde elnivel de la sismicidad natural es alto.28 No obstan-te, en áreas estables, sin antecedentes de actividadsísmica natural y donde no se esperan sismosimportantes, normalmente no se realiza un estudioprevio de la actividad sísmica de trasfondo. Ante lafalta de un estudio previo, la cuestión puede resol-verse mediante dos métodos: el primero, consisteen comparar las características de la sismicidadobservada con aquellas de sismicidad natural cono-cida y con aquellas de actividad sísmica inducida; yel segundo es observar la correlación entre la activi-dad sísmica natural y la actividad del ser humano.
En el primer método, como se mostró anterior-mente, la pendiente del gráfico frecuen-cia–magnitud para la sismicidad en la región delcampo petrolero Romashkino presenta un valormás común de sismicidad inducida que de sismi-cidad natural. Pero el bajo número de eventosregistrados indica que este resultado puede notener una gran importancia estadística.
El segundo método implica la comparación de lasismicidad registrada con ritmo de explotación delcampo petrolero Romashkino. Los datos de produc-ción relevantes son los valores de los volúmenesmensuales de líquido extraído e inyectado desde1981 hasta 1992 para las cuatro áreas más sísmica-mente activas del campo petrolero Romashkino:Almetyevskaja (A), Severo–Almetyevskaja (S),Minivayevskaja (M) y Berezovskaja (B).
Con estos valores, se elaboró un seudo catá-logo para tabular los volúmenes extraídos e inyec-tados mensualmente y el desbalance de losvolúmenes, es decir la diferencia entre losvolúmenes de líquidos inyectados y extraídos. Aestos valores se les asignó una fecha (a mitad delmes), hora (a mitad del día), coordenadas (aproxi-madamente en el centro del área considerada), yprofundidad (1 km). La información de produccióndispuesta en este formato, reflejaba con mayorexactitud la forma estándar de los catálogos sísmi-cos, pero se listaba el volumen de líquido en lugarde la energía sísmica.
El procedimiento descrito anteriormente paracalcular la actividad sísmica cuantificada se aplicóa los volúmenes en el seudo catálogo, pero estavez se calculó la "actividad de explotación cuantifi-cada" (izquierda abajo).
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> Relación entre los pares de los eventos sísmi-cos del campo Romashkino. Las líneas en colornegro conectan los pares de los eventos, laslíneas en color púrpura son fallas representadasen el mapa. El recuadro muestra la distribuciónazimutal de las conexiones entre los pares de loseventos.
(continúa en página 14)
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> Arriba: Comparación de los valores mensuales de la actividad sísmica (rojo) con varia-ciones en los volúmenes totales de inyección, producción y desbalance en las cuatro áreascentrales (combinadas) del campo Romashkino. Abajo: Comparación de los valores suaviza-dos de la actividad sísmica (rojo) con las variaciones en los volúmenes de inyección, produc-ción y el desbalance en las cuatro áreas centrales (combinadas) del campo Romashkino.
12 Oilfield Review
Para muchos procesos naturales, la periodicidades evidente a partir de una representación grá-fica simple de alguna observación versus eltiempo. Por ejemplo, las periodicidades de lasmareas del océano, las fases de la luna, las tem-peraturas de la superficie de la tierra, las horasdel día y otros fenómenos distintos, puedenreconocerse fácilmente a partir de observa-ciones o representaciones gráficas simples.
No obstante, algunos procesos pueden presen-tar tantas fuerzas trabajando en conjunto que laperiodicidad no es obvia. Una forma paraanalizar una observación que varía con el tiempollamada A(t) consiste en escribirla como lasuma de tres componentes.
A(t) = Ap (t) + Ar (t) + At (t)Donde Ap describe las oscilaciones aleatorias
de alta frecuencia de la actividad, Ar es el com-ponente regular y At representa las variacioneslentas o una tendencia.
Para encontrar un componente regular en elcomportamiento de la función A(t), podemosmodificar las coordenadas a partir de A(t) y lavariable t a coordenadas de fase A(t) y suderivada, dA(t)/dt. Las nuevas coordenadaspueden considerarse como la actividad y la tasao velocidad de variación de la actividad.
Para el ejemplo sísmico, un punto en el nuevosistema de coordenadas de fase define el estadodel proceso sísmico en algunos instantes detiempo y la velocidad de cambio de este estado.Un conjunto de puntos o una trayectoria, definenun cambio del sistema con el tiempo.
Es sabido que si el comportamiento de un sis-tema puede describirse con cierto tipo de ecua-ciones, entonces existen puntos especiales,líneas y áreas en las coordenadas de fase que"atraen" a las trayectorias vecinas. A estos pun-tos, líneas y áreas se les conoce como "factoresatrayentes."1
Si el sistema es uno de descenso monótono, alfactor atrayente correspondiente se le conocecomo nodo (abajo). Para cualquier momento deinicio, el sistema se mueve en línea recta haciaese nodo en el dominio de fase. En un sistemade oscilaciones moderadas, al factor atrayentese le conoce como el punto central hacia el cualse moverá el sistema. Un sistema de oscilacionescrecientes o decrecientes presentará un factoratrayente correspondiente a un ciclo límite y deforma elíptica en el dominio de fase. Las oscila-ciones altamente irregulares pueden aún pre-sentar cierta regularidad en el dominio de fase ytrazarse hacia múltiples factores atrayentes.
Cuando existe un cambio en los parámetrosque definen la evolución del sistema, el con-junto de soluciones posibles de las ecuacionescorrespondientes también puede cambiar. Estopuede resultar en un cambio en el tipo de losfactores atrayentes en el dominio de fase. A uncambio como tal en el tipo de factor atrayentese le conoce como bifurcación. Los ejemplosmás sencillos de bifurcación son de un nodo (opunto central) a dos nodos (o puntos centrales),una bifurcación del punto central al ciclo límite,o una bifurcación de un ciclo límite a dos cicloslímite.
La expresión de la actividad sísmica en térmi-nos de coordenadas de fase es útil por variasrazones: • Dos características básicas del proceso sís-
mico (su actividad y la tasa o velocidad devariación de la actividad) se consideran ytransforman como valores independientes.
• La representación gráfica de fase resultante oel mapa, son más sensibles a procedimientostales como el suavizado y la eliminación de latendencia, lo cual simplifica la selección de unintervalo de tiempo para el cálculo de laactividad, un tipo de suavizado o una transfor-mación adicional del sistema de coordenadas.
Otra dimensión en la actividad sísmica
A(t)
dA/dta
tA(t) A(t)
dA/dtb
tA(t)
A(t)
dA/dtd
tA(t)A(t)
dA/dtc
tA(t)
> Funciones que varían con el tiempo (miembro izquierdo de cada par) y tipos correspondientes de fac-tores atrayentes (miembro derecho de cada par) en el dominio de fase, a) nodo; b) punto central; c) ciclolímite; d) ciclo límite con múltiples factores atrayentes.
Otoño de 2000 13
• El procedimiento estándar del análisis deFourier no es eficaz si se aplica a oscilacionescuasi-armónicas de frecuencia y amplitudvariables. En las coordenadas de fase, talesvariaciones pueden analizarse todavía en tér-minos de los factores atrayentes. Por ejemplo,un incremento en la amplitud de las oscilacio-nes hasta alcanzar un valor constante se ase-mejará a un ciclo límite creciente y, unadisminución en la amplitud hasta llegar a cerose asemejará a un factor atrayente de punto.
• Después de transformar la representación grá-fica de fase a una forma que permita una des-cripción matemática, se puede llevar a cabo latransformación inversa y obtener una descrip-ción matemática del componente regular delproceso sísmico original. Esto puede permitirel cálculo de la sismicidad futura. La importan-cia estadística de este pronóstico depende delvalor del componente aleatorio o impredeciblede la actividad sísmica y de la tasa o velocidadde variación de la actividad, y depende tambiénde la capacidad para reconocer los puntos de
bifurcación en las trayectorias de fase (puntosde cambio del tipo de régimen sísmico).
Características de fase de la actividad sís-mica del campo RomashkinoLa variación temporal en la actividad sísmicacuantificada en la región del campo petroleroRomashkino (arriba, parte a) puede describirsemediante una representación gráfica de fase(arriba, parte b). En primera instancia, la tra-yectoria del estado de actividad en las coordena-das de fase parece caótica. No obstante, elcomponente aleatorio puede eliminarse cam-biando el suavizado del gráfico y la tendenciapuede eliminarse mediante una transformaciónlineal similar al cambio y rotación de ejes(arriba, parte c).
La trayectoria de fase resultante (arriba,parte d) comienza en un punto inicial, posterior-mente se mueve en espiral hacia adentro; endeterminado momento, la trayectoria regresa ala parte exterior de la espiral y después nueva-mente se desplaza hacia adentro en espiral.
Todo el tiempo, la trayectoria permanece dentrode un área determinada.
Esta representación gráfica de fase se ase-meja al ciclo límite mostrado en la página ante-rior, parte c, para un oscilador bajo la acción deuna fuerza externa.
El movimiento hacia afuera de una trayecto-ria en espiral, generalmente corresponde a unincremento en la amplitud de las oscilacionesde la actividad sísmica, mientras que unmovimiento hacia adentro corresponde a unadisminución de las oscilaciones de la actividad.La forma y las dimensiones de los ciclosobtenidos pueden proporcionar información adi-cional sobre el proceso sísmico y deben estudiar-se con más profundidad. Una observacióndestacable es que las oscilaciones de la activi-dad sísmica no son estrictamente sinusoidales;el período tiende a oscilar en un valor promediocercano a los doce meses.
1. Haken H: Advanced Synergetics. Instability Hierarchiesof Self-Organizing Systems and Devices, Springer seriesin Synergetics. Vol 20. Nueva York, Nueva York, EUA:Springer-Verlag, 1983.
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Actividad sísmica, normalizada
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Actividad sísmica, normalizada
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> Variaciones de la actividad sísmica en la región del campo Romashkino. La amplitud de la actividad sís-mica (arriba a la izquierda) se calculó sumando la raíz cúbica de las energías de todos los eventos que sepresentaron en ese mes. Estos datos se mostraron en las coordenadas de fase (abajo a la izquierda) paraverificar si podría identificarse la periodicidad. Los datos de la actividad sísmica se suavizaron y se elimi-nó la tendencia (arriba a la derecha) para extraer un componente regular. La representación gráfica defase (abajo a la derecha) del componente regular suavizado y sin tendencia muestra algunas similitudescon la representación gráfica de fase de un ciclo límite mostrada en la página anterior, parte c.
La actividad de explotación cuantificada tam-bién se analizó utilizando un promedio a lo largo deseis meses: se calcularon valores promedio de seismeses de extracción, inyección y desbalance, pos-teriormente el intervalo se desplazó un mes y secalculó nuevamente. Los resultados seestandarizaron mediante el promedio general.
Para las cuatro áreas más sísmicamente acti-vas se calculó la eficacia de una inyección, o la re-lación entre los volúmenes de líquido producido yagua inyectada (derecha). La comparación deestos valores con la actividad sísmica cuantificadaen la región del campo petrolero Romashkinoindica que existe una relación inversa entre lasoscilaciones de la actividad sísmica y la eficacia dela inyección. En 1986, momento en el cual la infor-mación de la actividad sísmica estuvo disponible yen el que se observa un marcado descenso, deextremadamente alto a bajo, el carácter de lavariación temporal de los parámetros de produc-ción cambia considerablemente.
En el área A, la eficacia de la inyeccióncomienza a oscilar con una amplitud importanteopuesta a las oscilaciones de la actividad sísmica.En el área S, también se observa el inicio de lasoscilaciones de la efectividad de la inyección, peroéstas están menos sincronizadas con las oscila-ciones de la actividad sísmica. En el área B, enforma aún más clara, se observan las oscilaciones cuasi-armónicas de la efectividad de la inyección
con un período cercano a los 12 meses y con unaamplitud regular. En el área M, una tendencia enla disminución de la efectividad de la inyeccióncambia en 1986 a un incremento en las oscila-ciones, drásticamente opuesto en signo a lasoscilaciones de la actividad sísmica.
En cierta medida, las características obser-vadas en las variaciones temporales de laefectividad de la inyección se relacionan con elcambio en 1986 a una nueva tecnología de inyec-ción de líquidos. Uno de los resultados de un cam-bio como tal, fue la disminución del volumeninyectado en verano. En invierno, se mantuvo lainyección a fin de evitar el congelamiento en laslíneas de flujo. Esto introdujo un componente esta-cional a la eficacia de las oscilaciones y, en gene-ral, una operación de inyección de agua máseconómica. Al mismo tiempo, es imposible afirmarque todas las variaciones se deben a diferenciasen la tecnología de inyección.
La eficacia de la inyección en las áreas A, S,M, y B puede compararse con la variación en laactividad sísmica cuantificada en cada área(izquierda). A los efectos de completar la com-paración, también se comparan los cambios en laactividad sísmica con los volúmenes de líquidoextraído e inyectado.
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Actividad sísmica
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Actividad sísmica Actividad sísmica
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AñoAño1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993
1981 1983 1985 1987 1989 1991 19931981 1983 1985 1987 1989 1991 1993
> Comparación de la actividad sísmica general del campo Romashkino con las variaciones de laeficacia de la inyección para las cuatro áreas del campo. En cada uno de los casos, la escala deleje vertical izquierdo es la eficacia de la inyección y la escala del eje vertical derecho es la activi-dad sísmica normalizada.
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Año1986 1988 1990 1992
Efectividadde la inyección
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> Comparación de las variaciones de la actividad sísmica (abajo izquierda) con la eficaciade la inyección (arriba izquierda), la producción y la inyección (arriba derecha) y el desba-lance de volúmenes (abajo derecha) para las cuatro áreas más sísmicamente activas delcampo Romashkino.
Otoño de 2000 15
Una característica notable es el incremento enlos volúmenes de inyección que se presentó cua-tro meses antes de la ocurrencia de los incremen-tos más importantes en la sismicidad, al principioy al final del período estudiado en el área A.También es importante el hecho de que la produc-ción disminuyó en estos períodos de incrementoen la actividad sísmica, aún cuando se incrementóla inyección. Más tarde, incluso los incrementosmás débiles en la actividad sísmica estuvieronsiempre acompañados por una disminución en laproducción total de líquido en el área A. Por otrolado, es interesante el hecho de que, por ejemplo,durante el incremento de la actividad sísmica de1991 a 1992 en el área M, tanto la inyección comola producción se incrementaron, pero, al mismotiempo, disminuyó la eficacia de la inyección.
El análisis de regresión muestra una relaciónestadísticamente importante entre las varia-ciones de la actividad sísmica en las cuatro áreasestudiadas y los regímenes de producción einyección para estas áreas. El nivel de confiabili-dad de la relación es del 99%.
Para ayudar a entender la relación entre laactividad sísmica en las cuatro áreas más sísmi-camente activas del campo petroleroRomashkino y algunas características quedescriben el proceso de explotación, se calcu-laron los coeficientes de correlación cruzada,tales como los volúmenes de líquido extraído einyectado, el desbalance y la eficacia de la inyec-ción. Durante el período de estudio, el volumende los líquidos inyectados y el volumen de loslíquidos producidos disminuyeron por razoneseconómicas. A los efectos de completar el análi-sis, se calcularon las correlaciones entre laactividad sísmica y los valores sin tendencia—eliminando la tendencia lineal de los valores—de los volúmenes inyectados y producidos.
Puede mostrarse gráficamente la correlaciónentre los parámetros de explotación en un área ylas actividades sísmicas en todas las áreas(derecha). La correlación con la actividad sísmicade cada región se encuentra representada comouna barra horizontal. Las barras más largas indi-can una mejor correlación y las barras a laizquierda muestran una correlación negativa.
Es sorprendente lo bien que se correlacionanlos parámetros de la actividad sísmica y laexplotación, no solamente dentro de un área,sino también entre las áreas. Los volúmenesinyectados y producidos en cada área y sus con-trapartes sin tendencia se correlacionan positiva-mente con la actividad sísmica en las cuatroáreas, con pocas excepciones (las correlacionesentre la actividad sísmica en el área A y la pro-
-0.8 -0.7 -0.6 -0.5 -0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
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Almetyevskaja
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Actividad de todaslas áreas
Severo-Almetyevskaja
Almetyevskaja
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Correlación-0.8 -0.7 -0.6 -0.5 -0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Minibayevskaja
Desbalance
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Producción sin tendencia
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Producción/Inyección
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Producción
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> Correlación entre los parámetros de explotación y la actividad sísmica para los cuatro sec-tores de producción. Los parámetros de explotación se listan a la derecha. La correlación con laactividad sísmica en cada una de las cuatro áreas se muestra como una barra horizontal colo-reada. Por ejemplo, en la parte superior, el coeficiente de correlación entre la relación de pro-ducción/ inyección en el sector S y la actividad sísmica en el sector A (barra azul) es –0.12.
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Actividad con inyección (sin tendencia)
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Actividad con eficacia de inyección
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Area de Severo-Almetyevskaja
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Actividad con inyección (sin tendencia) Actividad con producción (sin tendencia)
Actividad con eficacia de inyecciónActividad con desbalance
> Cambio en los coeficientes de correlación (entre la actividad sísmica y la producción y lainyección sin tendencia, el desbalance y la eficacia de la inyección) debido a un desplaza-miento relativo en los tiempos de la serie de datos. Un retardo positivo, como se observa en los casos de las áreas A y M, indica que los cambios en los parámetros de explotación delcampo preceden a los cambios en la actividad sísmica. Un retardo negativo indica que loscambios en la actividad sísmica preceden a los cambios en los parámetros de explotación.
ducción en cada área son negativas). La eficaciade la inyección (volumen producido/volumeninyectado) en cada área se correlaciona negativa-mente con la actividad sísmica en las cuatroáreas, mientras que los desbalances se correla-cionan positivamente. Los valores absolutos másaltos de correlación se observan entre la produc-ción sin tendencia en el área A y la actividad sís-mica en las áreas A y M (que se encuentra cercadel área A); y entre el desbalance en el área M yla actividad sísmica en las áreas S y B. Los valo-res absolutos de estos coeficientes correlativosson mayores a 0.7.
La correlación entre la actividad sísmica y laexplotación de hidrocarburos, significa que las dosestán relacionadas, pero esto no indica cuál es lacausa, cuál es el efecto y cuánto tiempo le toma ala causa crear el efecto. El desplazamiento relativoen los tiempos de la serie de datos, el nuevo cál-culo de la correlación y el rastreo del retardo queresulte en la mejor correlación, proporcionan elmejor cálculo estadístico del retardo entre la causay el efecto (derecha y página siguiente). Los retar-dos positivos corresponden a desplazamientos enlos tiempos positivos de la serie de datos de laactividad sísmica respecto de otra serie de datos.Las más interesantes son las representacionesgráficas para las áreas M y A, las cuales indicanque los cambios en los parámetros de explotaciónpreceden a los cambios en la actividad sísmica.Para estas áreas, se observa una correlación máxi-ma cuando los retardos son positivos y del ordende uno a dos meses. Los coeficientes de co-rrelación alcanzan 0.8 para el área M (correlaciónentre la actividad sísmica y la inyección) y 0.7 parael área A (correlación entre la actividad sísmica yel desbalance, y entre la actividad sísmica y la pro-ducción).
La correlación máxima para el área B co-rresponde a cero o a un desplazamiento insignifi-cante en el tiempo.
El hecho de que para el área S la correlaciónmáxima ocurra cuando los desplazamientos en lostiempos de la actividad sísmica respecto a la ma-yoría de los parámetros son negativos y del ordende seis a siete meses, fue una sorpresa. Esto sig-nifica que el cambio en la actividad sísmica pre-cede al cambio en los parámetros de explotación.
Explotación de la sismicidadPocas personas negarán que existe una relaciónentre la explotación de hidrocarburos y la activi-dad sísmica, pero todavía no se ha determinadocuán fuerte es la relación. Además, lo que puedeo debe hacerse, provoca otro debate.
Otoño de 2000 17
En regiones de energía potencial tectónicaalta, la producción de hidrocarburos puede oca-sionar drásticos incrementos en la actividad sís-mica y provocar fuertes sismos como en Gazli yUsbekistán. En regiones de tensión tectónicamás baja, sismos de esa magnitud son menosprobables, pero pueden presentarse sismos rela-tivamente débiles que dañen las estructuras desuperficie.
El análisis de los datos respecto a las carac-terísticas temporales y espaciales de la actividadsísmica pueden proporcionar información útil sobrelos procesos de deformación que se presentan enlos yacimientos y en las rocas circundantes. Sepueden delinear las zonas con presencia de fallasactivas que también presentan alta permeabilidad.Si se adquiere en suficientes períodos, esta infor-mación puede ayudar a pronosticar incrementospeligrosos en la actividad sísmica y evaluar losmétodos de extracción. Por ejemplo, en el campopetrolero Romashkino, la eficacia de la inyecciónde agua disminuyó durante los períodos en loscuales se incrementó la actividad sísmica y seincrementó durante los períodos de baja actividadsísmica. Esto podría deberse a que las fallas que seactivaron durante los períodos de actividad sísmicadesarrollaron también una mayor permeabilidad.Esto podría disminuir la eficacia de la inyección.
La instalación anticipada de una red sísmicalocal permanente ayuda a cuantificar la actividadsísmica de trasfondo de modo que puedan detec-tarse los cambios. Esto ayuda a aclarar los miste-rios de la relación entre la producción y la actividadsísmica. La experiencia demuestra que para calcu-lar los valores de los parámetros temporales yespaciales de los procesos de deformación sísmicaen la región de campos de hidrocarburos, es acon-sejable registrar la información durante uno o dosaños antes de iniciar cualquier producción. Sinembargo, un mayor registro y un mejor análisis pro-porcionan una mejor visión. Los resultados publica-dos en este artículo son los informes preliminaresdel proyecto conjunto entre Schlumberger y elInstituto de la Dinámica de Geóferas en Moscú.Otros grupos se encuentran fomentando tambiénactivamente el monitoreo en superficie de la activi-dad sísmica que pueda estar relacionada con laexplotación de hidrocarburos. Por ejemplo, elKoninklijk Nederlands Meteorologische Instituut(KNMI) cuenta con un programa para monitorear lasismicidad en los Países Bajos. Otros grupos seencuentran monitoreando la actividad sísmica consensores instalados en los pozos. Todos estosesfuerzos incrementarán el conocimiento de laindustria sobre los efectos de la producción ennuestros alrededores. —LS
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Un equipo bombeador liviano y poderoso
Brian BraunPanCanadian Petroleum Ltd.Calgary, Alberta, Canadá
Sherif FodaHarjit KohliSugar Land, Texas, EUA
Ian LandonPine Mountain Oil & Gas Inc.Lebanon, Virginia, EUA
Jim MartinTorch Operating CompanyBakersfield, California, EUA
Dick WaddellPenn Virginia Oil & Gas Corp.Duffield, Virginia
Se agradece la colaboración en la preparación de esteartículo a Fazal Baksh, Bakersfield, California, EUA; LeoBurdylo, Roger Keese, Ed Leugemors, Andrew Muddimer,Jean-Louis Pessin, Erik Rhein-Knudsen, Gary Rogers, MikeVaske, Stephen Whittaker y Mark Williamson, Sugar Land,Texas, EUA; Didier Degouy, SINCOR C.A., Caracas,Venezuela; Kevin Hudock, Beckley, West Virginia, EUA;Elizabeth Mackenzie, Red Deer, Alberta, Canadá; BruceRieger, Medicine Hat, Alberta; y David Stiles, Calgary,Alberta.Blue Streak, CemSTREAK, CT EXPRESS, GeoMarket, MAXISExpress, Platform Express, PRISM (registro preciso para lasupervisión y el monitoreo de trabajos), PumperPOD(vehículo de estimulación) y SLURRY CHIEF son marcas deSchlumberger. Caterpillar es una marca de Caterpillar, Inc.Chevrolet y Suburban son marcas de General MotorsCorporation. Freightliner es un marca de FreightlinerCorporation.
Respecto a los equipos utilizados en los campos petroleros, los más
grandes no siempre son los mejores y, a menudo, tampoco son los
más económicos, ni los más fáciles de operar. Los equipos especiales
diseñados para mercados específicos permiten aumentar la eficiencia
en forma extraordinaria. El nuevo equipo cementador es más pequeño,
pesa menos y ofrece excelente maniobrabilidad, mayor seguridad y
alta confiabilidad, además de contribuir a reducir el tiempo ocioso del
equipo de perforación durante muchas operaciones de cementación.
La industria petrolera se preocupa en formaconstante en aumentar la eficiencia y la seguri-dad de las operaciones de campo, además deminimizar el impacto ambiental. En realidad, enla mayoría de las operaciones de campo no serequiere el uso de equipos capaces de soportarlas temperaturas y las presiones más elevadas ode alcanzar las mayores profundidades. Cuandolas operaciones se desarrollan en condicionesmenos extremas, lo más simple puede ser lomejor. El elemento clave es la confiabilidad, es
decir, saber que el equipo va a funcionar en formasegura y correcta. Los equipos especiales per-miten aumentar la eficiencia operativa, minimizarlos problemas de seguridad y del medio ambien-te, a la vez que producen beneficios económicostanto para los operadores de campo como paralos proveedores de servicios. A la luz de estasconsideraciones, Schlumberger ha diseñado eimplementado equipos especiales como laembarcación de adquisición sísmica Geco Eagle,la unidad de tubería flexible CT EXPRESS de
1. Para mayor información acerca de equipos especiales:Barber T, Jammes L, Smits JW, Klopf W, Ramasamy A,Reynolds L, Sibbit A y Terry R: “Evaluación de huecoabierto en tiempo real,” Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 36-57.“New Design Simplifies Coiled-Tubing Operations,” Oil & Gas Journal 98, no. 2 (Enero 10, 2000): 38.Swinstead N: “Una mejor manera de trabajar,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 46-60.
Otoño de 2000 19
instalación rápida, la unidad de registro operadaa cable de alta eficiencia Blue Streak, el equipode instrumentación de superficie y obtención deregistros para pozos en tierra firme MAXISExpress, el vehículo de estimulación PumperPODy diversas herramientas de registro, tal como lasarta de herramientas Platform Express.1
Siguiendo estos mismos conceptos de seguridad,eficiencia y economía, Schlumberger ha incorpo-rado recientemente un nuevo equipo bombeadorde cemento. Sólo en el oeste de Canadá, el
nuevo cementador CemSTREAK ya lleva reali-zadas más de 1000 operaciones de cementacióncon todo éxito.
La cementación correcta de los pozos revistegran importancia, al igual que muchas otrasoperaciones de perforación y terminación depozos, ya que un problema ocurrido durante lacementación puede originar un costoso trabajode reparación. El cemento proporciona el soportepara el revestidor y aisla hidráulicamente lasdiferentes formaciones que penetra el pozo.
20 Oilfield Review
4820 pies
Profundidad promedio de pozos por GeoMarket en 1997
Capacidad de cementación en tierra firme del equipo CemSTREAK
6296 pies
8076 pies
8183 pies 5305 pies
11,826 pies 4684 pies 7140 pies 6882 pies
Promedio mundial = 5512 pies
Unidades CemSTREAK 70%
Bombeadores convencionales, 30%
> Requerimientos de cementación en tierra firme. El equipo CemSTREAKtiene la capacidad de prestar servicios en el 70% del mercado decementación de tierra firme en todo el mundo. Los otros cementadoresincluidos en la flota de Schlumberger pueden realizar el 30% de las opera-ciones restantes.
