Aplicaciones Oilfield Review

Volumen 26, no.3

Control de pérdidas de circulación

Innovaciones en operaciones de disparos

Pruebas de formaciones en tiempo real

El gigante Shushufindi

Oilfield Review

14-OR-0004-S

Aplicaciones Oilfield ReviewLa aplicación Oilfield Review de Schlumbergrer para dispostivos Android† ahora se encuentra disponible en forma gratuita en la tienda Google Play†. Esta nueva aplicación complementa la aplicación iPad‡, la cual se encuentra disponible en línea en la tienda Apple‡ iTunes‡. Para los dispositivos Android, incluyendo teléfonos celulares, ésta es una aplicación independiente; los contenidos para la tableta iPad aparecen en la plataforma Newsstand. Actualmente se encuentra en desarrollo una versión compatible con el teléfono iPhone‡ que estará disponible en un futuro cercano.

Oilfield Review comunica a los profesionales de la industria petrolera los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Muchos artículos de la publicación han sido mejorados con contenidos más ricos, tales como animaciones y videos, que ayudan a explicar los conceptos y teorías que trascienden las capacidades de las imágenes estáticas. La aplicación brinda acceso a numerosos años de temáticas archivadas en un formato compacto que conserva el contenido y las imágenes de alta calidad a los que estamos acostumbrados con la versión impresa de Oilfield Review.

Para descargar e instalar la aplicación, busque “Schlumberger Oilfield Review” en el App Store‡ o en la tienda en línea Google Play o escanee el código QR (abajo), que lo llevará directamente a la fuente específica para su dispositivo.

†Android es una marca de Google Inc.‡Apple, iPad y iTunes son marcas de Apple Inc., registradas en EUA y en otros países.

Applicación Oilfi

eld Review ahora

disponible en la plataforma Android

Mantenerse al nivel de los nuevos desarrollos de la tecnología de exploración y producción implica tiempo y esfuerzo, pero el personal de la publicación Oilfield Review de Schlumberger ha tratado de facilitar esa tarea para sus lectores. Ahora que Oilfield Review se encuentra disponible en dispositivos móviles, el lector puede contar con los artículos más recientes y acceder a este archivo de conocimientos con más facilidad que nunca en un formato portátil y compacto.

Nuestra misión en Oilfield Review es brindar a los profesionales de la industria del petróleo y el gas de nuestros días información sobre los adelantos técnicos que podrán utilizar para descubrir y producir hidrocarburos. Desde su primera edición en el año 1989, Oilfield Review ha publicado más de 450 artículos sobre temáticas que abarcan una amplia gama de actividades de E&P, desde los levantamientos sísmicos, el modelado de sistemas petroleros y el análisis de núcleos hasta el diseño de las barrenas, las pruebas de formaciones efectuadas a través de la columna de perforación y la interpretación de registros.

En los 25 años transcurridos desde la aparición de la primera edición, la publicación ha experimentado algunos cambios menores, tales como el diseño de la portada y la tipografía, destinados a mejo-rar la experiencia de su lectura. La innovación más reciente es mucho más ambiciosa ya que con ella Oilfield Review trasciende el ámbito de la impresión para adentrarse en los formatos digitales disponibles al instante; con el fin de llegar a un público más amplio, hemos creado aplicaciones gratuitas que permiten el acceso del lector a las ediciones a través de dispositivos móviles, tales como las tabletas iPad† y Android‡. Las versiones más recientes de nuestras aplicaciones también estarán disponibles en los teléfonos iPhone† y Android. Hemos diseñado las aplicaciones con el propósito de man-tener nuestros elevados estándares de precisión técnica, relevancia y calidad de redacción, y a la vez mejorar la experiencia del lector. Al mismo tiempo, esperamos atraer la atención de una nueva generación de lectores y permitir que todos puedan acceder fácilmente a los contenidos que ofrece Oilfield Review.

Además de la cobertura detallada y las excelentes gráficas que caracterizan a Oilfield Review, los artículos disponibles a través de las aplicaciones ahora contienen animaciones, videos y gráficas interactivas para demostrar cómo funcionan los equipos de fondo de pozo y explicar conceptos complejos en forma más exhaustiva. El lector podrá visualizar herramientas de adquisición de registros operadas a través de la barrena, bajadas en el pozo, volúmenes sísmicos interpretados en 3D y ondas cuadripolares emitidas por una herramienta de adquisición de registros sónicos. Los artículos de la presente edición, que exploran el control de incidentes de pérdida de circulación, las pruebas de pozos, las operaciones de disparos y la permeabilidad, son realizados en las aplicaciones con videos y animaciones que ilustran puntos clave.

Los artículos sobre temas científicos generales agregan contexto al mundo físico en el que opera nuestra industria. Las ediciones recientes contienen artículos sobre la perforación a través de núcleos de hielo, los dispositivos autónomos de monitoreo oceánico, la perforación con fines científicos en zonas de terremotos, el clima espacial y la actividad microbiana. Los videos y las animaciones dan vida a estas temáticas de una manera que no se logra solamente con palabras e ilustraciones.

Todo lo que nosotros sabemos, adonde sea que usted vaya

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Para aquellos que estén interesados en explorar determinados temas en mayor profundidad, las aplicaciones poseen enlaces activos con URLs, a modo de notas al pie de página, para acceder a las referencias de fuentes originales. El glosario de términos petroleros (Oilfield Glossary) de Schlumberger se incluye con cada aplicación y reside en el dispo-sitivo, de modo que puede ser consultado en cualquier momento para buscar terminología desconocida. El lector puede revisar artículos por términos y examinar todo el archivo para consultar artículos sobre temas específicos. El archivo de artículos en formato interac-tivo data del año 2004, pero existen enlaces con artículos en formato PDF que se remontan a 1998. La versión de Android pronto ofrecerá muchas de estas capacidades.

Para incrementar la utilidad de las aplicaciones, seguimos enfocándonos en su desarrollo y su mejoramiento sobre la base de la retroinformación que nos brindan ustedes, los lectores. Las próximas ediciones proporcionarán la capacidad para compartir los artículos con colegas y descargar recopilaciones de artículos sobre temas específicos.

Las nuevas aplicaciones de Oilfield Review apuntan a una amplia diversidad de lectores: expertos técnicos que se mantienen actualizados con respecto a los desarrollos recientes incorporados en su área, empleados recién contratados que están aprendiendo conceptos básicos sobre su nueva área de actividad y estudiantes que tienen un primer contacto con los temas petroleros. La capacidad para acceder a estos artículos a través de dispositivos móviles permite al lector, cualquiera sea su nivel de experiencia, obtener la información que necesita a su conveniencia; en cualquier momento y en cualquier lugar.

Las nuevas aplicaciones pueden ser descargadas en forma gratuita desde las tiendas App Store† de Apple† o Google Play‡. En los dispositivos iOS§, las ediciones de la publicación aparecen en la plataforma Newsstand; en los dispositivos Android, se puede acceder a Oilfield Review a través de una aplicación independiente. Cuando se emite una nueva edición, se envían alertas automáticas a las aplicaciones y los nuevos contenidos pueden ser descargados como artículos individuales o como ediciones completas.

A medida que se incrementa la demanda de energía, también lo hace nuestra necesidad de comprender la tecnología de exploración y producción. Al mismo tiempo, muchos expertos avezados se están retirando de la industria del petróleo y el gas a un ritmo sin precedentes, llevándose consigo sus conocimientos. El valor de su experiencia nunca podrá ser reproducido, pero la disponibilidad de un repositorio móvil de conocimientos de fácil acceso que abarca más de una generación quizá sea la mejor alternativa posible.

Lisa StewartEditora Ejecutiva de Oilfield Review

Lisa Stewart se desempeña como editora ejecutiva de la publicación Oilfield Review de Schlumberger desde el año 2011 y reside en Houston. Además de manejar la producción de Oilfield Review, está a cargo de la iniciativa de desarrollo de las aplicaciones de la publicación. Ingresó en la compañía en el año 1985 como investigadora científica del Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger en Ridgefield, Connecticut, EUA, donde trabajó en el procesamiento integrado y la interpretación de datos sísmicos de pozo y de superficie y en los primeros intentos de monitoreo de los tratamientos de fracturamiento hidráulico. En 1993, se convirtió en editora de Oilfield Review, posición desde la que investigó, redactó y editó más de 60 artículos sobre diversas temáticas, dirigió seminarios de nivel eje-cutivo y fundó la edición rusa de la publicación. Lisa posee una licenciatura en geofísica de la Universidad de California, en Berkeley, EUA; y un doctorado en geología y geofísica de la Universidad de Yale, en New Haven, Connecticut.

†Apple, App Store, iPad y iPhone son marcas de Apple Inc., registradas en EUA y en otros países.

‡Android y Google Play son marcas de Google Inc.§iOS es una marca de Cisco en EUA y en otros países.

www.slb.com/oilfieldreview

Schlumberger

Oilfield Review1 Todo lo que nosotros sabemos, adonde sea que usted vaya

Artículo de fondo aportado por Lisa Stewart, Editora Ejecutiva de Oilfield Review.

4 Sellado de fracturas: Avances en el control de las pérdidas de circulación

Las formaciones fracturadas generan escenarios desafiantes de pérdidas de circulación durante la perforación y pueden poner en riesgo la integridad del pozo. Algunos tratamientos a base de fibras diseñados para asistir en la perforación de estas formaciones pueden resultar incompatibles con los arreglos de fondo de pozo con boquillas de barrenas pequeñas. Los avances registrados en la tecnología de fibras están haciendo que los tratamientos para pérdidas de circulación resulten compatibles con la mayoría de los arreglos de fondo de pozo, lo que proporciona a los operadores opciones de tratamientos sencillas, efectivas y que generan ahorros de tiempo para la obturación y el taponamiento de las formaciones fracturadas.

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. OpenerORSUMM 14 LOSTCIRC Opener

14 Innovaciones en operaciones de disparos: Perforación de orificios y modelos de desempeño

Los métodos actuales de predicción del desempeño de los sistemas de disparos en el fondo del pozo pueden arrojar estimaciones inconsistentes con los resultados reales. El nuevo software de modelado pronostica con más precisión la geometría y la efectividad de los disparos, y las respuestas dinámicas de los sistemas. Además, los ingenieros han diseñado cargas premoldeadas cuyo desempeño supera al de las cargas tradicionales en las pruebas efectuadas en rocas sometidas a esfuerzos, representativas de las condiciones de fondo de pozo. Las innovaciones en materia de seguridad mejoran las eficiencias operacionales y proporcionan múltiples opciones de despliegue.

Editor ejecutivoLisa Stewart

Editores seniorTony SmithsonMatt VarhaugRick von Flatern

EditoresIrene FærgestadRichard Nolen-Hoeksema

ColaboradoresGinger OppenheimerRana Rottenberg

Diseño y producciónHerring DesignMike Messinger

Ilustraciones Chris LockwoodMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónRR Donnelley—Wetmore PlantCurtis Weeks

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

Traducción Adriana RealEdición Antonio Jorge TorreSubedición Nora RosatoDiagramación Diego Sánchez

En la portada: Un técnico de Schlumberger carga una muestra de roca en un dispositivo para probar cargas premoldeadas como las que se exhiben en el inserto. Los ingenieros simulan las condiciones de presión de fondo de pozo con el dispositivo y miden el desempeño de las cargas, que debe reproducir rigurosamente los resultados de fondo de pozo. Los datos de las pruebas efectuadas en cientos de muestras fueron utilizados para desarrollar un modelo realista de predicciones de desempeño.

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

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

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

© 2015 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio alguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debida autorización escrita de Schlumberger.

Marzo de 2015

Volumen 26Número 3

3

34 Un avance significativo en las operaciones de pruebas de pozos

Las pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación se utilizan desde hace mucho tiempo para recolectar datos que ayudan a los ingenieros a predecir el comportamiento de los pozos, mejorar la forma de terminar esos pozos y desarrollar el campo. Ahora existe un sistema de telemetría inalámbrica que proporciona a los operadores acceso a estos datos en tiempo real.

46 Shushufindi: El renacimiento de un gigante

El campo petrolero gigante maduro Shushufindi de Ecuador, descubierto en 1969, se encontraba en declinación después de haber alcanzado un pico de producción en 1986. A partir del año 2012, un consorcio liderado por Schlumberger revivió el campo utilizando procesos de caracterización de yacimientos, perforación de pozos de relleno, remediación de pozos y monitoreo continuo de sus operaciones.

63 Colaboradores

66 Próximamente en Oilfield Review

66 Publicaciones destacadas

68 Definición del concepto de permeabilidad: El flujo de fluidos a través de los poros

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

Hani Elshahawi Shell Exploration and Production Houston, Texas, EUA

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

Roland Hamp Woodside Energy Ltd. Perth, Australia

Dilip M. Kale ONGC Energy Centre Nueva Delhi, India

George King Apache Corporation Houston, Texas, EUA

Andrew Lodge Premier Oil plc Londres, Inglaterra

Michael Oristaglio Yale Climate & Energy Institute New Haven, Connecticut, EUA

Consejo editorial

Oilfield Review tiene el agrado de dar la bienvenida a Michael Oristaglio como nuevo integrante de su consejo editorial. Michael es director ejecutivo del Instituto del Clima y la Energía de Yale, un centro de investigación interdisciplinaria y enseñanza sobre el uso de la energía y el cambio climático de la Universidad de Yale en New Haven, Connecticut, EUA. Sus especializaciones en materia de investigación son la generación de imágenes sísmicas, la adquisición de registros eléctricos de pozos y la gestión del carbono. Antes de su llegada a Yale, en el año 2009, trabajó durante casi 30 años en Schlumberger; su última posición fue la de asesor de tecnología para Schlumberger Mergers & Acquisitions. Desde el año 2011, se desempeña como gerente de programa del consorcio de Modelado Avanzado de la SEG, o SEAM, Fase II, para el modelado avanzado de las operaciones de exploración sísmica terrestre. Michael es diplomado en geología y geofísica de Yale y posee un diploma DPhil en geofísica de la Universidad de Oxford en Inglaterra. Además, es autor de A Sixth Sense, una biografía de uno de los fundadores de Schlumberger.

Dirigir la correspondencia editorial a: Oilfield Review 5599 San FelipeHouston, TX 77056 EUA(1) 713-513-1194Facsímile: (1) 713-513-2057E-mail: [email protected]

Dirigir las consultas de distribución a: Vlamir BastosOilfield Review Teléfono: (55) 21 3541 7000 (switchboard)Directo: (55) 21 3541 7071 E-mail: [email protected]

Enlaces de interés:Schlumbergerwww.slb.com

Archivo de Oilfield Review www.slb.com/oilfieldreview

Glosario petrolerowww.glossary.oilfield.slb.com

4 Oilfield Review

Sellado de fracturas: Avances en el control de las pérdidas de circulación

De los numerosos tratamientos de control de pérdidas de circulación, algunos

requieren mucho tiempo y son ineficaces. Los avances introducidos en la tecnología

a base de fibras permiten la mitigación rápida y eficiente de las pérdidas y ahora

incluyen fibras autodegradables. Estas soluciones posibilitan operaciones de

taponamiento estables y la protección del yacimiento durante la perforación; luego,

los tapones se dispersan, posibilitando la producción de un yacimiento libre de daños.

La reducción o la pérdida de fluido de retorno a la superficie puede amenazar un proyecto de per-foración. Los incidentes de pérdidas de circula-ción no son poco comunes y tienen una diversidad de consecuencias, desde incrementar los costos de construcción de los pozos hasta poner en riesgo su estabilidad.

Los problemas de pérdidas de circulación se producen principalmente como resultado de per-forar a través de formaciones fracturadas, sub-presionadas, cavernosas o altamente permeables. Estas zonas ladronas, o de pérdidas de circula-ción, pueden hacer que las brigadas de perfora-ción pierdan el control de un pozo porque las zonas ladronas admiten fluido de perforación e impiden su retorno a la superficie.

Las consecuencias económicas de los proble-mas de pérdidas de circulación (LC) pueden ser significativas y los operadores a menudo agregan entre un 10% y 20% a sus presupuestos de perfora-ción como previsión ante el tiempo no productivo (NPT) atribuible a tales pérdidas. Además, la pérdida no controlada de fluido en la formación puede dañar el yacimiento, alterando sus carac-terísticas y afectando negativamente su poten-cial de producción.1

El primer registro de utilización de un fluido que no fuera agua para las operaciones de perfo-ración rotativa data del año 1901 y tuvo lugar en Spidletop, Texas, EUA, cuando los perforadores bombearon lodo extraído de piletas naturales de reserva en el pozo durante su perforación. Pero no existen registros de las propiedades de esta mez-cla lodosa, ni publicaciones de análisis o informa-ción relacionada con ese tema. El término “lodo” reapareció 13 años después cuando se utilizó un

fluido cargado de lodo —definido como una mezcla de agua y cualquier material arcilloso sus-pendido en agua durante un tiempo considera-ble— en una operación de perforación con herramientas operadas con cable llevada a cabo en Oklahoma, EUA.2

La historia de la primera aplicación de las solu-ciones para incidentes de pérdidas de circulación es tan poco clara como la historia de los primeros fluidos de perforación. Casi todos los sólidos pue-den ser utilizados para taponar una formación frac-turada, aplicando suficiente presión e inyectando partículas de propiedades y tamaños adecuados. Si el tapón se mantendrá en su lugar cuando se retomen los procesos de rotación y circulación, y si tolerará las vibraciones y los cambios de pre-sión, es un tema aparte. Los primeros materiales para pérdidas de circulación (LCM) a menudo se escogían por su fácil disponibilidad cerca de las localizaciones de perforación y su bajo costo. Ejemplos de materiales para pérdidas de circula-ción son las cáscaras de semillas de algodón, el cuero triturado, el aserrín, la paja y las cáscaras de nuez molidas.3 Con frecuencia, los materiales LCM se fabricaban con materiales residuales o de desecho de los procesos de manufactura. Las ope-raciones de perforación más complejas de nues-tros días generaron la necesidad de contar con materiales LCM especialmente diseñados.4

Las características de una formación determi-nan el tratamiento para controlar las pérdidas de circulación. La selección de la solución correcta depende del conocimiento de la formación y de la identificación del tipo y la causa de la pérdida. Por ejemplo, las acciones requeridas para tratar las pérdidas de fluidos en las rocas naturalmente

Santiago Pablo Baggini Almagro Neuquén, Argentina

Cliff FratesDorado E&P Partners,Denver, Colorado, EUA

Jeremy GarandTulsa, Oklahoma

Arnoud MeyerClamart, Francia

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2014: 26, no. 3.Copyright © 2015 Schlumberger.CemNET, Losseal y PressureNET son marcas de Schlumberger.BAKER SQUEEZ es una marca de Baker Hughes.BAROFIBRE y BARO-SEAL son marcas registradas de Halliburton.FORM-A-BLOK es una marca de M-I, LLC.1. Cook J, Growcock F, Guo Q, Hodder M y van Oort E:

“Estabilización del pozo para prevenir pérdidas de circulación,” Oilfield Review 23, no. 4 (Junio de 2012): 26–35.

2. “Petroleum Engineering Technology Timeline,” Society of Petroleum Engineers, http://www.spe.org/industry/history/timeline.php (Se accedió el 10 de junio de 2014).

3. Messenger J: “Technique for Controlling Lost Circulation,” Patente de EUA No. 3.724.564 (12 de noviembre de 1971).

4. Loeppke GE, Glowka DA y Wright EK: “Design and Evaluation of Lost-Circulation Materials for Severe Environments,” Journal of Petroleum Technology 42, no. 3 (Marzo de 1990): 328–337.

5. Una píldora es una cantidad relativamente pequeña —generalmente menos de 32 m3 [200 bbl]— de una mezcla especial de fluido de perforación diseñada para ejecutar una tarea específica que el fluido de perforación regular no puede realizar.

6. Jain B, Khattak MA, Mesa AM, Al Kalbani S, Meyer A, Aghbari S, Al-Salti A, Hennette B, Khaldi M, Al-Yaqoubi A y Al-Sharji H: “Successful Implementation of Engineered Fiber Based Loss Circulation Control Solution to Effectively Cure Losses While Drilling, Cementing and Work Over Operations in Oman,” artículo SPE 166529, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 2 de octubre de 2013.

7. Para obtener más información sobre las operaciones de fortalecimiento de pozos, consulte: Cook et al, referencia 1.

8. Ghalambor A, Salehi S, Shahri MP y Karimi M: “Integrated Workflow for Lost Circulation Prediction,” artículo SPE 168123, presentado en el Simposio y Exhibición Internacional de la SPE sobre el Control del Daño de la Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 26 al 28 de febrero de 2014.

9. Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi AH, Allen D, Herron M, Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya RD, Logan D, Stief D, Netherwood R, Russell SD y Saxena K: “Evaluación de yacimientos carbonatados,” Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 20–43.

10. Cook et al, referencia 1.11. Arshad U, Jain B, Pardawalla H, Gupta N y Meyer A:

“Engineered Fiber-Based Loss Circulation Control Pills to Successfully Combat Severe Loss Circulation Challenges During Drilling and Casing Cementing in Northern Pakistan,” artículo SPE 169343, presentado en la Conferencia sobre Ingeniería Petrolera para América Latina y el Caribe de la SPE, Maracaibo, Venezuela, 21 al 23 de mayo de 2014.

Volumen 26, no.3 55

fracturadas difieren de las necesarias para tratar las pérdidas en formaciones de alta porosidad y con agotamiento de presión. Además, las tempe-raturas de fondo de pozo y el tiempo de exposi-ción a las mismas pueden limitar el rango de tratamientos adecuados.

Los tratamientos habituales de problemas de pérdidas de circulación en yacimientos fractura-dos involucran un LCM mezclado en el fluido de perforación, ya sea dispersado a través de todo el fluido o como píldora.5 Estos tratamientos están diseñados para taponar las fracturas. Si bien estos materiales pueden proporcionar cierto éxito, la utilización de materiales dimensionados solamente no basta para asegurar la mitigación de las pérdidas, especialmente en formaciones con fracturas anchas. Dado que la apertura de las fracturas a menudo se desconoce, es probable que el tamaño del LCM sea incorrecto. Si son demasiado pequeñas, las partículas fluirán a tra-vés de las fracturas y si son demasiado grandes no penetrarán en las mismas. En cualquiera de ambos casos, si el tamaño del LCM es inapro-piado quedarán pérdidas sin reparar.6

La tecnología de perforación ha avanzado considerablemente desde sus primeros días en Spindletop; las operaciones de construcción y perforación de pozos son económicamente más efectivas y pueden ser ejecutadas de manera más segura que antes. A medida que apuntan a yaci-mientos cada vez más remotos y geológicamente complejos como objetivos, los operadores empu-jan los límites de los fluidos de perforación modernos y buscan tecnologías mejoradas para asegurar la integridad de los pozos. A fin de satis-facer estos desafíos, la industria continúa intro-duciendo soluciones de fortalecimiento de los pozos para contener el crecimiento de las fractu-ras inducidas y prevenir las pérdidas de circula-ción descontroladas desde los mismos.7

Este artículo presenta diversos recursos para combatir las pérdidas de fluidos de perforación; algunos casos de estudio ilustran la utilización de los tratamientos, que son adaptables a una amplia gama de ambientes, incluidas las formaciones natu-ralmente fracturadas, los yacimientos agotados, las zonas carbonatadas y otras formaciones propensas a los problemas de pérdidas de circulación.

¿A dónde fue y qué hacemos ahora?La pérdida de circulación es causada general-mente por un desbalance de presiones y un tra-yecto de ingreso de fluido en la formación. Los desbalances de presiones se producen en ciertos escenarios de perforación. La condición principal para la pérdida de fluido de perforación es un lodo de muy alta densidad, a raíz de la cual el lodo

ejerce una presión hidrostática que es superior a la presión de formación, lo que puede producir el fracturamiento de la formación y la subsiguiente pérdida de fluido en las fracturas inducidas.8 Los trayectos para la pérdida de fluido incluyen caver-nas, fracturas y formaciones no consolidadas.