Bomba triple, secciónde potencia de la bomba
MezcladorSLURRY CHIEF
Densitómetrono radiactivo
Motor delvehículo
Motorauxiliar
Panel decontrol
Tanques dedesplazamiento
> El bombeador equipado con bombas gemelas cuenta con dos motores y dos bombas triples, una de las cuales se encuentra ubicada en elextremo opuesto al panel de control.
Otoño de 2000 21
duplicidad de elementos resulta conveniente enmuchos casos, por otra parte aumenta el tamaño,el peso y la complejidad del vehículo. Es dedestacar que las fallas del motor o de la bombaconstituyen menos del 2% del número total de fa-llas ocurridas durante las operaciones decementación.
Además de contar con dos bombas y dosmotores, estos bombeadores de última gene-ración están equipados con dos tanques dedesplazamiento de 10 bbl [1.6m3] cada uno ytubos de acero, los que se conectan para formarun conducto de alta presión desde la unidad debombeo hasta la cabeza de cementación; disposi-tivo utilizado para contener los tapones hasta queson liberados y bombeados dentro del revestidordurante las operaciones de cementación. Estaunidad despliega hasta 520 caballos de potenciahidráulica (hhp) y puede soportar una presión detrabajo de hasta 15,000 lpc [103 Mpa]. El pesototal del vehículo, incluyendo el equipamientoconvencional, es de 57,000 lbm [25,855 kg].
El bombeador combinado (combo) es una va-riante más pequeña del equipo de bombas geme-las (abajo). Está equipado con una sola bombatriple, dos motores y dos tanques de desplaza-miento de 12 bbl [1.9 m3] cada uno y alcanza 270hhp de potencia hidráulica. Si bien puede alcanzar
las mismas presiones que el equipo de bombasgemelas, pesa 43,450 lbm [19,710 kg]; aproxi-madamente un 25% menos que el equipo con-vencional. El equipo combinado se utilizahabitualmente para operaciones de cementaciónforzada y tratamientos de acidificación, mientrasque el equipo de bombas gemelas se prefierepara operaciones de cementación primarias porsu mayor potencia. Para operar tanto elbombeador combinado como el equipo de bom-bas gemelas y los demás equipos utilizados en lasoperaciones de cementación se requiere, con fre-cuencia, una dotación de tres personas.
En algunas regiones, el tamaño y el peso delos equipos dobles limitan el desplazamiento delvehículo. En Canadá, por ejemplo, debido a losciclos alternados de congelamiento y desconge-lamiento provocados por variaciones de tempera-tura de hasta 65°C [117°F] entre los meses deinvierno y verano, los caminos quedan muy dete-riorados, lo cual dificulta o imposibilita el
También previene la migración incontrolada defluidos hacia la superficie, que puede resultarpeligrosa.2
Schlumberger ha construido un equipocementador, cuyo bajo peso y diseño ergonómicopermiten ajustarse a los requerimientos específi-cos de muchas regiones, además de cubriralrededor del 70% del mercado de cementaciónen tierra firme (página anterior, arriba).3 El éxitoalcanzado recientemente en las pruebas decampo llevadas a cabo en Canadá y en VirginiaOccidental, EUA y en operaciones comercialesrealizadas en las mismas zonas, en California,EUA y en Venezuela demuestran la capacidad deesta nueva y versátil unidad. En este artículo,primero se examinan los métodos y equipos tradi-cionales de cementación y luego se describen lasinnovaciones introducidas, tanto en el diseño delequipo como en las operaciones.
Equipos de cementación de bombas gemelas y combinadosEn muchas operaciones de cementación, convieneutilizar un equipo de cementación convencional debombas gemelas. Diseñados con el fin de manejarlas presiones más elevadas de los pozos más pro-fundos, estos equipos están dotados de dos bom-bas triples y dos motores (abajo). Si bien esta
MezcladorSLURRY CHIEF
Densitómetrono radiactivo
Motorauxiliar
Motor delvehículo
Panel decontrol
Bomba triple, secciónde potencia de la bomba
Tanqueagitador
> El bombeador combinado tiene una sola bomba triple y dos motores.
2. Para mayor información acerca de tecnología decementación: Boisnault JM, Guillot D, Bourahla A, Tirlia T,Dahl T, Holmes C, Raiturkar AM, Maroy P, Moffett C,Pérez Mejía G, Ramírez Martínez I, Revil P y Roemer R:“Concrete Developments in Cementing Technology,”Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 16-29.
3. Braun B y Foda S: “Cementing Unit Saves Time andCost,” The American Oil & Gas Reporter 43, no. 7 (Julio de 2000): 113, 114 y 140.
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Caja debatería
Tanque de combustiblede 45 galones
Canasta delequipamiento
Caja deherramientas
Carrete dela manguera
Motor CaterpillarCFE 3126 de 300 hp
Depósitohidráulico
Tanque de mezcladoy desplazamiento
Consolade control
Medidor de flujoEndress & Hauser
> Vista lateral izquierda (arriba), derecha (abajo) y trasera (próxima página, arriba) del bombeador CemSTREAK.
Bomba deinyección
Almacenamiento dela cabeza de cementación
Control decarrete de
la manguera
Tanque de combustiblede 45 galones
Consolade control
Tanque dedesplazamiento
Carrete dela manguera
Motor CaterpillarCFE 3126 de 300 hp
Conjunto de válvulasde descarga de alta presión
Bomba triple
Otoño de 2000 23
ciones oscilan entre el 75 y el 90%. El período derestricción puede tener una duración de entre dossemanas hasta más de dos meses, dependiendode la cantidad de nieve y del clima primaveral. Enla provincia de Alberta, por ejemplo, donde se per-foran a diario pozos someros de gas, resulta esen-cial contar con equipos que cumplan con estasregulaciones para permitir la continuidad de lasoperaciones. La duplicación de equipamiento delos bombeadores de bombas gemelas eleva tantoel peso que dichos bombeadores deben perma-necer inactivos por un tiempo prolongado, o biendeben ser transportados sobre remolcadores demúltiples ruedas durante los períodos de restric-ción, lo cual constituye una alternativa suma-mente costosa para los pozos someros de gas.
En ciertas regiones, existen otros factores querestringen el acceso vehicular. En las áreas mon-tañosas, las irregularidades del terreno sumadasa la falta de espacio para maniobrar en el sitio delpozo, limitan el tamaño y el número de los vehícu-los que pueden llegar al mismo. Los vehículosgrandes y pesados a menudo deben ser remolca-dos por una topadora, un proceso lento que hacenecesaria la presencia de otro vehículo en ellugar e implica considerables gastos adicionales.
PanCanadian Petroleum Ltd. le propuso aSchlumberger el desarrollo de un bombeador decemento capaz de acceder a sitios remotos yescarpados por sus propios medios, pero que almismo tiempo se ajustara a las restriccionescamineras de Canadá. El resultado de esta pro-puesta fue la creación de un sistema tan versátilque pronto fue solicitado en una amplia variedadde ambientes especializados (véase "El equipoCemSTREAK en acción," página 28).
El nuevo bombeador en el sitio deoperacionesEl bombeador CemSTREAK además de ser peque-ño, eficiente, confiable, seguro y fácil de usar, estádiseñado con un sentido ergonómico (página pre-via y arriba). Es capaz de llevar a cabo la mayoríade las operaciones de cementación de rutina quese realizan en tierra firme. Por el contrario, los equipos preparados para afrontar las mayores pro-fundidades y presiones tienden a ser más costososy su operación y mantenimiento resultan más com-plicados. Si bien la unidad CemSTREAK no es elúnico equipo desarrollado a pedido de los clientes,
Consola decontrol
Entrada decemento seco
MezcladorSLURRY CHIEF
Almacena-miento de lacabeza decementación
desplazamiento de los vehículos. La situación máscrítica se produce durante los meses en que loscaminos de tierra se están descongelando perotodavía no están secos. En las regiones afectadasse puede optar por construir costosas rutas conpavimento de alta calidad por las que se puedetransitar todo el año, o bien limitar el peso de losvehículos durante los deshielos de primavera parareducir los daños potenciales. El gobierno haoptado por esta segunda opción, la cual resultamás económica.
En Canadá, existe un peso legal máximo per-mitido sobre cada eje que los vehículos no puedenexceder durante los meses de "carreterasrestringidas" por los deshielos de primavera.4 Porejemplo, una "restricción del 75%" significa que eleje trasero del vehículo puede transportar sólo el75% del peso permitido durante los meses decondiciones normales. Por lo tanto, si un vehículotiene un solo eje delantero con dos ruedas y unsolo eje trasero con cuatro ruedas, normalmentese le permite transportar, incluyendo el peso de lacarga, un máximo de 40,126 lbm [18,200 kg], con20,063 lbm [9100 kg] sobre el eje delantero y20,063 lbm sobre el eje trasero. En este caso, unarestricción del 75% significa que el eje traserosólo podrá llevar el 75% del peso permitido, esdecir 15,047 lbm [6825 kg]. En general, las restric-
4. Los límites de peso se calculan para vehículos con uneje delantero (y una sola rueda de cada lado) y un ejetrasero (con dos ruedas de cada lado). En un vehículopesado o en un remolcador, se pueden agregar ejes adi-cionales para distribuir el peso sobre mayor número deruedas. La redistribución del peso reduce en forma sus-tancial el impacto producido sobre el camino en cadapunto de contacto.
se puede afirmar que en lo que a esto respecta,éste es el proyecto más destacable hasta la fecha.De hecho, es fruto de una estrecha colaboraciónentre los clientes, los responsables del desarrollodel producto, los diseñadores industriales y el per-sonal de operaciones del distrito Medicine Hat,Alberta, Canadá; lugar en el que se realizaron lasprimeras pruebas de campo.
Desde el lanzamiento de la idea conceptualhasta el desarrollo del primer prototipo transcu-rrieron sólo siete meses y medio. Dos meses ymedio más tarde se envió el segundo prototipo aldistrito Beckley, Virginia Occidental. Se selec-cionaron componentes ya probados con el fin deotorgar a la unidad CemSTREAK el máximo nivelde confiabilidad. El camión Freightliner FL80,construido en 1991, constituye un diseño probadode chasis liviano. El motor Caterpillar CFE3126también es relativamente liviano, a pesar de locual despliega 300 caballos de fuerza (hp). Parareducir el tiempo de montaje, se propuso utilizaruna manguera flexible de alta presión en lugar detubos de acero como línea conductora de altapresión que comunica la bomba con el pozo, locual ofrece como ventaja adicional la disminucióndel peso total del vehículo.
Una vez seleccionado el chasis y el motor, losdiseñadores industriales a cargo del diseño delequipo trabajaron junto con los ingenieros deproyecto con el fin de optimizar el emplazamientodel equipamiento sobre la nueva unidad. Losretos principales fueron: distribuir el peso sobrelos ejes, en especial la bomba triple, que es muypesada; mejorar el acceso a todos los equipos ydiseñar mejores controles operativos. La configu-ración del vehículo tiene en cuenta conceptostales como los requerimientos operativos delcampo y los aspectos ergonómicos, además de laprotección del medio ambiente, la seguridad delas operaciones y el control de los costos.
Un equipo de diseñadores industriales y espe-cialistas en factores humanos estudiaron lasoperaciones de cementación habituales paracomprender cuáles podían ser las posibles con-figuraciones de la bomba, los tanques, la cabezade cementación, la manguera de tratamiento yotros elementos básicos. Asimismo, se considerócuál de los diagramas propuestos sería el másseguro, ya que el hecho de que se produjera unsólo accidente o herido tendría un gran impactotanto sobre el personal como sobre la marcha delas operaciones. Todo lo que contribuye a aumen-tar la comodidad y el bienestar del operador setraduce en una mayor probabilidad de que laoperación se realice de acuerdo con los mejoresestándares de calidad (arriba).
Conviene destacar las diversas innovacionesde diseño que presenta la unidad CemSTREAK.La mayor parte de los controles se encuentransobre un único panel de control que ha sido re-diseñado (página siguiente, arriba). El diseño delCemSTREAK reduce el riesgo de que un miembrode la cuadrilla se resbale de la plataforma deoperaciones. Esto es porque el operador que seencuentra frente al panel de control puede visua-lizar la compuerta de cuchilla (dispositivo quepermite que la mezcla del cemento seco fluyadentro del tanque de mezclado) sin necesidad detreparse sobre el resto del equipamiento. Elmanubrio ubicado en la consola del operador,que controla la compuerta de cuchilla, se puedemanipular al mismo tiempo que se visualiza lacompuerta de cuchilla. Las pasarelas facilitan eldesplazamiento sobre la plataforma de opera-ciones. La manguera de tratamiento, tema que setrata más adelante, se despliega por medio de uncarrete automatizado de manera que el personaldebe levantar menos objetos pesados. Setuvieron en cuenta hasta los más mínimosdetalles, como por ejemplo, reducir el reflejo delsol sobre la pantalla del panel de control paramaximizar la comodidad del operador.
24 Oilfield Review
Control dela bombahidráulica
Corte rápidodel cemento
Indicadorde las rpm
Aceleradordel motor
Desactivacióndel motor
Control de lacompuertade cuchilla
Manómetrode presión
Manómetro depresión de descarga
de la bomba de inyección
Manómetrode presiónhidráulica
Sensor detemperatura
hidráulica
Manómetro depresión de
descarga de labomba mezcladora
Indicador de lapresión de lubricación
de la bomba triple
Manómetrode presión
de aire
Indicador del motorControl del
acoplamientoDensitómetrono radiactivo
Válvula de la bombade inyección
Válvula de recirculación de la lechada
Indicador de la toma depotencia (PTO) para la bomba triple
Indicador del PTO dela bomba mezcladoraControl del PTO de labomba mezcladora
Indicador del PTO parala bomba de inyecciónControl del PTO para la
bomba de inyecciónVálvula de succión
de la bomba
Control deiluminación
del áreade trabajo
Monitor de densidad,tasa o gasto y volumen
Controldel motorhidráulico
Terciaria Secundaria Primaria TerciariaSecundariaPrimaria
Control del PTO para la bomba triple
> Diagrama de análisis operativo que sustenta el nuevo diseño del panel de control. El usuario se encuentra en el centro del círculo. El posi-cionamiento ergonómico de los controles de cementación de acuerdo con el uso, la importancia, el alcance del operador y el campo visual fuelogrado después de un exhaustivo análisis de las tareas realizadas por el operador.
Otoño de 2000 25
Quizás la innovación más importante que seobserva en el equipo CemSTREAK sea lainclusión de una manguera de tratamiento flexi-ble de 125 pies [38.1m] de largo y 2 pulgadas [5cm] de diámetro que funciona como un conductode alta presión hasta la cabeza de cementación,ubicada en el cabezal del pozo, en lugar de lostubos de acero de 2 pulgadas de diámetro (abajo)utilizados tradicionalmente. Los equipos másconvencionales están conectados al pozo pormedio de varios tramos de tubos de acero de altapresión y uniones giratorias. El armado de la líneade tubos de acero es una tarea lenta y exte-nuante. Por otra parte, el transporte de los tuboshasta el lugar de trabajo sobre el vehículobombeador incrementa el peso del mismo.
Antes de aprobarse la manguera detratamiento de caucho se realizaron numerosasinvestigaciones y pruebas. En primer lugar, losingenieros de Schlumberger estudiaron toda lavariedad de mangueras de alta presión quepodían ajustarse a las especificaciones delproyecto. Se adquirieron muestras de las tresmangueras que presentaban especificacionesaceptables por parte del fabricante y sesometieron a pruebas de abrasión y flujo en elCentro de Entrenamiento de Kellyville, Oklahoma,EUA. Además se realizaron pruebas de rotura porestallido en un laboratorio de Houston, Texas,EUA. La única manguera que superó todas esaspruebas fue enviada a un laboratorio indepen-diente para probar su compatibilidad química.Otra manguera, utilizada en operaciones de acidi-ficación de campos petroleros, fue incluida comopatrón de comparación en las pruebas de com-patibilidad química, cuyo rendimiento fue supera-do por la manguera adoptada finalmente en lasunidades CemSTREAK.
Sin embargo, las pruebas aún continúan.Cada 200 horas de servicio se recogen muestrasde las mangueras de las unidades que se encuen-tran en operación para realizar pruebas adi-cionales y confeccionar registros de durabilidad.
La manguera soporta hasta 5000 lpc [34 Mpa]de presión de trabajo, lo que equivale a 2000 lpc[13.8 Mpa] más que la presión a la que se veráexpuesta durante las operaciones de rutina, y20,000 lpc [138 Mpa] de presión de rotura por
> Simplificación de las operaciones de montaje. Lamanguera de tratamiento del equipo CemSTREAK,desplegada por medio de un carrete automatizado,puede ser llevada desde el vehículo hasta la cabezade cementación en forma rápida y sencilla. En laparte posterior de la cabina se observa el sistema deprotección de vuelco, que se describe más adelante.
> Nuevo diseño del panel de control. Los controles del operador de la unidad CemSTREAK se encuen-tran ubicados en un panel de control de diseño ergonómico.
estallido, que es la medida indicada por el fabri-cante como la presión mínima que se debeaplicar para provocar la rotura de la manguera.Las tareas de mantenimiento preventivo incluyenla inspección de la manguera antes de cada tra-bajo, una prueba de presión de 5000 lpc cada 100horas de servicio, el reemplazo de la mangueradespués de 1200 horas de operación, así comoexhaustivos análisis y evaluaciones efectuadasluego de que la manguera se retira de servicio.
Debido a que las mangueras de tratamientono son comunes en las unidades de cementaciónque operan en los campos petroleros, se tomanprecauciones adicionales para garantizar que lasoperaciones resulten seguras y no dañen elmedio ambiente. Los aspectos redundantes de sudiseño contemplan la posibilidad de que se pro-duzca un exceso de presión. En primer lugar, lamanguera de tratamiento está preparada parasoportar hasta 5000 lpc, pero se utiliza a 3000 lpc[20.6 Mpa] o a valores inferiores. El diseño espe-cial de la unidad CemSTREAK hace que la presiónde descarga que genera no pueda superar los3000 lpc. Para evitar una sobrepresión en lamanguera, se han instalado discos de ruptura enlos émbolos de la bomba triple. En caso de que lapresión exceda el límite preestablecido, la con-
sola incluye un sistema de cierre por sobrepre-sión que libera energía hidráulica e interrumpe elfuncionamiento de la bomba sin detener el motor.Este sistema de protección impide que la presiónhidráulica aumente en forma descontrolada;cualquier incremento súbito de presión se alivia ose anula por medio de una válvula de alivio ubi-cada en la bomba hidráulica.
La manguera se despliega por medio de uncarrete mecanizado, lo cual simplifica y acelera eltiempo de montaje y desmontaje. Los operariosya no deben mover o conectar las pesadas piezasde acero. Por otra parte, la automatización delcarrete permite que un sólo operario extienda lamanguera (derecha). Un equipo de dos operariospuede montar la unidad en 15 minutos; un equipode tres personas ha desmontado la unidad en untiempo récord de seis minutos, incluyendo eldesmontaje de la cabeza de cementación y lalimpieza de la unidad. Cuando trabajan dosoperarios, por lo general, se tardan alrededor de20 minutos para desmontar la unidad.
Una vez superados los principales problemasde diseño y las pruebas correspondientes, se ar-mó una unidad prototipo y se la probó en formaexhaustiva. Fleet Services en Tulsa, Oklahoma,realizó las pruebas de aceptación del cliente y
operó la unidad bajo severas condiciones de altapresión. En el Centro de Capacitación de Kellyvillese realizaron pruebas que incluían la mezcla denumerosos baches de carbonilla y cemento. Laspruebas de durabilidad se efecutaron en el Centrode Pruebas de Automotores de Nevada, enCarson City, EUA con lo cual se logró una óptimaconfiguración del eje delantero y de la suspen-sión, y mejoras en el soporte de la consola y enlos sujetadores y trabas de la manguera en el ca-rrete, que se veían afectados por las vibraciones.5
Una vez completadas las pruebas de campo reali-zadas en Alberta y en Virginia Occidental, sedesarmó una unidad CemSTREAK para evaluar eldesgaste de los principales componentes. Por lotanto, la unidad CemSTREAK se considera comouno de los cementadores más cuidadosamenteprobados que se encuentran en operación.
Pruebas de balanceo demostraron que la uni-dad CemSTREAK presenta un menor potencial devuelco que muchos otros vehículos. El umbral debalanceo medido en unidades de la aceleraciónde la gravedad, g, indica la capacidad de adhe-rencia al camino de un vehículo y representa la aceleración lateral a la cual el vehículo se vuelveinestable. El umbral de balanceo de la unidadCemSTREAK es de 0.58 g. A efectos comparati-vos, se pueden mencionar el umbral de balanceode los transportadores de gasolina que es de
26 Oilfield Review
05101520253035
012345678910
pies
m
> Comparación de las dimensiones del nuevo vehículo. La unidad Cem-STREAK (centro) es más pequeña que el bombeador equipado con bom-bas gemelas (abajo) y apenas un poco más grande que una van ChevroletSuburban (arriba).
> El carrete automatizado transporta unamanguera de 125 pies de largo. Un solo operariopuede extender la manguera con facilidad.
Otoño de 2000 27
aproximadamente 0.32 g; el de los vehículos de 18ruedas diseñados para operar en autopistas es dealrededor de 0.45 g y los vehículos deportivos ap-tos para operar fuera de ruta, por lo general, tie-nen umbrales de balanceo superiores a los 0.60 g.
La seguridad del conductor fue un factor claveen el diseño del vehículo CemSTREAK. El mismoviene equipado con un sistema de tracción en lascuatro ruedas (4WD) que le permite desplazarsecon seguridad en terrenos irregulares y en condi-ciones climáticas difíciles. El centro de gravedades relativamente bajo, lo cual reduce la tendenciadel vehículo al vuelco. Esta unidad cuenta con unsistema de protección de vuelco (ROPS, por sussiglas en Inglés) para ajustarse a los requerimien-tos de seguridad de todos los vehículos deSchlumberger. El diseño del ROPS representa unmayor esfuerzo para probar la absorción de laenergía y la carga de impacto que en vehículosanteriores. La unidad CemSTREAK es más simplede manejar y operar que los vehículos decementación más grandes, por lo cual no se nece-sita ningún conocimiento de manejo adicionalaparte del entrenamiento convencional queSchlumberger proporciona en el Centro deEntrenamiento de Kellyville.6
El bombeador CemSTREAK es pequeño y ma-niobrable, lo cual simplifica el acceso a sitios remo-tos y limitados. En la cabina caben dos pasajeros yestá equipada con una cama dormitorio. Debido aque para operar la unidad CemSTREAK basta unadotación de dos personas, es necesario trasladarmenos vehículos al sitio del pozo.
Mezcla y bombeo con el cementadorCemSTREAKEl bombeador CemSTREAK incorpora equipos decementación de tierra firme que son más livianos,más simples y más fáciles de mantener que losvehículos con bombas gemelas o las unidades com-binadas (página anterior, abajo). Un menor númerode componentes implica una plomería menos com-plicada, de manera que los ingenieros de campoexperimentados, acostumbrados a operar vehículoscon bombas gemelas y unidades combinadaspueden dominar las operaciones con elCemSTREAK en forma rápida. Hasta el momento,se han realizado más de 1200 operaciones decementación con bombeadores CemSTREAK, sólouna de las cuales no tuvo resultados satisfactorios.
La unidad CemSTREAK incluye un mezclador,una bomba triple y dos bombas centrífugas.
Cuenta también con dos tanques de desplaza-miento de 6.9 bbl [1.1 m3 cada uno, uno de loscuales se utiliza para mezclar la lechada (abajo).El mezclador Mark III SLURRY CHIEF combina lamezcla seca, la cual ingresa a través de la com-puerta de cuchilla, mientras que el fluido de lamezcla ingresa como un chorro, e impulsa lalechada dentro del tanque mezclador a través deun tubo curvado. A su entrada al tanque, estetubo tiene forma de "cuello de ganso" para con-tribuir a la acción de mezclado. El nuevo diseñodel mezclador alcanza un mayor nivel deagitación, lo cual permite mezclar mejor lalechada. El fluido continúa circulando dentro delmezclador hasta que alcanza la densidad co-rrecta para ser bombeado dentro del pozo. Estemezclador de última generación hace uso de unnuevo diseño tal que el chorro generado permitemezclar hasta 10.7 bbl [1.7 m3] de lechada porminuto en los bombeadores de cemento, lo cualsignifica un incremento con respecto a las ver-
> Mezcla de lechada. El operador de la unidad CemSTREAK supervisa el tanque mezclador mientras monitorea el panelde control.
5. Para mayor información acerca del Centro de Pruebasde Automotores de Nevada: http://www.natc-ht.com/
6. Para una introducción al entrenamiento de empleadosde Schlumberger para la seguridad del conductor: DueyR: “Slip-Sliding for Safety,” Hart’s Oil and Gas World 90,no. 8 (Agosto de 1998): 18-19.
siones anteriores, y ha sido probado en el campoen más de 500 operaciones, tanto en tierra firmecomo en zonas marinas, durante ocho meses. Entodo el mundo se encuentran en uso más de 60mezcladores Mark III SLURRY CHIEF.
La unidad CemSTREAK lleva dos bombas cen-trífugas; la bomba de inyección y la bomba mez-cladora. La bomba de inyección suministra elfluido al mezclador durante la cementación y,más tarde, al tanque de mezclado o de desplaza-miento mientras se desplaza el cemento. Labomba mezcladora mezcla la lechada, carga ypresuriza la bomba triple, y tiene la capacidad demover el fluido directamente desde la válvula deentrada hasta la bomba triple sin hacerla pasar através de los tanques. La bomba mezcladoramueve la lechada desde el tanque de mezclado,la hace recircular a través del mezclador y lalleva nuevamente al tanque de mezclado.
Un densitómetro no radiactivo que consistede un tubo recto mide la densidad de la lechaday la tasa de flujo; a partir de la tasa de flujo sepuede calcular el volumen de fluido. Una vez queel densitómetro no radiactivo (NRD, por sussiglas en Inglés) ha medido la densidad de lalechada y que ésta se encuentra lista para serbombeada al pozo, se abre la válvula de succiónde la bomba triple y se cierra la válvula dedesviación del NRD.
La bomba triple de 170 hp lleva la lechadadentro del pozo a una tasa de flujo de hasta 7bbl/min [1.1 m3/min] y a una presión de hasta3000 lpc (arriba). Como se describió anterior-mente, la bomba hidráulica triple ofrece variosbeneficios que merecen mención. Dos palancaspermiten ajustar fácilmente las tasas de flujo y lapresión. A diferencia de lo que ocurre con los sis-temas de bombeo más antiguos, esta unidad
cuenta con un modo de operación en espera quele permite al operador hacer circular la lechada através del medidor de flujo y medir la densidadsin bombearla al pozo. Con sólo accionar dosválvulas, el operador inicia con facilidad lasoperaciones de bombeo hacia el pozo. Debido aque todo el flujo que se dirige al pozo atraviesa elmedidor de flujo, el operador recibe medicionesmás precisas de la tasa de flujo y del volumen quelas estimaciones obtenidas a partir de cálculosen base al número de revoluciones por minuto dela bomba triple.
Los conductos por los que pasa el flujo de la unidad CemSTREAK requieren un mínimo de lim-pieza debido al uso del tanque dual de mezcla ydesplazamiento, y porque los fluidos de desplaza-miento pasan a través del NRD. El mezclador en-vía agua pura a través del tanque decantador, delmedidor de flujo y del densitómetro, con el fin deque estos componentes no se taponen con cemen-to durante las operaciones normales. Los me-didores de flujo y los densitómetros de losbombeadores de bombas gemelas y de las unida-des combinadas se deben limpiar después debombear el cemento. El resto del equipo bombea-dor CemSTREAK requiere una limpieza mínima,con lo cual se genera un menor consumo de agua.Debido al diseño simple de esta unidad y al fácilacceso de su equipamiento, el mantenimientoresulta más rápido y más simple de realizar.
Además de los equipos de mezcla y bombeo,la unidad puede transportar una cabeza decementación. La cabeza de cementación se llevaa ras del terreno de manera que pueda elevarsepor medio de un malacate.
Los equipos electrónicos están ubicados en lacabina del vehículo CemSTREAK. Los sensores demonitoreo en tiempo real PRISM miden y desplie-
gan la presión, la tasa de flujo, la densidad y elvolumen total. Los datos se despliegan en unacomputadora portátil alojada en la cabina de la unidad CemSTREAK. Si fuera necesario se puedenobtener impresiones en papel en el sitio del pozo.
Al igual que otros bombeadores, la unidadCemSTREAK puede operar 24 horas por día, 7días por semana. Sin embargo, las operacionesde montaje y desmontaje implican significativa-mente menor tiempo y esfuerzo para los opera-rios, especialmente la conexión de la mangueraflexible en lugar de la línea de tubos de acero.Esto les permite realizar hasta seis trabajos enun mismo día. Por el contrario, con losbombeadores convencionales no se realizan másde dos o tres trabajos por día.
El equipo CemSTREAK en acciónAntes de recurrir a Schlumberger para diseñar unbombeador de peso reducido, PanCanadianPetroleum tuvo en cuenta muchos factores, talescomo la seguridad, la protección del medio am-biente y el costo y la calidad de los trabajos decementación. Anteriormente, PanCanadian habíasolicitado a Schlumberger que aumentara la efi-ciencia y redujera los costos de las operacionesde fracturación construyendo equipos especiales,un trabajo conjunto que resultó en el desarrollode la unidad PumperPOD, que combina las opera-ciones de mezcla y bombeo. PanCanadianreconoció que un bombeador de cemento capazde operar a 15,000 lpc excedía ampliamente ellímite de seguridad fijado al 80% de la presión derotura de los revestidores utilizados en todos suspozos someros de gas; esto es 3000 lpc.
La primera unidad CemSTREAK comenzó lasoperaciones de campo en el sur de Alberta enjulio de 1999 y durante ese mismo año se cemen-taron 400 pozos con un éxito del 100%. La mayorparte de los pozos eran pozos de gas ubicados enlos campos Palliser North y Palliser South, en loscuales un revestidor de 41⁄2 pulgadas de diámetrose cementa a una profundidad máxima de 1300 m[4265 pies]. El tiempo transcurrido desde el iniciode la perforación hasta el retiro del equipo de per-foración de la localización del pozo es por lo gene-ral inferior a las 24 horas.
Las restricciones viales para los vehículos muypesados, que incluyen tanto las unidades combi-nadas como los bombeadores con bombas geme-las, contribuyeron a la idea de construir unbombeador de cemento compacto y de bajo peso.
28 Oilfield Review
7. Braun y Foda, referencia 3.
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0 1 2Tasa de desplazamiento, bbl/min
Pres
ión
de d
esca
rga,
lpc
3 4 5 6 7 8 90
> Rendimiento de bombeo. La unidad CemSTREAK puede desplazarhasta 7 bbl/min, a presiones de hasta 3000 lpc.
Otoño de 2000 29
La unidad CemSTREAK es lo suficientementeliviana para operar en caminos restringidos mien-tras que otros equipos necesarios, inclusive elmismo equipo de perforación, requieren el uso deruedas adicionales bajo la carga para poderdesplazarse legalmente. El peso reducido delvehículo que es de 30,200 lbm [13,700 kg], esdecir casi la mitad del cementador de bombasgemelas, es aceptable. Lo que es más importanteaún, el peso máximo permitido sobre el ejetrasero durante un período de restricción vial del75% es de 15,047 lbm [6825 kg]; la unidadCemSTREAK transporta 15,000 lbm [6804 kg]sobre su eje trasero. Debido a su sistema de trac-ción en las cuatro ruedas, la unidad nunca debióser remolcada para llegar a los pozos dePanCanadian.
La mayor parte de los pozos Palliser están ubi-cados en áreas protegidas contra disturbios míni-mos, lo cual significa que no se puede quitar la capasuperior del terreno y que se debe preservar la ve-getación nativa. Las localizaciones de los pozos nomiden más de 80 m por 100 m [262 pies por 328pies] y varios pozos se perforan mientras compartenla localización con un pozo activo y en producción.El uso de un vehículo de cementación más liviano ymaniobrable y que deja huellas más pequeñasofrece ventajas evidentes en esta área.
El diseño de los conductos de la unidadCemSTREAK es tal que la unidad limpia su medi-dor de flujo y enjuaga la línea a medida que sedesplaza la lechada de cemento. El reducido volu-men de agua de limpieza que necesita estepequeño bombeador cumple con el requisito dePanCanadian de reducir el derramamiento y dese-cho de agua al mismo tiempo que se reduce eltiempo de limpieza.
El personal de cementación y la unidadCemSTREAK pueden rotar entre cuatro equipos deperforación en lugar de tener un grupo de opera-rios y un bombeador más grande dedicado exclu-sivamente a dos equipos de perforación. Laextensión de la manguera de tratamiento desde elcarrete mecánico resulta un factor clave paraahorrar tiempo durante las operaciones de mon-taje y desmontaje y reduce la fatiga de los opera-rios. En comparación con las unidades de bombasgemelas o combinadas que podrían requerir unahora de montaje y dos horas para desmontaje ylimpieza, el bombeador CemSTREAK por lo gene-ral se puede montar en 15 minutos y se desmontay limpia en 20 minutos. Se han cementado hastaseis pozos de PanCanadian en un solo día uti-lizando una única unidad CemSTREAK. ParaPanCanadian esto representa un ahorro superior a
1000 dólares canadienses por hora de equipo deperforación.7 Por otra parte, la calidad delcemento es equivalente a la de los pozos cemen-tados con bombeadores convencionales.PanCanadian ya ha utilizado la unidadCemSTREAK en 500 trabajos durante los primerossiete meses del año 2000 (abajo).
PanCanadian y Schlumberger han mantenidouna prolongada y exitosa colaboración en materiade operaciones de cementación. El hecho de sa-ber que los equipos de cementación son someti-dos a un correcto programa de mantenimientohace que el operador aumente su confianza en launidad CemSTREAK. Es más simple de operar queun cementador con una sola bomba convencional,lo cual tiene un efecto positivo sobre la seguridady la calidad de la cementación, puesto que sereduce la probabilidad de cometer errores.
Debido al terreno montañoso y al climahúmedo, característicos del sur de VirginiaOccidental y el este de Kentucky, EUA, los pozosde Penn Virginia Oil & Gas Corporation resultanprácticamente inaccesibles para la mayoría de losvehículos. Los vehículos de cementación y otrosequipos, por lo general, eran transportados contopadoras hacia los pozos por caminos estrechosy empinados. Dependiendo de la longitud delcamino, el solo hecho de llegar hasta el lugar detrabajo podía llevar horas. Un vehículo con trac-ción en las cuatro ruedas y liviano como la unidadCemSTREAK puede llegar al sitio del pozo por sus
propios medios y provocando menor daño en loscaminos, en especial cuando las rutas estáncubiertas de lodo, ya que los neumáticos tienenmenor probabilidad de patinar que las de unvehículo con tracción trasera. Además, en estaregión los pozos se encuentran a poca distanciaunos de otros, de manera que el acceso es mássencillo para los vehículos más pequeños.
Penn Virginia Oil & Gas Corporation por logeneral perfora pozos que requieren tres tuberíasde revestimiento y alcanzan una profundidadtotal de 5000 pies [1524 m]. Se coloca unacolumna de superficie de 95⁄8 pulgadas entre los300 pies y los 1000 pies [91 m y 300 m] de pro-fundidad para aislar el flujo de agua, las minas decarbón abiertas o ambos. Luego se coloca unrevestidor intermedio de 7 pulgadas, o columnade carbón, entre los 1400 y 2800 pies [430 a 850m], dependiendo de la profundidad de las vetasde carbón recuperables. Ambos revestidores soncementados hasta la superficie. Por último, secoloca un revestidor de producción de 41⁄2 pul-gadas desde aproximadamente 100 pies [30 m]por debajo de la zona productiva más profundahasta la superficie y se cementa hasta 200 pies[61 m] por encima del zapato de la columna de 7pulgadas. Cada una de estas operaciones decementación se puede realizar rápidamente conla unidad CemSTREAK. En algunos casos, laoperación de cementación propiamente dicharequiere sólo 30 minutos.
> Cementación en Canadá.
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Las columnas de revestimiento queatraviesan minas abiertas de carbón, comunes enla región, deben ser cementadas para propor-cionar un sello por debajo del piso de la mina, yluego se las cubre con cemento desde el tope dela mina hasta la superficie, rellenando el espacioanular desde la superficie; técnica que en laregión se conoce con el nombre de "grouting."Tanto las columnas de 95⁄8 pulgadas como las de7 pulgadas a menudo requieren limpieza hasta elfondo debido a la presencia de formaciones obtu-rantes. La manguera flexible de la unidadCemSTREAK permite simplificar ambas tareas.
Una ventaja importante derivada del uso de launidad CemSTREAK en Virginia Occidental es queconsume una cantidad mínima de agua y producepoca agua residual, de manera tal que no se for-man barros adicionales en el lugar durante las ope-raciones. La unidad CemSTREAK ha sido utilizadaen numerosas operaciones para Penn Viriginia,todas las cuales han resultado exitosas.
Pine Mountain Oil & Gas Inc. perfora pozos degas en las areniscas someras de Pennsylvania yMississippi y los calcáreos de Virginia Occidental.Para remolcar vehículos de cementación degrandes dimensiones hasta estos lugarespequeños y escarpados puede necesitarse más deuna hora de trabajo. La unidad CemSTREAK 4 WD,al contrario de los vehículos más grandes, puede
alcanzar los lugares remotos y montañosos por suspropios medios, inclusive durante las épocas declima húmedo. El vehículo se dirige directamenteal sitio del pozo, se monta y desmonta en formarápida y opera con la misma seguridad y efectivi-dad que los vehículos de grandes dimensiones. Launidad requiere menos agua en la localización ygenera menor cantidad de agua residual que losvehículos de gran tamaño.
Los trabajos típicos en esta área incluyen lacementación de un revestidor de 81⁄2 pulgadasdesde los 500 pies [152 m] hasta la superficie y unrevestidor de producción de alrededor de 2800 pies[853 m] de longitud y de 41⁄2 pulgadas de diámetro.La unidad CemSTREAK también ha sido utilizadapara bombear gel en un pozo que entró en pérdidasde circulación.
El bombeador CemSTREAK ha llegado recien-temente a California y ya se han realizado diez tra-bajos de cementación en el campo de diatomitaCymric para la empresa Torch Operating Company,en todos los cuales se han logrado resultados posi-tivos con buena calidad de cemento. La mayor par-te de las operaciones incluyen la cementación delrevestidor de superficie de 95⁄8 pulgadas o el reves-tidor de producción de 7 pulgadas a profundidadesque no superan los 3500 pies [1067 m]. La empresaTorch también utilizó la unidad CemSTREAK parauna operación de bombeado de agua.
La potencia que puede desplegar el sistema debombas gemelas siempre será necesaria enCalifornia y en otros lugares del mundo debido a laabundancia de pozos profundos y de alta presión.No obstante, la unidad CemSTREAK encuentracada vez mayor aceptación, ya que algunos sitiospresentan muchos pozos someros y con muy pocoespaciamiento, lo cual hace extremadamente difí-cil el movimiento de un vehículo con bombasgemelas. En el campo Cymric, el espaciamientoentre pozos es de 2.5 acres [1 hectárea]. Esteespaciamiento da como resultado localizacionespequeñas. En ciertos casos, los pozos han sidoconectados a un equipo de bombas gemelas quese encuentra en una localización adyacente pormedio de tubos de acero. La unidad CemSTREAKse acomoda fácilmente en los sitios reducidos y lamanguera se puede conectar rápidamente al pozo.La mayor velocidad de montaje y desmontaje per-mite ahorrar alrededor de una hora de tiempo encada trabajo. El tiempo de limpieza ha sidoreducido en al menos 30 minutos gracias al diseñode las tuberías de la unidad.
Recientemente se introdujo el bombeadorCemSTREAK en Venezuela, donde las localizacio-nes estrechas y la gran cantidad de pozos con pro-fundidades inferiores a los 7000 pies [2133 m] sonmuy propicias para estos equipos de cementaciónespeciales. En Venezuela, Schlumberger no per-
> El bombeador CemSTREAK en un pozo de Venezuela. Los caños pintados de rojo y blanco cercade la rueda delantera izquierda del vehículo, indican la localización de otro pozo. En este sitio seubicarán más de diez pozos a muy corta distancia entre ellos.
Otoño de 2000 31
Siete meses y medio entre la idea conceptual y el desarrollo del prototipoRigurosas pruebas de operabilidad y mantenimiento preventivo Prueba de mangueras de tratamiento y operabilidad en un laboratorio independiente en Houston y en el Centro de Capacitación de Kellyville Prueba del sistema en el Centro de Kellyville Prueba de aceptación del cliente en Tulsa, Oklahoma Pruebas de durabilidad y estabilidad en Carson City, Nevada Pruebas de campo en Alberta y Virginia Occidental Desarmado de la unidad para análisis post-operativo de los principales componentes Inspección y pruebas antes del trabajo Pruebas regulares y análisis de las manguerasMás de 1200 operaciones de cementación exitosasCementación de hasta seis pozos por díaAhorro de una hora o más de tiempo de operación Montaje en 15 minutos Desmontaje en 20 minutos, incluyendo el desmontaje de la cabeza de cementación y la limpieza de la unidadDos operariosCirculación permitida en las provincias de Canadá y en los 50 estadosde los EUA45 unidades planificadas hacia fines del año 2000
Principales características de la unidad CemSTREAK
> Características principales del bombeador CemSTREAK. Este vehículo circula con facilidad por caminos irregulares y localizaciones de pozosestrechas del campo Cymric, cerca de Bakerfield, California, EUA.
mite que sus operarios conduzcan hasta los sitiosde los pozos durante la noche debido a lasdificultades de los caminos, de manera que lareducción del tiempo de montaje y desmontajeresulta esencial para poder cementar más de doso tres pozos por día. Las cuadrillas pueden operarhasta cinco equipos de perforación ubicados a unadistancia de hasta 200 km [125 millas] de la basede operaciones.
El primer trabajo comercial fue realizado conéxito para SINCOR, una alianza entre TOTAL,Statoil y Petróleos de Venezuela (PDVSA) en elcampo Zuata, un depósito de petróleo pesado ubi-cado en la Faja del Orinoco (página previa, abajo).Los operarios pudieron montar en pocos minutoscon un mínimo de cansancio físico. La relativafacilidad de las operaciones sumada al menormantenimiento requerido y la menor generaciónde agua residual hacen que la unidad se adapteperfectamente a las características de Venezuela.
Equipos especiales para el futuroLos operadores exigen que los equipos seansumamente confiables. Estas nuevas unidades,dotadas de componentes con un historial com-probado de rendimiento exitoso y sometidas a unprograma de mantenimiento permanente, funcio-nan por lo menos tan bien como sus predeceso-ras. Como ventajas adicionales, estas nuevasunidades ofrecen menores costos y un pesoreducido, además de la mayor simplicidad de susoperaciones (derecha).
Los vehículos convencionales pesadosequipados con bombas gemelas todavía son devital importancia para las operaciones decementación más rigurosas. Pero en las áreascon sitios pequeños, restricciones viales y te-rrenos escarpados, los vehículos de menor peso ygran maniobrabilidad como la unidadCemSTREAK cumplen una importante función. Dehecho, la unidad se ajusta a los requisitos opera-tivos de la gran mayoría de los trabajos decementación que se realizan en tierra firme.
Hacia fines del año 2000, habrá aproxima-damente 45 unidades CemSTREAK operando entodo el mundo. Debido a que la mayor parte delas perforaciones en tierra firme se realizan enNorteamérica, la mayoría de las unidadespermanecerán en EUA y Canadá, mientras queotras unidades operarán en Egipto, México, Rusia y Venezuela.
Schlumberger se propone continuar desarro-llando equipos especiales, económicos yergonómicos para todas las áreas del campopetrolero, acompañando la evolución de losrequerimientos operativos en el transcurso deltiempo. Los proyectos de diseño incluyen moder-nas interfaces computarizadas, un proyecto paracrear una nueva cabina de registro eléctrico paralas zonas marinas del Mar del Norte y el
Transportador Terrestre de Alta Movilidad(HMLC, por sus siglas en Inglés), un vehículo4WD de registro utilizado en regiones desérticas.Las lecciones aprendidas en cada uno de estosproyectos de diseño de nuevos productos,incluyendo el vehículo CemSTREAK, contribuiránal perfeccionamiento de otros equipos utilizadosen los campos petroleros. —GMG
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El próximo paso en los programas de capacitación
Charles BowmanUniversidad de Texas A&M College Station, Texas, EUA
William B. CottenNExTHouston, Texas
Gary GunterJeffrey D. JohnsonNExTTulsa, Oklahoma, EUA
Keith MillheimUniversidad de OklahomaNorman, Oklahoma
Barry NorthSt. John’s, Newfoundland, Canadá
Brian SmartUniversidad Heriot-Watt Edimburgo, Escocia
Francis TuedorNExTNorman, Oklahoma
Se agradece la colaboración en la preparación de esteartículo a John Dillon, BP, Naperville, Illinois, EUA.NODAL es una marca de Schlumberger. NEXT y Network of Excellence in Training (Red de Excelencia enCapacitación) son marcas de NExT. DTS (Sistema deEntrenamiento de Perforación), DOT (Entrenador deOperaciones de Perforación), DMT (Entrenador de Manejode Perforaciones) y MUDSIM (Simulador de Tratamiento deLodo) son marcas de Drilling Systems, Ltd. PetroSkillses una marca de Oil and Gas Consultants International.
Los nuevos métodos de gestión de las compañías petroleras que se han diagramado con una
marcada orientación hacia las actuales estructuras que se basan en los activos, han tenido
un importante impacto en la metodología de capacitación del personal. El consorcio NexT,
una nueva agrupación integrada por empresas y universidades, ha adoptado los métodos más
eficaces de entrenamiento de sus integrantes y planea desarrollar nuevos sistemas de
capacitación para el futuro.
Cuando se quiere visualizar cómo será la vida enel futuro, se puede suponer, por ejemplo, quepara obtener nueva información técnica o deseguridad acerca de un producto o un procesobastará comprar un nuevo chip para realizar unimplante cerebral o procurar un conector remotomental universal conectado con el archivo dedatos más cercano. Los conocimientos podráningresar en nuestras mentes en forma instan-tánea y podremos confiar en que nuestrasacciones tendrán incorporadas las últimas inno-vaciones técnicas y adelantos disponibles conrespecto a la seguridad. Por medio de receptoresde respuestas biológicas tendremos la certeza deque los resultados de nuestras acciones coinci-dan con lo planificado.
Por supuesto que este escenario de ciencia-ficción no existe y para muchos de nosotros estaidea del conocimiento instantáneo constituyeuna posibilidad amenazadora propia de la imagi-nación de Orwell. No obstante, dentro de laindustria petrolera muchas tareas son complejasy potencialmente peligrosas, por lo cual losempleados deben mantenerse al tanto de los últi-mos desarrollos alcanzados en la industria, susdisciplinas y sus tareas específicas.1 Por otraparte, tanto los empleados, como los accionistasy la comunidad en general esperan que las com-pañías contribuyan a generar un ambientemoderno y seguro.
Muchas compañías operadoras consideranque se obtienen mayores beneficios económicospor medio de la implementación rápida y ade-
cuada de las nuevas tecnologías y no por ser losprimeros en desarrollar una nueva idea. Comoconsecuencia de los vaivenes ocurridos dentro dela industria petrolera durante los últimos 15 años,se ha desarrollado una fuerte tendencia a con-centrarse en las actividades medulares, poniendoénfasis en las tareas que la empresa sabe hacermejor. Hoy en día, es habitual tercerizar las fun-ciones complementarias, tales como la contabili-dad, los servicios de construcción, ingeniería y, amenudo, el desarrollo de la tecnología.
Tradicionalmente, las principales compañíaspetroleras contaban con un departamento internode capacitación diseñado para entrenar a losnuevos empleados a realizar las tareas técnicas ymantener al personal experimentado actualizadoen sus disciplinas técnicas. Los cursos estaban acargo de los expertos de la compañía o de laindustria y los asistentes a estos cursos trabaja-ban para la empresa o, en algunos casos, paracompañías petroleras nacionales asociadas conla misma. Sin embargo, después de la caída delprecio internacional del petróleo ocurrida en1998, muchos departamentos internos de capaci-tación vieron reducida la asistencia a los cursosdebido a que las compañías comenzaron acontrolar los gastos.
1. Embach CS: “Offshore Accidents Case Studies,” Trabajos de la Conferencia Internacional N˚ 11 de laSociedad Americana de Ingeniería Mecánica eIngeniería Artica, vol. 2. Calgary, Alberta, Canadá, Junio 6-12, 1992: 441-448.
Summer 2000 33
Este ambiente deprimido de negocios llevó amuchas de las grandes empresas operadoras areestructurarse sobre la base de sus activos ybajó el control y la responsabilidad de las pérdi-das y ganancias a los niveles gerenciales inferio-res. Los departamentos de capacitación tuvieronque demostrar su valor a un nuevo y másnumeroso grupo de gerentes, cada uno de loscuales planteaba diferentes prioridades de nego-cios. Algunos de los aspectos tradicionales de lacapacitación no coincidían con las necesidadesde los equipos de trabajo de reciente formación,tales como la capacitación de los nuevosempleados y el desarrollo profesional del per-sonal en general. Cuando los objetivos se vol-caron a satisfacer las necesidades inmediatasdel equipo de activos, se encauzó mejor el entre-namiento (izquierda, arriba).
Históricamente, las compañías petrolerasmás pequeñas han encarado la capacitación desus empleados en forma diferente, a menudosiguiendo la actual filosofía de las empresas másgrandes. Estas empresas por lo general utiliza-ban programas de capacitación sobre la base desus necesidades cuando y donde estuvierandisponibles, para lo cual contrataban los servi-cios de organizaciones especializadas en lamateria, como Oil and Gas ConsultantsInternational (OGCI) o Subsurface Consultantsand Associates (SCA).
Este tipo de organizaciones ofrece cursoscentralizados o desarrollados en las premisas dela empresa operadora, que satisfacen las necesi-dades tanto de las grandes compañías petrolerascomo de las más pequeñas. Los cursos abarcanuna amplia variedad de temas. Otras empresas,como GeoQuest o Landmark, ofrecen programasde capacitación que complementan sus produc-tos y tecnologías. Muchas otras instituciones seocupan de organizar cursos de entrenamiento ose especializan en el aprendizaje a distancia y enel entrenamiento asistido por computadora (CBT,por sus siglas en Inglés) (izquierda, abajo). Entreestas organizaciones se destaca la CorporaciónInternacional de Desarrollo de RecursosHumanos (IHRDC, por sus siglas en Inglés).Varias sociedades de profesionales patrocinanprogramas de entrenamiento para el desarrollode sus miembros y algunos colaboran en lacapacitación multidisciplinaria.
Algunas compañías operadoras consolidarono unificaron partes de programas de entrena-miento ya existentes, como el programaPetroSkills desarrollado por BP, Shell y OGCI. Eneste caso, se combinaron partes de los progra-mas de entrenamiento de las tres compañías pa-ra formar un conjunto de cursos comunes para las
34 Oilfield Review
Perfeccionamientocontinuo
Entrenamientotécnico corporativo
Nuevastécnicas
Desarrolloprofesional
Capacitación denuevos empleados Seguridad
> Reestructuración de la capacitación técnica. Anteriormente, los departamentos corporativos deentrenamiento se ocupaban de la mayor parte de las necesidades de capacitación de las grandescorporaciones, desde el entrenamiento a los nuevos empleados hasta programas de seguridad y cursos de perfeccionamiento continuo para el personal en general (izquierda). Hoy en día, losequipos de activos a menudo controlan el entrenamiento, poniendo énfasis en la capacitación multidisciplinaria y en la obtención de tecnología necesaria para permitir el inicio inmediato de los proyectos (derecha).
Entrenamientode inicio rápido
de proyectos
Equipo deactivos
Requerimientostecnológicos
Capacitaciónmultidisciplinaria
del equipo
Seguridad
Teléfono
Video-conferencia
Cintas de video
CD-ROM
Entrenamiento asistidopor computadora (CBT)
Instructor Alumno
Señales de video y sonido
transmitidas a través de Internet
> Capacitación a distancia. Ya no es necesario que el alumno y el instructor se encuentren en el mismoespacio físico. La comunicación se puede lograr a través de e-mail, teléfono o video-conferencia. Lasconferencias se pueden almacenar en cintas de video o en CD-ROM, o bien se pueden transmitir através de Internet utilizando la capacidad de ésta para transportar señales de video y sonido en formacomprimida; material que el usuario despliega en su monitor a medida que las recibe. El aprendizajeinteractivo es posible a través de los cursos asistidos por computadora (CBT).
Otoño de 2000 35
compañías y la industria petrolera. Por otra parte,las dos compañías petroleras mantienen cursoscon contenidos exclusivos en sus propias sedes.
Las universidades continúan ofreciendo cur-sos tradicionales que permiten obtener títulos depostgrado sobre temas relacionados con elpetróleo, tales como ingeniería en petróleo,geología y geofísica; las investigaciones desarro-lladas por los profesores son incorporadas en losprogramas de estudio. Los programas destinadosa la obtención de un título de postgrado requierenmayor dedicación por parte de los participantes,lo cual a menudo resulta difícil para los profe-sionales que se encuentran en un punto avanzadode su carrera. Algunas universidades tambiénofrecen cursos cortos que compiten con, o com-plementan, los cursos ofrecidos por la industria,si bien por lo general son independientes de losprogramas que otorgan títulos de postgrado.
El ambiente deprimido que caracterizó a lossectores de E&P durante los años 1998 y 1999creó una oportunidad para cambiar los métodosde capacitación. En este nuevo enfoque se conju-gan los programas académicos con la capacita-ción industrial, los sistemas de tutorías y lagarantía de idoneidad. Por otra parte, constituyeuna opción intermedia entre los cursos cortos decapacitación y los programas avanzados. Se tratade un programa intensivo de integración de disci-plinas del subsuelo que se propone resolver pro-blemas específicos de importancia para losequipos de activos y al mismo tiempo proporcio-nar capacitación profesional general en una am-plia variedad de temas. Al combinar cursosinnovadores en muchos sitios se ofrecen infinitasposibilidades de aprendizaje.
El método de los equipos de activosLa reestructuración de las principales compañíasde petróleo y gas sobre la base de sus activosclave, fomentó la formación de equipos deactivos cuyo fin específico consiste en incremen-tar los retornos generados por dichos bienes. Lasactividades que no conducen a este objetivoresultan difíciles o imposibles de financiar.
En la actualidad, la imagen ideal de un equipode activos incluye programas de capacitación"justo a tiempo" para los integrantes del equipo,desarrollados en el mismo lugar de trabajo y conespecial énfasis en las necesidades técnicas in-mediatas del equipo. Los programas tradicionalesde capacitación de las compañías no estaban di-señados para satisfacer estas necesidades. Por elcontrario, el departamento de capacitación eraresponsable de la programación de los cursosque, por lo general, se ofrecían sólo algunas ve-ces por año en una sede centralizada y estaban
destinados a incrementar, a largo término, elvalor que los empleados tienen para la empresa.