Para operar de manera segura en intervalos naturalmente fracturados, inestables o de baja pre-sión —zonas de riesgo— los ingenieros necesi-tan identificarlos, si es posible, antes de perforar. En algunos tipos de formaciones, las zonas de riesgo son más difíciles de mapear que en otros. Por ejem-plo, la alta heterogeneidad de las formaciones car-bonatadas vuelve problemática la caracterización de los yacimientos. Las formaciones carbonatadas son altamente susceptibles a la disolución. Esta situa-ción puede conducir a la formación de nuevos espa-cios porosos y la disolución a través de las fracturas y los planos de estratificación, puede producir desmoronamientos significativos.9 A la

hora de considerar cualquier tipo de formación, los ingenieros se basan en el conocimiento previo para planificar las acciones de prevención y reme-diación a fin de contrarrestar los incidentes de pérdidas de circulación. El mecanismo de mitiga-ción más efectivo consiste en colocar una tubería de revestimiento de protección a través de las zonas problemáticas; no obstante, esta solución es costosa, limita las opciones de perforación futuras y puede comprometer las oportunidades de adquisición de registros (perfilaje).

Las pérdidas de circulación pueden dividirse en cuatro clases de pérdidas volumétricas: filtra-ción, pérdida parcial, pérdida severa y pérdida total (abajo).10 A medida que se incrementa la severidad de la pérdida de lodo, crecen las pérdi-das financieras para cubrir los costos del fluido de perforación adicional, los tratamientos de pérdi-das de circulación, el tiempo de equipo de perfora-ción y las demoras.11

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. OpenerORSUMM 14 LOSTCIRC Opener

Formaciones cavernosas

Fracturas naturales

Fracturas inducidas

Formaciones altamentepermeables

> Clasificación de las pérdidas de circulación. Las pérdidas se clasifican en base a la tasa de volumen de fluido perdido en la formación.

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. 1ORSUMM 14 LOSTCIRC Fig. 1

Severidad de la pérdidaTipo de pérdida

Filtración

Parcial

Total

Severa

Menos de 1,6 m3/h [10 bbl/h]

Entre 1,6 y 16 m3/h [10 y 100 bbl/h]

No retorna fluido alguno a la superficie

Más de 16 m3/h

6 Oilfield Review

Las estrategias de manejo de los incidentes de pérdidas de circulación dependen de si el tra-tamiento se aplica antes o después de la pérdida. Las pérdidas de circulación pueden abordarse mediante un enfoque de cuatro niveles (abajo). Las mejores prácticas de perforación cubren los principales tipos de pérdidas de fluido de perfo-ración e incluyen cálculos y simulaciones previos a la perforación en los que los ingenieros utilizan modelos geomecánicos para determinar el riesgo de pérdidas de circulación y colapso del pozo. Las mejores prácticas de perforación para controlar las pérdidas también comprenden procedimientos tales como la utilización de tuberías de revesti-miento expansibles, el manejo de la presión durante la perforación o la entubación durante la perforación. El segundo nivel representa la selec-ción de fluidos de perforación con propiedades reológicas que reducen el riesgo de pérdidas de circulación. El nivel siguiente utiliza materiales de fortalecimiento del pozo para el manejo de las pérdidas. Se trata de mezclas de partículas de materiales formulados y dimensionados para ingre-sar en las fracturas y obturarlas con el fin de ais-larlas del pozo. El nivel superior incluye la utilización de materiales LCM como tratamientos de remediación para corregir los problemas de pérdidas de circulación en proceso de desarrollo.

Este nivel puede incluir la colocación de píldoras a través de las zonas de pérdidas de circulación.

Cuando los perforadores anticipan las pérdi-das de fluidos, realizan un tratamiento previo de los fluidos de perforación a través del agregado de materiales de fortalecimiento del pozo, tales como mármol molido y grafito sintético. Las pruebas de presión efectuadas antes y después de dichos tra-tamientos de fortalecimiento del pozo a menudo indican que estos enfoques resultan exitosos.12

El agregado de materiales de fortalecimiento del pozo se considera un tratamiento proactivo, o preventivo. Por el contrario, los materiales para pérdidas de circulación son tratamientos correc-tivos, o de remediación, porque estos materiales normalmente se agregan al fluido de perforación después de producirse las pérdidas.

Avances en materia de soluciones a los problemas de pérdidas de circulaciónLa prevención y la remediación de los problemas de pérdidas de circulación son factores importan-tes para una operación de perforación económica. Si los perforadores no pueden prevenir los inci-dentes de pérdidas de circulación, recurren a tratamientos de mitigación para recuperar el control del pozo y la circulación.

La elección del tratamiento depende de la for-mación geológica a la que se apunta como objetivo, de la causa de las pérdidas de circulación y de si se requiere una solución permanente o temporaria. Las prácticas de prevención y mitigación son dic-taminadas en gran medida por la situación y toman en cuenta parámetros tales como presión de formación, tipo de formación, propiedades del fluido de perforación, regulaciones ambientales locales y disponibilidad de materiales LCM.

Las compañías de servicios ofrecen una gran variedad de materiales LCM. Estos materiales pue-den ser en escamas, granulares, fibrosos o solubles en ácido; y se encuentran disponibles en tamaños oscilantes entre nanómetros y milímetros. La mez-cla de diferentes tipos de materiales LCM para mejorar el desempeño de los procesos de obtura-ción y taponamiento es una práctica común. Muchas compañías de servicios ofrecen solucio-nes a problemas de pérdidas de circulación a base de fibras de celulosa natural, fibras de cedro des-menuzadas y fibras minerales, a menudo combi-nadas con partículas sólidas de diversos tamaños. Un ejemplo es el material para pérdidas de circu-lación BARO-SEAL de Halliburton, una combina-ción de fibras, gránulos y escamas dimensionados para taponar las fracturas naturales. Esa compa-ñía ofrece además el material BAROFIBRE a base de fibras de celulosa natural utilizadas para sellar y obturar las arenas agotadas y las microfracturas a fin de reducir las pérdidas por filtración. El trata-miento para altas pérdidas de fluidos BAKER SQUEEZ de Baker Hughes, para pérdidas de fluidos parciales a severas, está diseñado para deshidratar y dejar un tapón sólido en las fracturas y vacuolas.

Los ingenieros de Schlumberger han desarro-llado diversas soluciones a base de fibras, incluida la familia de píldoras reforzadas de malla com-puesta Losseal y los tratamientos CemNET y PressureNET. Si bien las opciones son numerosas, y las compañías ofrecen un amplio abanico de soluciones, las soluciones preferidas serán aque-llas que resuelvan los problemas de pérdidas de circulación de manera económicamente efectiva y en forma rápida, segura y con mínimo riesgo.13

Relleno de los vacíos Los científicos de Schlumberger adoptaron un procedimiento de tratamiento ejecutado a medida, consistente en fibras diseñadas y combinaciones de fibras y sólidos para obtener soluciones a pro-blemas de pérdidas de circulación que exhiban un desempeño consistente. Estos tratamientos mitigan la pérdida de fluido de perforación o fluido de cementación en numerosos ambientes, incluidas formaciones que poseen fracturas natu-

> Programa de manejo de pérdidas de circulación. Algunos expertos abordan los problemas de pérdidas de circulación a través de un enfoque de varios niveles. Los tres niveles inferiores se centran en las medidas de prevención de pérdidas de circulación, en tanto que el nivel superior representa las medidas de remediación.

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. 2ORSUMM 14 LOSTCIRC 2

Materialespara

pérdidas decirculación

Materiales parafortalecimiento del pozo

Selección de fluidos de perforación

Mejores prácticas de perforación

Prev

enci

ónRe

med

iaci

ón

Volumen 26, no.3 7

rales, zonas carbonatadas, zonas de rocas frag-mentadas y zonas con agotamiento de presión. Todos estos tratamientos pueden emplazarse en la profundidad deseada sin extraer la sarta de perforación del pozo, lo que reduce el NPT y los costos asociados.

Tratamiento con píldoras fibrosas: La fami-lia de píldoras reforzadas de malla compuesta Losseal consiste en una combinación de fibras y sólidos que obtura y tapona las zonas fracturadas durante las operaciones de perforación y cemen-tación (derecha). La familia Losseal comprende tres soluciones optimizadas para microfracturas y fisuras, fracturas naturales y fracturas de yaci-mientos (derecha, extremo inferior). El tapona-miento de fracturas con tratamientos Losseal para las primeras dos aplicaciones —microfrac-turas y fracturas naturales— sigue un enfoque de cuatro pasos: dispersión, obturación, tapona-miento y mantenimiento; cada paso es igual-mente importante para lograr el rendimiento óptimo del tratamiento.

Dependiendo de la aplicación, uno de los cuatro pasos puede constituir el foco principal. Por ejem-plo, cuando se bombea una píldora durante la perforación, es importante mantener las propie-dades mecánicas de la píldora recién formada en la fractura mientras continúan las operaciones de perforación. El tapón debe tolerar las fuerzas de erosión (resultantes de los cambios producidos en las velocidades de bombeo y las velocidades de los fluidos), las fuerzas mecánicas (provenientes de la operación y la rotación de las tuberías) y las fuerzas hidrodinámicas (resultantes de los fenó-menos de oleada inicial y suaveo). No obstante, en la aplicación de un espaciador en cementación, el objetivo principal consiste en sellar las fracturas para que el cemento no se pierda en las mismas. El volumen de espaciador residual es utilizado para desplazar el lodo por delante del fluido de cementación; el objetivo primordial de la aplica-ción de un espaciador.

Una píldora Losseal forma una malla imper-meable y resistente y previene el flujo de fluidos de perforación y cementación hacia las zonas de fracturas. La píldora puede sellar las microfrac-turas y las fracturas naturales más grandes tanto

en la perforación de los estratos de sobrecarga como del yacimiento. Dentro de los límites, el tapón puede tolerar una presión adicional resul-tante de los incrementos de la densidad del lodo y de las operaciones de perforación o cementa-ción futuras. La píldora Losseal es relativamente insensible al ancho de las fracturas y puede ser utilizada sin un conocimiento detallado de las

características de la formación, en tanto que el rendimiento de muchos tratamientos de pérdidas de circulación depende de un ancho de fractura fijo conocido. Las píldoras Losseal son utilizadas habitualmente para formaciones naturalmente fracturadas y formaciones con fisuras cuyo ancho varía entre 1 y 5 mm [0,04 y 0,2 pulgadas]. Los inge-nieros pueden efectuar una prueba de eficiencia

12. Wang H, Sweatman R, Engelman B, Deeg W, Whitfill D, Soliman M y Towler BF: “Best Practice in Understanding and Managing Lost Circulation Challenges,” SPE Drilling & Completion 23, no. 2 (Junio de 2008): 168–175.

13. Alsaba M, Nygaard R, Hareland G y Contreras O: “Review of Lost Circulation Materials and Treatments with an Updated Classification,” artículo AADE-14-FTCE-25, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica de Fluidos de la Asociación Americana de Ingenieros de Perforación, Houston, 15 al 16 de abril de 2014.

> Píldora de tratamiento Losseal. La píldora Losseal combina fibras —tanto rígidas como flexibles— y sólidos que se bombean a través de un BHA para obturar las fracturas. Al cabo de un tiempo de remojo de tan sólo 60 minutos, la píldora resultante puede taponar la formación de pérdidas. Las flechas amarillas muestran la píldora fluyendo en sentido ascendente por el espacio anular y hacia las fracturas de la formación. Los sólidos y las fibras (inserto) de la píldora forman una malla que rellena y sella las fracturas de la formación.


> Soluciones y aplicaciones de la píldora Losseal. La familia Losseal incluye tres soluciones de tratamiento, algunas de las cuales pueden ser aplicadas como píldora o bien como fluido espaciador. El tipo de aplicación determina la solución a utilizar.

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. 4ORSUMM 14 LOSTCIRC Fig. 4

Durante laperforación

Tasa depérdida, bbl/h

Ancho de lafractura, mmTratamientoEtapa Desafío

Menos de 40Menos de 1 Control de pérdidas de circulación enmicrofracturas Losseal, como píldora

Microfracturas,fisuras

Más de 401 a 5Control de pérdidas de circulación enfracturas naturales Losseal, como píldora

Fracturasnaturales

Menos de 40Menos de 1Control de pérdidas de circulación enmicrofracturas Losseal, como fluido espaciador

Durante lacementación Todas

Más de 401 a 5Control de pérdidas de circulación en fracturasnaturales Losseal, como fluido espaciador

Durante lacementación Todas

Más de 401 a 5Control de pérdidas de circulación enfracturas de yacimientos Losseal, como píldora

Fracturas delyacimiento

8 Oilfield Review

de taponamiento local cada vez que utilizan el sistema Losseal por primera vez.14 No es necesa-rio efectuar pruebas adicionales en la medida que las condiciones de la zona de pérdida sigan siendo las mismas y que se utilice el mismo tipo de partículas a lo largo de toda la operación.

Tratamiento de microfracturas y fisuras: El trata-miento de control de pérdidas de circulación en microfracturas Losseal está diseñado para obtu-rar fracturas con anchos variables entre 1 micró-metro y 1 mm. El tratamiento es compatible tanto con fluidos a base de aceite como con fluidos a base de agua y puede ser agregado directamente al fluido de perforación en un fluido espaciador o como una píldora independiente. La solución para microfracturas Losseal se comercializa como un agregado contenido en una sola bolsa para facili-tar el diseño y la preparación (abajo). En algunos casos, la solución para microfracturas Losseal ha sido agregada a los fluidos de cementación, lle-vando el tope del cemento hasta el nivel requerido.

Píldora para fracturas naturales: La píldora para control de pérdidas de circulación en fractu-ras naturales Losseal está diseñada para obturar y taponar fracturas grandes con anchos oscilan-tes entre 1 y 5 mm. El sistema aprovecha una combinación de fibras dobles con un paquete de sólidos, que puede ser optimizado para incremen-tar la eficiencia. Y además puede ser ajustado a las necesidades únicas de la zona de pérdida y al emplazamiento requerido, lo que hace que su rendimiento sea adecuado a los fines específicos. La píldora puede bombearse a través de columnas de perforación con extremos desprovistos de ros-cas para el taponamiento eficiente de las zonas. A fin de evitar el arenamiento o el taponamiento prematuro, también es posible su bombeo a través de las boquillas de la barrena, para lo cual puede ser necesario modificar la formulación de la píl-dora, por ejemplo mediante la reducción de los sólidos totales, la utilización de sólidos de menor

tamaño y la reducción de la cantidad de fibras. El rendimiento del taponamiento puede ser demostrado mediante una celda de pérdida de fluido modificada, en la que también es posible simular el flujo a través de restricciones, tales como las boquillas de la barrena.

Las fibras para el control de pérdidas de circu-lación de Schlumberger se dispersan fácilmente en los fluidos y funcionan mediante la combina-ción de una red entrelazada de fibras con mate-rial sellador de diversos tamaños. La dispersión de las fibras es importante para evitar la obtura-ción y el taponamiento prematuros del equipo de superficie y de fondo de pozo, y una buena disper-sión también mejora la obturación de las fracturas. La obturación de fibras sigue siendo permeable y los sólidos se acomodan en la matriz de las fibras, rellenando los poros para formar un tapón sella-dor que puede tolerar las presiones diferenciales. El sello impermeable y compacto resultante tapona los poros y las fracturas, mitigando el riesgo de pérdidas de circulación durante las operaciones de perforación, entubación y cementación. La mezcla Losseal puede ser agregada a los espacia-dores entre las etapas de aplicación del cemento, emplazarse por delante del cemento o incorpo-rarse directamente en el cemento durante las ope-raciones de bombeo.15 La utilización de este material ayuda a los operadores a prevenir las pérdi-das de circulación, restablecer la circulación, correr la tubería de revestimiento con pérdidas limitadas y luego bombear el cemento para alcanzar el nivel del tope del cemento pretendido. Esta solución per-mite a los operadores emplazar los tratamientos con precisión en una zona objetivo y reducir la tasa de pérdida previa al tratamiento en más del 90%.

El tratamiento para fracturas naturales Losseal fue aplicado con éxito en el campo Costero, cerca de Villahermosa, en México, donde las pérdidas de circulación constituyen la causa principal del NPT. Un equipo del segmento Schlumberger Integrated Project Management (IPM), que operaba en repre-

sentación de un cliente, experimentó un volumen de pérdidas de lodo a base de aceite (OBM) de 2 000 bbl [320 m3] en un pozo de 55/8 pulgadas per-forado en una formación carbonatada. La tubería de revestimiento se colocó a 5 844 m [19 173 pies], y las pérdidas se produjeron entre 18 963 [5 780 m] y 19 173 pies. El equipo de IPM respondió a la situación reduciendo la densidad del lodo de 1,12 a 1,01 g/cm3 [de 9,35 a 8,43 lbm/galón US o de 1 120 a 1 010 kg/m3], lo que produjo un golpe de presión.16 El pozo se estabilizó con un lodo cuya densidad era de 0,97 g/cm3 [8,1 lbm/galón US o 970 kg/m3], pero esta densidad no permitiría continuar perfo-rando en las formaciones más profundas.

El equipo de IPM optó por bombear una píl-dora Losseal porque el costo del OBM es elevado y se disponía de datos limitados sobre el ancho de las fracturas, su densidad y la temperatura de fondo de pozo después de las pérdidas. Sobre la base de la tasa de pérdida del fluido y la tempera-tura de formación, los ingenieros seleccionaron el tamaño de partícula adecuado para el pozo del campo Costero; una píldora de 90 bbl [14,3 m3], incluidos 2,9 lbm/bbl [8,3 kg/m3] de fibras y una mezcla de 217 lbm/bbl [620 kg/m3] de sólidos de grano grueso, medio y fino. Luego se colocó la píl-dora como un tapón balanceado, antes de aplicar una presión de inyección forzada de 200 lpc [1,4 MPa].17 Dado que el sistema operó inmediata-mente después de la colocación de la píldora y detuvo las pérdidas estáticas y dinámicas en un solo tratamiento de una hora, no fue necesario ningún viaje (próxima página, arriba). La brigada de perforación incrementó la densidad del lodo hasta una densidad de 1,15 g/cm3 [9,6 lbm/galón US o 1 150 kg/m3] sin sufrir pérdida alguna y perforó el pozo con éxito hasta la profundidad total (TD). Además, el equipo de trabajo concluyó la opera-ción de cementación que siguió al emplazamiento de la píldora Losseal sin que se registraran pérdi-das significativas.

Los ingenieros de Schlumberger también uti-lizaron la solución para pérdidas de circulación en fracturas naturales Losseal para un operador del sur de Texas. El operador planificó cementar la sección intermedia de un pozo en una sola etapa a una profundidad de 3 050 m [10 000 pies]. Después de perforar a través de la tiza Austin y la caliza Buda naturalmente fracturada subyacente, el perforador observó pérdidas de lodo severas y no pudo recuperar la circulación total. La brigada de perforación intentó controlar las pérdidas mediante la reducción de la densidad del fluido de perforación y el agregado de diversos productos LCM, pero sus esfuerzos resultaron infructuosos. Los ingenieros de Schlumberger proporcionaron entonces la solución para fracturas naturales

>Material para microfracturas Losseal. La solución para microfracturas Losseal es un tratamiento con fibras diseñadas, que combina fibras específicas (gris claro) con materiales de obturación sólidos (gris oscuro).


Volumen 26, no.3 9

Losseal, que permitió que el perforador recupe-rara la circulación total antes de la cementación y que la mantuviera a lo largo de todo el trata-miento de cementación subsiguiente.

Dado que el operador había reducido la densi-dad del lodo, no fue posible dejar en suspensión todas las fibras durante el tratamiento con el fluido de perforación a base de aceite. La solución era un fluido de alta densidad, que tuviera un alto contenido de sólidos (más del 30%) y no exhi-biera una decantación dinámica de los sólidos. Las pruebas de eficiencia de taponamiento efec-tuadas para optimizar la concentración de las fibras Losseal mostraron que una concentración variable entre 2,0 y 3,0 lbm/bbl [5,7 y 8,6 kg/m3] podría taponar ranuras de hasta 5 mm [0,2 pulga-das] de extensión con una presión diferencial de 1 000 lpc [6,9 MPa].

La píldora Losseal fue preparada en la localiza-ción del pozo y se colocó a través de toda la supuesta zona de pérdidas de circulación, desde 2 100 hasta 3 000 m [6 800 hasta 9 800 pies]. Para evi-tar la posible contaminación y desestabilización de la píldora, incidentes que podían ocurrir si la misma entraba en contacto con el fluido de perfo-ración, se bombeó un fluido espaciador espesado, tanto por delante como por detrás de la píldora. Luego se llevó a cabo un proceso de inyección for-zada suave, con la aplicación de baja presión, para ayudar a activar el mecanismo de obtura-ción y taponamiento de las partículas LCM. Después de aplicar una presión total de inyección forzada de 250 lpc [1,7 MPa], no se observó

reducción alguna de la presión, lo que indicó que la píldora para fracturas naturales Losseal había sellado la zona de pérdida. El restablecimiento de la circulación total inmediatamente después del tratamiento fue otra prueba del éxito. Los perfo-radores también lograron mantener la circulación total a lo largo de todo el tratamiento de cementa-ción mediante el agregado de esta fibra LCM a todos los fluidos, el fluido espaciador espesado y el cemento durante el resto de la operación. Las pruebas de presión verificaron que las presiones

medidas se ajustaban a las presiones de diseño, lo que indicó que el tratamiento había funcionado como se esperaba (abajo, a la izquierda).

Tratamiento para perforar la sección yaci-miento: Cuando las pérdidas de circulación se producen durante la perforación a través de una sección del yacimiento, los operadores deben detener la pérdida de fluido o exponerse a dañar la producibilidad de la zona. Los ingenieros de Schlumberger desarrollaron una familia de píldo-ras de malla compuesta y reforzada, fabricadas con una mezcla de fibras disolubles para mitigar las pérdidas de circulación en yacimientos natu-ralmente fracturados, formaciones carbonatadas y yacimientos agotados; las píldoras están diseña-das para taponar fracturas con anchos oscilantes

> Emplazamiento de la píldora Losseal. Cuando se inicia el bombeo del tratamiento, la densidad se incrementa (azul claro). La presión (rojo) aumenta con el desplazamiento cuando las fibras Losseal son introducidas en la formación y comienzan a obturar y taponar las fracturas. La presión se reduce a medida que disminuye la velocidad de bombeo (verde) y se incrementa nuevamente con una velocidad de bombeo constante, lo que demuestra el efecto constante de obturación y sellado del tratamiento Losseal. La línea negra representa el volumen bombeado.


Volu

men

bom

bead

o, b

bl

Velo

cida

d de

bom

beo,

bbl

/min

Pres

ión,

lpc

Tiempo, h:min:segundos

Bombeo de la píldora Losseal

Desplazamiento

18:05:40 18:34:50 19:04:00 19:33:10

120

100

80

2 000

1 000

3 000

60

40

20

0 0

Dens

idad

, g/c

m3

2

1

0

6

5

4

3

2

1

0

14. En una prueba de eficiencia de taponamiento, el éxito se basa en la capacidad del material para taponar una ranura con un ancho similar al ancho anticipado de la fractura. Además, durante las operaciones, el tapón de tratamiento debe mantener una presión similar a la presión diferencial máxima a través de la zona de pérdida de circulación.