En la situación actual, los equipos de activosestán formados por muy pocos integrantes, por locual cada miembro debe estar capacitado paracumplir su trabajo con un mínimo de asesora-miento por parte de empleados con mayor expe-riencia. El tiempo dedicado al entrenamiento essumamente valioso, ya que el equipo no puedeafrontar la ausencia de algunos de sus miembrospor un período prolongado. El entrenamientoespecializado se ofrece cuando lo determinan lasnecesidades de trabajo y no cuando lo programael departamento de capacitación.
Este estilo de gestión con un propósitoespecífico crea presiones adicionales sobre losprogramas de capacitación. Dado que los activosestán manejados por equipos multidisciplinarios,se supone que los integrantes tienen un mayorconocimiento de las habilidades y experticia apli-cadas por sus colegas. Hoy en día, los geólogosdeben comprender los problemas relacionadoscon la perforación y los ingenieros deben saberinterpretar las líneas sísmicas. El equipo puedecorrer riesgos, ya sea en el aspecto económico delos proyectos, la integridad del yacimiento o laseguridad, con una mayor probabilidad de come-ter errores debido a la falta de capacitación. Apesar de estas nuevas presiones con respecto alentrenamiento de los empleados, las organiza-ciones basadas en los activos consideran que loscostos operacionales de los departamentos decapacitación son elevados.
Durante el período comprendido entre 1987 y1999, las 25 compañías de petróleo y gas másgrandes del mundo redujeron su personal a razón
de 5.2% por año (arriba).2 Esto ha afectado la dis-tribución por edad de los profesionales de la in-dustria petrolera. Como consecuencia de lapostergación del reclutamiento hay menos em-pleados jóvenes y, a medida que los empleadosmás antiguos se retiren, se producirá una falta depersonal idóneo que resultará difícil reemplazar.
La naturaleza cíclica del negocio del petróleo yel gas ha influido en forma directa sobre los depar-tamentos de capacitación de las empresas. Du-rante los períodos de precios elevados del crudo,existía una mayor probabilidad de que las empre-sas decidieran capacitar al personal técnico, peroa medida que los precios bajaron, las empresas seconcentraron en reducir los costos. En los progra-mas de capacitación aumentó el número de can-celaciones y se redujo la cantidad de aspirantes.
Como respuesta a la reciente alza de los pre-cios, la industria petrolera podría querer recu-perar el personal especializado que dejó cesantedurante el último período de depresión. Pero,muchos de ellos fueron absorbidos por otrasindustrias o se jubilaron en forma definitiva. Lasempresas podrían compensar la falta de personalcon entrenamiento multidisciplinario o volviendoa capacitar a los trabajadores no entrenadosoriginalmente en las áreas relacionadas con elpetróleo, con lo cual aumentarían los costos dereclutamiento y capacitación.3 La estructura porsí reducida del presupuesto basado en losactivos, deberá absorber estos costos.
> Número de empleados de las 25 compañías de petróleo y gas más grandes del mundo. Elnúmero de empleados disminuyó a razón de 5.2% por año en el período comprendido entre1987 y 1999 (Adaptación de Smith y Fan, referencia 2).
2. Smith AL y Fan AC: “Downsizing’s Downside: EnergyIndustry Facing Severe Personnel Crunch,” en HeroldIndustry Studies, Special Reports and Analyses. Stamford,Connecticut, EUA: John S. Herold, Inc., Junio 1, 2000.
3. “The Lay-Off Legacy,” Oil & Gas Journal 98, no. 25 (Junio 19, 2000): 19.
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La capacitación abre nuevos rumbosA partir de esta falta de capacitación, las grandescompañías de servicios multinacionales podríantomar la determinación de brindar programas decapacitación como otro servicio tercerizado.Estas empresas cuentan con la experticia nece-saria y, a lo largo de los años, han ofrecido cursosde capacitación interna para su propio personal yel de algunas compañías petroleras. Sinembargo, las necesidades actuales de la indus-tria petrolera exigen un nuevo enfoque con unpropósito más amplio.
Schlumberger se ha asociado con tres impor-tantes universidades orientadas a la industriapetrolera para crear una compañía deresponsabilidad limitada denominada NExT, Redde Excelencia en Capacitación (arriba).4 La Univer-sidad de Texas A&M, con sede en College Station,EUA, la Universidad de Oklahoma, con sedes enNorman y Tulsa, EUA y la Universidad Heriot-Wattde Edimburgo, Escocia, combinan su excelencia académica y su estrecha relación con la industriapetrolera con la experiencia operativa de los profe-sionales de Schlumberger para dotar al programaNExT de un nivel extraordinario de experticia.
La Universidad de Texas A&M cuenta con eldepartamento de ingeniería en petróleo y geo-ciencias más extenso de EUA y está consideradaen primer lugar en cuanto a su excelenciaacadémica. La Escuela Melbourne de Ingenieríaen Petróleo y en Geología de la Universidad deOklahoma, fundada en 1927, también cuenta conuno de los programas de estudios mejor concep-tuados del país.5 La Universidad Heriot-Wattofrece la mayor y más importante concentraciónde educación profesional e investigaciónacadémica en ingeniería en petróleo dentro deEuropa y es líder mundial en lo que respecta a laeducación a distancia.
Las investigaciones desarrolladas en estastres universidades permiten el acceso a los últi-mos adelantos tecnológicos relacionados con elpetróleo. El programa NExT representa a unamplio espectro de la industria, lo que significaque en ningún caso los cursos están dominadospor un único punto de vista. Esto es importanteporque la mayor parte de las compañías noquieren verse influenciadas indebidamente por lafilosofía de sus competidores.
En cuanto a Schlumberger, la creación de esteconsorcio contribuye a satisfacer una amplia va-riedad de requerimientos por parte de los propie-tarios de activos. En ciertos casos, la reduccióndel grupo interno de capacitación en unaempresa petrolera dificulta el cumplimiento delos contratos existentes en aquellos países quecuentan con una compañía petrolera estatal,donde las concesiones de licencias puedenincluir la provisión de entrenamiento del personallocal. Las compañías que ven reducida su capaci-dad de entrenamiento pero deben cumplir obliga-ciones contractuales, por lo general, debenrecurrir a los servicios de terceros.
En este momento en que los programas de ca-pacitación de la industria del petróleo y el gas seenfrentan a una situación de cambios, el progra-ma NExT busca un nuevo modelo de valores pararealizar sus tareas (página siguiente, abajo). De-bido a que los temas principales de los cursos si-guen siendo el núcleo esencial del entrenamientotécnico, el consorcio NExT ha implementado losprocesos necesarios para garantizar los niveles
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> Red de Excelencia en Capacitación. NExT es una compañía de responsabilidad limitada integrada porSchlumberger, la Universidad de Texas A&M, la Universidad de Oklahoma y la Universidad Heriot-Watt.
Universidad de Texas A&MCentro de Excelencia en
Ingeniería de Yacimientos
Universidad de OklahomaCentro de Excelencia en
Ingeniería de Pozos y Petrofísica
Universidad Heriot-WattCentro de Excelencia en Educacióna distancia e Ingeniería en Petróleo
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más elevados en cuanto al contenido de los cur-sos, apoyándose en los sistemas internos de lasuniversidades asociadas. Asimismo se ha mo-dificado la estructura de algunos programas deestudio y la forma en que se imparten los cursos.Tanto la transferencia de conocimientos efectivacomo el desarrollo de habilidades resultan esen-ciales para incorporar un tema específico dentrode las acciones cotidianas de la persona querecibe el entrenamiento. Se puede establecer unproceso de garantía de idoneidad para demostrarque las habilidades y comportamientos reciente-mente adquiridos han sido asimilados.
Para algunos estudiantes, el curso puede sersólo parte de un programa que les permiteobtener un certificado o una acreditación. NExTno otorga títulos de postgrado, pero, en ciertoscasos, los cursos del programa NExT podrían con-tribuir a la obtención de los mismos, siempre quese cumplan los requisitos y condiciones de la uni-versidad correspondiente.
Uno de los objetivos del programa NExT con-siste en establecer una colaboración y coopera-ción más estrecha entre la industria petrolera y lasuniversidades, a fin de mejorar la efectividad de lacapacitación. NExT apunta a modernizar los mé-todos de capacitación y a crear alianzas estraté-gicas para facilitar la transferencia de tecnologíaglobal de alta calidad. NExT proporciona a los par-ticipantes una oportunidad para ampliar su basede conocimientos para el desarrollo de sus ca-rreras. Los cuatro socios de NExT otorgan un cer-tificado de finalización del curso de capacitación.
La dirección de NExT es asistida por dos tiposde organismos en los que se encuentranrepresentados cada uno de los cuatro socios y laindustria petrolera: los comités de revisión de pro-gramas específicos y un consejo de asesoramientoindustrial. Cada uno de los comités de revisión tra-baja con uno de los cuatro directores de progra-mación para garantizar que los cursos seencuentren actualizados y acordes con los nivelesindustriales y educativos más elevados. Losinstructores deben ser profesionales idóneos,tanto en lo que se refiere a sus calificaciones téc-nicas dentro de sus respectivas disciplinas como asu capacidad pedagógica.
Las cuatro áreas de estudio y las universi-dades que las dirigen son las siguientes:• Ingeniería de Yacimientos en la Universidad
de Texas A&M• Ingeniería y Operaciones de Pozos en la
Universidad de Oklahoma, sede de Norman• Petrofísica y Geociencia en la Universidad de
Oklahoma, sede de Tulsa• Educación a Distancia e Ingeniería en Petróleo
en la Universidad Heriot-Watt.
El consejo de asesoramiento industrial super-visa la totalidad del programa y garantiza queNExT ofrezca los tipos de programas adecuadospara satisfacer las necesidades actuales y futurasde la industria petrolera. Este consejo, integradopor gerentes generales, directores y presidentesde compañías petroleras, le proporciona a NExTun amplio panorama de las tendencias de laindustria petrolera (arriba, parte superior).
Cursos En una primera etapa el consorcio NExT desarro-lló las áreas de estudio, organizadas por disci-plina técnica. Los directores de programaciónadministran los cursos y supervisan a los instruc-tores de estas áreas de estudio. Los cursos seincluyen dentro del plan de estudios de NExT sólouna vez que fueron aprobados por parte de los
comités de revisión. Cada comité de revisiónselecciona, dentro de su disciplina, los cursosque serán incluidos en el programa NExT. Losrepresentantes de cada una de las universidadesy de Schlumberger, junto con un representante dela industria petrolera, garantizan que los cursosincluidos alcancen los niveles académicos uni-versitarios y comerciales requeridos. Esta rigu-rosa revisión permite mantener el alto nivel deidoneidad de los instructores y la calidad delmaterial de los cursos ofrecidos.
> Modelo de valor de NExT. El modelo NExT comprende un consejo de asesora-miento industrial que supervisa la totalidad del programa y comités de revisión para cada una de las cuatro disciplinas. Estos organismos trabajan junto con los directores de programación para mantener el nivel de calidad en las materias técnicas, perfeccionando la transferencia de conocimientos y el desarrollo de habilidades, la garantía de idoneidad y la certificación.
> Consejo de asesoramiento industrial del consorcio NExT. La supervisión del pro-grama NExT se encuentra a cargo de un grupo de gerentes, directores y presi-dentes de compañías petroleras.
4. Schlumberger es propietaria del 50% de NExT, y el otro50% pertenece a la Universidad de Texas A&M , laUniversidad de Oklahoma y la Universidad Heriot-Watt.
5. “Specialties: Graduate Programs Ranked Best byEngineering School Deans,” US News and World Report128, no. 14 (Abril 10, 2000): 90.
Compañías representadas
Anadarko, EUAAramco, Arabia SauditaBP, Reino UnidoChevron, EUAConoco, EUAMarathon, EUANoble Drilling, EUAOil and Natural Gas Corporation, India
Pertamina, IndonesiaPetronas, MalasiaPhillips, EUARepsol YPF, EspañaSonatrach, AlgeriaTotalFinaElf, FranciaWoodside, Australia
Universidad Heriot-WattSchlumberger
Universidad de Texas A&MUniversidad de Oklahoma
Instituciones integrantes de
Transferencia
de conocimientos
Mater
iastéc
nicas
Desarrollode habilidades Garantía
de idoneidad
Cert i f i cado de
a c redi taci ón
de programas
Director
asesoramientoConsejo de
revisión
Comité de
Modelo de valorde NExT
industrial
Los planes de estudios comprenden más de 90cursos, muchos de los cuales tratan sobre temasavanzados de geociencias, ingeniería en petróleoe ingeniería de pozos (arriba). Los cuatro sociosdel programa NExT se encuentran involucrados enel diseño de los cursos y trabajan en forma per-manente para ampliar y profundizar el alcance delos programas ofrecidos. Los comités de revisiónson responsables de asegurar que los cursos ofre-cidos en las tres universidades y en Schlumbergerse encuentren integrados adecuadamente.
Un catálogo de los cursos constituye sólo elprimer paso para satisfacer las necesidades de laindustria petrolera. Una compañía, o bien un equi-po de activos dentro de la misma, pueden diseñarsu propio programa de capacitación seleccionan-do cursos específicos incluidos en el catálogo. Elprograma NExT se ocupa de incorporar datos, pro-blemas y los programas de computación de lacompañía en un taller asociado con clases de ca-pacitación en los casos en que resulte apropiado.Cuando se debaten los problemas presentadospor los alumnos, las compañías obtienen nuevosenfoques en forma directa e inmediata. El progra-ma NExT también puede diseñar soluciones glo-bales para necesidades específicas decapacitación. Por ejemplo, después de un procesode fusión o asociación de empresas, el consorcioNExT puede analizar los grupos de habilidades delas entidades combinadas y desarrollar un progra-ma para compensar las deficiencias existentes.Tales programas pueden tener lugar en la sede delprograma NExT o bien en la misma compañía.
El programa NExT opera con un "cuerpo virtualde profesores." Los instructores son expertos enlos distintos temas, provenientes de las universi-dades asociadas o de Schlumberger, o bien sonprofesionales que se desempeñan como consul-
tores dentro de la industria petrolera. El comité derevisión examina al cuerpo docente del programaNExT con la misma rigurosidad con que lo hacecon los materiales de los cursos.
El programa NExT comprende varios concep-tos avanzados en materia de capacitación. Loscursos de ingeniería y operaciones de pozostienen un mes de duración con un elemento adi-cional para mejorar la retención de la tecnología.A cada alumno se le asigna un tutor con granexperiencia en la industria petrolera, que per-manece junto a él durante el curso y estableceuna relación que continúa a lo largo de los cincomeses subsiguientes. El tutor se ocupa de garan-tizar que los conceptos aprendidos se conviertanen parte de la ética de trabajo del alumno.
Otra característica especial, derivada delgrupo de Manejo Integrado de Proyectos de
Schlumberger (IPM, por sus siglas en Inglés), es lagarantía de idoneidad. Una vez examinadas lasnecesidades operativas completas de un proyectoespecífico, se prueba al personal y se lo capacitaconforme a las necesidades.
Un tercer programa importante transferido alprograma de estudios de NExT proviene de BP. Setrata del programa de entrenamiento en petrofí-sica de Amoco, que ahora se denomina ProgramaNExT de Integración de Disciplinas del Subsuelo(NSIP, por sus siglas en Inglés), y es un programaintensivo de once meses de duración que incluyeel trabajo en un proyecto de envergadura delequipo de activos al que pertenece el alumno.
Estos conceptos—asesoramiento continuo,garantía de idoneidad y trabajo en un proyecto deenvergadura—serán incorporados a otras áreasdentro de los programas de capacitación de NExT.También se ofrecerán otros conceptos avanzadosde educación a distancia, como el entrenamientoasistido por computadoras, la transmisión deseñales de video y sonido a través de Internet, asícomo también video y audio-conferencias.
Los tutores indican el camino a seguirEl programa NExT utiliza un antiguo sistema deenseñanza e instrucción adaptado a la tec-nología del siglo XXI—los mentores.6 Este sis-tema constituye un aspecto clave del plan NExTpara el futuro, ya que va a desempeñar un rolimportante tanto en la enseñanza local como enla educación a distancia, garantizando el estudiocon detenimiento de los temas abordados.Dentro del programa NExT se ofrecen dos cursosque sirven como prueba piloto para el sistemade tutores.
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> Combinación de horas de clase con entrenamiento práctico. Los tutores trabajancon los alumnos durante un mes de clases y luego durante otros cinco meses super-visan la realización de tareas asignadas en el lugar de trabajo. Este período de tutoríagarantiza que el material aprendido sea puesto en práctica en forma inmediata en eltrabajo.
Cursoprevio
Certificadooficial
Cursos de ingenieríay construcción de pozos o de
operaciones de pozos
Un mesde clase
Compañíapetrolera
Aplicación detécnicas aprendidas
Cinco mesesde práctica
Tutoría
• GeocienciaIntegración de disciplinas del subsuelo
• Ingeniería de pozosIngeniería y construcción de pozosOperaciones de pozos
• Ingeniería en petróleoAnálisis de núcleos y fluidos, mecánica de la rocaTerminaciones, estimulación, fracturación, daño de formaciónAnálisis de registros eléctricos, pruebas de pozos, análisis de presión transitoriaIngeniería y simulación de yacimientos Estudios integrados de yacimientos, recuperación asistida mediante la inyección de agua, pozos horizontalesIncremento de la productividad, análisis NODAL, levantamiento artificial por gas, yacimientos de gas de baja permeabilidadMetano de capas de carbono, hidratos de gas, almacenamiento de gas
> Los cursos que integran el programa de estudios NExT abarcan diversasdisciplinas de geociencia, ingeniería de pozos e ingeniería en petróleo.
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El curso de Ingeniería y Construcción de Pozosestá diseñado para graduados recientes quecuenten con no más de dos años de experienciade trabajo. También pueden participar del mismoaquellos no graduados que tengan una gran expe-riencia de campo y que deseen incorporarse aesta disciplina. El curso introduce nuevos concep-tos con respecto a la construcción de pozos y uti-liza métodos interactivos para diseñar, ejecutar yevaluar un programa de perforación. Los alumnosaprenden a utilizar el software DTS (Sistema deEntrenamiento de Perforación), que incluye losmódulos DOT (Entrenador de Operaciones dePerforación), DMT (Entrenador de Manejo dePerforaciones) y MUDSIM (Simulador deTratamiento de Lodo). Los programas de estudiocomprenden diseño conceptual, planificacióndetallada y desarrollo de un programa de pozos.Se discuten ejemplos de campo reales y se invitaa los alumnos a compartir ejemplos de sus pro-pios problemas o éxitos.
El curso más avanzado de Operaciones de Pozosse concentra en técnicas de ingeniería para maxi-mizar el retorno sobre la inversión de los dólaresoperativos. Los aspirantes deben tener por lomenos dos años de experiencia de campo como su-pervisores de operaciones de pozos. Además debencontar con ciertos conocimientos de matemáticas yde equipamientos. Dado que los participantes delos cursos cuentan con una experiencia de campoconsiderable, los problemas que presentan paradiscutir pueden resultar bastante complejos. El pro-grama es global y abarca el diseño de la sarta deperforación, la perforación direccional, el diseño derevestidores, la estabilidad de los hoyos, los regis-tros eléctricos, la cementación y los fluidos de per-foración, las terminaciones y el daño de laformación. Los estudiantes aprenden técnicas degestión para tratar con el personal y monitorear loscostos, así como también temas relacionados conla calidad, la salud, la seguridad y el medio ambien-te, y métodos para evitar el tiempo improductivo.
Cada curso comprende material de estudioprevio, un mes de clases y cinco meses de prác-tica, que consiste en trabajo supervisado en elcampo o en la oficina (página anterior, abajo).Ambos cursos se pueden realizar en formasecuencial para completar un programa de capa-citación de todo un año que le proporciona alalumno un conocimiento acabado del pozo desdesu diseño conceptual hasta el abandono delmismo. Los profesores de NExT ofrecen el pro-grama en diversos lugares del mundo, y su diseñomodular permite la flexibilidad de seleccionar loscontenidos del mismo.
El sistema de tutores y el seguimiento poste-rior distinguen a los cursos del programa NExTcon respecto a otros ofrecidos por la industria pe-trolera. Un profesional experto en la disciplina encuestión participa de las clases junto con los alumnos, con lo cual tiene oportunidad de cono-cer a cada uno de ellos. Una vez completado elperíodo de clases, el tutor se reúne con los estu-diantes y sus supervisores para discutir las tareasde seguimiento que se esperan realizar durantelos cinco meses subsiguientes. Este programa secodifica en un libro de tareas que incluyen más de40 elementos relacionados con el tema técnico.Durante el período de práctica se deberán com-pletar en forma satisfactoria por lo menos 30 deestas tareas, lo cual le ofrece al estudiante una oportunidad inmediata de aplicar los nuevos co-nocimientos adquiridos bajo supervisión. Cuandose realiza una tarea, el concepto queda másimpreso en la memoria del alumno que cuando elaprendizaje se limita sólo a la clase teórica.
Estas tareas no son ejercicios teóricos. Enrealidad, se trata de actividades reales que sedesarrollan a diario y que se espera que elalumno sepa realizar una vez completado elcurso (arriba). El tutor trabaja con el supervisorde la compañía para asegurar que el estudiantetenga la oportunidad de completar estas tareasen el transcurso de los cinco meses. Si el equipode trabajo del alumno no está realizando un tra-bajo relevante, el tutor coordina la transferenciatemporaria del alumno a otro equipo de trabajoen el que pueda desarrollar tales experiencias. Elalumno puede recurrir al supervisor de la com-pañía y al tutor y cuenta además con una guíapersonal de estudio en un CD-ROM.
El progreso del alumno se mantiene actuali-zado en un sitio de la Red (Web) con accesorestringido mediante una clave. El tutor lo con-trola e interviene en caso que el estudiante no
> Práctica de operaciones en el sitio del pozo. El diagrama muestra algunasde las 40 tareas que los alumnos deben realizar durante la práctica de cincomeses. Deben completar por lo menos 30 de ellas.
6. El Mentor original era el hombre al que Odysseus leasignó la responsabilidad de criar a su hijo y enseñarleel camino al liderazgo. Mentor llevó a cabo la tareamientras Odysseus se hallaba camino a su aventura.
Tareas seleccionadas de operaciones en el sitio del pozo
8. Perforación direccional
9. Consideraciones con respecto al daño de formación y a la terminación del pozo
9.1 Identificar mecanismos potenciales de daño de formación relacionados con el proceso particular de perforación y terminación.
10. Consideraciones con respecto a la seguridad y el medio ambiente
8.1.1. Evaluar la garantía técnica del plan direccional del pozo.8.1.2. Examinar el plan del pozo para determinar si la trayectoria del mismo ha sido calculada en forma correcta.8.1.3. Identificar problemas potenciales relacionados con el plan diseñado.8.1.4. Realizar acciones preventivas o correctivas si fuera necesario.
10.2 Describir las leyes y regulaciones locales relativas al manejo de desperdicios.
9.1.1. Revisar un programa de perforación y diseño de la terminación y describir la productividad del sistema y las características de la formación.9.1.2. Identificar problemas potenciales relacionados con el programa y el diseño de la perforación y la terminación.9.1.3. Presentar documentación para sustentar el proceso programado o recomendar posibles acciones preventivas o correctivas.
10.2.1. Describir las leyes y regulaciones locales relativas al manejo de desperdicios e identificar el sistema de separación de residuos y el plan de eliminación, incluyendo la provisión de contenedores separados para metales, aceites y residuos tóxicos.10.2.2. Identificar el plan de desecho de residuos y describir las actividades, tales como los métodos de tratamiento de residuos ya sea en tierra firme o en áreas marinas, ya que la logística puede constituir un problema.
completara las tareas en el tiempo adecuado. Alfinal del período de práctica, el alumno rinde elexamen para obtener la certificación en el sitio detrabajo. Una vez completados los requisitos delcurso, NExT certifica que el alumno ha adquiridolos conocimientos, habilidades y aptitudesenseñadas en la clase.
Si bien este programa representa una inver-sión importante, ya que el alumno estará ausentede su trabajo durante un mes y se verá involu-crado en tareas específicas durante otros cincomeses, trae consigo un retorno sustancial para lacompañía. El beneficio directo resulta de contarcon un empleado con mayores conocimientos yhabilidades, capacitado para realizar más tareasque antes de iniciar el curso. El período de prác-tica de cinco meses permite fijar la informaciónrecibida en clase como parte de los hábitos detrabajo del alumno. Por lo tanto, el empleadoasume mayores responsabilidades que se tra-ducen en mayor aptitud para operar en el pozo,más seguridad y menores riesgos, lo cual satis-face la búsqueda de un incremento del retornosobre la inversión.
Garantía de idoneidad—Hibernia Una verdadera prueba de capacidad y preparaciónes la capacidad de reacción frente a una catás-trofe. Cuando una tragedia involucra una es-tructura realizada por el hombre, como el colapsode un puente, un accidente de un avión comercial,o la pérdida de muchas vidas en una plataformaen un área marina, existe una fuerte tendencia adeterminar por qué ocurrió, qué falló y qué hacerpara que no vuelva a suceder. La falta de entre-namiento ha sido un factor clave en varios desas-tres ocurridos en la industria del petróleo y el gas.
En 1982, en medio de una fuerte tormenta enlas costas de Newfoundland, Canadá, se produjoel hundimiento de la plataforma Ocean Ranger yla pérdida de 84 miembros de la tripulación, locual llevó a las autoridades a examinar las prácti-cas operativas en las actividades petrolerasdesarrolladas en áreas marinas canadienses. Unaencuesta reveló que la plataforma presentabadefectos de diseño y que el entrenamiento delpersonal no era suficiente.7 A partir de este y otrosdesastres, tales como la explosión de laplataforma Piper Alpha en el Reino Unido y la pér-dida de la plataforma de hospedaje AlexanderKielland durante una tormenta en las aguas deNoruega, se implementaron importantes modifi-caciones en las regulaciones y se crearon nuevosprogramas de seguridad en todo el ámbito de laindustria petrolera.
40 Oilfield Review
Debido a que en la actualidad un número cadavez mayor de compañías forman alianzas o sefusionan, existe una necesidad creciente degarantizar un nivel adecuado de idoneidad de todoel personal. Para ello, el consorcio NExT ha desa-rrollado un programa para evaluar y garantizar laidoneidad en ambientes operativos complejoscomo los de las plataformas que operan en áreasmarinas. La base de esta iniciativa está constitui-da por un programa desarrollado por el grupo IPMen forma conjunta con Hibernia Management andDevelopment Co. Ltd, como una alianza de servi-cios integrados de pozos en el campo Hibernia,ubicado en la costa este de Newfoundland.
Los socios y contratistas de la alianza Hiberniadelinearon todas las tareas de los distintospuestos de trabajo en el área marina, que com-prendían más de 60 funciones desde la coordi-nación del hospedaje hasta la geología del pozo.Todas las tareas se subdividieron en sus partescomponentes. Luego, el grupo identificó el pro-ducto de cada tarea o el resultado de la reali-zación satisfactoria de la misma. Finalmente, secodificaron las habilidades y aptitudes necesariaspara alcanzar dicho resultado. Una vez obtenido
este panorama completo para una operación se-gura y efectiva, los socios de la alianza procedie-ron a evaluar a todo el personal de la plataforma.