15. Un espaciador es un fluido viscoso utilizado para asistir en la remoción de los fluidos de perforación antes de la ejecución de una operación de cementación primaria. El espaciador se prepara con características de fluido específicas, tales como la viscosidad y la densidad, diseñadas para desplazar el fluido de perforación, a la vez que se permite el emplazamiento de un recubrimiento de cemento completo.

16. Un golpe de presión es causado por el hecho de que la presión del pozo es menor que la presión de los poros de la formación. Si la densidad del lodo es demasiado baja y la presión hidrostática ejercida sobre la formación por la columna de fluido es menor que la presión de poro, el fluido de formación puede fluir hacia el interior del pozo.

17. Un tapón balanceado es un tapón de cemento o material similar emplazado como una lechada en un lugar específico del pozo para proporcionar un medio de aislamiento de la presión.

> Prueba de presión. La evaluación posterior a la operación compara la presión calculada con la presión real registrada durante una aplicación del tratamiento Losseal en un pozo del sur de Texas. Un modelo de simulación hidráulica utiliza los datos de la geometría del pozo, tales como el tamaño del pozo y su desviación, y los tamaños de la tubería de revestimiento y de la columna de perforación, teniendo en cuenta la densidad y la viscosidad del fluido, para calcular las presiones estimadas durante el bombeo. El modelo no simula las pérdidas posibles; por consiguiente, cualquier desviación respecto de la tendencia entre las presiones medidas y las presiones calculadas podría indicar un incidente de pérdida de circulación. La curva de la presión medida real (azul) sigue la misma tendencia que la curva de la presión calculada (rojo), lo que indica que no se registra pérdida de fluido en la formación y que lo que se bombea se encuentra en circulación. Las presiones por fricción y las restricciones anulares producen la desviación entre las presiones calculadas y las presiones medidas. La restauración de la presión al cabo de unos 200 minutos indica el ascenso del fluido más denso —el cemento— hacia el espacio anular.


Pres

ión

de s

uper

ficie

, lpc

1 750

1 500

1 250

1 000

750

500

250

00 40 80 120

Tiempo, minutos160 200 240 280 320

Presión medida

Presión calculada

10 Oilfield Review

entre 1 y 5 mm. Las píldoras poseen tres compo-nentes: viscosificadores, fibras y sólidos. La combi-nación se mantiene estable suficiente tiempo, y a lo largo de un amplio rango de temperaturas de fondo de pozo, para permitir las terminaciones de los pozos pero luego se degrada con el tiempo, sin producir daños en la formación. El tratamiento de pérdidas de circulación en el yacimiento Losseal, que puede pasar a través de boquillas de barrenas de tan sólo 6,35 mm [0,250 pulgadas] y del equipo de perfilaje, elimina la necesidad de efectuar un viaje de salida del pozo para dar cabida al bombeo de la píldora.

La relación entre la degradación de las fibras y la estabilidad del tapón ha sido establecida a través de experimentos de laboratorio. En estos experi-mentos, los desarrolladores crean un tapón dentro de un tubo de metal conectado a una bomba. Luego, el tubo se coloca en un horno y se aplica un flujo continuo de fluido, análogo al fluido de perfo-ración a alta presión. La respuesta de presión resultante es monitoreada en función del tiempo. Una caída de presión súbita indica que el mate-rial del tapón está comenzando a degradarse y a limpiarse y que se está restaurando la permeabi-

lidad (arriba). Los ingenieros utilizaron los resul-tados de estos experimentos para establecer directrices para la formulación de las píldoras. Los factores que afectan el rendimiento de la solución de píldoras fibrosas son la viscosidad del fluido, la concentración de fibras, la geometría de las fibras, la tasa de flujo y el ancho de la fractura. Los ingenieros están trabajando actualmente para extender la estabilidad térmica de las fibras Losseal más allá de su temperatura de diseño de 85ºC [185ºF], y se están probando fibras para tem-peraturas medias y altas en el campo a fin de con-firmar el rendimiento tanto del taponamiento como de la estabilidad térmica hasta 150ºC [300ºF].

A diferencia de los otros productos Losseal, la píldora Losseal para perforar la sección yaci-miento está diseñada para degradarse con el tiempo (abajo). La píldora se dispersa en el fluido portador, deja que el lodo obture las fracturas y tapone las vacuolas, se mantiene a lo largo de todas las operaciones de perforación y luego se disuelve con el tiempo, dejando la formación sin daños. La degradación del tapón es catalizada por las condi-ciones de temperatura y presión de fondo de pozo y puede ser diseñada para ajustarse a los progra-

mas de perforación y terminación de pozos. La píldora requiere menos de una hora para mez-clarse y puede ser desplegada a temperaturas oscilantes entre 40ºC y 150ºC [100ºF y 300ºF] y con densidades de lodo variables entre 1 030 y 1 440 kg/m3 [8,6 y 12 lbm/galón US]. Después de colocar la píldora, es necesario un tiempo de remojo de aproximadamente 60 minutos para que el sistema fluya hacia las fracturas; el rendimiento de la píldora mejora con la aplicación de presión que ayuda a que el tratamiento ingrese en las frac-turas, las obture y las tapone. El tiempo de degra-dación de la píldora es ajustable y varía entre un día y ocho semanas.18

El tratamiento Losseal para perforar la sec-ción yacimiento se introdujo en el año 2014 y fue utilizado recientemente por un operador de Medio Oriente para reducir las pérdidas de lodo y cemento durante la fase de perforación y a la vez evitar el daño del yacimiento. El operador estaba perforando dos pozos como parte de un proyecto de inyección cíclica de vapor y, a una profundidad de 341 m [1 120 pies] durante la perforación de la sección de 8½ pulgadas, experimentó pérdidas totales. La brigada de perforación continuó perfo-rando hasta la profundidad del objetivo de 472 m [1 550 pies]; las velocidades de pérdida alcanzaron 32 m3/h [200 bbl/h]. Dado que ésta era la zona de producción e inyección prevista, resultaba crucial asegurarse de que ningún tratamiento de pérdidas de circulación inhibiera la producción futura o dañara la formación.

El operador necesitaba mitigar las pérdidas antes de correr y cementar la tubería de revesti-miento de 7 pulgadas; los objetivos eran evitar la pérdida de fluidos de cementación en el yaci-miento y llevar el cemento a la superficie. A esos efectos, escogió el tratamiento Losseal para la per-foración de la sección yacimiento. Las fibras y los sólidos se mezclaron en la localización del pozo en el término de una hora y el material del trata-miento fue bombeado con éxito. Cuando la píldora ingresó en la zona de pérdida, un incremento leve de la presión de bombeo indicó que los fluidos estaban ascendiendo en dirección al espacio anu-lar y se restablecieron los retornos a la superficie. Después de extraer la sarta de perforación del pozo hasta 61 m [200 pies] por encima del tope de la píldora, se hizo circular agua en el pozo y volvieron a observarse los retornos a la superficie. La brigada de perforación corrió entonces la columna de perforación en el pozo hasta el tope de la zona de pérdida y el restablecimiento de la cir-culación subsiguiente fue seguido por el retorno de los fluidos a la superficie. Este tratamiento fue ejecutado con éxito en dos pozos de esta área.

> Solución Losseal para perforar la sección yacimiento. El tratamiento Losseal para la perforación de la sección yacimiento de un pozo es una solución que consta de cinco pasos. Este tratamiento se dispersa en el fluido seleccionado; luego, obtura y tapona las fracturas objetivo, se mantiene estable a lo largo de toda la operación y finalmente se degrada.


Obturar Mantener DegradarTaponarDispersar

> Tratamiento Losseal para perforar la sección yacimiento. Las fibras Losseal se degradan con el tiempo (extremo superior, el tiempo se incrementa hacia la derecha). Los técnicos regulan los niveles de pH de la píldora para controlar el tiempo de degradación y lograr un amplio rango de duraciones de la estabilidad de las fibras, que oscilan entre un día y ocho semanas. En este caso, se ha agregado un acelerante que hace que todas las fibras se disuelvan dentro de un plazo previsto. Una gráfica de la estabilidad del sistema (extremo inferior) muestra la permeabilidad en función del tiempo. La permeabilidad a través del tapón es baja, según el diseño, hasta que el tapón se desintegra.


105

104

103

102

10–1

10–2

10

1Perm

eabi

lidad

, mD

Tiempo

Degradación del tapón

Tapón estable

Volumen 26, no.3 11

Al cabo de varios meses, ambos pozos comen-zaron a producir de las zonas tratadas del yaci-miento y no fue necesario tratamiento alguno de remediación. Las pruebas de pozos confirmaron que en los dos pozos tratados, las tasas de produc-ción inicial, o índices de productividad, fueron más altas que las tasas pronosticadas. Estos resultados indicaron que el tratamiento se había disuelto, según el diseño, sin producir daños en el yaci-miento productivo.

Red de fibras: El despliegue de las fibras CemNET —diseñadas para ser utilizadas en fluidos de cementación— constituye otro método para sellar las zonas de pérdida de fluidos. Las fibras son inertes y se entrecruzan formando una red de fibras resilientes a través de una zona de pérdi-das de circulación, lo que permite que el perfora-dor recupere y mantenga la circulación. La tecnología de fibras de avanzada CemNET, que puede ser desplegada en las lechadas de cemento a través de zonas con pérdidas previstas, tolera temperaturas de hasta 232ºC [450ºF]. Las fibras CemNET no alteran la viscosidad de la lechada de cemento, el tiempo de espesamiento, la resisten-cia a la tracción, la resistencia a la compresión ni la pérdida de fluido (derecha, extremo superior). Estas fibras se dispersan y se mezclan fácilmente en la lechada o en el fluido. La aplicación del tra-tamiento CemNET facilita el emplazamiento del cemento, elimina los costos excedentes del cemento y minimiza las operaciones de cementa-ción con fines de remediación para reparar los topes de cemento bajos.19

El tratamiento CemNET fue empleado con éxito en una operación llevada a cabo en el Mar del Norte, en la que un operador estaba experimen-tando pérdidas severas mientras removía el cemento residual de la operación de cementación primaria en un pozo del área de Haltenbanken, en la región marina de Kristiansund, en Noruega.

La operación de cementación se llevó a cabo según el plan y la zapata fue sometida a una prueba de presión. Luego se reperforaron la zapata, los tapones, el flotador y el cemento. No obstante, des-pués de que se limpiara la ratonera y el perforador extrajera el conjunto de fondo (BHA), por encima de la zapata de la tubería de revestimiento corta (liner) de 7 pulgadas, se produjeron pérdidas seve-ras. Y si bien se bombearon varias píldoras LCM, pronto volvieron a producirse pérdidas.

Después de pasar 87 horas intentando contro-lar las pérdidas, el operador decidió probar los tra-tamientos a base de fibras. El perforador extrajo el BHA del pozo y luego utilizó el método de inyección forzada para emplazar una lechada de cemento

que contenía fibras LCM CemNET. Se colocó el aguijón de cementación y se sometió la línea de cementación a una prueba de presión con resul-tados exitosos.20 Los ingenieros determinaron la presión y la tasa de inyección final y luego bombea-ron aceite base y un fluido espaciador seguido por una lechada de cemento cargada de fibras. El aceite base y parte del fluido espaciador fueron desplaza-dos sin retorno alguno, lo que indicó que las pérdidas continuaban. La brigada de perforación comenzó la inyección a razón de 200 L/min [1,26 bbl/min] en la zona de pérdida por debajo de la zapata de la tubería de revestimiento corta. La lechada CemNET taponó la zona de pérdida de inmediato al llegar al fondo del pozo (abajo). Cuando la

18. El tiempo de remojo es el tiempo requerido después de la colocación de la píldora Losseal en el lugar requerido para obtener la malla deseada que produzca el efecto óptimo de obturación y taponamiento.

19. Un tope de cemento bajo se produce cuando la lechada de cemento no rellena el espacio anular hasta el nivel pretendido. Esta condición puede ser causada por la pérdida de cemento en la formación. Para obtener más información sobre el abordaje del problema de pérdida de circulación durante la cementación, consulte: Daccord G, Craster B, Ladva H, Jones TGJ y Manescu G: “Cement-Formation Interactions,” en Nelson EB y Guillot D (eds): Well Cementing 2da ed. Houston: Schlumberger (2006): 202–219.

20. Una prueba de presión de la línea de cementación se ejecuta mediante la aplicación de presión en el cabezal de cementación o en la válvula maestra conectada al pozo, desde el equipo de cementación, para verificar la existencia de pérdidas o daño en la línea. Es práctica común someter las líneas a pruebas con una presión hasta 1 000 lpc [6,9 MPa] superior a la presión máxima permitida de tratamiento o hasta la presión de trabajo del sistema de tratamiento de hierro, la que sea más baja.

> Tecnología de fibras diseñadas CemNET. Las fibras CemNET secas (izquierda) forman una red de tipo manto cuando se mezclan con agua (derecha), lo que permite que la red selle las zonas de pérdida de circulación. Las fibras CemNET pueden dispersarse en cualquier sistema de cementación y pueden ser agregadas y mezcladas rápidamente en un tanque mezclador.


> Inyección forzada de lechada CemNET en el área marina de Noruega. El registro de lodo de superficie registró los procesos de bombeo (verde) y de flujo de salida (azul). Cuando el tratamiento de inyección forzada de lechada CemNET salió de la zapata e ingresó en la zona de pérdida, se restauró la presión (rojo) y se restableció la circulación.


La lechadasale de la zapata

Tiempo, h:min

07:37 07:45 07:52 08:00 08:07 08:15

La presión se incrementa a medidaque se aplica el tratamiento de

inyección forzada. La presión se reducecuando la inyección forzada se detiene

Los retornos mejoran a medidaque se cura la lechada CemNET

El desplazamiento de 0,5 m3

de lechada de cemento se traduceen un 100% de retorno de fluido

Tasa de flujo de salidaPresión

Tasa de flujo de entrada

Tasa

de

flujo

y p

resi

ón

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lechada CemNET alcanzó la zona de agujero des-cubierto, la presión se incrementó de 0,1 MPa a 1,4 MPa [14,5 a 203 lpc]. Luego se interrumpió la inyección, y el perforador venteó la presión a tra-vés del estrangulador y abrió las esclusas de corte. La lechada de cemento que quedó en el aguijón fue desplazada del pozo utilizando el método de bombeo y extracción.21 Las pérdidas de fondo de pozo fueron controladas y, luego del tratamiento de inyección forzada CemNET, se restableció la circulación total. El operador experimentó resultados positivos simila-res con las fibras CemNET para el control de pérdi-das y este enfoque ha pasado a formar parte de su paquete de planes de contingencias.

En el año 2013, se utilizó una combinación de tratamientos CemNET y Losseal en la Argentina. La brigada de perforación experimentó pérdidas parciales al colocar la lechada durante una ope-ración de cementación. El tope del cemento (TOC) se encontraba a 1 100 m [3 600 pies] por debajo del nivel previsto, y el informe posterior a la operación mostró una diferencia entre la pre-sión real y la simulada, indicativa de que se había perdido fluido en la formación, lo que explicaba la diferencia de profundidad del TOC.

Los ingenieros diseñaron la operación de cementación para el pozo siguiente, basados en las lecciones aprendidas en el primer pozo. Los inge-nieros de Schlumberger utilizaron el aditivo CemNET en parte de la lechada y el tratamiento para microfracturas Losseal como fluido espaciador. No se experimentó pérdida alguna durante el emplazamiento de la lechada de cemento y los datos mostraron una buena concordancia entre las curvas de presión real y las de presión calculada. El TOC final se ubicó 100 m [300 pies] por encima del nivel calculado y los registros de evaluación del cemento indicaron una buena adherencia. Los tra-tamientos CemNET y Losseal previnieron las pér-didas y la vez incrementaron la densidad de circulación equivalente (ECD) durante el empla-

zamiento de la lechada. Cuando se produjeron pérdidas, estos tratamientos permitieron mitigar-las a través de mecanismos de obturación y tapo-namiento efectivos.22 Como resultado, el operador desarrolló un plan de contingencias utilizando la combinación de fibras CemNET y material Losseal para los pozos restantes del área.

Solución combinada para pérdidas de circu-lación: La solución a problemas de pérdidas de circulación a base de sólidos y fibras PressureNET combina las fibras CemNET dispersables con partí-culas de lutita vitrificadas para detener las pérdidas de circulación en las formaciones de lutita, dolo-mía y caliza (abajo). Esta combinación es capaz de obturar aberturas de hasta 3 mm [0,1 pulgadas] de ancho con presiones de hasta 5,5 MPa [800 lpc]. Las partículas son químicamente inertes en la mayoría de los fluidos. Las partículas de lutita de tamaño variable se acumulan por toda la red de fibras CemNET, generando una base para que los sólidos de la lechada de cemento obturen y taponen la zona de pérdidas de circulación. La resistencia de las partículas de lutita PressureNET ayuda a este LCM a tolerar altas presiones diferenciales a través de las fracturas, reduciendo de ese modo el volumen de pérdida de fluido de perforación y cemento. El tratamiento puede ser agregado a lechadas de cemento, fluidos espaciadores y fluidos de perfora-ción en mezcladores por lotes o en piletas de lodo. La red impermeable creada por este tratamiento puede sustentar la presión hidrostática de una columna de lechada de cemento y tolerar la presión adicional resultante de las operaciones subsiguien-tes de cementación primaria o de remediación.

A comienzos de 2013, Apache Corporation experimentó pérdidas severas durante la cemen-tación de las sartas de producción en los pozos perforados a través del sistema Canyon Granite Wash en el Condado de Oldham, Texas. El opera-dor decidió utilizar cemento energizado (espu-mado), pero el cemento no pudo ser bombeado

hasta la altura pretendida del espacio anular en las dos terceras partes de los pozos.23 Por consi-guiente, Apache se vio obligada a ejecutar trata-mientos de inyección forzada, que implican costos e insumen mucho tiempo para poder poner en producción los pozos.

El sistema Canyon Granite Wash está com-puesto por sedimentos carbonatados y clásticos arcósicos, erosionados del Levantamiento Amarillo durante el período Pensilvaniano medio a tardío. La formación produce desde fines de la década de 1950, si bien la actividad reciente posterior a un largo hiato conllevó la introducción de trata-mientos de acidificación y estimulación por frac-turamiento que arrojaron resultados excelentes. No obstante, durante las operaciones de perfora-ción se encuentran zonas agotadas que hacen que la formación sea propensa al fracturamiento y resulte más difícil de perforar y terminar. Después de experimentar problemas de cemen-tación y pérdidas de circulación, Apache aprobó la solución PressureNET para la cementación de la tubería de revestimiento de producción en el pozo Bivins Lit. Luego del éxito de la operación, indicado por un incremento observado de la pre-sión, según el diseño, la evaluación de los regis-tros de adherencia del lodo indicó que el tope del cemento satisfacía e incluso excedía la altura requerida en varios cientos de pies. En base a la experiencia del pozo Bivins Lit, Apache ha esco-gido la solución PressureNET para muchas más operaciones de cementación.

Solución de desfluidización de pérdidas de circulación: En situaciones de pérdidas parcia-les o severas, la píldora de alto rendimiento y alta resistencia FORM-A-BLOK puede constituir una opción satisfactoria. Esta píldora combina una mezcla inerte de fibras minerales, sintéticas y

> Tratamiento PressureNET. La tecnología PressureNET combina la resistencia y el peso liviano de un material para pérdidas de circulación, tal como las partículas de lutita vitrificadas (izquierda), con la resistencia de las fibras CemNET (derecha).


21. En el método de bombeo y extracción, la lechada de cemento se bombea a través de una sarta de perforación provista de un tubo de cola. Durante el emplazamiento del cemento en el pozo, el cemento que se encuentra dentro del tubo de cola se bombea mientras se extrae el tubo de cola a través de la zona. Esto evita el riesgo de cementar el tubo en su lugar o de dejar cemento en el tubo de cola después de concluir la operación.

22. La densidad de circulación equivalente (ECD) es la densidad efectiva ejercida por un fluido en circulación contra la formación, que tiene en cuenta la caída de presión en el espacio anular por encima del punto en consideración.

23. El cemento energizado (espumado) es un sistema de cemento homogéneo y ultraliviano que consta de una lechada de cemento base, gas y surfactantes. Los cementos energizados se utilizan comúnmente para cementar pozos que penetran rocas débiles o formaciones con gradientes de fractura bajos.

24. Sanders MW, Scorsone JT y Friedheim JE: “High- Fluid-Loss, High-Strength Lost Circulation Treatments,” artículo SPE 135472, presentado en la Conferencia de Perforación y Terminación de Pozos en Aguas Profundas de la SPE, Galveston, Texas, EUA, 5 al 6 de octubre de 2010.

Volumen 26, no.3 13

celulósicas que poseen un revestimiento para permitir su mezcla en agua dulce, salmuera o flui-dos no acuosos.24 Las píldoras FORM-A-BLOK per-miten tratar pérdidas de fluidos en fracturas, cavernas o vacuolas, y funcionan en temperaturas de hasta 177ºC [350ºF]. Para mezclar la píldora, se pueden utilizar los componentes de los equipos de perforación estándar. Además, la píldora no requiere activadores ni retardadores y no depende de la temperatura para formar un tapón. La con-centración recomendada de FORM-A-BLOK es de 114 kg/m3 [40 lbm/bbl] para todos los sistemas sintéticos o a base de agua dulce, agua de mar o aceite, salvo para las lechadas no acuosas con den-sidades equivalentes o superiores a 1 790 kg/m3 [14,9 lbm/galón US], que requieren una concen-tración de 57 kg/m3 [20 lbm/bbl].

En situaciones de pérdidas de fluidos, este tra-tamiento se aplica como una píldora de inyección forzada para reparar las pérdidas rápidamente. El perforador bombea la píldora en el espacio anu-lar; el volumen bombeado equivale a por lo menos el 150% del de la zona de pérdida. La presión de inyección forzada hace que la píldora de trata-miento pierda rápidamente su fluido portador en la formación (arriba). Los sólidos que quedan atrás obturan los vacíos y las fracturas formando un tapón de alta resistencia que sella la zona de pérdida. Además de utilizarse para encarar situa-ciones de pérdidas parciales y severas, la píldora FORM-A-BLOK puede aplicarse como un tapón de rápida acción en operaciones de fortalecimiento de pozos, como tratamiento de remediación o pre-vención de pérdidas de circulación mediante inyección forzada en agujero descubierto, como ayuda para mejorar la integridad de la zapata de la tubería de revestimiento y como inyección forzada en pozos entubados para sellar los disparos y las fugas de la tubería de revestimiento.

Después de experimentar una pérdida de retorno total durante una prueba de integridad de la formación, un operador del área marina de Indonesia optó por la píldora FORM-A-BLOK como solución. La prueba de integridad fue efectuada después de reperforar el cemento y 6 m [20 pies] de formación nueva. El objetivo era lograr una ECD de 1 680 kg/m3 [14,0 lbm/galón US] sin fracturar la formación. El operador aisló el pozo con las esclu-sas de corte y comenzó a incrementar su presión. Luego de mantener una presión de 670 lpc [4,6 MPa] durante cinco minutos, intentó incrementar la presión hasta 1 000 lpc [6,9 MPa]. La formación se fracturó con una presión de 6,4 MPa [930 lpc], y se registró una pérdida de retorno total. Antes de la prueba de presión, el operador había disparado e inyectado en forma forzada una píldora de carbo-nato de calcio para contener las pérdidas en una zona ladrona. Los ingenieros estimaron que dicha zona se localizaba directamente por encima de la zapata de la tubería de revestimiento.