Este proceso sistemático y de fácil controlpermite evaluar a los candidatos con respecto aun estándar establecido como base de referenciay no a los empleados entre sí. Una evaluaciónefectiva presenta tres características: validez—las pruebas recogidas deben ser apropiadas parala tarea; confiabilidad—el proceso debe sercoherente y justo para todos los empleados y, porúltimo, sentido práctico—el proceso no debe sercomplicado para que pueda funcionar.
El proceso de garantía de idoneidad permiteque cada empleado alcance un alto nivel de apti-tud en el tema de seguridad y en las áreas clavedel negocio relacionadas con las operaciones dela plataforma. Cada uno de los empleados deHibernia recibe una copia de un manual donde sedefine el proceso (página siguiente, abajo). Laevaluación determina si el individuo es idóneopara realizar las tareas. De lo contrario, elempleado deberá recibir mayor supervisión oentrenamiento adicional para alcanzar la capaci-tación necesaria.
> El personal de Schlumberger se prepara para una operaciónde adquisición de registros. Cada tarea en la plataforma Hiberniaes codificada en el programa de garantía de idoneidad.
7. Embach, referencia 1.
si
no
si
no
InicioRecepción del
portafolio y orientación del proceso
Desarrollo del plany del programa de
trabajo e identificaciónde las necesidades
de capacitación
Inicio de la unidadde idoneidad
Definición de pruebasadicionales requeridas
para demostrar idoneidad
Adquisición deconocimientos y
experiencia en temasespecíficos
Desarrollo del plande perfeccionamiento
RetroalimentaciónRequerimientosde capacitación
Evaluaciónde idoneidad del
candidato
Verificacióndel proceso y las
pruebas
Actualización deregistros
Pasar a la próxima unidad
Fin
Proceso de garantía de idoneidad
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En Hibernia, la evaluación se divide en unida-des, la primera de las cuales se concentra en laaptitud básica requerida para todas las funcionesdesarrolladas en la plataforma, mientras que lasegunda está relacionada con la seguridad, la sa-lud y la protección del medio ambiente, así comocon las conductas básicas del negocio. La tercerasección comprende el rol específico del empleadoy la última parte cubre las tareas críticas para elpuesto de trabajo asignado al empleado.
En la evaluación, el empleado presenta prue-bas que deberán ser válidas, auténticas, de actua-lidad y suficientes. El candidato debe demostrarsu capacidad para desarrollar la tarea en formaefectiva de acuerdo con el nivel esperado,haciendo uso de sus conocimientos y de su expe-riencia y adoptando la actitud correcta paradesempeñar el trabajo en forma segura y efectiva.
La idoneidad se puede establecer de diversasmaneras. El candidato podría mostrar pruebashistóricas a partir de su experiencia de trabajo ola documentación del programa de entre-namiento. Un evaluador u otra persona apropiadapuede atestiguar que el candidato ha desarrolladouna tarea específica, o bien la ha simulado enaquellas situaciones en que no fuera posible
hacerlo realmente por seguridad o por alguna otrarazón. En ciertos casos, se aceptan respuestasescritas para algunos puntos dentro de la planillade evaluación. En todos los casos, la base deaceptación debe estar documentada.
Los verificadores realizan un control de cali-dad, examinan todos los registros de la evalua-ción y comunican los resultados al candidato. Si ladocumentación presentada resultara inadecuada,el verificador puede solicitar pruebas adicionalesde idoneidad.
El proceso de evaluación produce diversos be-neficios. El más importante de ellos es el incre-mento de la seguridad en la plataforma debido ala idoneidad demostrada por el personal. Además,ayuda a identificar oportunidades de entrenamien-to y desarrollo para los empleados. El programa decapacitación le permite al empleado el acceso apuestos de mayor responsabilidad, por lo cual esútil para el desarrollo de su carrera profesional.Por otra parte, al evaluar diversas tareas, se podríallegar a mejorar la manera de llevarlas a cabo.
El hecho de realizar un seguimiento del pro-ceso permite garantizar que la capacidad no seconfunde con el intento, es decir, el tamaño delesfuerzo no debería influir en la evaluación final.
Dado que el alumno debe demostrar capacidadpara alcanzar un nivel estándar, el proceso deevaluación es sumamente objetivo.
La inclusión del programa de garantía deidoneidad en el sistema NExT es natural, ya queen este programa se conjugan la experienciaindustrial de NExT y el rigor académico comomedios para definir una amplia variedad de tareasdentro de la industria petrolera. En aquellos casosen que las necesidades de entrenamiento sepuedan alcanzar por medio de los cursos del pro-grama NexT, el proceso de certificación podráotorgar la documentación apropiada como pruebade idoneidad.
Progresos en la integración de disciplinasdel subsueloLa mayor parte de los cursos del programa NExTson cortos y su duración puede variar entre unospocos días hasta algunas semanas. El curso máslargo y complejo es el Programa de Integración deDisciplinas del Subsuelo (NSIP, por sus siglas enInglés), que tiene una duración de once meses ytrata sobre la aplicación e integración de tec-nologías multidisciplinarias del subsuelo. Cadaparticipante presenta un problema que tenga un
> Garantía de idoneidad. El proceso diseñado para Hibernia garantiza que el aspirantea un puesto de trabajo cuente con las aptitudes y la idoneidad requeridas.
impacto económico significativo para el equipo detrabajo que lo patrocina. La inclusión del problema,que puede corresponder a cualquier etapa del ciclode vida del activo, es clave para este programa, yaque los conocimientos se aplican en formainmediata para alcanzar los objetivos específicos.
Si bien el temario del curso se concentra en lageología del yacimiento, geofísica, ingeniería delyacimiento y evaluación de la formación, se exponeuna variedad más amplia de tecnologías de explo-ración y producción según las necesidades. Losparticipantes aprenden a integrar disciplinas yresolver problemas para mejorar el retorno sobre lainversión en los activos.
El programa NSIP se fundamenta en laescuela de entrenamiento en petrofísica deAmoco. Desde la iniciación del programa en 1972hasta 1999, se graduaron 319 participantes,entre los que se incluyen 186 geocientíficos y 133ingenieros. A lo largo de ese período, los proyec-tos considerados agregaron más de $500 millo-nes al valor de sus activos. Después de la fusiónde Amoco y BP, la nueva compañía transfirió su
entrenamiento de petrofísica al programa NExT.Todos los años se producen entre 12 y 16vacantes, dos de las cuales se reservan paraempleados de BP.
El programa tiene dos componentes básicos: lacapacitación que se concentra en la primera mitaddel curso y las actividades del proyecto (abajo,parte superior). Si bien las actividades se realizana lo largo de todo el curso, en el último tercio sevuelven más intensivas, casi de tiempo completo.
Cada participante establece objetivos especí-ficos para su proyecto individual. Es importanteque el participante determine con precisión estosobjetivos antes de que llegue a la Universidad deOklahoma en Tulsa para comenzar su trabajo. Amedida que se presentan los proyectos, loslíderes del programa NSIP se familiarizan concada uno de los doce o más problemas de nego-cios durante los debates con los equipos deactivos. Normalmente, se hace una revisión rápi-da para verificar que el problema resulte apropia-do para el NSIP y que sea posible obtenerinformación adecuada y una cantidad suficiente
de datos para resolverlo, ya sea antes o duranteel período de clases (véase "Hoja de ruta para lassoluciones de los proyectos," página 44). A con-tinuación se trabaja para asegurar que toda lainformación relevante al proyecto se encuentredisponible en noviembre cuando comienza elcurso. Si el equipo de activos tiene necesidadesde alta prioridad, los líderes del programa NSIPtratan de encontrar formas de satisfacer esasnecesidades lo antes posible.
Existen más de 65 cursos relacionados, cuyaduración oscila entre medio día y cinco días, quese encuentran integrados con el proyecto (abajo,parte inferior). El programa del curso se iniciacon un método fundamental de integración de lasdisciplinas del subsuelo. Los módulos adi-cionales incluyen análisis aplicado de litofacies,tipificación de la roca y de los poros y unidadesde flujo; análisis de capilaridad, saturación, per-meabilidad y permeabilidad relativa e inte-gración de análisis de núcleos con datos delhoyo, de superficie y de producción.
Los participantes aprenden procesos y méto-dos determinísticos y probabilísticos para laevaluación de formaciones y el modo de integrarlas respuestas de presión del pozo dentro de susinterpretaciones. Asimismo, aprenden a combi-nar atributos sísmicos con los datos de losnúcleos, los registros y los datos de producción,así como a utilizar las respuestas sísmicas parala caracterización y predicción de los yacimien-tos. Entre los temas adicionales del curso seincluyen: ingeniería integrada del yacimiento,análisis y predicción del comportamiento, quecomprende métodos probabilísticos y estocásti-cos, además de simulación aplicada y manejo deyacimientos.
A lo largo del programa, los participantesrealizan prácticas de metodologías de manejo deproyectos y de técnicas de documentación yaprenden a utilizar sistemas gráficos y de visuali-zación por computadora. Teniendo en cuenta quemuchos graduados aspiran a obtener puestos demayor jerarquía cuando regresen a sus equiposde trabajo, también se incluyen clases de lideraz-go y de habilidades de comunicación.
La mayor parte de los proyectos implica unacantidad considerable de trabajo de laboratorio.Los participantes aprenden a realizar análisis y acontrolar los resultados para verificar la calidad,ya que la excelencia técnica es un requisito bási-co en todos los proyectos. Los participantes tam-bién aprenden a documentar sus proyectos parapoder comunicarlos a sus equipos de trabajo.
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Tiempo
Garantía técnica
Entrenamiento
Actividad del proyecto
Manejo del proyecto
Obje
tivos
Entre
gabl
es
> Manejo del tiempo en el Programa NExT de Integración de Disciplinas del Subsuelo (NSIP). A lolargo del programa de capacitación NSIP los alumnos trabajan en sus proyectos y los utilizan comoejemplos en el curso.
Distribución del tiempo
Integración del proyectoy documentación
20%
Análisis del proyecto30%
Geología7%
Geofísica7%
Análisis dedatos y cálculos
7%
Integración de petrofísica y
visitas al campo12%
Ingeniería10%
Evaluaciónde la formación
7%
> Actividades del programa NSIP. En líneas generales, la mitad del tiempose asigna al análisis del proyecto, su integración y documentación.
Otoño de 2000 43
> En el centro de la escena. Los alumnos permanecen en contacto con sus equipos de activos y semantienen actualizados con respecto a las actividades y problemas desarrollados en el campo.Mientras tanto, aprenden con sus instructores y tutores a integrar los datos y los análisis en su tra-bajo en el curso.
Equipo deactivos
Instructoresy tutores
Trabajo enel curso
Datos decampo
Análisis delaboratorio
Problemas yresultados
Métodos ytecnologías
A lo largo del curso, el alumno mantiene unestrecho contacto con el equipo patrocinador(arriba). Todos los meses, los tutores aprueban uninforme de la evolución de cada participante, quese publica en un sitio de la Red accesible a todoel equipo de activos, donde se describen losdesarrollos alcanzados y el estado del proyecto.
Una vez completado el programa NSIP, el par-ticipante regresa a su equipo de trabajo con pro-fundos y amplios conocimientos de petrofísica. Elproblema ha sido analizado con detenimiento,con la ayuda de una gran variedad de expertos ytutores pertenecientes a la industria petrolera. Elequipo de activos dispone ahora de recomenda-ciones para tomar medidas adecuadas para elnegocio, junto con la documentación técnicacompleta, que les resultará de utilidad pormuchos años.
El programa NSIP se vale de la participaciónde las universidades en el programa de capaci-tación NExT, aprovechando la experticia delcuerpo de profesores. Algunos de ellos tienen asu cargo los módulos del NSIP, mientras queotros conducen talleres de trabajo y actúan comotutores de los participantes. La posibilidad deacceso a esta gran fuente de experticia dentro dela comunidad del programa NExT constituye unagran ventaja para los proyectos. En realidad, elbeneficio es mutuo, ya que los problemasplanteados en los proyectos desarrollados en el
curso pueden servir como fuente de nuevos tra-bajos de investigación en las universidades.
El cuerpo directivo del programa NExT estáevaluando nuevas posibilidades para el programaNSIP, que incluyen el uso de algunos de los módu-los para cursos cortos individuales. Algunas com-pañías petroleras están interesadas en estosprogramas mini-NSIP, como el Modelo delProceso de Integración Petrofísica, (PIPM, por sussiglas en Inglés), que consiste en un curso decapacitación para realizar evaluaciones rápidas.
Educación a distanciaLas tres iniciativas descritas anteriormente—elsistema de tutorías, la garantía de idoneidad y elentrenamiento integrado con un trabajo intensivoen proyectos—presentan varias características encomún. En primer lugar se puede mencionar laexcelencia de los contenidos, garantizada pormedio de una supervisión rigurosa por parte de loscomités de revisión asociados con cada una de lascuatro disciplinas y el consejo de asesoramientoindustrial del programa NExT. Todos ellos incorpo-ran una etapa de seguimiento posterior para ase-gurar que los conocimientos adquiridos seapliquen en forma satisfactoria en el trabajo. Porejemplo, los cursos de Ingeniería y Construcciónde Pozos y Operaciones en el Sitio del Pozo cuen-tan con tutores designados para supervisar elperíodo de práctica, y dentro del programa NSIP el
personal de tiempo completo y el cuerpo virtual deprofesores proporcionan las directivas a lo largodel curso. El programa de garantía de idoneidadcuenta con un equipo de evaluadores que obser-van al empleado en forma directa para determinarsi las tareas se cumplen correctamente.
Tanto los programas de pozos como el procesode garantía de idoneidad se fundamentan en elaprendizaje objetivo, es decir, el alumno debedemostrar su capacidad en un tópico para poderavanzar a las secciones subsiguientes. La simpleparticipación del alumno en una clase no le otorgauna certificación, ni tampoco el haber realizado ungran esfuerzo sin haber aprendido realmente loscontenidos. La certificación se basa en criterios ypruebas objetivas de que se han alcanzado lasmetas y adquirido los conocimientos propuestos.
Uno de los objetivos del programa NExT con-siste en afianzar el concepto de educación a dis-tancia. Hoy en día se dispone de herramientastales como la transmisión directa de imágenes devideo y sonido a través de Internet para comple-mentar las video-conferencias, las interaccionesdel tipo salas de charlas, mesas redondas en líneay conferencias grabadas en cintas o en CD-ROMs.La Universidad de Oklahoma utiliza una red defibra óptica de banda ancha para brindar cursosinteractivos a distancia. El consorcio NExT planeaconvertir muchas conferencias convencionales encursos de entrenamiento interactivo asistido porcomputadoras (CBT, por sus siglas en Inglés), uti-lizando herramientas de educación a distancia encombinación con ejercicios en computadoras. Estose podría realizar en un aula de clase tradicional obien con los alumnos ubicados en sitios remotos.
El aprendizaje objetivo constituye un aspectoimportante dentro de los planes del programaNExT para el CBT. Cualquier curso traducido a lacomputadora debe ser interactivo. El texto queaparece sobre la pantalla, o la reproducción delos temas de una conferencia para una pre-sentación, no resultan suficientes para demostrarque el alumno ha aprendido el material. Seplanea incorporar grupos de problemas en el tra-bajo durante el curso para que el alumno sesienta involucrado en forma directa. En muchoscasos, las respuestas a los ejercicios del taller notendrán sólo una opción "correcta" o "incorrecta."
Los problemas se pueden presentar comoárboles de decisión. Esto le permitirá al alumnoseleccionar entre una serie de acciones desde lainiciación del proyecto hasta su terminación. Losescenarios y los resultados de los árboles dedecisión deben semejar lo más posible situa-
Oilfield Review
El programa NSIP introduce el Modelo delProceso de Integración Petrofísica o PIPM,metodología que examina una amplia variedadde temas relacionados con los yacimientos(abajo). Se considera que la petrofísica es unproceso de integración de múltiples disciplinascon el fin de caracterizar las rocas, los poros ylos fluidos. El primer paso consiste en determi-nar las unidades de estudio, es decir, la tipifi-cación de las rocas. La información relevante sederiva de la petrología, mineralogía, diagénesis yporosidad, que impactan la capilaridad y la per-meabilidad relativa, de tal manera que la clasifi-cación de las rocas debe coincidir con estasmediciones. Las litofacies también se mapeansegún la tipificación de las rocas.
Sobre la base de una tipificación coherente dela roca, se pueden crear modelos de registros
para determinar los espesores productivos yotros factores obtenidos por medio de la evalua-ción de formaciones y de los perfiles de presión.Este proceso utiliza un gráfico de Lorenz comomodelo de las unidades de flujo para indicar lacapacidad de almacenamiento y de flujo.1 A par-tir de estas premisas, se podrán obtener los per-files de flujo vertical, indicando donde seencuentran los hidrocarburos en los estratos y laprobabilidad de fluencia de los mismos.
Para perfeccionar la interpretación, el modeloPIPM luego se concentra en los modelos sísmi-cos, el análisis mediante el uso de curvas tipo yel estudio del comportamiento del pozo. Losmodelos de yacimientos proporcionan las herra-mientas para determinar la distribución arealde los espesores productivos, pudiéndoseobtener información acerca de hidrocarburos
previamente inadvertidos, lo cual a su vez puedemejorar la recuperación. El programa PIPMbrinda conocimientos y, lo que es más impor-tante aún, las herramientas de diagnóstico parael manejo del yacimiento.
Los tutores del programa NExT utilizan unaversión modificada del modelo PIPM para un aná-lisis rápido de los proyectos potenciales antes decomenzar un curso NSIP. La evaluación de cadaproyecto se puede realizar en uno o dos días. Sibien no se soluciona el problema, se obtiene in-formación de gran utilidad acerca del método queconviene adoptar para encararlo y se ponen demanifiesto los datos necesarios para resolverlo.
Hoja de ruta para las soluciones de los proyectos
1. Gunter GW, Finneran JM, Hartmann DJ y Miller JD:“Early Determination of Reservoir Flow Units Using anIntegrated Petrophysical Method,” artículo de la SPE38679, presentado en la Conferencia Anual de la SPE,San Antonio, Texas, EUA, Octubre 5-8, 1997.
>Enfoque sistemático de los problemas petrofísicos. El Modelo del Proceso de Integración Petrofísica, o modelo PIPM, ofrece una metodología de evaluación delyacimiento. Los datos obtenidos a partir de los núcleos sobre la tipificación de las rocas y los poros se utilizan para caracterizar la capilaridad y el flujo. El agre-gado de registros y datos de presión transitoria ayuda a determinar las unidades de flujo y las capacidades de almacenamiento y de flujo. Este panorama básico delyacimiento, junto a los datos sísmicos, los datos de pozo y la simulación del flujo del yacimiento permiten construir un modelo del yacimiento. El objetivo final esperfeccionar el manejo del yacimiento.
Facies C
Facies B
Facies A
Arquitecturadeposicional
Litofacies
Petrología, mineralogía,diagénesis, porosidad
A B C
Tipificación de las rocas
Porosidad, permeabilidad, distri-bución del tamaño de los poros
A
BCPe
rmea
bilid
ad, k
Porosidad del núcleo, F
Tamaño de los poros
Factor de recuperación,flujo fraccional
Saturación de agua, Sw
Tamaños de poros, saturaciones, alturas de columnas de fluidos
Saturación
Altu
ra, H
Pres
ión
capi
lar,
P c
Agua
irre
duci
ble
Petró
leo
resi
dual
AB
C
Unidades de flujo, capacidadde almacenamiento y de flujo
Lorenz modificado
Fh total
Kh to
tal
AB
C
Capacidad dealmacenamiento
Capacidadde flujo
Velocidadde entrega
%Fh %kh k/F(1-Sw)
Perfiles de flujo vertical
Prof
undi
dadC
B
A
Litología, porosidad,resistividad
Modelos de registros
Neutrón
Dens
idad
Arenisca
Caliza
Dolomía
Comportamiento delpozo y del campo
Manejo del yacimiento
Petróleo
GasAgua
Porosidad, permea-bilidad, distribución
de espesores
Modelo del yacimientoBarrido EOR,
capas previamenteinadvertidas
Mapas de espesores Mapas de comportamiento
Simulación delcomportamiento
Simulador
Tiempo
Tasa
o g
asto
Permeabilidad, límitesdel yacimiento
Pruebas de presión
Tiempo
Pres
ión
Declinación de volumen,permeabilidad
Curvas tipo-Fetkovich
Tiempo
Litología, porosidad, saturación de fluido,
producción neta
Evaluación de formaciones
C
B
A
Densidad del fluido,contactos
Agua libre
Presiones
Presión
Prof
undi
dad
Amplitudes, AVO,coherencia, Vp/Vs
Modelos sísmicos
Volumen 3D
Cortes horizontales
Mapa de atributos
Tipos de poros Permeabilidad relativaCapilaridad
Modelo del proceso de integración petrofísica
44
Otoño de 2000 45
lio de cursos cortos del programa NExT en elInstituto del Petróleo de Abu Dhabi, en donde 14 universidades escocesas, entre ellas la Heriot-Watt, ofrecen cursos de estudio.
Las universidades también son lugares de in-vestigación. Los cursos del programa NExT se be-nefician de los avances realizados en lasuniversidades con la posibilidad de que los nuevosdescubrimientos se difundan rápidamente entrelos profesionales que pueden hacer uso de la in-formación. Esta relación puede retroalimentar lainvestigación de la universidad al ofrecer fuentesadicionales de recursos e inspiración. Los alumnosque concurren a los cursos pueden aportar nuevosproblemas e ideas al cuerpo de profesores.
Se está considerando con los administradoresy directivos de las universidades asociadas, laincorporación de los cursos del programa NExT enlos programas de carreras de postgrado. Laaprobación del programa NSIP para que en elfuturo forme parte de los requerimientos para laobtener una maestría, constituye una idea atrac-tiva. Otros cursos del programa NexT podrían seraceptados para satisfacer los requerimientos deprogramas más avanzados.
Si bien es difícil predecir la evolución de la ca-pacitación universitaria o industrial dentro de diezaños, resulta evidente que el programa NExT habráde contribuir en gran medida a definir la situación.
—MAA
Educación continuaLas tres universidades asociadas en el programaNExT son líderes en educación en ingeniería enpetróleo, independientemente de que cada una deellas goza de una extraordinaria reputación. Eslógico preguntarse qué las lleva a trabajar enforma conjunta y a asociarse con una compañía deservicios petroleros.
Las universidades existen para brindar edu-cación. A medida que Internet ofrece mayor com-petencia en materia de atención e información,las universidades están examinando sus tradi-cionales sedes de mampostería con una visiónrevolucionaria, basada en la interactividad.9 Elprograma NExT ofrece un marco de referenciapara probar ideas que se podrían trasladar al pro-grama de estudios de una universidad y viceversa.Algunos de los cursos y las ideas del CBT puedenser llevados al contexto universitario, y enalgunos casos ya se ha hecho, ya sea para elalumno tradicional que se encuentra en laspremisas de la universidad o para el alumno queaprende a distancia siguiendo un curso de edu-cación continua.
Otro beneficio para las universidades es queobtienen una mayor exposición, puesto que loscursos del programa NExT se ofrecen en todo elmundo. Esto funciona en ambos sentidos; porejemplo, ya existen planes para utilizar el portafo-
ciones reales. Una vez que el alumno ha"resuelto" el problema, el árbol de decisión mues-tra la trayectoria de decisiones tomadas y lasconsecuencias prácticas y económicas de lasmismas (arriba). Una decisión tomada puede sig-nificar un día más de tiempo del equipo de per-foración, mientras que otra podría ahorrar elcosto del material pero podría presentar unmayor riesgo en cuanto a la seguridad.
Si bien el material del curso se encuentra enla computadora, el alumno tendrá acceso a unexperto en la materia, ya sea en clase o directa-mente en línea. Este experto puede responderpreguntas, monitorear la evolución del trabajo enclase, decidir si todos los participantes estánpreparados para resolver problemas y conducirlos talleres sobre temas especiales.
El contenido del curso se actualizará rápida-mente a medida que avanza la tecnología, con locual se incorporarán nuevos métodos de inter-pretación, nuevas herramientas o nuevos proce-sos en forma rápida y sencilla. Para realizarrevisiones rápidas, la información incluida en elcurso se puede dividir en unidades pequeñas eindependientes, es decir, segmentos de informa-ción. Como ejemplo se puede mencionar elOilfield Glossary de Schlumberger, en el cualcada término constituye un segmento.8
Mayortiempo del
Mayorriesgo
Problema Soluciónelegida
Segundaelección
Primeraelección
Terceraelección
Cuartaelección
Menorcosto
equipo deperforación
> Las decisiones y sus consecuencias. Los problemas se pueden presentar como árboles de decisión dentrode un programa de capacitación asistido por computadora. El alumno selecciona una opción, que sigue unatrayectoria específica en el árbol. Una vez elegida una solución, se pueden volver a considerar las consecuen-cias de cada una, por ejemplo, aceptar una reducción de costos con un riesgo mayor en la primera opción.
8. http://glossary.connect.slb.com9. Ray R: “Oil, Gas Companies Discover E-Commerce
Opportunities,” Tulsa World, Agosto 19, 2000.
46 Oilfield Review
El creciente interés en los hidratos de gas
Timothy S. CollettUnited States Geological SurveyDenver, Colorado, EUA
Rick LewisGreenwood Village, Colorado
Takashi UchidaJapan Petroleum Exploration Company, Ltd.Chiba, Japón
Se agradece la colaboración en la preparación de esteartículo a Gerard Daccord, Clamart, Francia; William Dillon,US Geological Survey, Woods Hole, Massachusetts, EUA;Yoshi Kawamura, Nagaoka, Japón; y Robert Kleinberg,Ridgefield, Connecticut, EUA.AIT (Herramienta de Imágenes de Inducción), DSI (ImagenSónica Dipolar de Cizallamiento), FMI (Imágenes Micro-eléctricas de Cobertura Total) y Platform Express son marcas de Schlumberger.
Otoño de 2000 47
Los hidrocarburos son combinaciones especialesde hidrógeno y carbono. Estos compuestos de for-mación natural se han recolectado durante milesde años, en primer lugar, de filtraciones inusuales(para utilizarse como adhesivos en la construc-ción de caminos y edificios, para impermeabi-lización en barcos y cestas, para armamento,pintura, labores artísticas en mosaico, para cul-tos religiosos, propósitos medicinales y comocombustible para alumbrado y para cocinar), yposteriormente se los ha extraído de los pozos.Durante los últimos dos siglos, la producción depetróleo y gas ha alcanzado una escala global yactualmente tiene influencia en la mayoría de lasactividades mundiales.
Algún día, quizá en el siglo XXI, el depósito dehidrocarburos convencionales no podrá propor-cionar por más tiempo la energía adecuada paralas crecientes economías y poblaciones de latierra. Para entonces, los no muy conocidos, perohidrocarburos afines conocidos como hidratos,podrían tomar su lugar como importantes fuentesde energía. Los hidratos son también una combi-nación especial de dos sustancias comunes, aguay gas natural. Si estas sustancias se encuentranen condiciones de alta presión y alta tempera-tura, se unen para formar una sustancia sólidasemejante al hielo. Vastos volúmenes de sedi-mentos en el fondo del mar y en las regionespolares favorecen la formación de hidratos.
Este artículo describe cómo y dónde existenlos hidratos, cómo pueden ser evaluados comorecursos y otras cuestiones y retos asociados consu explotación.
Energía compactadaLa unidad básica de hidrato es un cristal huecode moléculas de agua con una sola molécula degas flotando en el interior. Los cristales se agru-pan en un enrejado compactado. Los hidratos,conocidos también como hidratos de gas,hidratos de metano o clatratos (de las palabrasgriega y latina para "emparrillado"), presentanuna estructura similar al hielo, excepto que lasmoléculas de gas se encuentran ubicadas dentrode los cristales en vez de estar entre ellos. A juz-gar por las pocas ocasiones que se les ha podidoobservar, los hidratos también se asemejan alhielo. Pero no actúan como el hielo: ya que sequeman cuando se encienden con un cerillo.