Un equipo de ingenieros de fluidos de M-I SWACO, una compañía de Schlumberger, sugirió que se utilizara la píldora FORM-A-BLOK para ais-lar los disparos y evitar las pérdidas recurrentes del fluido de perforación a base de agua. De inme-diato, el operador desplazó agua de mar en el pozo y subió el BHA hasta 20 pies por encima del tope de los disparos, en tanto que la brigada de perfo-ración mezcló 40 bbl [6,4 m3] de FORM-A-BLOK. Luego de bombear un volumen total de 37 bbl [5,9 m3] de píldora a través de la barrena, con una velocidad de 3 bbl/min [0,5 m3/min], no se observó presión en la tubería de subida, lo que demostró que aún no estaban controladas las pérdidas. El bom-beo de la píldora fue seguido por 58 bbl [9,2 m3] de lodo. Luego de ello, la brigada de perforación observó retornos y la presión se incrementó hasta alcanzar 116 lpc [0,8 MPa], lo que indicó que la

píldora había comenzado a sellar los disparos. Inmediatamente después de colocar la píldora, la brigada efectuó una inyección forzada, lo que hizo que la píldora liberara sus fluidos y dejara un tapón sólido y maleable en su lugar. La inyección forzada se reiteró y dejó un total de 15,8 bbl [2,5 m3] de FORM-A-BLOK forzado en la forma-ción. Como resultado de estas acciones, se resti-tuyó la circulación total, se restableció el lodo a base de agua como fluido de desplazamiento sin incidente alguno, y recomenzaron las operacio-nes de perforación sin pérdidas posteriores.

Un futuro flexible en materia de fibrasEstos tratamientos para pérdidas de circulación han sido utilizados en numerosas operaciones a nivel mundial. Entre las ventajas más importan-tes de estas soluciones se encuentran su facilidad de uso, el tiempo que permiten ahorrar al no tener que efectuarse un viaje de salida del pozo y el tiempo limitado necesario para que los trata-mientos tengan el efecto pretendido.

Debido a la diversidad de tratamientos para pérdidas de circulación y la variedad de situacio-nes de pérdidas, los expertos en perforación deben trabajar caso por caso para adaptar el tra-tamiento adecuado a cada situación de pérdida específica. Estos tratamientos han demostrado mitigar eficientemente las pérdidas en las forma-ciones fracturadas. Los desarrollos introducidos en las soluciones a problemas de pérdidas de cir-culación, tales como la tecnología a base de fibras, ofrecen tratamientos eficientes y resilien-tes y a la vez permiten ahorrar tiempo de equipo de perforación. La búsqueda de soluciones a tra-vés de tratamientos mejorados y más confiables no ha terminado y el futuro de la tecnología a base de fibras promete nuevos avances. —IMF

> Aditivo de alta resistencia FORM-A-BLOK. Esta imagen obtenida con un microscopio de barrido electrónico (izquierda) muestra la forma de red fibrosa de una píldora FORM-A-BLOK. Después de colocar la píldora, se aplica presión, lo que genera una red fibrosa desfluidizada (derecha).

10 µm


10 µm


14 Oilfield Review

Innovaciones en operaciones de disparos: Perforación de orificios y modelos de desempeño

Las cargas explosivas premoldeadas (huecas) crean orificios a través de la tubería de

revestimiento de los pozos de petróleo y gas y generan túneles que conectan el pozo con

la roca presente más allá de la tubería. Para determinar el desempeño de la penetración

en condiciones conocidas, las compañías de servicios efectúan pruebas en la superficie,

haciendo detonar cargas premoldeadas en objetivos de concreto no sometidos a esfuerzos.

Después de determinar que los programas de modelado pueden no pronosticar

correctamente el desempeño de las cargas en el fondo del pozo, los científicos de

Schlumberger desarrollaron un software que computa con precisión la profundidad

de penetración, la efectividad de los disparos y las respuestas dinámicas del sistema.

Además, utilizaron este conocimiento con el fin de desarrollar cargas optimizadas

para disparar rocas sometidas a esfuerzos.

Carlos BaumannAlfredo FayardBrenden GroveJeremy HarveyWenbo YangRosharon, Texas, EUA

Amit GovilTananger, Noruega

Andy MartinCambridge, Inglaterra

Roberto Franco Méndez GarcíaArturo Ramírez RodríguezPetróleos Mexicanos (PEMEX)Agua Dulce, Veracruz, México

Jock MunroAberdeen, Escocia

César Vélez TerrazasVillahermosa, Tabasco, México

Lang ZhanShell Oil CompanyHouston, Texas

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2014: 26, no. 3.Copyright © 2015 Schlumberger.ASFS, CIRP, HSD, PowerJet Nova, PowerJet Omega, PURE, S.A.F.E., SafeJet, Secure, Secure2, SPAN, SPAN Rock y TuffTRAC Mono son marcas de Schlumberger.1. Behrmann L, Grove B, Walton I, Zhan L, Graham C,

Atwood D y Harvey J: “A Survey of Industry Models for Perforator Performance: Suggestions for Improvements,” artículo SPE 125020, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 4 al 7 de octubre de 2009.

2. Instituto Americano del Petróleo: RP 19B, Recommended Practices for Evaluation of Well Perforators, 2da edición. Washington, DC: Instituto Americano del Petróleo, 2006.

3. Para obtener más información sobre las operaciones de disparos en condiciones de bajo balance dinámico, consulte: Baxter D, Behrmann L, Grove B, Williams H, Heiland J, Hong LJ, Khong CK, Martin A, Mishra VK, Munro J, Pizzolante I, Safiin N y Suppiah RR: “Operaciones de disparos: Cuando la falla es el objetivo,” Oilfield Review 21, no. 3 (Marzo de 2010): 4–17. > Objetivos de concreto. Un especialista en operaciones de disparos

examina un objetivo de concreto para evaluar la geometría del túnel dejado por los disparos con cargas de penetración profunda (líneas verticales). Después de las pruebas, los túneles dejados por los disparos en los objetivos de concreto se orientan en sentido horizontal; el objetivo de concreto ha sido abierto y colocado sobre uno de sus lados para asegurar su estabilidad durante el examen. La prueba correspondiente a la Sección 1 de la norma API RP 19B contempla procedimientos específicos para la construcción de estos objetivos de concreto.

Oilfield Review SUMMER 14Perforatioin Fig. 1ORSUMM 14 PERFOTN 1

Volumen 26, no.3 1515

La ejecución de operaciones de disparos con car-gas explosivas premoldeadas es la forma más usual de conectar las formaciones hidrocarburíferas con el pozo a través de la tubería de revestimiento. Los operadores llevan a cabo estas operaciones en los pozos de petróleo y gas desde hace más de 60 años. Y durante un lapso de tiempo casi equivalente, los científicos han trabajado para desarrollar mode-los de penetración que vinculan el desempeño de las cargas en pruebas controladas al desempeño en el fondo del pozo. No obstante, la validación del desempeño de las cargas en el fondo del pozo es dificultosa debido a la falta de acceso directo a los disparos después de concluir las operaciones.

En los últimos años, las compañías de servi-cios han introducido cargas de disparos que penetran a mayor profundidad y generan túneles más grandes que nunca en objetivos de concreto. La investigación indica que la vinculación entre las pruebas en objetivos de concreto y los resulta-dos en rocas sometidas a condiciones similares a las existentes en el fondo del pozo quizás no sea tan directa como los sugieren muchos modelos.1 Las predicciones de los modelos parecen dema-siado optimistas para la profundidad de penetra-ción, la geometría del túnel dejado por los disparos (túneles de disparo) y la efectividad del flujo en condiciones de fondo de pozo.

Las predicciones acerca del desempeño y la penetración de las cargas se efectúan tradicio-

nalmente con los datos adquiridos en la superfi-cie, que luego son corregidos por el ambiente de fondo de pozo. La Práctica Recomendada (RP) 19B del Instituto Americano del Petróleo (API) establece procedimientos para calificar el desem-peño de las cargas.2 Las técnicas y procedimien-tos de pruebas en objetivos que simulan las condiciones de fondo de pozo se incluyen en la norma API RP 19B; no obstante, los proveedores de cargas premoldeadas con frecuencia se remiten a las pruebas correspondientes a la Sección 1—cargas disparadas en objetivos de concreto no sometidos a esfuerzos— a la hora de comparar las cargas (página anterior). Los resultados de las pruebas correspondientes a la Sección 1 tam-bién constituyen la base de las aplicaciones de modelado que pronostican el desempeño de las cargas utilizando los parámetros de las rocas y las formaciones, las propiedades del cemento y la tubería de revestimiento, los efectos del fluido de terminación de pozos, y los datos de temperatura y presión.

En el año 2004, Schlumberger inauguró el laboratorio de investigación más avanzado de la industria del petróleo y el gas para estudiar las ciencias de los disparos. Se trata de una expan-sión del primer laboratorio de operaciones de dis-paros de la industria, promovida por Schlumberger en 1953. En el Campus de Schlumberger en Rosharon (SRC), Texas, EUA, los especialistas del

laboratorio llevan a cabo pruebas de cargas pre-moldeadas, que incluyen comparaciones de los resultados de laboratorio con el desempeño pro-nosticado por el software de modelado. Las prue-bas pueden ser efectuadas en objetivos de rocas sometidas a esfuerzos que reproducen las condicio-nes de fondo de pozo y por consiguiente generan resultados más representativos de las operaciones reales que los resultados de las pruebas en obje-tivos de concreto no sometidos a esfuerzos, efec-tuadas en la superficie.

Las actividades de investigación llevadas a cabo en el laboratorio SRC han permitido actualizar el conocimiento del desempeño de las cargas premol-deadas y los sistemas de disparos. Los resultados de las pruebas de laboratorio fueron incorpora-dos en el software de análisis de operaciones de disparos SPAN de Schlumberger. Este software pronostica el desempeño que se ajusta mejor a los resultados de las pruebas en rocas sometidas a esfuerzos que los sistemas de modelado previos. El programa actualizado ahora se denomina análi-sis de operaciones de disparos en rocas sometidas a esfuerzos SPAN Rock; el software actualizado incluye además el modelado de los disparos lim-pios PURE y los sistemas de disparos en condicio-nes de bajo balance dinámico (DUB). El software predice las fuerzas dinámicas producidas durante las operaciones de disparos y proporciona expecta-tivas de productividad realistas.3

16 Oilfield Review

Los investigadores que trabajan para com-prender el desempeño de las cargas también han desarrollado cargas optimizadas para las condicio-nes del mundo real. Las cargas premoldeadas de penetración extra profunda PowerJet Nova consti-tuyen un ejemplo de carga diseñada que incorpora los resultados de las investigaciones en curso. Ésta es la primera familia integral de cargas de la industria, optimizada específicamente para rocas sometidas a esfuerzos.

Además de mejorar el desempeño de las car-gas, los ingenieros de diseño están desarrollando nuevas tecnologías para mejorar la seguridad de las operaciones de disparos. El Equipo de Disparo Activado por Impacto S.A.F.E. fue el primer sis-tema de disparos intrínsecamente seguro de la industria del petróleo y el gas. Dicho equipo utili-zaba un iniciador de laminilla fusible (EFI) en vez de los explosivos primarios empleados gene-ralmente en los casquillos detonadores. El sis-tema más avanzado de pistolas (cañones) de disparos SafeJet fue introducido recientemente. Este sistema incluye características de seguridad adicionales, tales como los iniciadores electróni-cos, que permiten el disparo selectivo de múltiples cargas individuales o grupos de cargas. La tecnolo-gía SafeJet mejora la eficiencia de las operacio-nes de disparo selectivas utilizadas habitualmente en los programas de tratamientos de estimulación por fracturamiento.

Este artículo describe las actividades de investigación en curso asociadas con las cargas premoldeadas y expone sucintamente los desarro-llos recientes en materia de software de modelado de la penetración y el desempeño de las cargas. Algunos operadores de México y el Mar del Norte aprovecharon los avances registrados en el mode-lado y el diseño de las cargas premoldeadas para mejorar la productividad de los pozos. Un ejemplo adicional del Mar del Norte demuestra las venta-jas y las eficiencias operacionales de la tecnolo-gía de disparos SafeJet.

Formulación de nuevas normasLos ingenieros y científicos llevan a cabo experi-mentos con cargas premoldeadas desde la década de 1950. La actividad de experimentación se ha centrado mayormente en la determinación de la profundidad de penetración (DoP) porque la pro-ductividad de las terminaciones naturales de los pozos —aquéllas que no requieren tratamientos de estimulación— depende de la medida en que los túneles de disparos se extienden más allá del daño inducido por la perforación en la región vecina al pozo.4 Recientemente, los investigado-res compararon el desempeño en términos de penetración de las cargas premoldeadas moder-nas, en condiciones simuladas de fondo de pozo, con las predicciones de penetración derivadas de los modelos utilizados normalmente en la indus-

tria, desarrollados en su mayor parte antes de la década de 1990. Los resultados de las pruebas indican que la precisión de las predicciones de desempeño no ha acompañado a los cambios intro-ducidos en el diseño de las cargas.5 Por otra parte, si se evalúa el mismo sistema de disparos en idén-ticas condiciones simuladas, existen grandes dis-crepancias entre los modelos respecto de las predicciones de desempeño (izquierda).

Las pruebas de las cargas efectuadas en la superficie constituyen la base de las predicciones de desempeño. Las normas para las pruebas de las cargas de los disparos fueron desarrolladas por el API y se describen en las pruebas en objetivos de concreto de la Sección 1 de la norma RP 43. Estas normas se publicaron por primera vez en 1962 y con el tiempo evolucionaron para incluir cuatro procedimientos de pruebas:• Sección 1: Pruebas del sistema en concreto a

presión y temperatura ambiente• Sección 2: Pruebas de un solo disparo en objeti-

vos de arenisca Berea sometidos a esfuerzos (3 000 lpc [20,7 MPa]) a temperatura ambiente

• Sección 3: Pruebas del sistema en acero a tem-peratura elevada

• Sección 4: Pruebas de desempeño del flujo de un solo disparo en muestras de arenisca Berea sometidas a esfuerzos (3 000 lpc) a tempera-tura ambiente.

Para predecir la DoP en el fondo del pozo, los primeros modelos de penetración comenzaron con los datos de profundidad de penetración correspondientes a la Sección 1 de la norma API RP 43 y aplicaron una serie de correcciones (próxima página). El proceso secuencial empleado para convertir los resultados de las pruebas correspondientes a la Sección 1 en DoP de fondo de pozo en modelos predictivos generalmente consiste en los cinco pasos siguientes:• Ejecución de las pruebas en concreto descritas

en la Sección 1 de la norma API RP 43 con-forme a las normas.

• Normalización de estos resultados para la are-nisca Berea con una resistencia a la compresión no confinada (UCS) de 7 000 lpc [48,3 MPa].

• Normalización de los datos de la arenisca Berea corregidos para otros tipos de rocas no someti-das a esfuerzos.

• Corrección de los datos de penetración en rocas no sometidas a esfuerzos para determinar el esfuerzo efectivo.

• Aplicación de los efectos del cemento, la tube-ría de revestimiento y el fluido del pozo para proporcionar el producto final.6

>Modelos industriales de predicción de la profundidad de penetración. Los resultados de las pruebas efectuadas en objetivos de concreto (izquierda), construidos según las especificaciones de la Sección 1 de la norma API RP 19B, son utilizados en modelos industriales para predecir el desempeño de los disparos en condiciones de fondo de pozo. El concreto se deja curar durante 28 días antes de las pruebas. Los técnicos utilizan una briqueta de prueba hecha con el mismo lote de concreto para confirmar las propiedades mecánicas del objetivo. Los investigadores de Schlumberger compararon diversos modelos (derecha) para predecir la penetración de las cargas, utilizando el mismo tipo de carga en idénticas condiciones. El modelo SPAN tradicional basado en el uso de concreto (azul claro) predijo la profundidad de penetración (DoP) más somera. Para reforzar la validación, se efectuó una prueba en una muestra de roca sometida a esfuerzos; las propiedades fueron cargadas en los diversos modelos. Todas las predicciones de los modelos resultaron excesivamente optimistas en comparación con la DoP real de la muestra sometida a esfuerzos. (Adaptado de Harvey et al, referencia 14.)


Tubería derevestimientoPistola o cañón

AguaBriqueta de prueba

Conductode acero

Concreto de 28 días

Pred

icci

ón d

e la

pen

etra

ción

, pul

gada

s

Modelo de penetración

Resultados de los modelos de penetración

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Modelo 1Modelo 2Modelo 3Modelo 4Modelo SPAN, concretoPrueba en rocas sometidasa esfuerzos

Volumen 26, no.3 17

En el año 2001, la norma API RP 19B, Recommended Practices for Evaluation of Well Perforators, reemplazó a la norma API RP 43 y fue actualizada en el año 2006.7 El cambio más significativo introducido por las nuevas normas fueron las especificaciones estrictas para los

objetivos de agregado de concreto utilizados para evaluar la penetración de las cargas en las pruebas correspondientes a la Sección 1.8 Estas prácticas actualizadas incluyeron tolerancias estrechas que aseguraron que las comparaciones entre las car-gas premoldeadas de diversos proveedores se basaran en resultados de objetivos idénticos. No obstante, es probable que las pruebas efectuadas en la superficie, descritas en la norma API RP 19B, no se correlacionen directamente con las predic-ciones de desempeño de las cargas en el fondo del pozo porque la mayoría de los modelos de penetra-ción fueron desarrollados a partir de datos DoP desactualizados, adquiridos mediante la aplica-ción de las prácticas API RP 43.

Sobre la base de extensivas pruebas de labora-torio, los investigadores del SRC descubrieron que la práctica común de aplicar correcciones en secuencia a los datos DoP de la Sección 1 de la norma API RP 19B genera predicciones dema-siado optimistas del desempeño en el fondo del pozo, que no son representativas de los resultados

observados en las pruebas efectuadas en rocas sometidas a esfuerzos. Las discrepancias entre las predicciones de desempeño y los resultados del laboratorio se atribuyen a lo siguiente:• dependencia excesiva con respecto a los resul-

tados de la Sección 1 de la norma API RP 19B en rocas no sometidas a esfuerzos

• falta de investigación asociada con el empleo de las cargas modernas

• tratamiento no realista de los efectos de los esfuerzos locales en los programas de modelado.9

Las cargas premoldeadas más nuevas penetran en los objetivos de las pruebas a mucha mayor pro-fundidad que las cargas de generación más antigua y las extrapolaciones simples de los datos de las pruebas a menudo arrojan resultados incorrectos. En comparación con las cargas de los sistemas de disparos más antiguos, las cargas premoldeadas modernas utilizadas en ambientes similares pue-den exceder el desempeño de penetración en un 100% o un porcentaje mayor. Esto agrava conside-rablemente los efectos de la incertidumbre aso-

>Modelado secuencial. La mayoría de las aplicaciones de modelado predictivo de la profundidad de penetración utilizados en la industria siguen un trayecto secuencial: los datos de las pruebas de la Sección 1 de la norma API RP 19B efectuadas en concreto (extremo superior izquierdo) son corregidos para la arenisca Berea con una UCS de 7 000 lpc [48,3 MPa] (arriba, centro), por el tipo de roca (derecha) y el esfuerzo efectivo (extremo inferior derecho), y luego se corrigen por las condiciones de fondo de pozo, incluidos el tamaño y el tipo de tubería de revestimiento, las propiedades de los fluidos y la geometrías de las pistolas. El resultado se presenta a menudo como un modelo 2D de la DoP (extremo inferior izquierdo). Para los resultados finales que se obtienen utilizando el modelo secuencial, la interacción de los diversos parámetros entre sí no se tiene demasiado en cuenta. (Adaptado de Martin et al, referencia 13.)

Concreto dela Sección 1

Otros tipos de rocas

Esfuerzo efectivoCondiciones defondo de pozo

Base de los modelos industrialesPruebas en objetivos de concreto

de la Sección 1Pruebas en la arenisca Berea a 7 000 lpc

Pene

traci

ón e

n la

roca

, pul

gada

s

Resistencia axial medida, lpc2 000 6 000 10 000 14 000 18 000 22 000

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24


Tubería de revestimientoPistola o cañón

Agua Briqueta de prueba

Conductode acero

Concretode 28 días

Frac

ción

de

pene

traci

ón d

e su

perfi

cie

Esfuerzo efectivo aplicado, lpc2 000

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

4 000 6 000 8 0000

SalmueraCemento

FormaciónZona de daño

Promedio

060

120180240300

Ángulode fase,°

1,45

3,382,170,480,000,482,17

Separación,pulgadas

18,23

14,8917,6419,9919,2219,9917,64

Penetración total,pulgadas

17,07

13,7316,4918,8318,0718,8316,49

Penetración enla formación,

pulgadas

Área de flujoabierto,

pulgada2/pie

0,71

0,430,520,930,780,930,52

Diámetro dela formación,

pulgadas

0,48547 con6 disparos

por pie

0,32

0,200,250,430,360,430,25

Diámetro delorificio de

entrada, pulgadas

Carga premoldeada

Fluido anular

Placa del objetivo

Camisa de caucho

Núcleo de 4 o 7 pulgadas de diámetro

Ventilación del núcleo

Entrada de fluido

AreniscaCaliza

4

6

Sistema 1Sistema 2Sistema 3Sistema 4

4. McDowell JM y Muskat M: “The Effect on Well Productivity of Formation Penetration Beyond Perforated Casing,” Actas de AIME 189 (1950): 309–312.

5. Behrman et al, referencia 1.6. Harvey J, Grove B, Zhan L y Behrmann L:

“New Predictive Model of Penetration Depth for Oilwell-Perforating Shaped Charges,” artículo SPE 127920, presentado en el Simposio y Exhibición Internacional de la SPE sobre el Control del Daño de la Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 10 al 12 de febrero de 2010.

7. Instituto Americano del Petróleo, referencia 2.8. Para obtener más información sobre los efectos del

agregado de concreto en las pruebas, consulte: Brooks JE, Yang W y Behrmann LA: “Effect of Sand-Grain Size on Perforator Performance,” artículo SPE 39457, presentado en el Simposio Internacional de la SPE sobre el Control del Daño de la Formación, Lafayette, Luisiana, 18 al 19 de febrero de 1998.

9. Harvey et al, referencia 6.

18 Oilfield Review

ciada con los modelos (izquierda). Las pruebas efectuadas en objetivos de concreto no sometidos a esfuerzos pueden introducir incertidumbres considerables en la predicción de la penetración real, si bien se llevan a cabo en objetivos que res-ponden a las normas más estrictas de la Sección 1 de la norma API RP 19B.

Mediante la utilización de modelos industria-les, los ingenieros observaron una gran variabili-dad en las predicciones de desempeño de las cargas. Estos modelos comienzan con los datos del desempeño en concreto correspondientes a la Sección 1 de la norma API RP 19B, seguidos por aplicaciones de correcciones en secuencia por el tipo de roca, el esfuerzo en el fondo del pozo y las condiciones ambientales. Las cargas modernas exceden considerablemente el desempeño de las cargas de generación más antigua respecto de la penetración, si bien los ingenieros determinaron que el desempeño de estas cargas es más afec-tado por los esfuerzos locales que las cargas de generación más antigua. Los investigadores del SRC llegaron a la conclusión de que el enfoque simplista de aplicación de correcciones secuen-ciales en los modelos de predicciones arroja resultados engañosos para las cargas modernas. Además, observaron que los esfuerzos efectivos producen un mayor efecto en la DoP y en la geome-tría de los túneles de disparos de lo que se creía previamente, y los programas de modelado no dan

, Predicción de la DoP utilizando la función de indicador balístico. Después de efectuar cientos de disparos de pruebas en muestras, los investigadores de Schlumberger desarrollaron un modelo realista para predecir la DoP (extremo superior); el nuevo modelo incluye datos derivados de las cargas modernas de penetración profunda. Este método incluye una función de indicador balístico (FBI), que se computa a partir de la UCS y del esfuerzo efectivo balístico, Peff. El Peff es determinado a partir del esfuerzo de confina-miento, Pc, la presión de poro, Pp, y un coeficiente balístico de presión de poro, a. El coeficiente balístico de presión de poro se computa a partir de la porosidad. El coeficiente de influencia del esfuerzo, b, es una función de la UCS. El coeficiente de carga exponencial sin unidades, α0, debe ser determinado empíricamente para cada carga premoldeada. Para el coeficiente de carga exponencial, puede utilizarse un valor fijo de 8 × 10–5 (extremo inferior, azul oscuro), pero si este parámetro se escoge con precisión se obtienen predicciones más representativas, especialmente en las rocas más débiles. Los diversos parámetros se incorporan luego en una ecuación que incluye dos valores de referencia, FBI ref y DoPref, determinados a partir de las pruebas efectuadas en rocas con una UCS de 10 000 lpc [69 MPa]. Desde la introducción de este modelo, los ingenieros validaron los resultados con miles de pruebas. (Adaptado de Harvey et al, referencia 6.)


DoP,

pulg

adas

FBI, lpc

00 5 000 10 000 15 000 20 000

5

10

20

30

15

25

35

αo = 8 × 10–5

αo = 7 × 10–5

αo = 6 × 10–5

αo = 5 × 10–5

αo = 4 × 10–5

DoP = DoP en la formación productiva.

DoPref = DoP en una formación de referencia utilizando FBI ref a 10 000 lpc.

αo = Coeficiente de carga exponencial.

FBI = Función de indicador balístico de la formación productiva, lpc.FBI ref = La función de indicador balístico en una formación de referencia a 10 000 lpc.UCS = UCS de la formación productiva, lpc.

Peff = Esfuerzo efectivo balístico, lpc.

Pc = Esfuerzo de confinamiento, lpc.

Pp = Presión de poro, lpc.

a = Coeficiente balístico de presión de poro.

b = Coeficiente de influencia del esfuerzo.

φ = Porosidad, %.

FBI = UCS + b × Peff .

Peff = Pc– a × Pp.

3,33 × e –9,55 ×10–5 × UCS, UCS > 30 000 lpc. – =

0,7336 – 1,813 × 10–5 × UCS, UCS < 30 000 lpc.b

( (DoPDoPref

In = FBI ref – FBIαo .

φ φ×( =0,0967 0,428a ) .

> Datos históricos de profundidad de penetración utilizados en los modelos de predicción de la profundidad de penetración. Los datos históricos, basados en las directrices de la norma API RP 43 (sombreado azul), fueron utilizados para desarrollar muchos de los modelos de predicción de la profundidad de penetración que se utilizan hoy en día. Los valores de la DoP (puntos negros) en los que se basan estos modelos fueron todos inferiores a 76 cm [30 pulgadas]; las cargas modernas de penetración profunda, no disponibles cuando se creó la mayor parte de estos modelos, pueden exceder los 152 cm [60 pulgadas] de DoP. Los investigadores de Schlumberger observaron que la hipótesis de una relación lineal (línea negra) entre el valor de DoP derivado de las pruebas en objetivos de concreto y los valores obtenidos en la arenisca Berea no se mantiene para estas cargas de penetración profunda. La relación puede ser asintótica (rojo). Debido a la diferencia entre las profundidades de penetración históricas y actuales, los errores pequeños del modelo pueden introducir una gran incertidumbre en la predicción de la DoP en muestras de rocas (sombreado rosado). (Adaptado de Martin et al, referencia 13.)


Secc

ión

2 de

la n

orm

a AP

I RP

43Pe

netra

ción

en

la a

reni

sca

Bere

a, p

ulga

das

Sección 1 de la norma API RP 43, penetración en concreto, pulgadas

Desempeño de lascargas modernas

Área de incertidumbre

00

10

20

30

40

10 20 30 40 50 60

Volumen 26, no.3 19

cuenta de la totalidad de estos efectos. El de- sempeño de las cargas en cuanto a penetración, en condiciones de fondo de pozo, puede ser sobresti-mado hasta en un 240% en comparación con las predicciones de los modelos tradicionales.10

Correlación con la penetración en rocas sometidas a esfuerzosLa mayor parte de las aplicaciones de modelado aplican los efectos de la resistencia de las rocas en las predicciones de la DoP basadas en investiga-ciones efectuadas a comienzos de la década de 1960.11 Estos modelos tratan la resistencia de las rocas y las condiciones de los esfuerzos de fondo de pozo por separado sin considerar cómo estas condiciones interactúan entre sí. En esa época, los investigadores desarrollaron una fórmula logarít-mica simple que computa la DoP a partir de la UCS esperada en condiciones de fondo de pozo.12

La relación se basa en las siguientes suposiciones:• El desempeño de la penetración a través de

múltiples objetivos puede ser caracterizado en base a una medición en un objetivo simple.

• Las cargas no pueden ser optimizadas para una resistencia dada del objetivo.

• La corrección por la UCS es la misma indepen-dientemente del tipo de roca.

• Las tendencias de desempeño en objetivos no sometidos a esfuerzos como los de las pruebas correspondientes a la Sección 1 de la norma API RP 19B (o 43B) serán las mismas que en objetivos sometidos a esfuerzos.

Las pruebas de sistemas de pistolas o cañones de disparos de última generación demostraron que algunas de estas suposiciones producen discre-pancias entre el desempeño real y los resultados de los modelos.13

Para abordar estas discrepancias, los investi-gadores de Schlumberger desarrollaron un nuevo parámetro; la función de indicador balístico, FBI. Esta función combina las propiedades intrínse-cas de la formación (UCS y porosidad) con las propiedades extrínsecas (esfuerzo de los estratos de sobrecarga y presión de poro) para predecir con más precisión el desempeño de los disparos en condiciones de fondo de pozo (página ante-rior, abajo). Este parámetro fue definido después de que los investigadores efectuaran más de 200 experimentos utilizando cuatro tipos de cargas y objetivos con valores de UCS oscilantes entre 1 600 y 16 000 lpc [11 y 110 MPa].14

Sobre la base de los resultados de sus experi-mentos, los investigadores desarrollaron e intro-dujeron un nuevo modelo de cómputo de la DoP. Los modelos previos a menudo utilizaban una ecuación simple para determinar la DoP en con-diciones de fondo del pozo. Los resultados de las pruebas descritas en la Sección 1 para la DoP en objetivos de concreto fueron ajustados utilizando solamente la diferencia entre la UCS del objetivo de la prueba y la UCS estimada en condiciones de fondo de pozo. El nuevo modelo requiere seis parámetros: dos parámetros específicos de las

cargas premoldeladas y cuatro parámetros espe-cíficos de la formación (UCS, porosidad, presión de confinamiento y presión de poro). Se escogió un FBI de referencia utilizando como base un valor de 10 000 lpc [69 MPa], que representa el centro del conjunto de datos. El reemplazo de un paráme-tro específico de la carga por dos significa que los ingenieros pueden optimizar los diseños de los dis-paros para objetivos específicos: por ejemplo, for-maciones duras versus formaciones blandas. Luego de la introducción del modelo de seis pará-metros, se efectuaron cientos de pruebas adiciona-les para confirmar la validez del método (abajo). No obstante, la DoP es sólo una parte del esce-nario general del desempeño de los disparos;

> Respuesta logarítmica y correcciones específicas de cada roca. Las pruebas de penetración, efectuadas en núcleos de areniscas de esfuerzo variable aplicado y UCS (extremo superior derecho), indican que la relación entre FBI y DoP es logarítmica (izquierda). Además, la gráfica de DoP versus FBI (extremo inferior derecho) indica que el desempeño depende de las rocas. Utilizando el mismo tipo de carga, los técnicos efectuaron pruebas en núcleos de areniscas (diamantes azules) y carbonatos (cuadrados rojos); las curvas ajustadas a los datos —areniscas (azul) y carbonatos (rojo)— indican que la DoP en las areniscas es mayor que la DoP en los carbonatos. La diferencia de la DoP es más pronunciada en las rocas más débiles. El programa SPAN Rock incluye correcciones tanto para la resistencia de la roca como para el tipo de roca. Estas pruebas validan el modelo de la función de indicador balístico de manera más exhaustiva.


DoP,

pul

gada

s

FBI, lpc

0

5

10

20

15

25

30

35

40

5 000 10 000 15 000 20 000 25 000 30 0000

AreniscaCarbonato

A

B

CD

00 5 000 10 000 15 000 20 000 25 000

DoP,

pul

gada

s

FBI, lpc

5

10

15

20

25

Formación DoP, pulg FBI , lpc UCS, lpc Pc, lpc Pp, lpc

A Castlegate 20,8 4 500 1 600 4 000 0

B Berea 16,5 10 400 8 000 4 000 0

C Nugget 9,0 17 800 16 000 4 000 0

D Berea 8,5 19 800 8 000 20 000 0

10. Harvey et al, referencia 6.11. Thompson GD: “Effects of Formation Compressive

Strength on Perforator Performance,” artículo API-62-191, presentado en la Conferencia sobre Prácticas de Perforación y Producción, Ciudad de Nueva York, 1º de enero de 1962.

12. La resistencia a la compresión no confinada, una medida de la resistencia de la roca, es el esfuerzo de compresión uniaxial máximo que puede tolerar un material bajo condiciones de esfuerzo sin confinamiento.

13. Martin A, Grove B, Harvey J, Zhan L y Atwood D: “A New Direction for Predicting Perforating Gun Performance,” artículo MENAPS-11-12, presentado en el Simposio sobre Operaciones de Disparos de Medio Oriente y África Septentrional, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 28 al 30 de noviembre de 2011.

14. Harvey J, Grove B y Zhan L: “Stressed Rock Penetration Depth Correlation,” artículo SPE 151846, presentado en el Simposio y Exhibición Internacional de la SPE sobre el Control del Daño de la Formación, Lafayette, Luisiana, 15 al 17 de febrero de 2012.

20 Oilfield Review

>Mejoramiento de las relaciones de productividad con los disparos en condiciones de bajo balance dinámico. En las operaciones de disparos convencionales, incluso en condiciones de bajo balance, la roca dañada presente a lo largo de la pared del túnel y los detritos pueden reducir sustancialmente la relación de productividad (PR) (izquierda). Algunos detritos de los disparos pueden removerse haciendo fluir el pozo, si bien los túneles con las mejores características de flujo aportarán la mayor parte del flujo y los disparos taponados quizás no aporten nada de flujo. El comportamiento total del pozo en los tres escenarios de disparos ilustra los efectos del daño de los disparos y la aplicación del nuevo modelo de flujo. El caso A muestra una PR computada a partir del tratamiento realista de un pozo disparado convencionalmente, analizado mediante la utilización del nuevo modelo. El modelo reconoce que sin la técnica de disparos DUB PURE, el influjo puede ser restringido solamente a una porción pequeña de cada túnel. El caso B muestra una PR excesivamente optimista, computada con un modelo convencional de daño de los disparos. Este modelo asume un influjo restringido por una zona triturada uniforme de permeabilidad reducida a lo largo de todo el túnel de disparos. El caso C muestra una PR computada para un pozo con la técnica de disparos DUB PURE. Dado que todos los disparos se encuentran limpios y sin restricciones para el influjo del yacimiento, este método maximiza el desempeño del pozo. Esto fue demostrado por los ingenieros mediante la comparación del flujo de un tinte fluorescente en el interior del túnel de una muestra de núcleo disparada con la técnica DUB PURE (extremo superior derecho) con el flujo hacia el interior del túnel de una muestra de núcleo disparada en forma convencional (extremo inferior derecho). El tinte fluorescente (azul claro) ingresa en todo el túnel de disparos DUB PURE, pero sólo fluye hacia el interior de una porción pequeña del túnel convencional porque la mayor parte del túnel se encuentra taponada con detritos y roca dañada. La ventaja de la técnica de disparos DUB PURE se refleja con más precisión comparando el caso C con el caso A, en vez de compararlo con el caso B.

Oilfield Review SUMMER 14Perforatioin Fig. 8BORSUMM 14 PERFOTN 8B

Disparos DUB PURE, flujo efectivoRelaciones de productividad computadas

Disparos convencionales, flujo inefectivo

Caso CDisparos DUB PURE,

modelo nuevo

Caso ADisparos convencionales,

modelo nuevo

Caso BDisparos convencionales,

modelo tradicional

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

Rela

ción

de

prod

uctiv

idad

0

> Limpieza del túnel después de los disparos tradicionales. Los túneles producidos con las técnicas de disparos tradicionales pueden ser taponados con detritos que impiden el flujo (izquierda). Las paredes de los túneles son revestidas con rocas dañadas que también pueden actuar como impedimento para el flujo (arriba, centro). Los métodos de predicción de la efectividad del flujo hacia el interior del pozo asumen un flujo uniforme desde la formación hacia los túneles de disparos (extremo superior derecho). Dado que los túneles presentan un daño no uniforme a lo largo de sus paredes y taponamientos variables (abajo, centro), el flujo uniforme es atípico, y en la realidad, el flujo hacia los túneles de disparos con métodos convencionales es restringido (extremo inferior derecho). (Adaptado de Grove et al, referencia 15.)


1 pulgada

Detritos de los disparos

Detritos de los disparos

Daño uniforme

Daño no uniforme

Condición asumida después del tratamiento convencional

Disparos convencionales

Condición probabledespués del tratamiento

Modelo no realista

Flujo inefectivo

Volumen 26, no.3 21

los investigadores también pusieron su atención en la efectividad del flujo de los túneles de disparos.15

Disparos efectivosLos disparos abren agujeros en las tuberías de revestimiento de acero sólido y luego generan túneles que se rellenan generalmente con detri-tos (escombros) y se revisten con una capa de roca dañada por los impactos (página anterior, arriba).16 La roca dañada y los detritos impiden el flujo del fluido. Los efectos pueden ser cuantifica-dos con el factor de daño, que incluye el daño de la formación causado por las prácticas de perfo-ración, terminación y disparos.17 Si bien la DoP se considera a menudo el componente más crucial de la eficiencia de la producción, en la práctica, el estado y la geometría del túnel de disparos se asocian tanto con la efectividad de los disparos como la DoP.18

Un predictor convencional de la efectividad de los disparos es la eficiencia de flujo en los núcleos (CFE); se trata de la relación entre la productivi-dad medida y la productividad teórica de un núcleo disparado en el laboratorio. El parámetro CFE de un túnel de disparos ideal sin daños es de 1,0; todo valor por debajo de 1,0 indica la existencia de daños causados durante los disparos. Un valor de CFE mayor que 1,0 indica estimulación.

Un valor de CFE computado a partir de la rela-ción entre la productividad medida y la producti-vidad teórica plantea numerosos interrogantes debido a las suposiciones formuladas en el método.19

El cómputo tradicional del parámetro CFE asume la presencia de flujo radial 1D en los túneles de dispa-ros con un diámetro constante de los túneles, situa-ción que no suele darse en la realidad. Los modelos para la predicción de CFE asumen además que la zona triturada, la roca dañada a lo largo de la pared del túnel, es el único elemento que contri-buye a la reducción del flujo e ignoran los detritos de los disparos que quedan en los túneles.20

Además, se asume una zona triturada de permea-bilidad deteriorada y espesor constante para toda la longitud del túnel, si bien se sabe que el espe-sor y la permeabilidad varían a lo largo del túnel. Otra suposición utilizada para desarrollar el cóm-puto de CFE es que la limpieza durante el flujo de retorno puede mejorar la permeabilidad de la zona triturada, lo cual puede no ser válido para todos los túneles de disparos. Una última suposi-ción crucial es que el parámetro CFE es la relación entre la productividad del túnel de disparos dañado y la productividad de un túnel teórico sin daño; no obstante, la productividad del túnel sin daño puede ser difícil de cuantificar.

Muchos pozos se dejan fluir después de ser dis-parados para remover la roca dañada y los detritos de los disparos. Un método común utilizado por los operadores para iniciar el flujo inmediata-mente después de los disparos es el de los dispa-ros en condiciones de bajo balance estático; una operación en la cual la presión existente en el pozo antes de abrir orificios en la tubería de revestimiento se mantiene por debajo de la pre-sión de poro de la formación. La efectividad de la

limpieza de los disparos utilizando la técnica de bajo balance estático depende de la eficiencia de flujo de los disparos individuales y de la efectivi-dad del flujo del yacimiento hacia los disparos. Un problema con este método es que los disparos con las mejores características de flujo aportan la mayor parte del flujo, y los que más se beneficia-rían con la limpieza permanecen rellenos de detritos y dañados.

Una alternativa a las operaciones de disparos en condiciones de bajo balance estático es la téc-nica de disparos DUB PURE, un método compro-bado de mejoramiento de la eficiencia de flujo de los túneles de disparos, que se mide por el coefi-ciente de productividad del pozo (página anterior, abajo).21 La técnica remueve la roca dañada de las paredes de los túneles de disparos y los detritos de los túneles que restringen el flujo.22 Además de mejorar el desempeño del pozo, la técnica de dis-paros DUB PURE ofrece ventajas operacionales y de seguridad; por ejemplo, los disparos DUB PURE pueden ser logrados incluso en condiciones en las que un pozo no puede mantener un estado de bajo balance estático previo a los disparos, tal como cuando existen disparos abiertos presentes o cuando se requieren condiciones de sobre balance estático para el control del pozo.

El concepto de los disparos en condiciones DUB surgió a partir de estudios efectuados en el labora-torio SRC. El proceso de limpieza de los disparos es controlado principalmente por las propiedades de la formación y las presiones transitorias del pozo generadas por un sistema de pistolas (abajo).

>Modelo de disparos en condiciones de bajo balance dinámico (DUB) PURE. Los sistemas de disparos con bajo balance dinámico generan diferenciales de presiones transitorias (izquierda) en el túnel de disparos. Los detritos de los disparos y la roca dañada a lo largo de la superficie del túnel han sido barridos (centro a la izquierda). Estos túneles de disparos completamente limpios proporcionan un flujo efectivo a lo largo de todo el túnel (centro a la derecha). El flujo proveniente de la formación ingresa en cada túnel de disparos y luego fluye hacia el interior del pozo (derecha), situación que mejora la productividad en comparación con las técnicas convencionales.

Oilfield Review SUMMER 14Perforatioin Fig. 8AORSUMM 14 PERFOTN 8A

00 2Tiempo, segundos

Bajo balance dinámicoTúnel limpio

Flujo uniforme

Pres

ión,

lpc

4

2 000

4 000

6 000

Resultados de los disparos encondiciones de bajo balance dinámico PURE

1 pulgada

15. Grove B, Harvey J y Zhan L: “Perforation Cleanup by Means of Dynamic Underbalance: New Understanding,” SPE Drilling & Completion 28, no. 1 (Marzo de 2013): 11–20.

16. Para obtener más información sobre las operaciones de disparos, las zonas de daño y los detritos de los túneles de disparos, consulte: Baxter et al, referencia 3.

17. Factor de daño es un término utilizado en la teoría de la ingeniería de yacimientos para describir la restricción para el flujo de fluidos en una formación geológica o en un pozo. Los valores de factor de daño positivos cuantifican las restricciones del flujo, en tanto que los valores de factor de daño negativos cuantifican los mejoramientos del flujo, generados habitualmente por las operaciones de estimulación artificial,

tales como los tratamientos de acidificación y fracturamiento hidráulico.

18. Grove et al, referencia 15.19. Harvey J, Grove B, Walton I y Atwood D: “Flow

Measurements in the Perforation Laboratory: Re-Thinking Core Flow Efficiency (CFE),” artículo IPS-10-015, presentado en el Simposio Internacional sobre Operaciones de Disparos, The Woodlands, Texas, EUA, 5 al 7 de mayo de 2010.

Grove B, Harvey J, Zhan L y Atwood D: “An Improved Technique for Interpreting Perforating-Flow-Laboratory Results: Honoring Observed Cleanup Mechanisms,” SPE Drilling & Completion 27, no. 2 (Junio de 2012): 233–240.

20. La zona triturada se refiere a la roca dañada existente a lo largo de la pared del túnel de disparos.

21. La relación de productividad se define como el índice de productividad medido de un pozo, lo cual incluye las influencias de la región vecina al pozo y la terminación, divididas por el índice de productividad ideal teórico de un pozo terminado en agujero descubierto. Para obtener más información sobre la relación de productividad, consulte: Behrmann L, Brooks JE, Farrant S, Fayard A, Venkitaraman A, Brown A, Michel C, Noordermeer A, Smith P y Underdown D: “Técnicas de diseño de los disparos para optimizar la productividad,” Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 54–79.

22. Para obtener más información sobre las operaciones de disparos en condiciones de bajo balance dinámico, consulte: Baxter et al, referencia 3.

22 Oilfield Review

Para la limpieza, la técnica de disparos DUB PURE es más efectiva que hacer fluir el pozo o efectuar disparos en condiciones de bajo balance. Las inves-tigaciones recientes arrojan luz sobre la técnica y han demostrado que los pozos disparados con los sistemas DUB PURE experimentan mejoras signi-ficativas de la eficiencia de flujo.

Una característica del programa SPAN Rock es la introducción de un modelo de flujo actuali-zado que supera las limitaciones del método CFE convencional y pronostica con mayor precisión los resultados del método de disparos DUB. El modelo desarrollado en el laboratorio SRC se basa en múl-tiples experimentos, incorpora el modelado de

flujo realista y es consistente con los mecanismos reales de limpieza de los disparos.23

Los procesos involucrados en las operaciones de disparos DUB son complejos, si bien se ha desarrollado un software de modelado para pre-decir la efectividad de un sistema de disparos, que da cuenta de las presiones transitorias del

No

Si

Nuevo modelo depredicción de la penetración

basado en rocas

Simulador de prediccionesde presiones transitorias

del pozo

Modelo preciso de factorde daño provocado

por los disparos

Modelo mejorado defactor de daño del pozo

Coeficiente de productividad, índice deproductividad, tasa de producción,

factor de daño total y todos loscomponentes del factor de daño y losresultados del análisis de sensibilidad

Recolección de datos

Seleccionar el sistemade pistolas óptimo

Cálculo de la productividaddel pozo y evaluación del

desempeño de las pistolas

Evaluación de lacondición de los túneles

de disparos

Profundidad de los disparos,estimación del tamaño de

los orificios de entrada y deldiámetro de los disparos

Profundidad de los disparos,valores del tamaño de los orificiosde entrada y del diámetro de los

disparos iniciales

Propiedadesdel yacimiento

• Propiedades mecánicas de las rocas• Condición de esfuerzos• Tipo de roca• Permeabilidad de la formación• Porosidad de la formación• Anisotropía de la formación• Heterogeneidad de la formación• Propiedades de los fluidos de

formación (viscosidad, presión del yacimiento, temperatura, etc.)

Sistema de cargas, pistolasy sartas de herramientas

• Tipo y tamaño de las cargas• Tipo y tamaño de las pistolas• Régimen de carga de las cargas (puesta en fase y densidad de disparo)• Otras herramientas de la sarta• Condición de la instalación de la sarta de herramientas (geometrías centradas o excentradas y detalladas)

Formación en la región vecina alpozo y condición del flujo de fluidos

• Invasión del fluido de perforación y migración de partículas (radio y severidad del daño de la formación en la región vecina al pozo)• Condición del flujo de fluidos en la región vecina al pozo (flujo laminar o flujo turbulento)

Pozo y condicióndel pozo

• Geometría del pozo• Especificaciones de la tubería de producción y del cemento• Propiedades del fluido de pozo• Orientación y desviación del pozo• Condición de presión del fluido del pozo con respecto a la presión del fluido del yacimiento• Empaque de grava• Propiedades del filtro (cedazo)

Propiedades DUB, daño de la zonatriturada, relleno del túnel,

largo del túnel limpio y diámetrodel túnel refinado

¿Se modifican los datosde entrada o los parámetros

del sistema de pistolas?