Los químicos conocen los hidratos desdehace casi 200 años, pero hasta hace poco estassustancias eran consideradas como curiosidadesde laboratorio.1 La industria del petróleo seempezó a interesar en los hidratos en la décadade 1930, cuando se encontró que la formación delos hidratos de gas era la causa de los bloqueosen algunos ductos en Kazakstán.2 Desdeentonces, la mayor parte de los esfuerzos de laindustria relacionados con los hidratos hanestado encaminados a evitarlos o a dificultar suacumulación (véase "Riesgos relacionados conlos hidratos,” página 59).
1. Sloan ED Jr: Clathrate Hydrates of Natural Gas, 2da ed.Nueva York, Nueva York, EUA. Marcel Dekker, Inc., 1998.
2. Bagirov E y Lerche I: “Hydrates Represent Gas Source,Drilling Hazard,” Oil & Gas Journal 95, no. 48 (Diciembre 1, 1997): 99-101, 104.
Para algunas personas en la industria de la energía, los hidratos formados a partir
de gases son conocidos por los problemas que ocasionan al bloquear los ductos y
las tuberías de producción. Pero para otros, los hidratos son un recurso potencial de
hidrocarburos, ya que superan en gran medida el potencial de los recursos de gas
natural convencional. Sin embargo, para ambos grupos, es esencial conocer más
acerca de los hidratos.
En la década de 1960, personal de perforaciónruso descubrió la formación natural de hidratosen un campo de gas en Siberia. Posteriormente,en la década de 1970, científicos de expedicionesde perforación en aguas profundas, descubrieronque los hidratos no sólo se forman naturalmenteen las regiones continentales polares, sino tam-bién en los sedimentos de las aguas profundas enlos límites continentales exteriores.
Muchos estudios demuestran que el gas quese encuentra en los hidratos formados natural-mente se produce cuando bacterias anaeróbicasdescomponen materia orgánica por debajo delfondo del mar, produciendo metano y otros sub-productos gaseosos incluyendo dióxido de car-bono, sulfuro de hidrógeno, etano y propano.Todos estos pueden incorporarse como moléculashuésped en los hidratos, pero entre ellos predo-mina el metano.3 Existen algunas evidencias querespaldan el argumento de que en un limitado
número de ambientes, el metano en los hidratosproviene también de fuentes termogénicas, ubi-cadas a mayor profundidad dentro de la tierra.4
La naturaleza compacta de la estructura delhidrato contribuye a la altamente eficaz com-pactación del metano. Un volumen cúbico dehidrato contiene gas que se expandirá entre 150y 180 volúmenes cúbicos a presión y temperaturaestándar.
La mayoría de los hidratos marinos parecenestar confinados en los límites de los continentesdonde las aguas tienen una profundidad aproxi-mada de 1500 pies [aproximadamente 500 m] ydonde las aguas ricas en nutrientes descarganresiduos orgánicos para que las bacterias lo con-viertan en metano (arriba). Los hidratos de gas sehan encontrado en el fondo del mar, pero su ubi-cación usual es de 325 a 1600 pies [100 a 500 m]por debajo de éste. En las regiones de permafrost(capas situadas a cierta profundidad que per-
manecen heladas todo el año), los hidratos de gaspueden formarse en zonas menos profundasdebido a que las temperaturas de la superficie sonmenores. Se han podido identificar grandes acu-mulaciones costa afuera de Japón, en Blake Ridgefuera de la costa oriental de los Estados Unidos deNorteamérica (EUA), en la costa continental deCascade a las afueras de Vancouver, en laColumbia Británica, en Canadá y costa afuera deNueva Zelandia.5 Sólo una pequeña proporción dela evidencia de las acumulaciones de hidratosalrededor del mundo proviene de muestreodirecto. La mayoría proviene de otras fuentes,tales como reflexiones sísmicas, registros diariosde pozos, información sobre perforación y medi-ciones de la salinidad del agua intersticial.
Experimentos de laboratorio muestran de quémanera la estabilidad de la fase sólida del hidratode metano depende de la presión y la temperatura(próxima página, a la izquierda). Teóricamente,
48 Oilfield Review
Ubicación de los hidratos> Presencias conocidas e inferidas de los hidratos de gas.
3. Krajick K: “The Crystal Fuel,” Natural History 106, no. 4(Mayo de 1997): 26-31.
4. Collett TS: “Natural Gas Hydrates of the Prudhoe Bayand Kuparuk River Area, North Slope, Alaska,” AAPGBulletin 77, no. 5 (Mayo de 1993): 793-812.MacDonald IR, Guinasso N, Sassen R, Brooks JM, Lee L y Scott KT: “Gas Hydrate That Breaches theSeafloor on the Continental Slope of the Gulf of Mexico,”Geology 22, no. 8 (Agosto de 1994): 4539-4555.
Suess E, Torres ME, Bohrmann G, Collier RW, Greinert J,Linke P, Rehder G, Trehu A, Wallman K, Winckler G yZuleger E: “Gas Hydrate Destabilization: EnhancedDewatering, Benthic Material Turnover and LargeMethane Plumes at the Cascadia Convergent Margin,”Earth and Planetary Science Letters 170, no. 1-2 (Junio de 1999): 1-15.
5. Collett TS y Kuuskraa VA: “Hydrates Contain Vast Storeof World Gas Resources,” Oil & Gas Journal 96, no. 19 (Mayo 11, 1998): 90-95.
6. Krajick, referencia 3.7. Kvenvolden K: “Gas Hydrates—Geological Perspective
and Global Change,” Reviews of Geophysics 31, no. 2(Mayo de 1993): 173-187.
8. Makogan YF: Hydrates of Hydrocarbons. Tulsa,Oklahoma, EUA: PennWell Books, 1997.
Otoño de 2000 49
estos requisitos de estabilidad se cumplen en unalto porcentaje en el fondo del mar de la pen-diente continental. Los descubrimientos másrecientes de hidratos de gas oceánicos formadosnaturalmente corroboran estas condiciones deestabilidad. Como parte de unos programas deinvestigación en aguas profundas se perforó laparte central de sedimentos ricos en hidratos, seextrajeron núcleos y se intentó tomar muestraspara su estudio a bordo de las embarcaciones y enel laboratorio.6 Sin embargo, cuando los primerosnúcleos se colocaron a bordo, éstos sedespresurizaron y autodestruyeron. Pocos hidratosformados naturalmente han sobrevivido el sufi-ciente tiempo para ser estudiados.
Se cree que se han encontrado cantidadessuficientes de hidratos como para efectuar esti-maciones sobre su volumen total. Existe un arduoconsenso, que aproximadamente 20,000 trillonesde metros cúbicos [aproximadamente 700,000Tpc] de metano se encuentran atrapados en loshidratos.7 Alrededor del 99% de éstos se encuen-tran en sedimentos marinos costa afuera.8 El totales de aproximadamente dos órdenes de magnitudmayores a la cantidad del metano convencionalrecuperable, el cual se calcula es de aproximada-mente 250 trillones de m3 [aproximadamente 8800Tpc]. Es decir, los hidratos pueden contener 10 tri-llones de toneladas de carbono, más del doble detodo el carbón, el petróleo y las reservas de gasconvencionales del mundo combinados (arriba).Tales estimaciones de este recurso de hidrocar-
> Estabilidad del hidrato de metano en función de la presión y la tem-peratura. La combinación de metano y agua a bajas temperaturas y aaltas presiones resulta en un sólido (parte sombreada). Si se agregacloruro de sodio al agua, la curva rosa se desplaza hacia la izquierda,mientras que si se agrega dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno yotros hidrocarburos la curva se desplaza hacia la derecha.
Otros67
Turba500
Biota terrestre830
Materia orgánicadisuelta en agua
980
Suelo1400
Hidratos de gas(tierra firme y costa afuera)
10,000
Combustibles fósilesrecuperables y
no recuperables(carbón, petróleo,
gas natural)5000
Unidades = 1015 g carbono
> Contenido de carbono de los recursos de hidro-carburos conocidos en el mundo. Los hidratos degas contabilizan más de la mitad de los recursosde hidrocarburos. (Esta cifra excluye el carbonoorgánico disperso como el kerógeno y el asfalto).[Adaptado de Kvenvolden, referencia 7].
Límite
dela
fasehidrato-gas
10,000
5000
1000
500
100
50
Prof
undi
dad,
m
1000
500
100
50
10
5
1
Pres
ión,
atm
10
-10 0 10 20 30 40
Temperatura,°C
Metanogas + agua
Metanogas + hielo
Hidrato de metano+ hielo + gas
Hidrato de metano+ agua + gas
Lím
ite d
e la
fase
agu
a-hi
elo
Novaya Zemlya
M A R D E K A R A
Penínsulade
YamaiPenínsula
deGydanski
Río Pur
Río Taz
Norilsk
Bahía
de O
b
Campo petroleroMessoyakha
0 500km
millas0 300
buros potenciales, está conduciendo a variospaíses a iniciar programas de investigación yexploración para entender el comportamiento delos hidratos, identificar las acumulaciones y desa-rrollar métodos de extracción. Japón, India,Estados Unidos, Canadá, Noruega y Rusia sonalgunos de los países que actualmente estándesarrollando investigaciones sobre los hidratosde gas.
Messoyakha, un temprano descubrimientoextraordinarioEl único ejemplo conocido de producción de gasatribuido a los hidratos ocurrió en el campo degas Messoyakha en Siberia (arriba). El campoMessoyakha, descubierto en 1968, fue el primercampo productor en el noroeste de la cuenca
siberiana. Para mediados de la década de 1980,más de 60 campos de gas habían sido descubier-tos en la cuenca, que conjuntamente conteníanaproximadamente 777 Tpc [22 trillones m3], o untercio de las reservas de gas del mundo. Antes dela producción, se calculó que el campoMessoyakha contenía 2.8 Tpc [79 millones de m3]de gas, un tercio del cual se encuentra contenidoen los hidratos que recubren el intervalo de gaslibre en el campo (página siguiente, arriba).
La producción se inició en 1969 desde la zonade gas libre del yacimiento y por un par de añoslas presiones disminuyeron de acuerdo a loesperado (página siguiente abajo). Posterior-mente, en 1971 se midieron presiones y obtu-vieron producciones mayores a lo esperado. Estose atribuyó a la producción de gas originada en la
capa de hidrato: conforme disminuyó la presiónen la capa de gas libre, la capa de hidrato sedespresurizó y liberó gas de los hidratos disocia-dos. Alrededor del 36% ó 183,000 MMpc [5000millones de m3] del gas producido enMessoyakha fue atribuido a la disociación dehidratos de gas.9
Este método de despresurización para pro-ducir gas a partir de hidratos funciona cuandohay gas libre asociado con la acumulación dehidrato. En consecuencia, esto puede funcionartambién para los campos del Río Kuparuk-Bahíade Prudhoe en Alaska, EUA.
50 Oilfield Review
> Campo petrolero Messoyakha en Rusia, descubierto en 1968. Mucha de la producción de gas seatribuye a la disociación de hidratos de metano.
9. Para un argumento contrario: Collett TS y Ginsberg GD:“Gas Hydrates in the Messoyakha Gas Field of the WestSiberian Basin—A Re-Examination of the GeologicEvidence,” International Journal of Offshore and PolarEngineering 8, no. 1 (Marzo de 1998): 22-29.
Otoño de 2000 51
Pozo 109 Pozo 121 Pozo 150 Pozo 142 Pozo 7Pr
ofun
dida
d, m
700
750
800
850
Lutita Hidrato de gas Zona de agua Límite del gas libreZona de gas libreArenas
> En el campo Messoyakha, los hidratos de gas se encuentran por encima del gas libre.
Gas
prod
ucid
o, 1
06 m3 /
día
8
7
6
5
4
3
2
11970 1975 1980 1985
2
3
1
0
Pres
ión,
Mpa
Año
> Historia de producción del campo Messoyakha que muestrapresiones pronosticadas (línea punteada azul) y medidas (líneacontinua azul) del yacimiento y los volúmenes de gas producido(curvas en color negro). Se han identificado cinco períodos deproducción: I. Producción de gas libre; II. Producción de gas apartir de la zona de gas libre y el depósito de hidrato; III. Produc-ción de gas a partir del hidrato solo; IV. Cierre; V. Pequeña canti-dad de la producción de gas a partir del hidrato. Los volúmenesproducidos debajo de las líneas negras punteadas se atribuyen ala disociación de hidrato.
MA R D E B E A U F O R T
Bahía dePrudhoe
300
300
200100
0
200
200
100
300
300400
300
400
500
100
200
400
500
0 100km
millas0 60
400
700
800
900
600700
9001000
800
M A R D EB E A U F O R T
Cabo Oliktok Cabo Milne
Bahía deHarrison Bahía de
Gwydyr
Hidrato de gasSitio del pozo0 10km
millas0 6
NorthwestEileen 2
> Formación de hidratos y espesor calcu-lado de la zona de estabilidad de los hidra-tos en la región de la Bahía de Prudhoe,pendiente norte de Alaska. Los intervalosde las curvas de contorno en la figura delcentro se presentan en metros.
Bahía de Prudhoe Las acumulaciones de hidrato más estudiadas enel mundo, después de los hidratos de gas en elcampo ruso Messoyakha, son las encontradas enel área del Río Kuparuk-Bahía de Prudhoe enAlaska. En 1972, se extrajeron hidratos de gas enbarriles cilíndricos presurizados del pozo de explo-ración Northwest Hielen 2 de ARCO y Exxon en lapendiente norte de Alaska (abajo).10 El espesor dela zona de estabilidad de hidratos de gas para elárea de la Bahía de Prudhoe-Kuparuk puede calcu-larse a partir de los gradientes de temperatura ypresión en la región. Potencialmente, los hidratosson estables entre 210 y 950 m [690 y 3120 pies].
El análisis de los datos de registros de pozos deotros 445 pozos de la pendiente norte, revelaronque 50 pozos contenían hidratos en seis capas deareniscas continuas en el extremo este de launidad de producción del Río Kuparuk y en elextremo oeste de la unidad de producción de laBahía de Prudhoe. El análisis relacionó los regis-tros de estos pozos con los registros del pozo deexploración en el cual se había recuperado elnúcleo de hidrato. Estos y otros estudios indicaronque es difícil distinguir los hidratos mediante re-gistros sencillos; la utilización de múltiples tiposde registros parece funcionar mejor. Los registrosacústicos registran valores similares a aquellosencontrados en el hielo. Los registros de resistivi-dad miden valores altos que indican la presenciade hidrocarburos. El incremento en el gas de tras-fondo medido mediante el registro del lodo de per-foración fue el mejor indicador de hidratos, pero su
respuesta no fue muy diferente al de un registroobtenido en una zona de gas libre (página si-guiente, arriba).
Estos primeros descubrimientos de hidratosasociados con acumulaciones convencionales dehidrocarburos mostraron cómo las herramientas deadquisición de registros podían identificar laszonas de hidratos en ambientes árticos. La per-foración de huecos para buscar hidratos en am-bientes marinos es costosa, sin embargo, hay otraherramienta disponible para tales efectos; ésta esla sección sísmica.
El descubrimiento de hidratos en el marPara cuantificar el volumen probable de hidratos ysu potencial como recurso, es importante conocer
tanto la distribución de los hidratos en los sedi-mentos, como las propiedades mecánicas de lasformaciones que contienen hidratos. Las mues-tras extraídas muestran partículas individualesde hidrato diseminado en la sección sedimenta-ria, pero los hidratos también se presentan comocemento intergranular, nódulos, láminas, vetas ycapas masivas (página siguiente, abajo). Tantoen los depósitos de hielos continentales y mari-nos, las secciones que contienen hidratos nor-malmente varían en espesor, de unos cuantoscentímetros a 30 m [1 pulg a 100 pies]. Una vezse tomó una muestra de hidrato sólido de unacapa de 3 a 4 m [10 a 13 pies] de espesor.
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El hidrato que actúa como cemento endure-cerá la matriz del sedimento. Esto también puedeocurrir en el espacio intersticial, sin afectar enforma importante la rigidez del sedimento.Cuando los hidratos de gas se forman en losespacios intersticiales del sedimento consoli-dado, el hidrato sólido, en lugar del agua líquida,ocupa los espacios intersticiales y los procesosdiagenéticos de consolidación y cementaciónmineral se inhiben en gran medida.
Se cree que la velocidad del sonido en elhidrato puro es similar a la del hielo, pero el valorexacto todavía no se ha determinado y probable-mente depende de la química del hidrato. Lavelocidad acústica en una capa de hidratocementado también es alta, más alta que en unsedimento lleno de líquido. Como resultado, elcontacto entre una capa rica en hidrato y unacapa llena de gas puede actuar como un promi-nente reflector sísmico. A estos reflectores quese presentan en la base de la zona de hidrato seles conoce como reflectores simuladores defondo, (BSR; por sus siglas en Inglés). Su formasigue la forma del fondo del mar y la polaridad desu pulso sísmico se invierte. La profundidad delos BSR por debajo del fondo del mar depende delas temperaturas y las presiones requeridas parala estabilidad del hidrato. En zonas marinas sehan mapeado BSRs que se encuentran a profun-didades de entre 100 a 500 m [330 a 1640 pies]por debajo del fondo del mar.11
La ocurrencia de los BSR en los datos dereflexión sísmica, es el indicador más importantede la existencia de hidratos en los sedimentosmarinos. No obstante, los hidratos pueden existirsin la creación de los BSR si no existe una canti-dad importante de gas libre o si el hidrato noendurece considerablemente la matriz del sedi-mento. Unos investigadores en Canadá han repor-tado éxito en la identificación de zonas marinasde hidratos utilizando resonancia eléctricaremota en áreas donde los BSR no son visibles.12
Los reflectores simuladores de fondo se hanobservado en muchas partes del mundo. Una delas regiones mejor estudiadas es Blake Ridge,costa afuera de Carolina del Norte, EUA
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Prueba de la zona yextracción de unnúcleo de hidratode gas
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Rayos gamma Registro del lodoGas CH4
Tiempo de tránsitoacústicoResistividad eléctrica
> Registros obtenidos en el pozo Northwest Eileen 2 de ARCO y Exxon. La velocidad sónica(Carril 2) aumenta a lo largo de la zona de hidrato, como lo haría en una capa de hielo. Laresistividad (Carril 1) aumenta debido al metano. El registro del lodo (Carril 4) muestra unincremento en el gas de trasfondo, similar a la respuesta observada durante la perforaciónen una zona de gas libre.
Cemento diseminado Nódulos Vetas Capas masivas
> Distribución de los hidratos en los sedimentos. Una formación puede con-tener (izquierda a derecha) hidratos en la forma de cemento diseminado,nódulos, vetas y capas masivas.
10. Collett, referencia 4.Collett TS: “Well Log Characterization of SedimentPorosities in Gas-Hydrate-Bearing Reservoir,” artículode la SPE 49298, presentado en la Conferencia yExhibición Anual de la SPE , Nueva Orleáns, Luisiana,EUA, Septiembre 27-30, 1998.
11. Collett T: “Methane Hydrate: An Unlimited EnergyResource?” Trabajos del Simposio Internacional sobreRecursos de Hidratos de Metano en un Futuro Cercano,Ciudad de Chiba, Japón, Octubre 20-22, 1998: 1-12.
12. Yuan J y Edwards RN: “The Assessment of Marine GasHydrates Through Electrical Remote Sounding: HydrateWithout a BSR?” Geophysical Research Letters 27, no.16 (Agosto 15, 2000): 2397-2400.
(izquierda arriba).13 Aquí, los científicos para laInvestigación Geológica en los Estados Unidos deNorteamérica (USGS, por sus siglas en Inglés)han realizado estudios sísmicos bidimensionales(2D) sobre la superficie marina y estudios de sís-mica de pozo conjuntamente con perforacionesde investigación para conducir experimentossobre las propiedades químicas e isotópicas delos hidratos.14
Si bien los estudios sísmicos normales multi-canal marinos detectan el gran contraste en laimpedancia acústica entre una capa de hidratode gas y una capa subyacente de gas libre, losBSR no son tan evidentes en relevamientos demayor frecuencia, en los que el muestreo seefectúa a una resolución vertical mayor.15 Unrelevamiento de alta resolución realizado costaafuera de Vancouver, Columbia Británica,Canadá, registró señales de datos multicanal quevarían de 250 a 650 Hz, sin embargo, se regis-traron sólo reflexiones débiles en un área dondelos BSR son fuertes a menor frecuencia. Estoindica que el contraste de velocidad en la inter-fase entre la zona de hidrato y la zona de gaslibre es gradual y ocurre a lo largo de unos cuan-tos metros. Las velocidades inferidas a partir delrelevamiento de alta resolución son consistentescon aquellas obtenidas a partir de relevamientosmulticanal y a partir del registro de datos delPrograma de Perforación Marina, (ODP, por sussiglas en Inglés) (izquierda abajo).
El contraste en la velocidad sísmica compre-sional y de cizallamiento en los BSR puede tam-bién dar lugar a una respuesta típica de lavariación de la amplitud con el desplazamiento(AVO, por sus siglas en Inglés) que puede ayudara determinar si el hidrato está actuando como uncemento o está llenando los espacios intersti-ciales sin cementar los granos de sedimento.16
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Intensidad de la reflexiónBaja Alta
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4000 Zona de hidratosAcumulacionesde gas
¿Gas y/o líquidos?
Punto de disparo
Zona de hidratos
> Sección sísmica que muestra la intensidad de la reflexión a lo largo de la Costa del Atlánticoen Blake Ridge, EUA. Se observa un reflector simulador de fondo (BSR) siguiendo la base de lacapa de hidrato de gas. El BSR se eleva en el centro del perfil, donde se introdujo un diapiro desal. [De Taylor MH, Dillon WP y Pecker IA: "Entrampado y Migración del Metano Asociado conla Zona de Estabilidad del Hidrato de Gas en el Diapiro de Blake Ridge: Nuevas Visiones a par-tir de Datos Sísmicos," Geología Marina 164 (2000): 79-89, cortesía de William P. Dillon].
> Velocidades acústicas en el contacto entre una capa que con-tiene hidrato y una zona de gas libre costa afuera de Vancouver,Columbia Británica, Canadá. Se observa consistencia entre lasvelocidades del registro sónico, los estudios sísmicos multicanal,(MCS, por sus siglas en Inglés) y levantamientos sísmicos de altafrecuencia (DTAGS, sistemas geofísicos y acústicos para arrastreprofundo) registrados durante un Programa de Perforación Marina,(ODP, por sus siglas en Inglés). Los resultados de mayor frecuenciaimplican un contacto gradacional (curva continua en color negro).[Adaptado de Gettrust et al, referencia 15].
13. http://abacus.er.usgs.gov/hydrates/index.html14. http://obs.er.usgs.gov/BlakeRidge95.html15. Gettrust J, Wood W, Lindwall D, Chapman R, Walia R,
Hannay D, Spence G, Louden K, MacDonald R yHyndman RD: “New Seismic Study of Deep Sea GasHydrates Results in Greatly Improved Resolution,” EOS Transactions of the American Geophysical Union 80, no. 38 (Septiembre 21, 1999): 439-440.
16. La variación de la amplitud de reflexión con el despla-zamiento entre la fuente sísmica y el receptor indica el contraste en la relación de Poisson a través del reflector.
17. Ecker C, Dvorkin J y Nur A: “Sediments with GasHydrates: Internal Structure from Seismic AVO,”Geophysics 63, no. 5 (Septiembre-Octubre de 1998): 1659-1669.
18. Collett TS, Lewis RE, Dallimore SR, Lee MW, Mroz TH yUchida T: “Detailed Evaluation of Gas Hydrate ReservoirProperties Using JAPEX/JNOC/GCS Mallik 2L-38 Gas Hydrate Research Well Downhole Well-LogDisplays,” en Dallimore SR, Uchida T y Collett TS (eds):Scientific Results from JAPEX/JNOC/GSC Mallik 2l-38Gas Hydrate Research Well, Mackenzie Delta,Northwest Territories, Canadá. Ottawa, Ontario, Canadá:Geological Survey of Canada, Bulletin 544 (1999): 295-311.
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Velocidad interválica, m/seg
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Hidrato de gas Sitio del pozo
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Personal de Chevron Petroleum TechnologyCompany, La Habra y de la Universidad deStanford, ambas en California, Estados Unidos,han analizado la respuesta AVO en los BSR a lolargo y ancho de una parte de Blake Outer Ridgecosta afuera de Florida y Georgia en los EstadosUnidos y han concluido que el hidrato en eseambiente no es cementante.17
Además de los estudios sísmicos marinos queabarcan grandes áreas, las mediciones de lasalinidad del agua intersticial pueden detectar laexistencia, o reciente presencia, de hidratoscerca del fondo del mar. Los hidratos contienensólo agua pura y eliminan las sales y otros com-puestos que puedan estar presentes en el aguadel mar. Inmediatamente después de la cristali-zación de la molécula de hidrato, el agua marinacircundante se enriquece con los componentes
expulsados, tales como el cloruro. Las medi-ciones de la salinidad tomadas en este momento,muestran altas concentraciones de cloruro.Inmediatamente después de la cristalización, lacombinación provoca que la anomalía del clorurodesaparezca. En forma inversa, la disociación delhidrato purifica el agua reduciendo la salinidaddel agua intersticial. La detección de agua puradurante la perforación puede indicar la diso-ciación de hidrato y, en consecuencia, su presen-cia reciente.
Exploración actual de los hidratosSe ha investigado un yacimiento de hidratos degas en los territorios al noroeste del delta deMackenzie, en Canadá, mediante un proyecto quecomprende miembros de la Geological Survey ofCanada, (GSC), la Japan National Oil Corporation
(JNOC), Japan Petroleum Exploration Company(JAPEX), la USGS, el Departamento de Energíade los Estados Unidos de Norteamérica y distin-tas compañías, incluyendo Schlumberger.18
Perforado en 1998, cerca de un pozo de laImperial Oil Ltd. que ha encontrado hidratos, elnuevo pozo de investigación, Mallik 2L-38 se di-señó para evaluar las propiedades en sitio de loshidratos y valorar la capacidad de las herramien-tas de registros para identificarlos (arriba).
Como otros pozos en el Artico, el pozo Mallik2L-38 se perforó y revistió a través del intervalode permafrost, el cual alcanzó una profundidadde 640 m [2100 pies]. Antes de fijar el revestidor,se corrieron varios registros de Schlumberger através de la zona de permafrost. Los registrosincluyeron la herramienta de Imágenes deInducción AIT, la herramienta de Imagen Sónica
< Pozo de investigación, Mallik 2L-38 dise-ñado para evaluar las propiedades en sitioy valorar la capacidad de las herramientasde registro para identificar los hidratos.
Dipolar de Cizallamiento DSI y la sonda PlatformExpress. El pozo fue perforado por debajo delintervalo de permafrost, hasta los 1150 m [3770pies] y se extrajo un núcleo. En esta sección delsubpermafrost se corrieron las mismas herra-mientas de registros, así como también elMicrobarredor de Formaciones de Cobertura TotalFMI (arriba).