>Nuevo flujo de trabajo para la selección de las pistolas y las cargas. El software SPAN Rock proporciona predicciones realistas acerca de la penetración de las cargas premoldeadas utilizando datos de múltiples fuentes. El nuevo modelo de predicción de la penetración basado en rocas constituye la salida predeterminada, si bien pueden efectuarse predicciones tradicionales basadas en objetivos de concreto. Los ingenieros también pueden modelar sistemas de pistolas que utilizan las técnicas de disparos DUB PURE. Además, se dispone del parámetro de productividad del pozo que refleja las condiciones del túnel de disparos y el factor de daño. Este flujo de trabajo puede ser utilizado iterativamente para maximizar el desempeño de los disparos; los resultados se vinculan directamente con el desempeño en las rocas sometidas a esfuerzos.

Volumen 26, no.3 23

pozo, las propiedades de la formación y la simula-ción del influjo.24 El flujo de trabajo y el modelado son parte integrante del software SPAN Rock.

Software SPAN RockEl programa de análisis de operaciones de dispa-ros SPAN de Schlumberger fue introducido en la década de 1980. Este programa permitió computar la DoP a partir de los resultados de las pruebas efectuadas en objetivos de concreto y predecir la geometría de los disparos para cualquier combina-ción de pistolas y tipo de cargas de Schlumberger, en cualquier tamaño de tubería de revestimiento, incluidas sartas de revestimiento múltiples. En el programa se incluyó un módulo de productividad para evaluar la efectividad y la eficiencia de los disparos. Una interfaz gráfica permitió efectuar comparaciones visuales del desempeño de diver-sos sistemas de pistolas.

El software SPAN ha experimentado numerosas actualizaciones desde su introducción. En su ver-sión actual, el modelo de penetración recién desa-rrollado, basado en rocas sometidas a esfuerzos, reemplaza al modelo original basado en objetivos de concreto.25 El nombre actualizado del programa SPAN Rock refleja este cambio. El modelo de penetración no es el único agregado del software; también se han incluido numerosas mejoras sig-nificativas de funcionalidad.

El programa SPAN Rock proporciona el pri-mer modelo industrial de limpieza de los disparos en condiciones DUB.26 Este modelo calcula la lim-pieza de los disparos como una función de la diná-mica de la presión del pozo y de las características de la formación. Basado en las investigaciones publicadas actualmente y las investigaciones revi-sadas por pares, el nuevo modelo permite a los

usuarios predecir la limpieza en la estructura de la “zona triturada” (kc/k) convencional, o en la estructura de la “longitud de flujo efectiva” (Lc/L) recién publicada.27 La combinación de modelos más precisos tanto para la DoP como para la lim-pieza se traduce en predicciones mucho más con-fiables acerca del comportamiento del pozo.

Junto con el modelo de la zona triturada de los disparos descrito por el software SPAN Rock, se han desarrollado nuevos algoritmos para estimar los efectos de la resistencia de las rocas. Estas esti-maciones computan la productividad tanto para los pozos de petróleo como para los pozos de gas. Si existen registros petrofísicos disponibles para construir un modelo mecánico del subsuelo, estos datos pueden ser importados directamente en el software y utilizarse para computar predicciones realistas de la penetración y la producción versus la profundidad. Los efectos del empaque de grava,

los límites del yacimiento y las terminaciones par-ciales pueden ser incluidos en el análisis de pro-ductividad (página anterior).

Diseños de sistemas de pistolasUna de las ventajas del programa SPAN Rock es que un ingeniero puede optimizar una estrategia de disparos mediante la ejecución de un análisis de sensibilidad que simula diferentes sistemas de pistolas y cargas de disparos. En un pozo tomado como ejemplo, con un daño de formación relati-vamente profundo, un diseño DUB PURE —el sistema de pistolas 1— utilizó un transportador de 4½ pulgadas cargado con cargas de penetra-ción profunda con 5 disparos por pie (dpp). Para el análisis, se reemplazó una de cada 10 cargas por una carga de tipo punzón DUB, lo que se tra-dujo en 4,5 dpp efectivos (arriba). Las cargas de tipo punzón permiten que los fluidos del pozo y

23. Grove et al, referencia 15.24. Para obtener más información sobre la implementación

del modelado en el software SPAN Rock, consulte: Zhan L, Doornbosch F, Martin A, Harvey J y Grove B: “Perforated Completion Optimization Using a New, Enhanced and Integrated Perforating Job Design Tool,” artículo SPE 151800, presentado en el Simposio y Exhibición Internacional de la SPE sobre el Control del Daño de la Formación, Lafayette, Luisiana, 15 al 17 de febrero de 2012.

25. Un modelo DoP basado en objetivos de concreto es una opción disponible en el software.

26. Harvey J, Grove B y Zhan L: “A Laboratory Correlation for Dynamic Underbalance Core Flow Efficiency,“ artículo IPS-12-26, presentado en el Simposio Internacional sobre Operaciones de Disparos, The Woodlands, Texas, 26 al 28 de abril de 2012.

27. La relación entre la permeabilidad de la capa dañada (kd) y la permeabilidad de la roca no perturbada (k) es una medida del deterioro del flujo. Dado que los disparos en condiciones DUB pueden remover la roca perturbada a lo largo de una porción del túnel, se desarrolló un nuevo modelo para el cómputo del flujo efectivo, que es la relación entre el largo limpiado del túnel de disparos (Lc) y la DoP total (L).

> Diseño de un programa de disparos. Los ingenieros modelaron tres sistemas de pistolas (extremo superior) para disparar un pozo, en el cual el operador esperaba un severo daño de la formación inducido por la perforación. Parecería que los pozos disparados con una densidad de disparo más alta deberían producir de manera más efectiva que los disparados con una densidad de disparo más baja porque el área de influjo de los disparos abiertos es mayor. No obstante, un modelo SPAN Rock indicó que un sistema de pistolas 1 DUB PURE de 4,5 dpp con explosivos de alta temperatura (HMX) y penetración profunda (DP) (extremo inferior izquierdo, azul) exhibía una relación de productividad más alta que un sistema de pistolas 2 sin condiciones DUB de 12 dpp (no mostrado aquí) y que un sistema de pistolas 3 en condiciones DUB de 8 dpp (rojo) porque el factor de daño resultante del daño inducido por la perforación posee un mayor efecto en la productividad del sistema de pistolas 3 que en la del sistema de pistolas 1. Además, el sistema de pistolas 1 para disparos en condiciones DUB no sólo penetra más allá de la zona de daño inducido por la perforación sino que además produce túneles de disparos más largos con menos espesor de la zona de daño que el sistema de pistolas 3, como lo indica la relación entre la permeabilidad de la zona de daño del túnel de disparos (kd) y la permeabilidad (k) de la roca sin dañar. En consecuencia, el sistema de pistolas 1 (extremo inferior derecho, azul) proporciona una relación de productividad más alta que el sistema de pistolas 3 (rojo) en base a la comparación del deterioro de la permeabilidad del túnel de disparos.


Tipo de pistola

Parámetro

Posición de la pistola

Peso del explosivo, g

Penetración API, pulgadas

Tipo de carga

Carga estándar (dpp)

Carga de tipo punzón encondiciones DUB (dpp)

Sistema de pistolas 1

Excentrado

38,8

59,2

4,5

0,5

Pistola HSD de 4½ pulgadas,condiciones DUB, Carga 1

Carga PowerJet Omega, HMX


Excentrado

22

34

12

0

Pistola HSD de 4½ pulgadas,sin condiciones DUB, Carga 2

DP, HMX


Excentrado

22

34

Pistola HSD de 4½ pulgadas,condiciones DUB, Carga 2

DP, HMX

8

0,5

Rela

ción

de

prod

uctiv

idad

Zona de daño inducido por la perforación, pulgadas0

0,7

0,8

0,9

1,0

1,1

1,2

4 8 12 16 200 4 8 12 1

Sistema de pistolas 3Sistema de pistolas 1

Sistema de pistolas 3Sistema de pistolas 1Re

laci

ón d

e pr

oduc

tivid

ad

Deterioro de la permeabilidad de la zona de daño, kd/k0

1,10

1,12

1,14

1,16

1,18

1,20

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

24 Oilfield Review

de formación ingresen rápidamente en el trans-portador de pistolas, lo que genera una condición de bajo balance dinámico.

La permeabilidad de la formación era alta, condición que puede producir efectos de factor

de daño dependientes del flujo no darciano en los sistemas de pistolas con baja densidad de dpp.28 El sistema de pistolas 2 se cargó con 12 dpp en un transportador de 4½ pulgadas. Este sistema tenía el potencial para superar el efecto del factor de

daño dependiente del flujo no darciano debido al incremento del área de flujo en comparación con el del sistema de 4,5 dpp. No obstante, la pistola de 12 dpp implica ciertas concesiones: la DoP se reduce porque la pistola debe utilizar cargas más

> Diseño inicial de los disparos. El software de planificación PURE puede predecir los efectos dinámicos, tales como las fuerzas que actúan sobre los equipamientos de fondo de pozo. El operador planificó disparar un solo intervalo (B, líneas de guiones) utilizando nueve pistolas; la pistola 9 actuó como espaciador sin carga alguna, y se dejó sin cargar una sección de aproximadamente 1,5 m de la pistola 8 (A). El modelo indica que en el momento de la detonación de las cargas, este diseño genera una serie de pulsos de presión en los primeros 0,10 segundos (B). Los datos, codificados en colores en base al tiempo transcurrido desde la detonación, con el azul oscuro comenzando en el tiempo cero y el rojo finalizando a los 0,10 segundos, indican que la sarta de pistolas se desplaza hacia arriba 6,1 cm [2,4 pulgadas] (C), la tubería de producción es sometida a una carga axial de 58 000 lbf [258 kN] (D), y el empacador y el espacio anular reciben una fuerza máxima de casi 160 000 lbf [712 kN] (E), suficiente para dañar el mecanismo de liberación automática de las pistolas y probablemente desmontar el empacador (F).


13 700

13 800

13 900

14 000−1,2

−1,0

−0,8

−0,6

−0,4

−0,2

0,20

−1,4

−1,6

−1,8

−2,0

−2,2

−2,4

14 100

14 200

14 300

14 400

14 500

2 000 0 00,02 0,020,04 0,040,06 0,060,08 0,080,10 0,10 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,103 000 4 000 5 000 6 000Presión, lpc Tiempo, segundos Tiempo, segundos Tiempo, segundos

−50

−60

−40

−30

−20

−10

0

0

20

40

60

80

100

120

140

16010

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

Desp

laza

mie

nto,

pul

gada

s

Fuer

za, 1

000

lbf

Fuer

za, 1

000

lbf

13 600

Pistola 1

Pistola 2

Pistola 3

Pistola 4

Pistola 5

Pistola 6

Pistola 7Pistola 9

Pistola 8

Empacador

Tubería de producción

Cabezal de disparo

Liberación automáticade la pistola

Espaciador de seguridad

Pistolas HSD

Nariz redondeada

PPPPist

Cargada

Descargada

Longitud dela pistola, 6 m

Presión del pozo

A

B C D E

F

Movimiento de la pistolaCarga axial de la

tubería de producciónEmpacador, espacio anular

y tubería de producción

Volumen 26, no.3 25

pequeñas, y los efectos de los disparos en condi-ciones DUB no se producen porque la pistola no incluye carga alguna de tipo punzón DUB.

Después de correr los escenarios en el pro-grama SPAN Rock, el ingeniero de diseño demos-tró de manera cuantificable que el sistema de pistolas 1 proporcionaba una productividad sus-tancialmente mayor que el sistema de pistolas 2. Además, se modeló un tercer sistema de pistolas que utilizó cargas similares a las del sistema de pis-tolas 2 pero que se cargó con 8 dpp; el sistema de pistolas 3 incluyó las cargas de tipo punzón DUB. Este sistema de pistolas tenía una mayor densi-dad de disparos que el sistema de pistolas 1 para reducir el factor de daño dependiente del flujo no darciano, y los efectos DUB fueron generados con las cargas de tipo punzón. Debido a que las cargas PowerJet Omega de penetración profunda del sis-tema de pistolas 1 penetraron más allá del daño inducido por la perforación, el sistema de pistolas 1 superó en desempeño al sistema de pistolas 3.

El enemigo: los impactosLa mayor parte de las pruebas y caracterizaciones de cargas premoldeadas se centra en el desem-peño de las cargas individuales sin prestar dema-siada atención a los componentes dinámicos del sistema. Las interacciones transitorias que tie-nen lugar durante e inmediatamente después de la detonación son difíciles de reproducir utilizando sistemas de pruebas de superficie; no obstante, gracias a la comprensión más profunda de los com-ponentes físicos de los impactos de los disparos y los avances en materia de capacidad computacio-nal, el software de modelado ahora puede simular las cargas por impacto de las pistolas. Estas fuer-zas dinámicas son sensibles a la geometría de la tubería de revestimiento y la tubería de produc-ción, el hardware de las pistolas, las variaciones de las cargas premoldeadas, la densidad de disparos de las pistolas y los efectos del fluido. Mediante el control de los efectos de los impactos de las pisto-las, los operadores pueden mejorar el desempeño de los disparos y evitar el costoso daño del hard-ware de fondo de pozo.

Durante una operación típica de una pistola para tubería de revestimiento, se producen inte-racciones complejas en el pozo y en el sistema de pistolas cuando los chorros de los disparos salen del transportador de pistolas. Los componentes hidrodinámicos del pozo son afectados principal-mente por tres condiciones: la presión de los gases de las detonaciones dentro de las pistolas,

la presión del fluido del pozo y la presión de poro de la formación.29 Los fluidos del pozo normal-mente exhiben una alta densidad y una baja com-presibilidad en comparación con el aire que se encuentra inicialmente dentro del sistema de pis-tolas y los gases generados durante los disparos. El diferencial de presión generado entre la pre-sión existente dentro de las pistolas y la presión hidrostática del pozo durante la detonación pro-duce ondas de presiones transitorias en el fluido del pozo, que se propagan radial y axialmente en el pozo en sentido ascendente y descendente. Estas ondas de presión viajan a través del pozo a la velocidad del sonido del fluido, aproximada-mente 1 500 m/s [4 900 pies/s].

La predicción de los efectos hidrodinámicos producidos por estas ondas de presión y las cargas estructurales que imponen en los sistemas de pisto-las, los elementos tubulares, el hardware de fondo de pozo, los cables (para los sistemas operados con cable) y otros componentes del pozo, requiere el conocimiento de la dinámica de los sistemas de pistolas, los componentes dinámicos del pozo y las condiciones de presión de poro del yacimiento. El software de planificación PURE desarrollado para predecir y optimizar los disparos en condi-ciones DUB también permite a los ingenieros evaluar las cargas por impacto de las pistolas y la respuesta dinámica estructural en el hardware de terminación de pozos.

El valor de esta capacidad de modelado quedó demostrado recientemente en una operación de disparos con un sistema operado con la tubería de producción (TCP) que utilizó un sistema de pisto-las de disparos de alta densidad de disparos HSD de 7 pulgadas. Las pistolas cubrieron un intervalo neto de 50 m [164 pies] y fueron cargadas a razón de 39 disparos por m (dpm) con cargas de penetra-ción profunda. Se esperaba que la presión inicial del pozo fuera de 5 500 lpc [37,9 MPa], y la densi-dad del fluido de terminación a base de salmuera fue de 1 102 kg/m3 [9,2 lbm/galón US]. La presión de poro esperada del yacimiento fue 6 500 lpc [44,8 MPa]; 1 000 lpc [6,9 MPa] más alta que la presión del pozo, lo que generó una condición de bajo balance estático de los disparos. La distancia entre el extremo superior de la pistola y el empa-cador fue de 35 m [115 pies], y la distancia hasta la profundidad total (TD), de alrededor de 182 m [597 pies] (página anterior). En la sarta de herra-mientas se incluyó un mecanismo de liberación automática de las pistolas para dejar caer las pis-tolas en el fondo del pozo después de los disparos.

La liberación de las pistolas permite el acceso inmediato a los disparos por debajo del arreglo de empacador para posibilitar la ejecución de prue-bas, el flujo de retorno o la producción a través de la tubería de producción abierta. El arreglo de pistolas generalmente se recupera del pozo des-pués de recuperar la tubería de producción; no obstante, algunos operadores utilizan este diseño para comenzar la producción inmediata y dejan las pistolas usadas en el pozo.

El diseño inicial de las pistolas incluía nueve transportadores de 6 m [20 pies]; una porción de 1,5 m [4,9 pies] de la pistola 8 y la totalidad de la pistola 9 se descargaban y actuaban como espa-ciador. Las otras siete pistolas estaban completa-mente cargadas.

Las ondas de presión provenientes de la deto-nación se propagan en el interior de las pistolas con una velocidad de 6 100 m/s [20 000 pies/s]. En el pozo, las ondas de presión del fluido prove-nientes de la detonación se propagan con una velocidad de 1 500 m/s [4 900 pies/s]. La diferen-cia de velocidad produce un diferencial de presión entre el extremo inferior y el extremo superior de la sarta de pistolas. El efecto neto es una fuerza ascendente significativa, seguida por oscilaciones provenientes de las ondas de esfuerzo transmitidas y reflejadas en cada cambio de la sección transver-sal de la sarta de pistolas. El modelo indica que en el momento de la detonación de las cargas, este sistema de pistolas se desplazará forzosamente hacia arriba, dañando potencialmente el hard-ware y cancelando la acción pretendida del meca-nismo de caída de las pistolas.

Luego, los ingenieros modelaron un sistema de pistolas con una reconfiguración bastante simple. La pistola 1 fue cargada parcialmente, ya que se

28. La ley de Darcy asume la presencia de flujo laminar. El factor de daño no darciano es el resultado del flujo de fluido restringido normalmente observado en los pozos de gas que operan a alta tasa de flujo cuando el flujo que converge en el pozo alcanza altas velocidades y un flujo turbulento. Dado que la mayor parte del flujo turbulento presente en las formaciones productivas tiene lugar cerca del pozo, el efecto del flujo no darciano es un efecto del factor de daño dependiente de la tasa de flujo.

29. Baumann C, Dutertre A, Khaira K, Williams H y Mohamed HNH: “Risk Minimization when Perforating with Automatic Gun Release Systems,” artículo SPE 156967, presentado en la Conferencia y Exhibición de Energía de Trinidad y Tobago de la SPE, Puerto España, Trinidad y Tobago, 11 al 13 de junio de 2012.

26 Oilfield Review

dejó sin cargar la sección inferior de 1,5 m, la pis-tola 8 se cargó en su totalidad y la pistola 9 perma-neció sin cargar (arriba). La carga experimentada por el sistema de liberación de las pistolas en la configuración original habría sido de aproximada-mente 258 kN [58 000 lbf], lo que muy probable-mente hubiese dañado el equipamiento, incluso hasta el punto de producir la falla del mecanismo

de liberación. La segunda opción sometió el mecanismo de liberación a sólo 4,4 kN [1 000 lbf], lo que eliminó el potencial de daño. El diseño ori-ginal expuso el empacador a una fuerza ascen-dente de 712 kN [160 000 lbf]. La nueva configuración impuso sobre el empacador una fuerza descendente neta de 445 kN [100 000 lbf], que no podría desmontarlo. El proceso iterativo

de modelado de las fuerzas dinámicas demostró a los operadores cómo hasta los cambios más sim-ples afectan los componentes dinámicos del sis-tema de pistolas. El segundo sistema de pistolas fue desplegado con éxito sin ninguna consecuen-cia operacional negativa.

> Programa de disparos modificado. En el diseño original de carga de las pistolas, la pistola 9 y la sección superior de 1,5 m de la pistola 8 no fueron cargadas. Este diseño habría aplicado una fuerza ascendente significativa en el empacador y el mecanismo de liberación de las pistolas. Una modificación leve del programa de carga arrojó resultados muy diferentes. En este escenario (A), la sección inferior de 1,5 m de la pistola 1 se dejó descargada, la pistola 8 se cargó completamente y la pistola 9 se dejó sin cargar. El modelo predice los pulsos de presión generados a lo largo de los primeros 0,10 segundos (B) y cada gráfica se codifica en colores en base al tiempo transcurrido desde la detonación. La sarta de pistolas se desplaza hacia el fondo del pozo inmediatamente después de la detonación de las pistolas utilizando este diseño (C), la carga axial ejercida sobre la tubería de producción se reduce considerablemente (D) y la fuerza máxima impuesta sobre el empacador es de 100 000 lbf (E), lo que implica menos probabilidades de dañar el mecanismo de liberación o el empacador.


0,5

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

5,5

4,5

1,5

2,5

3,5

0

0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,10 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,10 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,103 000 4 000 5 000 6 000Presión, lpc

Presión del pozo Movimiento de la pistolaCarga axial de la

tubería de producciónEmpacador, espacio anular

y tubería de producción

Tiempo, segundos Tiempo, segundos Tiempo, segundos

00

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1

2

3

4

5

6

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

Desp

laza

mie

nto,

pul

gada

s

Fuer

za, 1

000

lbf

Fuer

za, 1

000

lbf

13 700

13 800

13 900

14 000

14 100

14 200

14 300

14 400

14 500

13 600

Pistola 1

Pistola 2

Pistola 3

Pistola 4

Pistola 5

Pistola 6

Pistola 7Pistola 9

Pistola 8

B C D E

PPPPist

Cargada

Descargada

Longitud dela pistola, 6 m

A

Volumen 26, no.3 27

Estrategia de operaciones de disparosLa caracterización de los objetivos de concreto definidos en la Sección 1 de la norma API RP 19B constituyó un intento para simplificar la toma de decisiones durante el diseño de los programas de operaciones de disparos, pero en realidad puede generar confusión al plantear expectativas poco realistas. Contrariamente a lo que muchos creen, el desarrollo de una estrategia de disparos óptima no es simple ni directo. En muchas ocasiones, la modi-ficación de las metodologías de las operaciones de disparos puede implicar incrementos significati-vos de la producción.

Petróleos Mexicanos (PEMEX) disparaba tra-dicionalmente los pozos de dos campos del sur de México utilizando pistolas expansibles con car-gas expuestas. Las pistolas con cargas expuestas a menudo utilizan cargas más grandes y de pene-tración más profunda que las utilizadas en las pistolas para tubería de revestimiento con trans-

portadores huecos, pero dejan en el pozo detritos provenientes de las cargas ya utilizadas después de la detonación. Otros problemas operacionales son la vulnerabilidad de las cargas expuestas al daño durante el despliegue y las limitaciones del tipo de técnica de bajada de las herramientas que puede emplearse. Las cargas expuestas se bajan normalmente con cable y raramente se corren en terminaciones horizontales. A diferen-cia de las pistolas rígidas con transportadores huecos, la bajada de estos tipos de pistolas en el pozo es dificultosa debido a la flexibilidad de la sarta de pistolas. Las ventajas de la penetración más profunda y la relación de productividad más alta asociada, posibilitadas por las cargas expues-tas más grandes, deben ser ponderadas en fun-ción de los detritos, la vulnerabilidad de las pistolas y los problemas operacionales.

Las cargas PowerJet Nova están diseñadas para una penetración máxima en rocas sometidas a esfuerzos (véase “Optimización de las cargas para las rocas sometidas a esfuerzos,” página 28). El modelado del desempeño de las cargas en las condiciones esperadas predijo un incremento de la DoP de hasta un 30% en comparación con el incremento resultante de las cargas premoldea-das de generación previa. Este mejoramiento de la penetración fue logrado aunque las cargas

PowerJet Nova, que inicialmente sólo estaban disponibles en sistemas de transportadores hue-cos, eran más pequeñas que las utilizadas con las pistolas de cargas expuestas. PEMEX optó por probar las nuevas cargas y comparar el rendi-miento de los pozos con el de los pozos existentes en los campos.

La producción promedio de cinco pozos del campo A disparados con las nuevas cargas fue de 157 bbl/d [24,9 m3/d], lo que significó un incre-mento del 13% respecto del promedio del campo de 139 bbl/d [22,1 m3/d].30 Cuatro pozos del campo B promediaron los 119 bbl/d [18,9 m3/d]; es decir, un incremento del 23% respecto del pro-medio de 97 bbl/d [15,4 m3/d] de los pozos dispa-rados con sistemas de disparos con cargas expuestas (izquierda). Dado que las cargas PowerJet Nova lograron penetrar más allá de la zona de daño inducido por la perforación, la utili-zación de estas cargas ayudó a incrementar la productividad. La selección de pistolas con trans-portadores huecos también mejoró la eficiencia, proporcionó alternativas respecto de las técnicas de bajada de herramientas y redujo los riesgos asociados con las cargas expuestas.

En otro ejemplo, un operador del Mar del Norte que explotaba un campo de condensado en condiciones de alta presión y alta temperatura (HPHT) requería una solución diseñada para mejorar el rendimiento de los pozos. A partir de la experiencia adquirida, el operador compendió los desafíos de confiabilidad y rendimiento relaciona-dos con las tecnologías de cargas premoldeadas para condiciones de alta temperatura. El objetivo del operador era lograr un contacto máximo con el yacimiento en la roca sin dañar, mediante la penetración más allá de la zona de daño inducido por la perforación. A fin de lograrlo, se investiga-ron diversas alternativas de mejoramiento del desempeño, que serían cuantificadas por el ope-rador mediante la comparación del índice de pro-ductividad (PI) del sistema diseñado con el de los métodos previos.31

Debido a la alta presión de yacimiento espe-rada, el operador necesitaba mantener requisitos de seguridad estrictos, lo cual se vio aún más difi-cultado por la gran longitud de los intervalos de disparo y de las sartas de pistolas. El equipo a cargo del diseño de las operaciones de disparos colaboró con los ingenieros de Schlumberger para diseñar una solución a medida, que permitiera satisfacer tanto los objetivos de productividad como los objetivos de seguridad.

(continúa en la página 30)

> Incremento de la producción con las cargas PowerJet Nova. Para lograr una penetración profunda más allá de la zona de daño inducido por la perforación, PEMEX tradicionalmente efectuaba las operaciones de disparos con pistolas que empleaban cargas premoldeadas expuestas para maximizar el tamaño de las cargas. Las cargas PowerJet Nova, desplegadas dentro de transportadores sellados de pistolas para tuberías de revestimiento, proporcionaron un incremento de la producción en comparación con los métodos de disparos tradicionales, si bien son físicamente más pequeñas que las cargas utilizadas en las pistolas expuestas. La producción promedio de cinco pozos del campo A se incrementó en un 13% (izquierda), y cuatro pozos del campo B mejoraron su producción en un 23% (derecha), en comparación con la producción lograda utilizando los sistemas de pistolas previos.


Campo A Campo B

100

110

120

130

140

150

160

Prod

ucci

ón, b

bl/d

70

80

90

100

110

120

Prod

ucci

ón, b

bl/d

Promedio con las cargas PowerJet Nova Promedio del campo

30. García RFM y Fayard AJ: “Nuevos desarrollos en tecnología de disparos incrementan la seguridad y producción — aplicaciones en la región sur,” presentado en la reunión de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México y el Colegio de Ingenieros Petroleros de México, Coatzacoalcos, México, 25 de octubre de 2013.

31. Procyk AD, Burton RC, Atwood DC y Grove BM: “Optimized Cased and Perforated Completion Designs Through the Use of API RP-19B Laboratory Testing to Maximize Well Productivity,” artículo SPE 159920, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 8 al 10 de octubre de 2012.

28 Oilfield Review

La relación existente entre la DoP de las cargas premoldeadas y la resistencia de la roca es inversamente proporcional; es decir, la penetración en una roca débil es mayor que la penetración de la misma carga en una roca más resistente. Las actividades de investiga-ción recientes han demostrado que las cargas optimizadas para las rocas débiles, sometidas a esfuerzos moderados, no exhiben tan buen desempeño en las rocas más resistentes sometidas a altos esfuerzos.

Si bien parecería que el mejoramiento del desempeño de las cargas en un objetivo implicaría el mejoramiento simultáneo del desempeño en todos los demás objetivos, esto no siempre es así. Una observación rápida de la física que subyace la penetra-ción de las cargas profundas puede ayudar a explicar el porqué.

Una carga de disparo premoldeada consta de tres partes principales: un dispositivo de encendido pequeño, un revestimiento cónico y una carga explosiva principal (abajo). El revestimiento, que controla la formación del chorro de disparo, se fabrica general-mente con una mezcla prensada de polvos metálicos. Un casco externo proporciona la contención y el confinamiento. En una pistola cargada, la región de cada carga correspondiente al iniciador se encuentra en contacto con el cordón de detonación.

El proceso sistemático de detonación de las cargas y la formación de chorros resultante suceden en unos pocos microsegundos. El cordón de detonación es iniciado, normal-mente con algún tipo de casquillo detonador, lo que genera un frente de detonación que pasa cada una de las cargas de una pistola de

disparo. El iniciador, que se encuentra en con-tacto con el cordón de detonación, se localiza en la parte posterior de cada carga; el inicia-dor detona y produce la detonación del explo-sivo principal de la carga premoldeada. La presión generada por esta reacción hace que el revestimiento colapse hacia adentro sobre la línea central de la carga, y se forma un chorro con una velocidad extremadamente alta que supera los 7 000 m/s [23 000 pies/s]. Este chorro de avance de material del revesti-miento penetra en la pistola, los fluidos del pozo, la tubería de revestimiento, el cemento y la formación (próxima página).

Conforme la detonación continúa y el revestimiento colapsa aún más, el chorro se sigue formando pero con velocidades cada vez más bajas. El frente del chorro, o punta, puede viajar a una velocidad de 7 000 m/s

Optimización de las cargas para las rocas sometidas a esfuerzos

> Componentes de una carga premoldeada. Una carga premoldeada de disparo (izquierda) se compone de un dispositivo de encendido pequeño, un revestimiento cónico y la carga explosiva principal. Las piezas se encuentran emplazadas en un casco de protección. El cordón de detonación corre a lo largo de la pistola y se conecta a cada una de las cargas. Las materias primas utilizadas para fabricar las cargas premoldeadas (extremo superior derecho) comienzan como polvo. Los revestimientos (extremo inferior derecho) se forman generalmente a partir de polvo metálico comprimido.

Oilfield Review SUMMER 14Perforatioin Fig. Sidebar 1ORSUMM 14 PERFOTN Sidebar 1

Cuerpo de la pistola

Casco

Revestimiento cónico

Cordón de detonación

Carga explosiva principal

Iniciador de la detonación

Tubería de revestimiento

Casco

Casco

Polvo del revestimiento

Polvo del revestimiento

Revestimiento

Variaciones del revestimiento

Explosivodel iniciador

Cargacargada

Explosivo principal

Volumen 26, no.3 29

pero la cola, el extremo final del chorro, gene-ralmente viaja a 1 000-2 000 m/s [3 300 a 6 600 pies/s]. El gradiente de velocidad a lo largo del chorro genera su longitud: una extensión considerable entre las velocidades de la punta y de la cola produce un chorro más largo. Las reacciones que tienen lugar durante este proceso suceden tan rápido, y las diferencias de velocidad son suficientemente grandes, que la cola aún se está formando cuando la energía de la punta es consumida por cualquier material que se encuentre frente al chorro durante la formación del túnel de disparos. Este túnel se genera debido a la enorme presión creada por el chorro de hipervelocidad.

La presión de impacto del chorro es pro-porcional a la densidad del objetivo, la densi-dad del chorro y la velocidad del chorro al cuadrado. Las presiones de impacto pueden ser superiores a 30 GPa, lo que hace que el material presente en el frente del chorro fluya como un fluido, si bien la presión no necesa-riamente fusiona el material. Dado que la pre-sión de impacto es proporcional al cuadrado de la velocidad, en las etapas posteriores de la penetración en las que la velocidad del chorro se reduce rápidamente, la presión de impacto se reduce significativamente.

La longitud del chorro es uno de los facto-res principales para la determinación de la DoP para un objetivo dado. La longitud efec-tiva del chorro es la porción del chorro que viaja suficientemente rápido como para crear presiones de impacto suficientes para extender más el disparo hacia el interior del objetivo. Una carga con un chorro largo y una cola relativamente lenta resultará efectiva para disparar un objetivo débil, pero este chorro será menos efectivo en un objetivo más

> Progresión del perforador. Para disparar un pozo, el ingeniero envía la energía hacia el fondo del pozo para disparar un detonador balístico, que inicia una rápida cadena de eventos. El detonador explota y transfiere la energía al cordón de detonación adosado, que luego propaga una fuerza explosiva a través de la pistola hasta cada carga premoldeada. Un dispositivo de encendido situado en la parte posterior de la carga premoldeada (extremo superior derecho) se encuentra en contacto con el cordón de detonación. El dispositivo de encendido detona e inicia el explosivo principal de la carga. La fuerza de la explosión hace que el revestimiento cónico colapse sobre sí mismo, formando un chorro cuya punta se propaga a una velocidad de 7 000 m/s [23 000 pies/s]. El chorro de velocidad ultra alta se alarga a medida que el revestimiento continúa colapsando y la presión en la punta puede exceder 4,4 millones de lpc [30 GPa]. La cola del chorro viaja a 1 000-2 000 m/s [3 300-6 600 pies/s] o a menor velocidad. El gradiente de velocidad es suficientemente grande como para que la punta haya consumido su energía en el objetivo para el momento en que se forma la cola (izquierda).


Detonación y penetración repetidas

Cordón de detonaciónPistola de disparo

Explosivo

Frente de detonación

Punta del chorro (7 000 m/s)

Cola del chorro (1 000 m/s)

Dispositivo de encendido del iniciador

Presión de la punta del chorro (30 GPa)

Partículas de cola

Revestimiento

1 µs

10 µs

30 µs

50 µs

100 µs

30 Oilfield Review

El diseño del sistema de pistolas incluyó car-gas adecuadas para operaciones en condiciones de alta temperatura y maximizó la probabilidad de que la penetración se extendiera más allá de la zona de daño. El proceso del cliente incluyó las pruebas correspondientes a la Sección 4 de la norma API RP 19B para medir la eficiencia de la limpieza y determinar el daño causado por los flui-dos del pozo y las pruebas en rocas sometidas a esfuerzos correspondientes a la Sección 2 para validar las predicciones de la DoP.

Las pruebas correspondientes a la Sección 4 de la norma API RP 19B fueron ejecutadas en muestras de núcleos de areniscas Carbon Tan de edad Cretácico, cuyas propiedades son análogas a las de las rocas que se encuentran en las regio-nes más profundas del yacimiento. Las pruebas, llevadas a cabo en condiciones de esfuerzos de fondo de pozo, validaron las predicciones de la técnica DUB PURE, derivadas del programa SPAN Rock que incluía modelos mejorados para determinar los efectos del bajo balance dinámico y la limpieza del túnel de disparos. Las pruebas correspondientes a la Sección 4 demostraron que la técnica de disparos DUB PURE podía remover porciones significativas de la roca dañada pre-sente en la zona triturada y proporcionar un alto PI asociado, aun cuando las pruebas fueron efectua-das con el lodo de perforación en el pozo. Las prue-bas con un bajo balance estático y sin condiciones DUB fueron significativamente menos efectivas en cuanto a la remoción del daño de la zona triturada y las pruebas efectuadas con el lodo de perforación en el pozo arrojaron una productividad pobre.32 Luego de las pruebas correspondientes a la Sección 4, que confirmaron la efectividad de la téc-nica de disparos DUB PURE para la limpieza de los disparos en las zonas más desafiantes del yacimiento, se llevó a cabo una serie de pruebas de penetración correspondientes a la Sección 2. Los experimentos de la Sección 2 incluían la arenisca Berea Buff de edad Mississippiano temprano, que era análoga a las regiones más someras del yacimiento; menos resistencia, más porosidad.

Sobre la base de los resultados de las pruebas, el equipo de trabajo seleccionó las cargas HPHT PowerJet Nova, que exhibían un mejoramiento de la penetración del 25% en comparación con las cargas de generación previa y producían un incremento del contacto con la formación del 50%. La sarta de pistolas de disparos incluyó medido-res de presión para confirmar que el diseño lograra realmente las condiciones DUB pronosti-cadas (próxima página).

Para minimizar el daño de la formación pro-ducido por los sólidos presentes en el sistema de

resistente porque la cola generará una pre-sión de impacto insuficiente para continuar penetrando y en esencia será energía des-perdiciada. Por consiguiente, la porción de ciertos chorros correspondientes a la cola puede desperdiciarse cuando se trata de objetivos resistentes.

No obstante, se puede diseñar una carga que relocalice su energía en la pri-mera parte del chorro y que penetre más efectivamente en un objetivo resistente (arriba). Debido a las restricciones de energía, este nuevo diseño genera un chorro más corto que el de los diseños previos; más material del revestimiento tiene que ser utilizado en las primeras eta-pas, lo que reduce el volumen disponible más adelante en el proceso de detonación para la formación del chorro. La compren-

sión y la aplicación de la física de los dis-paros han ayudado a los científicos e ingenieros de Schlumberger a diseñar car-gas optimizadas para objetivos específicos. Este diseño de chorro corto puede ser utili-zado para fabricar una carga optimizada para los objetivos resistentes; el diseño de chorro largo puede optimizarse para los objetivos débiles.

Para penetrar profundamente en las rocas sometidas a esfuerzos, una carga requiere un chorro de alta velocidad y alta densidad que sea lo más largo posible pero sin pérdida de energía en la cola. Ésta fue la metodología utilizada por los ingenieros para desarrollar las cargas PowerJet Nova; cargas que han sido optimizadas para una amplia gama de condiciones reales de yaci-miento, incluidas las rocas duras.

> Diseño de disparos para rocas resistentes. En las rocas débiles, la punta y la cola de una carga pueden tener una velocidad suficiente para formar un túnel profundo en la roca una vez que se excede el umbral de resistencia de la roca. En las rocas resistentes, el umbral de penetración inicial es alto, y la energía de la cola puede ser insuficiente para superar la resistencia de la roca; por consiguiente, la energía de la cola se desperdicia. Los diseñadores de cargas descubrieron que el traslado de la energía más cerca de la región de la punta de la carga, que es el concepto básico de las cargas PowerJet Nova, incrementa la DoP en las rocas duras.


Velo

cida

d de

l cho

rro

Región del umbral para las rocas resistentes

Energía del chorro desperdiciadaen un objetivo resistente

Carga rediseñada para desplazar la energíadesperdiciada hacia donde resultará de utilidad

Región del umbral para las rocas débiles

Posición del chorro

Volumen 26, no.3 31

lodo, los pozos fueron disparados en aceite de base, que era similar al fluido del sistema de lodo sin los sólidos y los espesantes. Extensivas pruebas de laboratorio y los resultados de las terminacio-nes de pozos vecinos incidieron en esta decisión. Para el programa de terminaciones, se dispara-ron seis pozos con un total combinado de 2 450 m [8 038 pies]. El análisis de los datos de produc-ción indica que las cargas HPHT PowerJet Nova con la técnica de disparos DUB PURE proporcio-naron disparos limpios y la solución completa-mente diseñada proveyó terminaciones con un factor de daño bajo.

Además del programa diseñado de operaciones de disparos y terminación de pozos, se implementó otra solución en el procedimiento operativo. La recu-peración de las pistolas TCP de gran longitud —la más larga era de 514 m [1 686 pies]— usualmente

requiere matar (ahogar) el pozo, lo que puede permitir que los fluidos y los sólidos de los fluidos para matar el pozo fluyan hacia el interior de los disparos recién abiertos. Es probable que este proceso de invasión incremente el factor de daño y reduzca el PI. Después de disparar cada intervalo, el grupo de terminación de pozos esperaba una presión de 6 000 lpc [41,3 MPa] en la superficie. En vez de matar el pozo, los ingenieros desplega-ron con éxito un sistema de inserción y remoción de la terminación bajo presión ID CIRP de 51/8 pul-gadas y por encima del árbol de producción se ins-taló una válvula esclusa de 15 000 lpc [103,4 MPa] activada en forma remota. Los brigadistas pudie-ron recuperar las pistolas en forma segura con el control de presión primario; una válvula lubrica-dora de fondo de pozo. En caso de requerirse el control de la presión en la superficie, el sistema CIRP permitiría recuperar las pistolas sin matar el pozo. Las operaciones se llevaron a cabo sin incidente alguno; no fue necesario ahogar el pozo y el rendimiento de la producción no se vio inne-cesariamente comprometido.

La seguridad es siempre una prioridad para los operadores y las compañías de servicios cuando el personal manipula explosivos. Las innovaciones, tales como el sistema CIRP, mejoran tanto el de- sempeño como la seguridad. Recientemente, se han desarrollado más innovaciones en materia de seguridad que se encuentran disponibles para las operaciones de disparos.

Operaciones de disparos intrínsecamente segurasNumerosas industrias utilizan casquillos detonado-res para iniciar los dispositivos explosivos. Sólo está permitida la manipulación de explosivos, incluidos los casquillos detonadores, al personal entrenado y se han desarrollado procedimientos específicos para garantizar la seguridad de las operaciones. Los casquillos detonadores utilizan un explosivo primario sensible pequeño para hacer detonar explosivos más grandes y menos sensibles.

El empleo de casquillos detonadores convencio-nales se descarta en situaciones que incluyen la presencia de campos magnéticos intensos prove-nientes de transmisiones de radiofrecuencia (RF), corrientes erráticas de procesos de protección cató-dica y soldadura, corrientes inducidas provenientes de líneas de alta tensión y tormentas eléctricas. Actualmente, muchos operadores dependen de las comunicaciones constantes basadas en RF entre la localización del pozo y la oficina, especialmente para las operaciones marinas, y se niegan a inte-rrumpir las transmisiones de datos incluso durante el corto tiempo que requieren las pistolas para ser armadas en la superficie. Ésta y otras consideracio-nes condujeron al desarrollo de un detonador intrín-secamente seguro basado en el principio de un iniciador de laminilla fusible (EFI); el Equipo de Disparo Activado por Impacto S.A.F.E. introducido en el año 1991.33 El dispositivo ofrece inmunidad a las comunicaciones de RF además de protección contra las corrientes erráticas e inducidas.

Se han introducido varias iteraciones del sis-tema S.A.F.E.; los sistemas de primera y segunda generación fueron reemplazados por los detona-dores electrónicos Secure y Secure2, pequeños dispositivos de lanzamiento que reemplazan a los casquillos detonadores convencionales. La intro-ducción más reciente, el sistema de pistolas de dis-paro SafeJet, ofrece la seguridad intrínseca de los dispositivos EFI con la flexibilidad y la escalabili-dad de las operaciones tradicionales de disparos selectivos. El sistema de disparo con interruptores direccionales ASFS, que forma parte del sistema SafeJet, es adecuado para las operaciones de dis-paros selectivos.

32. Procyk et al, referencia 31.33. Huber KB y Pease JM: “Safe Perforating Unaffected by

Radio and Electric Power,” artículo SPE 20635, presentado en la 65a Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 23 al 26 de septiembre de 1990.

> Predicciones del método de disparos en condiciones de bajo balance dinámico (DUB) PURE versus el desempeño en el fondo del pozo. Los ingenieros de diseño de operaciones de disparos utilizaron el software de planificación PURE para pronosticar la presión DUB para diversos sistemas de pistolas PURE. La caída de presión estimada es de alrededor de 2 000 lpc [13,8 MPa] por debajo de la presión pronosticada del yacimiento, que fue medida en 12 073 lpc [83,24 MPa] después de los disparos. Dado que los medidores no pueden colocarse en el punto de detonación de la pistola, el software de planificación PURE simula las respuestas de presión en puntos situados por encima de la sarta de pistolas, como un medidor superior (gris), y por debajo de la sarta de pistolas, como un medidor inferior (anaranjado). Los datos derivados de un medidor de presión de fondo de pozo de alta velocidad, emplazado por encima de la sarta de pistolas (negro), indicaron un bajo balance de aproximadamente 2 000 lpc después de la detonación de las pistolas, lo que confirmó las predicciones del software de planificación PURE acerca del abatimiento de presión.

Oilfield Review SUMMER 14Perforatioin Fig. 13AORSUMM 14 PERFOTN 13A

Pistola 72Pistola 59Pistola 46Pistola 33

Pistola 20Pistola 1Medidor superiorMedidor inferior

13 500

11 500

10 500

9 000

9 500

0 0,5

Tiempo, segundos

Pres

ión

del p

ozo,

lpc

1,5 2,0 2,51,0

10 000

13 000

12 500

12 000

11 000

12 073 lpcDatos de fondo de pozo

32 Oilfield Review

El procedimiento de disparos en muchos yaci-mientos convencionales enfatiza la alta densidad de disparos, la penetración profunda y la cober-tura zonal. Para la producción de formaciones que se benefician con los disparos limitados, incluidos los yacimientos no convencionales esti-mulados hidráulicamente, los operadores no adoptan este procedimiento. En estos pozos, la técnica de disparos selectivos se centra en la implementación de unos pocos disparos en gru-pos o en disparos únicos ampliamente espaciados a través de intervalos de gran longitud. Los gru-pos de disparos se emplean normalmente en los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico de múltiples etapas. Los grupos pue-den ser geométricamente espaciados o concen-trarse en zonas identificadas como zonas con características óptimas de calidad del yacimiento y calidad de la terminación.34 Sólo se necesitan unos pocos orificios en cada grupo y los operado-res habitualmente utilizan múltiples grupos para cada etapa de estimulación.

Las técnicas tradicionales de disparos selecti-vos utilizan múltiples transportadores de cargas premoldeadas que cuentan con detonadores explo-sivos para cada pistola. Las unidades de superfi-

cie utilizadas para los disparos envían una corriente DC para iniciar el detonador y disparar la pistola. Las pistolas son disparadas secuencial-mente, a modo de cadena margarita, utilizando una polaridad positiva o negativa, e interruptores de diodo para controlar la polaridad de la corriente que puede pasar (arriba). El interruptor de diodo es activado por la presión generada en el transpor-tador en el momento de la detonación. Si bien los interruptores de diodo activados por presión han demostrado ser confiables, si un interruptor no se activa, la pistola siguiente no puede ser dispa-rada y las pistolas no utilizadas deben ser recupe-radas del pozo. Un interruptor de diodo que no se activa es una posibilidad real en los disparos selectivos porque el número limitado de cargas utilizadas para los grupos, que a veces consiste en una sola carga, puede no generar la fuerza necesaria para activar el interruptor.

La tecnología SafeJet, que incorpora las características intrínsecamente seguras introdu-cidas en los sistemas S.A.F.E. y Secure, incluye un interruptor direccionable pequeño controlado por un microprocesador ASFS en un tablero de circuitos para cada detonador (próxima página). Cada interruptor, al que se accede directamente

desde la superficie, posee una dirección única. Los interruptores son conectados utilizando un cable único, lo que simplifica considerablemente el arreglo; esto reemplaza a las cinco conexiones de cable que deben efectuarse para conectar correc-tamente los interruptores tradicionales. El armado de un sistema tradicional de 10 pistolas requeriría que el ingeniero realizara 50 conexiones, todo lo cual debe ser ejecutado en la localización del pozo para cumplir con las directrices de seguridad. Las conexiones unifilares del sistema SafeJet agregan eficiencia y a la vez reducen considerablemente la posibilidad de error humano.