El registro y la calidad del hueco fueron exce-lentes en la sección con presencia de hidratos, la
cual se extendió de 897.5 a 1109.5 m [2945 a3640 pies]. Se utilizó un enfriador de lodos que in-crementó en gran medida la estabilidad del hidra-to. La resistividad eléctrica de fondo de pozo y losregistros de velocidad acústica confirmaron lapresencia de hidratos de gas en un intervalo demás de 200 m [656 pies] de espesor. Los valoresde resistividad eléctrica de lectura profunda va-riaron de 10 ohm-m a 100 ohm-m. Las velocida-des de la onda acústica compresional (Vp)variaron de 2.5 a 3.6 km/seg, y las velocidades
acústicas de cizallamiento (Vs) variaron de 1.1 a2.0 km/seg. El bajo valor de la relación entre lavelocidad acústica compresional y la velocidad acústica de cizallamiento, Vp/Vs, en la base de lazona de hidrato, indica una capa delgada de gaslibre. A partir del pequeño cruce de las curvas delregistro densidad–neutrón, se puede interpretaruna pequeña cantidad de gas libre en otras par-tes del hueco, pero esto puede estar causado porlos hidratos que se vieron afectados durante la
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> Registros e imágenes del pozo desde los primeros metros de la capa de hidrato en el pozo Mallik 2L-38. La resistividad en elCarril 2 muestra un incremento indicativo de la presencia de hidrocarburos. La saturación calculada de hidrato en el Carril 4alcanza más del 80%.
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perforación. Las mediciones en el núcleo con-cuerdan bien con los valores de resistividad del agua intersticial, de porosidad y de densidad dela formación y del grano derivados del registro(arriba). Las imágenes del pozo y el núcleo indi-can que el yacimiento es de arenisca de alta cali-dad con hidratos que rellenan los poros. Laporosidad varía de 20 a 40%. Los hidratos no seencuentran en las capas circundantes de lutita.
Las saturaciones de los hidratos de gas se cal-cularon en base a la ecuación "estándar" deArchie.19 Las saturaciones se calcularon tambiéna partir de los datos del registro acústico, perosus valores fueron menores a los obtenidos en lasmediciones de los núcleos recuperados. Los cál-culos basados en la resistividad indican la pre-sencia de algunas zonas con saturaciones dehidrato que exceden el 90%. El volumen dehidratos inferidos a partir de los datos de registroy de los datos del núcleo es equivalente a valores
de 3 a 4 x 109 m3 de gas en un área de 1 km2 [0.36milla2] alrededor del pozo.
La experiencia obtenida en el pozo de investi-gación Mallik 2L-38 ayudó a aclarar las carac-terísticas de los hidratos de gas natural y motivóa JAPEX y a los grupos asociados a comprome-terse en el siguiente proyecto de perforación dehidratos en el valle de Nankai, costa afuera de
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> Comparación de los registros con las mediciones del núcleo del pozo Mallik 2L-38. Las resistividades del agua intersticialmedida en los núcleos correlacionan bien con los valores derivados del registro (Carril 2). Las porosidades del núcleo, desple-gadas en el Carril 3, concuerdan con las porosidades del registro de densidad–neutrón. Las densidades de la formación semuestran en el Carril 4 y las densidades del grano en el Carril 5.
19. Collett TS: “Well Log Evaluation of Gas Hydrate Satura-tions,” Trabajos de la Conferencia Anual de la SPWLAN˚ 39, Keystone, Colorado, EUA, Mayo 26-29, 1998,artículo MM.
Japón. Mediante los BSR se han identificadoaproximadamente una docena de áreas comopotenciales yacimientos de hidrato (abajo).
Como primer paso, a fines de 1999 y princi-pios del 2000 se perforó un pozo de exploraciónen un área donde el lecho marino tiene 945 m[3100 pies] de profundidad.20 Se perforaron doshuecos piloto y un hueco principal de 1600 m[5250 pies] y 3300 m [10830 pies] de profundidadrespectivamente. Se obtuvieron núcleos, asícomo mediciones que incluyen las anomalías decloro; registros durante la perforación, (LWD, porsus siglas en Inglés); registros de neutrón, induc-ción dual y de resistividad frente a la barrena;registros de velocidad acústica de compresión yde cizallamiento dipolar, registros de lateroperfil
y de resonancia magnética nuclear.21 En lasareniscas del yacimiento, se calculó una satu-ración de hidratos de gas máxima de aproxi-madamente el 80% de la porosidad total.
Nuevas formas para monitorear laformación de hidratosEn el laboratorio, se han formado hidratos de gasa partir de gas y agua, pero con dificultad.22 Loshidratos se forman lentamente en recipientes apresión, incluso a temperaturas y presiones den-tro de los límites de la fase termodinámica. Elproceso es también autolimitante: conforme seincrementa la presión y disminuye la tempera-tura, se forma una capa sólida de hidrato en lainterfase gas–agua. Al dejarse reposar, esta capadetiene eficazmente la producción adicional dehidratos. La barrera de hidrato puede romperse
mediante una fuerte agitación y muchos investi-gadores han recurrido frecuentemente a la insta-lación de un aparato pulverizador dentro de susrecipientes a presión para acelerar la cristali-zación. Aún así, el llenar con hidrato un pequeñorecipiente a presión puede tomar varios días.
A principios de 1996 un grupo liderado porPeter Brewer del Instituto de Investigación delAcuario de la Bahía de Monterrey (MBARI, porsus siglas en Inglés) de California, consideró unanueva forma para estudiar la formación dehidratos. Estos investigadores se dieron cuentade que el fondo del mar proporcionaba no sola-mente condiciones de temperatura y presiónadecuadas para la formación de hidratos, sinotambién un ambiente en el cual podía duplicarsela dinámica de la formación natural de hidratos.23
En un experimento, se utilizó un pequeño sub-marino operado a control remoto para transportaral fondo del océano tubos de plástico transpa-rentes llenos de agua de mar o de mezclas de se-dimento y agua de mar. En la profundidadadecuada, se permitió que el metano de untanque brotara desde el fondo de cada cilindro.Los investigadores que estaban preocupados deque la reacción pudiera no ocurrir dentro de lastres a cuatro horas disponibles, se sorprendieroncuando una masa translúcida de hidrato se formóen sólo algunos minutos.
Los submarinos para investigación utilizadosen estas investigaciones estaban equipados contermómetros, medidores de presión, sensores deconductividad eléctrica e instrumentos denavegación. El instrumento principal utilizadopara observar la formación de hidratos fue unavideo cámara.24 La cámara proporcionó im-presionantes imágenes gráficas, pero no datoscuantitativos. Se están diseñando otros experi-mentos a los efectos de ayudar a comprender ladistribución espacial y de textura de los hidratosen los sedimentos.
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> Regiones con reflexiones sísmicas simuladoras de fondo costa afuera de Japón.
20. Uchida T, Hailong L, Tomaru H, Dallimore S, Matsumoto R,Oda H, Delwiche M y Okada S: “Japan’s Efforts toExplore Marine Gas Hydrates off Tokai at the NankaiTrough and Their Occurrences: Geological Overview,”Supplement to EOS, Transactions, American GeophysicalUnion 81, no. 22 (Mayo 30, 2000): WP59.
21. Kazuhiko T, Uchida T y Akihisa K: “Well Log Evaluation ofGas Hydrate Saturation in the MITI Nankai Trough WellDrilled Offshore Tokai, Japan, Supplement to EOS,Transactions, American Geophysical Union 81, no. 22(Mayo 30, 2000): WP60.
22. Sloan, referencia 1. 23. Brewer PG, Orr FM Jr, Friedrich G, Kvenvolden KA,
Orange DL, McFarlane J y Kirkwood W: “Deep OceanField Test of Methane Hydrate Formation from a RemotelyOperated Vehicle,” Geology 25, no. 5 (Mayo de 1997): 407-410.
24. Para bajar un video del experimento:http://www.mbari.org/~brpe/gas_hydrates.html
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Los hidratos de gas son una preocupación paralas compañías de petróleo y gas en cualquierlugar donde el agua y el gas natural entren encontacto entre sí. Los hidratos presentanrestricciones para el flujo de petróleo y gas, oca-sionan riesgos de perforación y de terminaciónsubmarina e inducen riesgos a la estabilidad delas plataformas marinas.
En la década de 1930, los hidratos de gasfueron identificados como los responsables debloquear los ductos superficiales en la ex-UniónSoviética. Cuando el petróleo o el gas son con-ducidos a través de ductos presurizados en cli-mas fríos, puede existir suficiente agua ymetano en la mezcla para formar hidratos sóli-dos, los cuales pueden obstruir el ducto.
El quitar un taponamiento formado porhidratos puede ser peligroso. Un taponamientode hidratos despresurizado puede viajar avelocidades balísticas, lesionando a trabajadoresy ocasionando la ruptura de ductos. Una formade evitar la obstrucción de los ductos es a travésdel calentamiento de los mismos, pero la extrac-ción del agua antes de la compresión de loshidrocarburos puede ser un tratamiento másefectivo desde el punto de vista de los costos. Alos efectos de evitar la formación de hidratos enlos ductos, se puede utilizar una combinaciónde técnicas que puede resultar efectiva; esto es:eliminar el agua por debajo del punto de rocío,mantener la temperatura por encima del puntode formación de hidratos y utilizar inhibidorespara evitar que la mezcla se solidifique.
Para los operadores que perforan en aguasprofundas, el encuentro de hidratos de gas sóli-dos formados naturalmente, puede ocasionar unproblema de control en el pozo, en particular sigrandes cantidades de hidratos entran en elhueco y se despresurizan. Además, la circu-lación de líquido caliente dentro del huecopuede reducir la temperatura en los sedimentoscircundantes ricos en hidratos, conduciendo alderretimiento de los hidratos y a la desestabi-lización de los sedimentos que sostienen elpozo. El calor liberado durante la solidificación
del cemento también puede desestabilizar laformación de hidratos. Algunos sistemas espe-ciales de cemento diseñados para minimizar elcalor liberado pueden ayudar a prevenir la diso-ciación de los hidratos.
En las operaciones que se llevan a cabo enaguas profundas, la formación de hidratos sóli-dos en el pozo que resulta de la combinación delíquidos, presenta un problema importante decontrol del pozo. Si entra gas en el pozo, la altapresión hidrostática y la baja temperatura delfondo del mar pueden ocasionar la formación dehidratos en fluidos a base de agua, así comotambién en la salmuera de lodos a base depetróleo y de lodos sintéticos.1 Las repercu-siones de la formación de hidratos son el tapo-namiento de las líneas de estrangulación y decontrol del pozo, de los preventores de reven-tón, (BOP, por sus siglas en Inglés), las dificul-tades en el monitoreo de la presión del pozo, larestricción del movimiento de la sarta de per-foración y el deterioro en las propiedades dellodo debido a la deshidratación.2 Las líneas deestrangulación y de control del pozo y los con-juntos BOPs son particularmente susceptibles,ya que se encuentran ubicados en lugares dondela temperatura es la más baja y ésta cae rápida-mente cuando se detiene la circulación.
Una manera práctica de detener la formaciónde hidratos es agregando sales, glicol u otrosinhibidores químicos que ayudan a reducir lacantidad de agua libre. El mantener la tempera-tura del cabezal del pozo alta y circular líquidosde perforación puede ayudar hasta profundi-dades de agua de 1000 pies [305 m], pero a pro-fundidades mayores, es difícil transmitirsuficiente calor mediante la circulación de lodo.El precalentamiento de fluidos también puedeser útil, así como también la reducción del pesodel lodo a valores tan bajos como sea posible, yaque las bajas presiones reducen la estabilidadde los hidratos. La solución correcta para eltratamiento de los riesgos relacionados con loshidratos está íntimamente relacionada con lahabilidad de prever el encuentro de los mismos.
Distintas organizaciones han desarrollado pro-gramas de cómputo para predecir la formaciónde hidratos para algunas composiciones quími-cas de lodo idealizadas, y para la determinaciónde los niveles y tipos apropiados de aditivosinhibidores.3 Para utilizar estos programas, elusuario fija las condiciones ambientales. Noobstante, la diversidad de la composición de losverdaderos lodos de perforación limita la aplica-bilidad de estos programas.
Las operaciones submarinas también se venafectadas por los hidratos.4 La formación dehidratos durante la terminación y las interven-ciones submarinas pueden evitarse mediante lainyección de metanol en las líneas de inyeccióndel árbol de válvulas submarino. Las líneas deflujo submarinas también están sujetas al blo-queo por hidratos, especialmente cuandograndes distancias de enlace entre el árbol deválvulas submarino y la plataforma de produc-ción, están sometidas a bajas temperaturas y apresiones hidrostáticas altas por largos períodosde tiempo.
Ciertas áreas de operaciones petroleras ygasíferas están expuestas a problemas causadospor hidratos formados naturalmente. El MarCaspio se ha caracterizado como una cuencaparticularmente peligrosa, con una enorme can-tidad de sedimento y una alta tasa de sedi-mentación.5 Grandes sobrepresiones conducenal diapirismo del lodo y al vulcanismo. Losdiapiros de lodo son grandes masas de roca noconsolidada, agua y gas que se elevan y pene-tran las formaciones sedimentarias. Los vol-canes de lodo dejan escapar el lodo, el agua y elgas de los diapiros. Durante la erupción de unvolcán de lodo pueden arrojarse decenas demillones de metros cúbicos de metano. Lasbajas temperaturas del agua y las altas pre-siones son favorables para la formación dehidratos. La extracción de núcleos por gravedaddirecta de tres volcanes de lodo caspios ha pro-porcionado muestras de muchos hidratos de gas.
Riesgos relacionados con los hidratos
1. Brandt W, Dang AS, Magne E, Crowley D, Houston K,Rennie A, Hodder M, Stringer R, Juiniti R, Ohara S yRushton S: “Deepening the Search for Offshore Hydrocar-bons,” Oilfield Review 10, no. 1 (Primavera de 1998): 2-21.
2. Barker JW y Gomez RD: “Formation of Hydrates DuringDeepwater Drilling Operations,” artículo de la SPE 16130,presentado en la Conferencia de Perforación de la SPE/-IADC, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, Marzo 15-18, 1987.
4. Para mayor información acerca de actividades submari-nas: Christie A, Kishino A, Cromb J, Hensley R, Kent E,McBeath C, Stewart H, Vidal A y Koot L: “SolucionesSubmarinas,” Oilfield Review 11, no. 4 (Invierno de1999/2000): 2-19.
5. Bagirov y Lerche, texto principal, referencia 2.
3. Tohidi B, Danesh A, Burgass RW y Todd AC: “Effect of Heavy Hydrate Formers on the Hydrate Free Zone ofReal Reservoir Fluids,” artículo de la SPE 35568, presen-tado en la Conferencia y Exhibición de Operaciones deProducción Europea de la SPE, Stavanger, Noruega, Abril 16-17, 1996.
Retos relacionados con los hidratosEl interés en los hidratos está creciendo y variasde las tecnologías que han mostrado ser eficacespara la exploración convencional de hidrocar-buros y para la evaluación de formaciones, seestán aplicando al problema de caracterizaciónde los hidratos. Sin embargo, aún quedanenormes retos. Por ejemplo, los especialistas noestán de acuerdo en la cantidad de hidratos pre-sentes en las porciones accesibles del subsuelo.
Muchas personas en la industria creen quelos enormes cálculos citados de metano en loshidratos de gas son exagerados.25 Por otro lado,aunque se comprobara que los cálculos son ver-daderos, si el hidrato se distribuye en forma dis-persa en el sedimento en lugar de concentrarse,no podrá recuperarse fácilmente, de un modoeconómicamente efectivo o sin peligro para elmedio ambiente.
Explotación—los hidratos de gas se encuen-tran agrupados con otros recursos de hidrocar-buros no convencionales, tales como capascarboníferas con metano, arenas compactas ylutitas negras. Con la excepción de los hidratos,en la actualidad se está produciendo comercial-mente alguna porción del volumen total mundialde estas fuentes no convencionales. En la mayo-ría de los casos, la evolución de un recurso degas no convencional y no producible a uno pro-
ducible ha sido una consecuencia directa de unaimportante inversión de capital y del desarrollode la tecnología.26
La industria del gas ha trabajado lentamenteen el desarrollo de metodologías para extraer elmetano de los hidratos. Se encuentran bajo con-sideración tres métodos principales: la despresu-rización, la inyección térmica y la inyección de uninhibidor (arriba). En la despresurización, la pre-sión del hidrato de gas se disminuye lo suficientepara provocar disociación. Este método es viableúnicamente cuando puede producirse el gas libreasociado para disminuir la presión del depósitode hidrato, como se ha reportado en el campoMessoyakha.
En caso de ausencia de una zona de gas librepor debajo de los hidratos, la inyección térmica ola estimulación, pueden ser una solución viable.Se les agrega calor a los estratos que contienenhidratos de gas a fin de incrementar la tempera-tura lo suficiente para provocar que el hidrato sedisocie. Un ejemplo de esto es la inyección deagua de mar relativamente caliente a una capa dehidratos de gas que yace en una zona marina.27
La inyección de inhibidores, tales como elmetanol, modifica el equilibrio presión-temperatura de modo que los hidratos ya no seanestables en sus condiciones normales y elmetano sea liberado.
De los tres métodos, la disociación por inyec-ción de agua caliente puede ser la más práctica.No obstante, los hidratos de gas se convertiránen un recurso potencial, únicamente cuandopueda demostrarse que la energía recuperada esmucho mayor que la energía necesaria para libe-rar el gas metano.
Estabilidad del fondo del mar—La diso-ciación de los hidratos puede ocasionar inesta-bilidad en los sedimentos del fondo del mardepositados sobre las pendientes continentales.La base de la zona de hidratos de gas puede re-presentar una discontinuidad en la solidez de lacolumna de sedimentos. La presencia de hidratospuede inhibir la consolidación y compactacióndel sedimento normal y el gas libre atrapadodebajo de la zona de hidratos puede sobrepre-sionarse. Cualquier técnica propuesta para laexplotación de hidratos debería tener éxito sinocasionar inestabilidad adicional.
Un ejemplo de los problemas que surgencuando los hidratos se disocian puede encon-trarse fuera de las márgenes del OcéanoAtlántico en los Estados Unidos deNorteamérica. Ahí, la pendiente del fondo delmar es de aproximadamente 5° y como tal, debeser estable. Sin embargo, se han observadomuchas marcas ocasionadas por deslizamientosde bloques submarinos. La profundidad de las
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> Los tres métodos principales considerados para la explotación del hidrato: despresurización, inyección térmica e inyección de un inhibidor.
Inyección térmica Inyección de un inhibidorDespresurización
Gas
Roca impermeable
Roca impermeable
Vapor oagua caliente
Hidrato Hidratodisociado
Gas Metanol
Hidratodisociado
Roca impermeable
Roca impermeable
Hidrato
Gas
Capa de hidrato
Zona de hidratodisociado
Yacimiento degas libre
25. Haq BU: “Gas Hydrates: Greenhouse Nightmare? Energy Panacea or Pipe Dream?” GSA Today 8, no. 11(Noviembre de 1998): 1-6.Hovland M y Lysne D: “Is the Fear and Promise of GasHydrates in Deep Water Overstated?” Compendio de laConferencia Internacional sobre Oceanología, vol. 3.Brighton, Inglaterra (1998): 263-271.
26. Collett, referencia 11.
27. Okuda Y: “Introduction to Exploration Research on GasHydrates in Japan,” Bulletin of the Geological Survey ofJapan 49, no. 10 (1998): 494-500.
28. Kvenvolden KA: “Potential Effects of Gas Hydrate onHuman Welfare,” Compendio de la Academia Nacionalde Ciencias 96 (Marzo de 1999): 3420-3426.
29. Licking E: “The World’s Next Power Surge,” BusinessWeek (Diciembre 14, 1998): 79-80.
30. Kvenvolden, referencia 7.
31. Haq, referencia 25.32. Gudmundsson JS, Andersson V y Levik OI: “Hydrate
Concept for Capturing Associated Gas,” artículo de laSPE 50598, presentado en la Conferencia Europea delPetróleo de la SPE, La Haya, Holanda, Octubre 20-22,1998.
33. Gudmundsson JS, Andersson V y Levik OI: “Gas Storageand Transport Using Hydrates,” Compendio de laConferencia Mediterránea Marina [OMC 97] vol. 2.Ravenna, Italia (Marzo 19-21, 1997): 1075-1083.
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marcas es de aproximadamente el límite somerode la zona de estabilidad de los hidratos. Los BSRson más débiles en las áreas que presentandeslizamientos de tierra, indicando quizá que loshidratos no están presentes actualmente y quepueden haber escapado. Los científicos creen quesi disminuye la presión en los hidratos, comosucedería con una caída en el nivel del mardurante un período glacial, entonces los hidratospueden disociarse en la profundidad y ocasionarque los sedimentos saturados de gas se deslicen(derecha).28
Tales zonas han sido detectadas cerca de lacosta de Carolina del Sur, EUA. En una secciónsísmica de una región donde ocurrió un enormedeslizamiento de tierra submarino de 40 millas[60 km] de ancho, se observa una formaciónmasiva de hidratos en ambos lados del desliza-miento de tierra, sin embargo, no se observanhidratos debajo del deslizamiento.
Las plataformas y los ductos marinos tambiénestán sujetos a deslizamientos de tierra marinosrelacionados con los hidratos. Las compañías deexploración y producción de petróleo y gas queoperan en áreas de aguas profundas están intere-sadas en encontrar formas para detectar lasáreas del fondo del mar propensas a la inestabili-dad, a fin de evitar la colocación de estructurasen suelo inestable.29
Efecto invernadero—Alrededor del mundo,los hidratos contienen metano en cantidadesmucho mayores a las actualmente encontradasen la atmósfera. El metano incrementa el efectoinvernadero aproximadamente 20 veces másdrásticamente que un peso equivalente de dióxi-do de carbono [CO2].30 Los científicos del climasugieren que la disociación de los hidratosdurante un período glacial con bajo nivel del marliberaría el metano hacia la atmósfera y calen-taría la tierra, posiblemente ejerciendo unaacción estabilizadora del clima.31 Por ejemplo,durante la última glaciación, se estima que ocu-rrió un descenso en el nivel del mar de 120 m[390 pies]. Esto pudo haber incrementado la basede la zona de estabilidad del hidrato en 20 m [66pies], desestabilizando los sedimentos, ocasio-nando hundimiento y liberación de metano a laatmósfera y a la vez ocasionando el calen-tamiento de la atmósfera. El calentamientopodría haber derretido los glaciares, terminandocon el período glacial del Pleistoceno.
Por otro lado, el metano liberado desde lascapas de permafrost en el Artico durante unperíodo de calentamiento global podría calentarmás aún la atmósfera, exacerbando el calen-tamiento climático, y en consecuencia desestabi-
lizar el clima. Los científicos están investigando,cuál de los procesos geológicos podría afectar enmayor proporción la estabilidad de los hidratos enlos sedimentos y así controlar la posible libe-ración de metano a la atmósfera.
La conversión a los hidratosYa sea que los hidratos formados naturalmente seconviertan o no en la próxima fuente de com-bustible del mundo, es posible encontrar otrosusos para el conocimiento adquirido acerca de laformación de hidratos. Los investigadores de laUniversidad Noruega de Ciencia y Tecnología(NTNU, por sus siglas en Inglés) en Trondheimestán analizando la posibilidad de almacenar ytransportar gas natural en su estado de hidrato apresión atmosférica.32 Experimentos realizados enla NTNU demostraron que una vez que se formael hidrato de gas a presión atmosférica, no sedisociará si se lo mantiene en o por debajo de los–15°C [5°F]. Aplicaciones potenciales de estatecnología abundan. Entre ellas, se pueden mencionar:• El gas producido en los campos petroleros
podría convertirse en hidrato de gas sólido ytransportarse en tanques de transporte omezclarse con petróleo crudo refrigerado ytransportarse como pasta aguada en tanquesde transporte o a través de tuberías.
• El hidrato congelado, así como el gas naturallíquido, (LNG, por sus siglas en Inglés), puedetransportarse a través de grandes distanciascuando no se dispone de ductos.
• Cuando sea necesario el almacenamiento degas, el gas natural puede convertirse enhidratos y almacenarse refrigerado a presiónatmosférica.
• El nitrógeno, el dióxido de carbono y el sulfu-ro de hidrógeno pueden separarse del metanomediante la formación de hidratos.
• Las sales y los materiales biológicos puedensepararse del agua mediante el proceso deformación de hidratos.
• El dióxido de carbono puede eliminarse de laatmósfera y almacenarse en forma de hidratosólido para ser transportado y eliminado enaguas profundas.
A medida que más países restringen laquema de gas y que algunos productores noestán dispuestos a construir ductos, la conver-sión de gas a la forma de hidrato podría propor-cionar convenientes alternativas de eliminación ytransporte.33
Gran parte de la incertidumbre en la viabili-dad de los hidratos de gas como un recurso,recae en la falta de conocimiento de la natu-raleza de las acumulaciones de hidratos. Lastransformaciones físicas y químicas similares alas de los procesos naturales y de manufacturaestán alentando a los proponentes y oponentesde los hidratos a contribuir al conocimientomutuo. Las oportunidades existen para los inves-tigadores y los especialistas en operaciones decampo para que dediquen más experticia al pro-blema y que continúen incrementando nuestroconocimiento sobre los hidratos de gas. —LS
Columnade gas
Flujo deescombros
Pendienteoriginal de lasuperficie
Zona hidratada
Gran bloque de sedimentohidratado desgajado ydeslizándose hacia abajopor la pendiente
Hidrato degas disociado
Límite más bajo del hidratoa alto nivel del mar
Límite más bajo del hidratoa bajo nivel del mar
> Disociación de hidratos responsable de un deslizamiento de un bloque sub-marino. Una disminución de la presión en la zona de hidratos les permitiríadisociarse en la profundidad y ocasionar que los sedimentos no consolidadosencima de ellos se deslizaran. [Adaptado de Kvenvolden KA: "Efectos Poten-ciales del Hidrato de Gas sobre el Bienestar Humano", Compendio de laAcademia Nacional de Ciencias 96 (Marzo de 1999): 3420 – 3426].
Vitaly V. Adushkin, miembro representante de laAcademia Rusa de Ciencias, (RAS, por sus siglas enInglés), es profesor y director del Instituto de laDinámica de la Geósfera, (IDG, por sus siglas enInglés) de la Academia Rusa de Ciencias. Además,Vitaly es director de Geofísica de las AlteracionesFuertes en el Instituto Físico Técnico de Moscú,(MPhTI, por sus siglas en Inglés). Luego de graduarseen el Instituto de Ingeniería Física de Moscú en 1956,Vitaly ha trabajado en la división especial delInstituto de Física Química de la Academia de laURSS (actualmente el IDG de la Academia Rusa deCiencias). Ahí se ha involucrado en asuntos relaciona-dos con la acción mecánica de las grandes explo-siones, incluyendo las efectuadas en los campos dehidrocarburos para intensificar la producción. Autorde numerosos artículos y monografías, Vitaly obtuvosu PhD, y en 1986 se doctoró en física y matemáticas.Entre sus numerosos reconocimientos se encuentra elReconocimiento del Consejo de Ministros de la URSS(1989) y el Reconocimiento del Gobierno de Rusia(1996). Sus áreas de interés científico incluyen lageomecánica y la sismología de las explosiones, asícomo su impacto en los objetos naturales y las cons-trucciones de ingeniería.
Charles Bowman, profesor y director del departamen-to de Ingeniería del Petróleo en la Universidad deTexas A&M, en College Station, EUA. Charles ingresóa la Universidad de Texas A&M en 1997, después de suretiro como presidente y director general de BPAmerica, Inc. Además, es director del Instituto Globalpara la Investigación del Petróleo, (GPRI, por sus siglasen Inglés) y director de NExT, Network of Excellence inTraining (Red de Excelencia en Capacitación), com-pañía de responsabilidad limitada co-propiedad de laUniversidad de Texas A&M, la Universidad deOklahoma, la Universidad Heriot-Watt y Schlumberger.Charles inició su carrera en la Gulf Oil Corporation en1960 como ingeniero de investigación y trabajó seisaños en Venezuela en operaciones de producción. Mástarde se convirtió en el gerente general de ventas depetróleo crudo de la Gulf Oil Trading Company, y en1976, fue nombrado vicepresidente de Regulación deEnergía y Observancia de la Gulf Refining and Marke-ting Company. En 1980, fue designado vicepresidentesenior de la compañía y tres años más tarde fue nom-brado presidente de la Gulf Oil Products Co. En 1985,ingresó a Sohio Oil (hoy en día BP). De 1990 a 1993,fue director administrativo de BP Australia Limited ydirector general de la BP Oil Australasia. De Londres,Inglaterra se mudó a Australia donde ha sido desdeentonces gerente general para Europa de BP Oil In-ternational. Charles obtuvo su licenciatura de la Uni-versidad del Estado de Pensilvania en University Park,EUA y los grados de maestría y PhD de la Universidadde Texas A&M, todos en ingeniería del petróleo. Esmiembro del consejo consultivo y consejero seniorsobre energía para el Centro de Estudios Estratégicose Internacionales en Washington, DC, EUA y directorhonorario del Instituto Norteamericano del Petróleo.
Brian Braun, Superintendente de Perforación de laPanCanadian Petroleum Ltd. en Calgary, Alberta,Canadá, supervisa las operaciones de perforación de aproximadamente 1000 pozos por año. Después de rea-lizar sus estudios en el Instituto Tecnológico de Alber-ta del Sur, inició su carrera en 1972, como tecnólogoen ingeniería con Shell Canada Ltd. en Calgary. Tresaños más tarde pasó a Dome Petroleum Ltd. como tec-nólogo en la utilización de gas, encargado del análisisde los yacimientos, los estudios económicos y los re-portes de reservas. Antes de ingresar a Amoco Canada
en Calgary como encargado senior de perforación (1982a 1992), se desempeñó como supervisor de perforaciónen el área de Calgary. En 1992, Brian ingresó aPanCanadian Petroleum para trabajar en la unidad delos pozos someros de gas de Palliser y en 1997 tomó supuesto actual.
Timothy S. Collett es geólogo investigador del progra-ma de Recursos de Energía del US Geological Survey(USGS). Se ha desempeñado como jefe del Proyecto deHidratos de Gas de la Pendiente Norte de Alaska desde1985. Antes de ingresar al USGS en 1983, fue instructordel departamento de Ingeniería del Petróleo en la Uni-versidad de Alaska, EUA. Más recientemente, fue cien-tífico y jefe adjunto de un proyecto de investigacióninternacional sobre los hidratos de gas para perforar unpozo de investigación en los Territorios al Noroeste delDelta de Mackenzie en Canadá. También navegó en elcrucero de investigación de hidratos de gas Leg 164 delPrograma de Perforación en el Océano, (ODP, por sussiglas en Inglés); ha publicado más de 100 artículos deinvestigación sobre la geología de los hidratos de gas.Timothy cuenta con una licenciatura en geología de laUniversidad del Estado de Michigan en East Lansing,EUA; una maestría en geología de la Universidad deAlaska; y el grado de PhD de la Colorado School ofMines en Golden, EUA.
William B. Cotten es gerente general de NExT, Net-work of Excellence in Training (Red de Excelencia enCapacitación), empresa dedicada a la capacitación y ala transferencia de tecnología para la industria del pe-tróleo. Cuenta con más de 26 años de experiencia na-cional e internacional en el manejo de personal y enoperaciones en el Medio Oriente, el sureste de Asia,Europa y EUA. Entre los puntos más sobresalientes desu carrera se destaca su función como gerente de políti-cas y desarrollo de gerenciamiento para SchlumbergerDowell en París, Francia, con responsabilidad mundialpara el desarrollo y la interpretación de la política cor-porativa de recursos humanos. Se desempeñó tambiéncomo gerente de reclutamiento de personal en tierrapara Geco-Prakla en Londres, Inglaterra (1992 a 1994).Antes de asumir su puesto actual, fue director de perso-nal de Schlumberger Project Management and Consul-ting Services (Servicios de Consultoría y Manejo deProyectos de Schlumberger) (PCS) en París (1995 a1999). William obtuvo su licenciatura en adminis-tración de empresas de la Universidad del Estado de Oklahoma, EUA.
Sherif Foda ha trabajado en las divisiones de cementa-ción y estimulación de pozos de Schlumberger desde1993 en diversos lugares como Egipto, donde estuvo acargo de los servicios de estimulación y cementación entierra firme y zonas marinas, y en Alemania y EuropaCentral, donde se desempeñó como gerente de serviciode campo. En 1999, se convirtió en paladín de productopara las unidades de cementación CemSTREAK y fuetransferido a Sugar Land, Texas. Actualmente supervisala aplicación mundial de las unidades CemSTREAK, laaceptación de las mismas en el campo, la capacitacióndel personal, los manuales de operación, el seguimientode los ingresos y los mejoramientos de la participaciónen el mercado. Sherif obtuvo su licenciatura en controlautomático e ingeniería en computación del departa-mento de electrónica de la Universidad de Ain Shamsen Cairo, Egipto.
Gary W. Gunter, es director del Programa deIntegración de las Disciplinas del Subsuelo de NExT enla sede de Tulsa de la Universidad de Oklahoma ycuenta con 21 años de experiencia en la industria.Después de ingresar a Amoco en 1979, trabajó en
Amoco Production Research en ingeniería deyacimientos y gas (1989 a 1991) y fue líder senior delequipo del programa Amoco Petrophysics (1992 a1999). Fue también responsable de la petrofísica y laintegración de las disciplinas del subsuelo del grupode tecnología de upstream de BP (1998 a 2000). Seespecializa en la comprensión de las interacciones delas rocas, los poros y los fluidos para resolver los pro-blemas de los yacimientos. Gary es autor denumerosos artículos técnicos y tutor de múltiplesestudios de campo. Se graduó en ingeniería enpetróleo de la Universidad de Virginia Occidental enMorgantown, EUA. Asistió también a la Escuela dePetrofísica de Amoco y recibió entrenamiento de post-grado en la Universidad de Pittsburg, Pensilvania.
Jeffrey D. Johnson es director de NexT, Network ofExcellence in Training (Red de Excelencia enCapacitación) para el área de petrofísica y geocien-cias y asociado senior de investigación adjunto en laUniversidad de Oklahoma en Tulsa. Hasta su retiro en1999, fue gerente general para la provisión de tec-nología mundial de geociencia de Amoco de 1994. Ensus 22 años con Amoco, Jeffrey ocupó puestos geren-ciales, de liderazgo y técnicos en la investigacióngeofísica y de geociencia, aplicaciones geofísicasinternacionales y proyectos de E&P en el Golfo deMéxico. Obtuvo su título en geofísica de laUniversidad de Stanford en California, EUA y antes deingresar a Amoco, enseñó geofísica y sismología en elBoston College en Massachusetts, EUA. Sus interesesincluyen, el proceso de integración de la tecnología deE&P, la generación de imágenes sísmicas y el uso dela sísmica para la caracterización de los yacimientos.
Harjit Kohli, trabaja en el departamento de entregaen el sitio del pozo en Sugar Land, Texas. Desde 1999,Harjit ha sido líder de proyecto para la unidad decementación CemSTREAK. En 1993 inició su carreracomo ingeniero investigador en el Texas Institute ofComputational Mechanics en la Universidad de Texasen Austin, donde diseñó y desarrolló aplicacionesportátiles para algoritmos iterativos para variasmáquinas de un solo procesador y con memoria com-partida y distribuida, operando en paralelo. Ingresó aSchlumberger como ingeniero de desarrollo para lasherramientas de control de producción de arena enRosharon, Texas, donde contribuyó al desarrollo de unlocalizador de cierre de acción rápida para las aplica-ciones de control de producción de arena. Al año si-guiente se mudó al Well Intervention Services ProductCenter en Rosharon, para trabajar en aislamientozonal. De 1996 a 1997, se desempeñó como líder deproyecto de este grupo. Después de un breve períodoen el que trabajó como ingeniero de desarrollo seniorde tubería flexible compuesta, se convirtió en gerentede sección de los sistemas y tecnología de tuberíaflexible. Autor de numerosos artículos, Harjit obtuvola licenciatura en ingeniería mecánica de la Uni-versidad de Mangalore Karnataka, India; los grados demaestría y PhD en mecánica de la ingeniería e inge-niería mecánica de la Universidad de Texas en Austin.
Ian Landon ingresó a Pine Mountain Oil & Gas, Inc.en Lebanon, Virginia, EUA, en 1990 como ingeniero enpetróleo. Actualmente, es gerente de operaciones,responsable de las operaciones en Virginia Occidentaly Virginia. Ian se graduó en la Universidad de VirginiaOccidental en Morgantown y obtuvo la licenciatura eningeniería en petróleo y en gas natural.
Colaboradores
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Rick Lewis es Gerente de Desarrollo de Negocios enNorteamérica para Schlumberger Integrated WaterSolutions (IWS), una iniciativa de negocios deSchlumberger para ayudar a la industria global delagua a mantener la calidad y la cantidad de los recur-sos de las capas acuíferas subterráneas. Durante losúltimos cuatro años, Rick ha sido el responsable deaplicar tecnologías del campo petrolero a mercados noconvencionales tales como el ambiental, el depositarioy el de recursos energéticos alternativos.Anteriormente, Rick se desempeñó como científicoasesor en el Batelle Pacific Northwest NationalLaboratory en Richland, Washington, EUA e inició ycondujo un programa mediante el cual adaptó exitosa-mente las tecnologías de registro del campo petroleropara la caracterización y el monitoreo de los sitios dedesperdicio nuclear del Departamento de Energía.Trabajó en la US Geological Survey y en la Shell OilCompany. Rick obtuvo una licenciatura de la Universi-dad de California en Los Angeles, la maestría y el gra-do de PhD del Instituto de Tecnología de Pasadena,California; todos en geología.
Jim Martin, es Supervisor de Perforación de la TorchOperating Company en Bakersfield, California. Es elresponsable de la ingeniería y la supervisión en campode la perforación en tierra firme y en zonas marinasbajo el gerenciamiento de Torch en California. Iniciósu carrera con Amoco en Odessa, Texas, como ingenie-ro de producción y más tarde se desempeñó comoencargado de perforación y como ingeniero de perfora-ción. Después de desempeñarse como gerente de per-foración en Tulsa, Oklahoma, pasó siete años comoingeniero de perforación en Bechtel, compañía contra-tista del Departamento de Energía en Elk Hills NavalPetroleum Reserve #1. Allí fue responsable de todaslas funciones de la ingeniería de perforación en elcampo Elk Hills, ubicado en las cercanías deBakersfield. Ingresó a Torch en 1996. Jim cuenta conuna licenciatura en ingeniería mecánica de laUniversidad de Missouri en Rolla, EUA.
Keith Millheim, Presidente y Director de IngenieríaGeológica y del Petróleo de la Universidad deOklahoma en Norman. Cuenta con experiencia profe-sional a nivel mundial, es reconocido consultor enplaneación estratégica. Se desempeñó como asesorde investigación para la Amoco Production Researchen Tulsa, Oklahoma (1991 a 1994); como director delDepartamento de Perforación, Producción de Petró-leo y Economía de la Universidad de Loeben enAustria (1994 a 1998) y como miembro del ConsejoDirectivo de Rig Design Services LTD (1995 a 1997).Poseedor de cinco patentes, actualmente es colum-nista especial del Journal of Petroleum Technology.Keith obtuvo su licenciatura en ciencia del petróleoen el Marietta College en Ohio, EUA; su maestría eningeniería del petróleo en la Universidad deOklahoma y el grado de PhD en ingeniería minera enla Universidad de Loeben, Austria.
Barry North es asesor de calidad, salud, seguridad ymedio ambiente, (QHSE, por sus siglas en Inglés) deSchlumberger Oilfield Services en St. John’s,Newfoundland, Canadá. En 1996, se incorporó aSchlumberger IPM (Manejo Integrado de Proyectos)como asesor de recursos humanos para la HiberniaIntegrated Well Services Alliance. Antes de su cargoactual fue gerente de personal de SchlumbergerOilfield Services para el Atlántico y Canadá Oriental.Barry cuenta con la licenciatura en comercio de laMemorial University de Newfoundland en St. John’s.
Vladimir N. Rodionov es profesor, científico inves-tigador en jefe y miembro de la gerencia del Institutode la Dinámica de la Geósfera de la Academia Rusa deCiencias. Es uno de los primeros egresados del Insti-
tuto Físico Técnico de Moscú, (MPhTI, por sus siglasen Inglés), en donde obtuvo su PhD y doctorado enfísica y matemáticas. Desde 1951 ha trabajado en ladivisión especial del Instituto de Física Química de laAcademia de Ciencias de la URSS. Participó en laimplementación de las primeras explosiones nuclea-res subterráneas y explosiones para propósitos civiles.Desde 1963 hasta 1990 fue fundador y presidente delMPhTI en el área de Física de la Explosión, (hoy endía Geofísica de las Alteraciones Fuertes). Vladimir esmiembro de la Sociedad Internacional de la Mecánicade las Rocas y autor de más de 100 artículos y mono-grafías sobre las ondas de choque en un medio sólido,las propiedades mecánicas y la fracturación de las ro-cas y macizos, los sismos y la estructura en bloques dela corteza terrestre. Vladimir ha obtenido numerososreconocimientos incluyendo el Reconocimiento delGobierno de Rusia (1995).
Brian Smart ha sido jefe del departamento de Ingenie-ría del Petróleo de la Universidad de Heriot Watt enEdimburgo, Escocia desde 1996. Después de obtener suPhD en 1973, fue designado profesor del Departamentode Ingeniería de Recursos Minerales en la UniversityCollege en Cardiff, Gales. En 1982, regresó como profe-sor del Departamento de Ingeniería Minera y delPetróleo de la Universidad de Strathclyde en Escocia,donde ayudó a formar un grupo de investigación para lamecánica de las rocas; grupo abocado a las especifica-ciones y el diseño de los túneles de minas de carbón.Más tarde se convirtió en orador senior y profesor dedicha Universidad. En 1990 fue transferido al Depar-tamento de Ingeniería del Petróleo de la UniversidadHeriot-Watt. Sus proyectos actuales de investigaciónincluyen la tecnología de pruebas de las rocas, la esta-bilidad de los pozos, la producción de arena, el mode-lado acoplado de la mecánica de las rocas y el flujo delos fluidos, así como las constantes poroelásticas y laspropiedades petrofísicas en campos cuyas tensionespresentan un estado anisótropo. Con fondos del gobier-no y de la industria, su trabajo ha sido ampliamentepublicado en reportes y artículos. Brian fue elegidoMiembro de la Real Academia de Ingeniería en 1999.
Francis Tuedor, es Director del Programa de Estudiosde Ingeniería de Pozos y Operaciones en el Sitio delPozo para el programa de capacitación NexT enNorman, Oklahoma. Es responsable del manejo delprograma de ingeniería de pozos y operaciones en elsitio del pozo. Anteriormente, fue gerente de distritopara Dowell en Warri, Nigeria (1998 a 1999). Ingresó aDowell en 1986 como ingeniero de campo en Libia yposteriormente se desempeñó como gerente de servi-cios de campo en Nigeria (1990 a 1993) y como instruc-tor senior en el Dowell Training Center de Inglaterra(1994 a 1996). También se desempeñó como gerentede capacitación y desarrollo para Schlumberger IPMen Montrouge, Francia. Francis cuenta con una licen-ciatura en ingeniería química de la Universidad de Ife(actualmente Universidad de Obafemi Awolowo) Ile-Ife, Nigeria. Además, Francis asistió al programa dedesarrollo gerencial de la Harvard Graduate School ofBusiness en Cambridge, Massachusetts.
Sergey Turuntaev es científico investigador senior yjefe del laboratorio de Geomecánica de las Formacio-nes de Petróleo y Gas del Instituto de la Dinámica dela Geósfera de la Academia Rusa de Ciencias (IDG-RAS). Graduado del Instituto Físico Técnico de Moscú,defendió su tesis para obtener el grado de PhD en elárea de física y matemáticas en 1985. Cuatro años mástarde obtuvo el diploma de ecologista experto de laUniversidad del Estado de Moscú. Desde 1984, ha tra-bajado en la división especial del Instituto de Física dela Tierra de la Academia Rusa de Ciencias, ha escritomás de 40 artículos científicos sobre el modelado en ellaboratorio de las fuentes de las ondas sísmicas, la
mecánica de la deformación de materiales granulares,los regímenes sísmicos y los procesos geodinámicoscercanos a los depósitos de hidrocarburos. Sergey haobtenido numerosos reconocimientos del All-UnionConferences, que incluyen competencias por la mejorinvestigación científica entre geofísicos jóvenes. Susáreas de interés científico son la geomecánica, la sis-mología y la sismicidad inducida.
Takashi Uchida, es Gerente de Investigación Senioren el Centro de Investigación de la Japan PetroleumExploration Company, Ltd (JAPEX). Ha trabajado paraJAPEX durante 21 años. Takashi obtuvo los grados delicenciatura y maestría en petrología y el grado de PhDen sedimentología del Instituto Geológico de laUniversidad de Tokio, Japón.
Dick Waddell, se desempeña como Ingeniero Petrole-ro Senior para la Penn Virginia Oil & Gas Corporationen Duffield, Virginia. Es el encargado de la supervisiónde las operaciones de perforación y terminación en lascuencas Appalachian y del Mississippi. Después de de-sempeñarse como teniente coronel en el Cuerpo de In-genieros del Ejército de los EUA (1960 a 1980), ingresóa Tenneco Oil Co., donde trabajó durante ocho años co-mo supervisor de perforación y líder del equipo de pro-yecto para las operaciones en la cuenca Pérmica.También se desempeñó como superintendente decampo para MetFuel, Inc. (1989 a 1992) para el pro-grama de perforación de 500 pozos en la cuenca BlackWarrior en Alabama, EUA. Antes de ingresar a PennVirginia fue gerente de operaciones en el Sultanato deOmán para la Black Warrior Mideast Corp. Dick ha tra-bajado para Penn Virginia desde 1993 y en su puestoactual desde 1999. Cuenta con una licenciatura y unamaestría en ingeniería del petróleo de la Universidadde Missouri en Rolla. Dick también posee el grado deMBA de la Universidad de Boston de Massachusetts.
Alexander E. Yudin, es Subjefe del Departamento deDesarrollo de los Sistemas de Tuberías Principales yjefe del Departamento de Planeación Prospectiva yConstrucción de los Sistemas de Tuberías del Ministe-rio de Combustibles y Energía de la Federación Rusaen Moscú. Inició su carrera en 1969 como encargadodel taller de compresión y licuefacción de gas y fue jefede personal de la planta de procesamiento de gas enMoscú (MGPZ). De 1972 a 1979 fue ingeniero senior ygerente en el All-Union Scientific Research Institute ofNatural Gases (VNIIGaz). Durante los siguientes sieteaños, fue jefe del Laboratorio de Procesamiento de Gasy Condensado y fue director del departamento de Komidel VNIIGaz. Desde 1986 hasta 1992 fue Director Gene-ral Adjunto de la All-Union Research and ProductionAssociation Sojuzpromgaz y Director Adjunto del Insti-tuto VNIIpromgaz. De 1993 a 1997, fue subjefe y jefe deldepartamento de la industria del gas. Desde 1992 hatrabajado en el Ministerio de Combustibles y Energíade la Federación Rusa y ha encabezado el Departamen-to del Consejo Administrativo Central de la industriadel gas. Alexander es egresado del Instituto de Ingenie-ría Mecánica Química de Moscú, (MIHM, por sus siglasen Inglés) y de la escuela de postgrado de VNIIGaz, conespecialidad en el desarrollo de los campos de petróleoy gas. Recibió también su maestría en el uso seguro delos hidrocarburos y de los combustibles durante su pro-ducción, tratamiento, transporte, procesamiento y con-sumo. Es reconocido por la publicación de más de 40artículos y reportes, ocho certificados de propiedad in-telectual en inventos y patentes y numerosos informesen conferencias en Rusia y en el extranjero.
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El asterisco (*) es utilizado para denotar una marcapropiedad de Schlumberger.
Dynamics and Methods of Study of Sedimentary BasinsM. Majithia (ed)Editions Technip27 rue Ginoux75737 Paris Cedex 15, Francia1998. 392 páginas. $82.00ISBN 2-7108-0739-4
Con las contribuciones principalmentede geólogos y geofísicos franceses, ellibro explica los varios métodos utiliza-dos en el estudio de cuencas sedimenta-rias y contiene ejemplos específicos de ladinámica de las cuencas.
Contenido:
• Introduction to Methods of Study
• Role of Well-Logging in the Study of Sedimentary Basins
• Seismic Stratigraphy
• Method of Quantitative Study of Subsidence
• An Example of Platform Sedimenta-tion: The Saharan Cambro-Ordovician
• Sedimentary Dynamics of the Epicon-tinental Platform: Middle Cretaceousof the Algero-Tunisian Sahara
• Carbonate Platforms: Example: Middle Jurassic Paris Basin
• Evolution of the Paris Basin
• Permian Coal Basin of Aumance:Intramontane Basin Under Extensionby Reactivated Faults
• The Suez Rift and the North-WesternRed Sea Neogene Sedimentation and Tectonic Evolution—GenebasScientific Group Co-ordinated
• Geological Evolution and PetroleumCharacters of a Passive Margin: Caseof the Lower Congo-Gabon Basin
• Geodynamic Framework and Singu-larity of Sedimentation in OceanicBasins: Example of the Atlantic andthe Tethys
• The South-East Basin
• Swiss Molasse Basin
• Active Margins and Their Basins:Example of the ‘Forearc’ Antilles Region
• Genesis and Evolution of SedimentaryBasins in Band of CompressionalTranscurrent Faults: Example of Neogene Betic Basins (Spain)
• Evolution of Sedimentary Basins of a Transform Margin: Examples of Southern California
• Deltas and Deltaic Basins
• Conclusion and Synthesis
Para todas las bibliotecas de colegiosy sedimentólogos y estratígrafos profe-sionales.
Andrews JT: Choice 37, no. 1 (Septiembre de 1999): 178.
Elastic Waves in Random Media:Fundamentals of Seismic Stratigraphic FilteringSerge A. Shapiro y Peter HubralSpringer-Verlag175 Fifth AvenueNueva York, Nueva York 10010 EUA 1999. 191 páginas. $79.95ISBN 3-540-65006-7
Concentrado en temas específicos de lateoría de propagación de ondas sísmicas,el libro discute el filtrado estratigráfico ylos cambios en la forma de la onda con eltiempo como resultado de múltiples enpatas de perro y las oscilaciones extrasdentro de las capas delgadas de rocassedimentarias.
Contenido:
• Introduction
• Random Media and Wave Propagation
• Normal-Incidence Waves in a Stack of Layers
• Oblique Incidence of Scalar Waves
• Elastic P-SV Waves
• Frequency-Dependent Properties of Stratigraphic Filtering
• Transient Transmissivity
• Stratigraphic Filtering and AmplitudeVariation with Offset
• Stratigraphic Filtering in PoroelasticMedia
• Reflectivities of Multilayered Structures
• Instead of Conclusions
• References, Index
Disfruté la lectura de este libro y lorecomiendo a geofísicos dedicados.
Sheriff RE: Leading Edge 18, no. 10
(Octubre de 1999): 1221.
The Deep Hot BiosphereThomas GoldSpringer-Verlag175 Fifth AvenueNueva York, Nueva York 10010 EUA1999. 235 páginas. $27.00ISBN 0-387-98546-8
La teoría de la biósfera profunda ycaliente desarrollada en este libro com-pleta las ideas anteriores del autorrespecto al gas de tierra profunda. Enbase a su concepto de fuente de hidro-carburos abiogénica, el Profesor Goldsostiene el concepto de fuente profundade hidrocarburos, una corriente demetano continuamente hinchándosehacia arriba que sustenta una comu-nidad microbiana.
Contenido:
• Our Garden of Eden
• Life at the Borders
• The Deep-Earth Gas Theory
• Evidence for Deep-Earth Gas
• Resolving the Petroleum Paradox
• The Siljan Experiment
• Extending the Theory
• Rethinking Earthquakes
• The Origin of Life
• What Next?
• Notes, Acknowledgments, Index
....presenta pocas ilustraciones yaquellas que figuran se hallan pobre-mente reproducidas y pobrementeexplicadas.
No resultará convincente para ellector científicamente interesado, apesar de que se formulan algunas pre-guntas estimulantes.
En el presente...[Las ideas del Profe-sor Gold] continúan siendo general-mente inaceptables para la mayorparte de la comunidad geológica-petrolera.
Journal of Petroleum Geology 22, no. 4
(Octubre de 1999): 465-466.
64 Oilfield Review
NUEVAS PUBLICACIONESPróximamente en Oilfield Review
Registros de resonancia magnética. La generación actual delas herramientas de registro NMR pro-porcionan información confiable sobrela porosidad y los fluidos de la forma-ción. Los avances en los diseños de lasherramientas y en el procesamiento delos datos han aumentado la velocidadde adquisición de datos y disminuidolos costos de registro. Se están introdu-ciendo nuevas aplicaciones que utilizanla sinergia de las mediciones NMR conotras mediciones de registro para gene-rar soluciones adecuadas, destinadas aresolver problemas de evaluación deformaciones, de ingeniería de termina-ción de pozos, de caracterización geoló-gica y optimización del yacimiento.
Diseño y selección de la barrena.Los operadores y contratistas disfrutancuando se minimizan los costos de per-foración del pozo por cada pie perfora-do; esto es, el tiempo de perforaciónmás el precio de la barrena dividido en-tre la longitud taladrada. En este artícu-lo se resumen las barrenas tricónicas,las de diamantes y las de un compuestopolicristalino de diamantes, (PDC, porsus siglas en Inglés). Se trata tambiénel tema de la nueva metalurgia que per-mite que las barrenas sean diseñadaspara formaciones específicas, lo quemejora en gran medida el rendimiento.Con mejores sellos, adecuada alinea-ción y el monitoreo de la vibración, amenudo, una sola barrena puede perfo-rar toda una sección del agujero.
Registros durante la perforación. La tecnología LWD evolucionó drástica-mente en la década pasada. Actualmen-te, las herramientas de tercera genera-ción ofrecen una gran variedad de ca-pacidades. En este artículo se ilustra có-mo está cambiando la tecnología LWDpara hacer frente a las operaciones deperforación, proporcionando los datosnecesarios para definir el ambientegeológico, optimizar el proceso de per-foración y suministrar en tiempo real lainformación esencial para la confirma-ción y actualización de las prediccionesdel modelo compartido del subsuelo.
Evaluación de riesgos en laindustria del petróleo. El riesgo sepresenta en gran medida en cada etapade la industria del petróleo, desde la ex-ploración y la producción hasta la mer-cadotecnia. Los estudios demuestranque la adecuada evaluación de los ries-gos y las incertidumbres ayudan a la to-ma de decisiones y proporcionan unaventaja competitiva. Este artículo tratasobre las herramientas más recientesdiseñadas para la evaluación económi-ca y la estimación de riesgos de las in-versiones propuestas en los proyectosde campos petrolíferos, incluyendo elflujo de efectivo descontado, el análisisde Monte Carlo, así como las opcionesde cartera y las teorías de preferencia.También se incluyen ejemplos de pro-yectos actuales y de las mejores prácti-cas operacionales.