Para iniciar la detonación, el ingeniero que se encuentra en la superficie envía un comando a un interruptor direccionable. Para continuar, se requiere la comunicación bilateral entre la super-ficie y el microprocesador. La potencia de super-ficie se dirige luego hacia el detonador con la dirección específica. Si una pistola o un detona-dor no se dispararan, el ingeniero podría pasar por alto la pistola con el disparo fallido y conti-nuar con el transportador siguiente de la sarta. Esta flexibilidad no es posible con los interrupto-res de diodo tradicionales. Además, las pistolas pueden entregarse en el campo cargadas y prepa-radas para el despliegue, lo que elimina los pro-cedimientos de armado en la localización del pozo que requieren mucho tiempo.

En un pozo reciente del Mar del Norte, un opera-dor utilizó el sistema SafeJet para disparar un inter-valo horizontal de 1 250 m [4 100 pies]. El programa de disparos requería dos etapas con 90 orificios por etapa, lo que se tradujo en un total de 180 disparos únicos. El plan era efectuar un solo disparo cada 7 m [23 pies] a lo largo de la sección horizontal. El sis-tema de pistolas se bajó en el pozo horizontal con un tractor de servicios para operación en pozo entu-bado TuffTRAC Mono.

La primera etapa de 90 disparos fue limitada por la trayectoria del pozo y las condiciones de fondo de pozo a 20 pistolas por carrera y se disparó en cinco carreras. La segunda etapa requirió sólo tres carreras de pistolas porque las condiciones del pozo permitieron la combinación de 33 pistolas por descenso. Dado que no fue necesario cableado alguno en el campo, la eficiencia en la localización del pozo se mejoró considerablemente. La calidad del servicio fue mejorada porque el sistema de carga contaba con interruptores y componentes electrónicos integrados y una polaridad que no debía ser confirmada, además de conexiones de conductores duales, verificación con probadores en el campo y redundancia incorporada. A cada pistola se le asignó su propia dirección y la secuen-


Pistola 4 Pistola 3 Pistola 2 Pistola 1Interruptor

de tipo 1Interruptor

de tipo 1Interruptor

de tipo 2

Detonador Detonador Detonador

Diodo

Interruptor

Detonador

> Interruptores de presión de diodo. Múltiples pistolas pueden ser disparadas en una sola carrera utilizando los interruptores tradicionales de presión de diodo (extremo superior). El ingeniero dispara la pistola 1 con corriente continua (DC) de polaridad positiva; el interruptor de tipo 1 conecta el circuito a un diodo invertido, lo que sólo permite el pasaje de la DC de polaridad negativa. Luego, el ingeniero dispara la pistola 2 utilizando corriente continua negativa; el interruptor completa el circuito en el interruptor de tipo 2, y la pistola 3 puede ser disparada utilizando DC positiva. Este proceso se reitera hasta que se disparan todas las pistolas. Si una pistola no se disparara, o si el interruptor activado por presión no se activara, no podría llevarse a cabo la secuencia de disparos subsiguiente. La utilización de este tipo de interruptor se complica debido al número de conexiones de cable (extremo inferior, cinco pares de cables), que sólo pueden conectarse en la localización del pozo. La confirmación de las conexiones de los interruptores antes de los disparos no es posible porque el envío de corriente a través de una pistola armada en la superficie no está permitido.

Volumen 26, no.3 33

cia de disparos fue controlada desde la superficie. De los 181 disparos intentados, 180 resultaron exi-tosos. La flexibilidad y la redundancia del sistema permitieron al ingeniero incluir pistolas de res-paldo en la sarta; por consiguiente, durante la ope-ración de disparo, se cubrió la totalidad de las 180 profundidades del programa original.

Necesidad de actualizar la metodología de pruebasLa investigación indica claramente que las prue-bas de caracterización de las cargas premoldeadas tradicionales en cargas de penetración profunda producen resultados poco realistas. Las pruebas de calificación en muestras de rocas sometidas a esfuerzos representan con más precisión el desem-

peño en el fondo del pozo. Lamentablemente, la ejecución de pruebas en muestras de núcleos representativas utilizando las numerosas opcio-nes disponibles en materia de cargas puede ser prohibitivamente costosa para la mayoría de los operadores. No obstante, el software de modelado predictivo desarrollado por los científicos de Schlumberger incluye la función de indicador balístico, método de predicción de la DoP y del desempeño que ha demostrado ajustarse mejor a los resultados derivados de muestras de rocas en un estado de esfuerzos similar a las condiciones de fondo de pozo.

Hasta que todos los proveedores de cargas premoldeadas actualicen los modelos predictivos de profundidad de penetración, los resultados de las pruebas efectuadas en la superficie y los resultados reales de fondo de pozo seguirán mos-trando discrepancias. La prueba decisiva para el desempeño de las cargas es la producción. Las ope-raciones de perforación y terminación de pozos en áreas prospectivas de aguas profundas son costosas.

La ejecución de operaciones de disparos efecti-vas en rocas no convencionales para garantizar el éxito de los tratamientos de estimulación hidráu-lica es esencial. Debido a éstos y otros factores, la comprensión de lo que realmente ocurre en el fondo del pozo durante los disparos se ha vuelto más importante que nunca.

Si bien la industria lleva a cabo operaciones de disparos en pozos desde hace más de 60 años, los operadores y las compañías de servicios conti-núan mejorando los métodos y las técnicas de dis-paros. Sin importar las mejoras de las cargas y la precisión de los software predictivos, la seguridad reviste una importancia primordial. Las nuevas tecnologías, tales como el sistema SafeJet, mejo-ran la seguridad y a la vez incrementan la eficien-cia operacional. La meta final es conectar el yacimiento con el pozo y producir hidrocarburos de la manera más eficiente, efectiva y segura posible. Y los avances registrados en la ciencia de los dis-paros están ayudando a lograrla. —TS

> Comunicación con las pistolas de disparos. El sistema SafeJet incluye detonadores intrínsecamente seguros con interruptores direccionables (extremo superior derecho) que son conectados mediante un sistema unifilar (extremo inferior derecho). El ingeniero dispara cada pistola secuencialmente mediante el envío de comandos al interruptor direccionable. En caso de que una pistola no dispare, el ingeniero puede saltearla y disparar la pistola siguiente en la línea. Los detonadores SafeJet son inmunes a las corrientes inducidas y no pueden ser activados por las emisiones RF. Antes de la operación, los técnicos cargan las cargas premoldeadas y el cordón detonante en los tubos de carga (centro) y los insertan en el alojamiento del transportador (extremo superior izquierdo). Hasta un total de 33 de estas pistolas pueden ser corridas en un solo viaje. Se muestra sólo una carga colocada en el transportador de aproximadamente 0,3 m [1 pie], si bien existen a disposición alojamientos más largos para colocar más cargas. Dado que este sistema no utiliza ningún explosivo primario, a diferencia de los casquillos detonadores tradicionales, las pistolas pueden ser preparadas comple-tamente en la base de operaciones, enviarse directamente al campo y conectarse en la localización del pozo.


Alojamiento del transportadorInterruptor direccionable

y detonador

Tubo de carga Carga premoldeada Cordón detonante

Conectividadunifilar

34. Para obtener más información sobre la optimización del diseño de las terminaciones basado en las características del yacimiento, consulte: Glaser KS, Miller CK, Johnson GM, Toelle B, Kleinberg RL, Miller P y Pennington WD: “En busca del punto dulce: Calidad del yacimiento y calidad de la terminación en las lutitas orgánicas,” Oilfield Review 25, no. 4 (Invierno de 2013/2014): 18–33.

34 Oilfield Review

Un avance significativo en las operaciones de pruebas de pozos

En los ambientes de exploración y evaluación, una forma de recolectar datos para

determinar la productividad de los pozos y caracterizar los yacimientos es mediante

la ejecución de pruebas de pozos o pruebas de formación efectuadas a través de la

columna de perforación. La adquisición de datos de pruebas de fondo de pozo ha

mejorado recientemente gracias al desarrollo de un sistema acústico de telemetría

inalámbrica que permite a los operadores el acceso a estos datos en tiempo real.

Amine EnnaiferPalma GiordanoStephane VannuffelenClamart, Francia

Bengt Arne Nilssen Houston, Texas, EUA

Ifeanyi Nwagbogu Lagos, Nigeria

Andy SooklalCarl WaldenMaersk Oil Angola ASLuanda, Angola

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2014: 26, no. 3. Copyright © 2015 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Michelle Parker Fitzpatrick, Houston; y a David Harrison, Luanda, Angola.CERTIS, CQG, InterACT, IRDV, Muzic, Quartet, RT Certain, SCAR, Signature y StethoScope son marcas de Schlumberger.

Para la época en que Edgar y Mordica Johnston efectuaron la primera prueba comercial de for-mación a través de la columna de perforación en el año 1926, ya se habían emitido más de veinti-cuatro patentes de probadores de formaciones. Antes de que de los hermanos Johnston introdu-jeran sus innovadores métodos, si el petróleo no fluía a la superficie, los pozos de exploración se probaban a través del procedimiento de cucha-reo, consistente en la bajada de un tubo hueco con un cable para captar una muestra de fluido de formación, después de colocar y cementar la tubería de revestimiento por encima de la zona de interés. El éxito de estos hermanos condujo a la creación de Johnston Formation Testing Company, adquirida por Schlumberger en 1956.

Hoy, las pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación (DST) más comunes son las terminaciones de pozos tempo-rarias a través de las cuales los operadores produ-cen los fluidos de formación, mientras la unidad de perforación se encuentra en la localización del pozo. Durante las pruebas DST, los fluidos de formación generalmente se extraen y se llevan a tra-vés de la columna de perforación o la tubería de producción a un separador de prueba u otra insta-lación de procesamiento temporaria de superfi-cie, en la que los fluidos se miden, se muestrean y se analizan.

Las pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación se centran en la adquisición de diversos tipos de datos. Una prueba descriptiva puede concentrarse en la adquisición de muestras de fluidos de yacimiento de fondo de pozo y en datos de presión de un pozo cerrado; una prueba de productividad puede enfocarse en la identificación de las tasas de flujo máximas o en

la determinación de la extensión del yacimiento. En los pozos de exploración y evaluación, los objetivos principales de las pruebas de pozos se centran en la capacidad de producción del pozo, el factor de daño, el muestreo de fluidos, las caracte-rísticas del yacimiento y la identificación de la extensión del yacimiento y las fallas.1 En los pozos de desarrollo, los objetivos se vinculan general-mente con las mediciones de la presión promedio del yacimiento y el factor de daño, y con la deter-minación de las características del yacimiento.

Las operaciones de pruebas de pozos compren-den ciclos de flujo y cierre del pozo mientras se monitorean las presiones de fondo de pozo (BHP). Los ingenieros de yacimientos aplican estos datos para formular pronósticos anticipados acerca del potencial prospectivo a través de un proceso deno-minado análisis de presiones transitorias, en el que la tasa de cambio de la presión en función del tiempo durante un ciclo de cierre y abatimiento de presión se representa en una escala logarítmica. Las gráficas resultantes indican los patrones de respuesta del yacimiento, que pueden ser asocia-dos con modelos de yacimientos específicos utili-zando curvas tipo generalizadas; las curvas ayudan a determinar las características de los yacimien-tos, tales como factor de daño, permeabilidad y semilongitud de las fracturas inducidas.

El mecanismo de cierre debe estar ubicado lo más cerca posible del punto en el que los fluidos de formación ingresan en el pozo para eliminar la influencia del fenómeno de almacenamiento en el pozo en los datos de fondo de pozo. Por almace-namiento en el pozo se entiende el volumen de fluido presente en el pozo, que puede ser compri-mido o expandido, o una interfaz gas-fluido móvil resultante de un cambio en la tasa de producción.

1. El término “factor de daño” se utiliza en la ingeniería de yacimientos para describir la restricción del flujo de fluidos que se dirige desde una formación geológica hacia un pozo. Un valor positivo del factor de daño cuantifica la restricción del flujo, en tanto que los valores de factor de daño negativos cuantifican los mejoramientos del flujo, producidos generalmente por las operaciones de estimulación artificial, tales como los tratamientos de acidificación y fracturamiento hidráulico.

2. Al-Nahdi AH, Gill HS, Kumar V, Sid I, Karunakaran P y Azem W: “Innovative Positioning of Downhole Pressure Gauges Close to Perforations in HPHT Slim Well During a Drillstem Test,” artículo OTC 25207, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 5 al 8 de mayo de 2014.

3. Kuchuk FJ, Onur M y Hollaender F: Pressure Transient Formation and Well Testing: Convolution, Deconvolution and Nonlinear Estimation. Ámsterdam: Elsevier, Developments in Petroleum Science 57, 2010.


El almacenamiento en el pozo puede exhibir un comportamiento complejo por debajo del punto de cierre, tal como la segregación de fases, que puede obstaculizar la respuesta verdadera del yacimiento al combinarse con sus presiones transitorias o pro-ducir su enmascaramiento.2 Una parte crucial del análisis de presiones transitorias consiste en dis-tinguir los efectos del almacenamiento en el pozo de la respuesta interpretable del yacimiento en las etapas iniciales de la prueba.

En distintos puntos de la prueba, los técnicos pueden captar muestras representativas de los fluidos de formación a través de la sarta de prue-bas; la captación del fluido puede efectuarse uti-lizando transportadores de muestras dedicados en línea con sistemas disparadores o desple-gando extractores de muestras bajados con cable a través de la tubería de producción. Luego, las muestras son enviadas a un laboratorio para la ejecución de un análisis PVT detallado en un pro-ceso que puede requerir varios meses.

Mediante el despliegue de herramientas de adquisición de registros durante la perforación, tales como el servicio de medición de la presión de la formación durante la perforación StethoScope, los ingenieros pueden determinar la información inicial sobre las propiedades de los yacimientos, los tipos de fluidos de formación y la producibilidad. Esta información se combina a menudo con el análisis de registros adquiridos con herramientas operadas con cable y con los datos de presión de formación y muestreo después de perforar el pozo a través de la sección de interés. En los pozos de exploración y evaluación, estas estimaciones pue-den estar asociadas con cierta incertidumbre, y los parámetros del yacimiento sólo pueden confirmarse mediante el monitoreo del yacimiento en condicio-nes dinámicas, como sucede con las pruebas DST.

Las pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación proporcionan datos complementarios para la caracterización de yaci-mientos y fluidos de formación y para la predicción de la capacidad de producción del yacimiento. De todos los datos de los que dependen los operado-res para diseñar las terminaciones de pozos, éstos son los que se asocian con la menor incertidumbre y con el radio de investigación más profundo.3 La duración, tiempo de producción y tasa de flujo de una prueba DST proporciona una investiga-ción más profunda de un yacimiento que otras técnicas de evaluación de yacimientos. Por consi-guiente, las pruebas de pozos proveen la mayor parte de la información que necesitan los inge-nieros para diseñar las terminaciones de pozos y las instalaciones de producción.

36 Oilfield Review

Aunque más eficientes, confiables y robustos, los componentes principales de los arreglos DST actuales son similares a los que desplegaba la empresa Johnston Formation Testing Company en

la década de 1930. Estos componentes consisten principalmente en cuatro tipos de dispositivos:• empacadores para proporcionar aislamiento

zonal• válvulas de fondo de pozo para controlar el flujo

de fluidos• registradores de presión para facilitar el análisis• dispositivos para captar muestras represen-

tativas. Los cambios introducidos con el tiempo en los

sistemas de pruebas se han limitado principal-mente al agregado de componentes auxiliares, tales como válvulas de circulación, percutores, tijeras, juntas de seguridad y otros dispositivos diseñados para reducir el tiempo requerido para la recuperación luego del atascamiento de una sarta de pruebas o para proporcionar opciones de ahogo de un pozo. En los últimos años, las compa-ñías de servicios han hecho mucho para reducir la incertidumbre y los costos asociados con las pruebas de pozos y a la vez incrementar la seguri-dad y la eficiencia. Un paso significativo de este avance es el sistema de pruebas de yacimientos de fondo de pozo Quartet, que permite a los ope-radores ejecutar las cuatro funciones esenciales de un arreglo DST —aislar, controlar, medir y extraer muestras— en una sola carrera. Este sis-tema incluye el sistema de alta integridad de pruebas de aislamiento de yacimiento CERTIS, la válvula dual remota inteligente IRDV, los medido-res de cuarzo Signature y la herramienta inde-pendiente en línea de muestreo de fluidos de yacimientos SCAR.

El sistema de aislamiento CERTIS propor-ciona el aislamiento del nivel productivo y la recuperación de la herramienta en un solo viaje. Consta de un arreglo de sello flotante para com-pensar el movimiento de la tubería de producción durante las pruebas de pozos y elimina la necesi-dad de contar con juntas de deslizamiento y porta-mechas (lastrabarrenas) (izquierda). La válvula dual IRDV es una herramienta inteligente operada en forma remota que permite a los operadores el control independiente del probador y la válvula de circulación mediante comandos transmitidos por los pulsos anulares de baja presión (derecha). Los medidores Signature que poseen paneles elec-trónicos de cerámica proporcionan mediciones de presión y temperatura de alta calidad en el yaci-miento (próxima página, arriba a la izquierda).4 La herramienta independiente en línea de mues-treo de fluidos de yacimientos SCAR recolecta muestras representativas de los fluidos de yaci-miento de la corriente de flujo (próxima página, arriba a la derecha).

Sello del aguijón

Diámetro interno pulido

Anillo de desenganche

Cuñas

Derivación

Traba de trinquete

Mecanismo de fijación hidráulica

Disco de ruptura

Mecanismo de desenganche del aguijón

Aguijón

Elemento de sello

Pistolas (cañones) de disparos

> Sistema de aislamiento. El mecanismo de fijación hidráulica del sistema CERTIS es activado mediante la aplicación de presión en un disco de ruptura; la fijación no requiere la rotación de la sarta o el movimiento mecánico. Para liberar el sistema, una fuerza ascendente desengancha la traba de trinquete y cizalla los pasadores de retención del anillo de desenganche, lo que permite que las cuñas se relajen y liberen el sistema. La continuación de la operación de extracción reabre la derivación, lo que elimina el suaveo durante la extracción del empacador fuera del pozo. El aguijón flota dentro del diámetro interno pulido, lo que compensa los movimientos del aguijón causados por los cambios de temperatura. El sistema permite colocar los medidores por debajo del mismo en la sarta de pruebas. Las pistolas de disparos bajadas con la tubería de producción pueden quedar suspendidas por debajo del cuerpo principal.

> Válvula dual remota. La válvula dual remota inteligente IRDV combina una válvula de prueba con una válvula de circulación que puede ser ciclada en forma independiente o secuencial. La válvula de prueba, que es la barrera principal durante el período de restauración de presión de la prueba de pozo, es activada a través de comandos inalámbricos o pulsos de baja presión. Los comandos inalámbricos facilitan la operación independiente de ambas válvulas sin interferir con la operación de las otras herramientas de la sarta de pruebas. En la posición abierta, la válvula de circulación permite el flujo entre la tubería de producción y el espacio anular. Los pulsos de baja presión son detectados por el sensor de presión y los componentes electrónicos confirman el comando recibido mediante su comparación con los de la librería almacenada en la memoria de la herramienta. La válvula IRDV puede ser configurada para proporcionar retroinformación inalámbrica, confirmando la recepción de los comandos. La activación de ambas válvulas se inicia con la energía de la batería, que es aumentada luego que un circuito de fluido hidráulico descarga el fluido de la cámara atmosférica en la cámara hidrostática cuando se opera la válvula.

+-+-+-

Válvula de circulación (cerrada)

Cámara atmosférica

Válvula de prueba (abierta)

Cámara hidrostática

Sensor de presión

Batería

Volumen 26, no.3 37

La exactitud del análisis de propiedades del yacimiento y el grado de comprensión del yaci-miento dependen en gran medida de la calidad de las mediciones de presión adquiridas en el fondo del pozo; la obtención de mediciones exac-tas depende de la metrología y sus parámetros.

Los fundamentos del análisis de presiones transitorias La metrología es la ciencia que se ocupa de las mediciones basadas en la física. Los técnicos uti-lizan métodos metrológicos para determinar si

los sensores se encuentran correctamente cali-brados según parámetros técnicos o especifica-dos (abajo). En el caso de la metrología de los medidores de presión, los parámetros estáticos son los siguientes:

• Exactitud es la suma algebraica de todos los errores que influyen en la medición de presión.

• Resolución es el cambio de presión mínimo que puede ser detectado por el sensor y equi-vale a la suma de la resolución del sensor, la

4. Para obtener más información sobre los medidores Signature, consulte: Avant C, Daungkaew S, Behera BK, Danpanich S, Laprabang W, De Santo I, Heath G, Osman K, Khan ZA, Russell J, Sims P, Slapal M y Tevis C: “Comprobación de los límites en condiciones extremas,” Oilfield Review 24, no. 3 (Marzo de 2013): 4–19.

> El medidor de cuarzo Signature. El medidor Signature consta de un sensor, una sección de componentes electrónicos y una batería. El sensor incluye un módulo multi-chip de cerámica (no mostrado aquí).

Batería

Componentes electrónicos

Sensor

> Extractor de muestras de fluidos de fondo de pozo. La herramienta independiente en línea de muestreo de fluidos de yacimientos SCAR (izquierda) capta muestras representativas de los fluidos monofásicos y libres de contaminantes directamente de la corriente de flujo cerca del yacimiento. La herramienta aloja el extractor de muestras monofásicas de fluidos de yacimientos (derecha). Mediante la utilización de un mecanismo disparador de disco de ruptura, puesto en marcha mediante la aplicación de presión anular o a través de un comando inalámbrico, el extractor de muestras puede ser activado para abrir un canal de flujo a fin de captar una muestra. El extractor de muestras monofásicas de fluidos de yacimientos cuenta con una carga de nitrógeno independiente que asegura que cada muestra se encuentre a presión de yacimiento o a una presión superior. Cuando el mecanismo disparador se activa, el fluido de yacimiento se encauza de manera tal de llenar una cámara para muestras rodeada por un fluido de compensación de presión. El arreglo de compensación comprende la precarga de nitrógeno, el fluido de compensación de presión y el fluido tapón, lo que asegura que la cámara para muestras proporcione lentamente un volumen suficiente para captar el fluido de yacimiento sin alterar sus propiedades.

Disparador del disco de ruptura

Extractor de muestras de yacimiento monofásico

Fluido tapón

Nitrógeno

Fluido de compensación de presión

Fluido de compensación de presión

Fluido de yacimiento

> Parámetros metrológicos del medidor.

Estáticos

Parámetros metrológicos del medidor

Exactitud

Dinámicos

Resolución

Estabilidad

Respuesta transitoria durante los cambios de presión

Respuesta transitoria durante los cambios de temperatura

Respuesta dinámica durante los cambios simultáneos de presión y temperatura

Sensibilidad

38 Oilfield Review

resolución del digitalizador y el ruido electró-nico inducido por la cadena de amplificación. Por consiguiente, a la hora de determinar la resolución del medidor, los ingenieros deben considerar los componentes electrónicos asocia-dos y el tiempo de muestreo específico. La reso-lución del rango de investigación interpretado, o radio de drenaje transitorio, depende de la

resolución del medidor. La metrología del medidor podría incidir en las decisiones impor-tantes que toman los operadores a la hora de evaluar el tamaño y la extensión del yaci-miento, objetivo clave de la interpretación de las pruebas de pozos.5

• Estabilidad es la capacidad de un sensor para conservar sus características de rendimiento

durante un tiempo relativamente largo y la deriva media del sensor en lpc/d en condicio-nes especificadas de presión y temperatura. Los niveles de estabilidad incluyen la estabili-dad a corto plazo para el primer día de una prueba, la estabilidad a mediano plazo para los seis días siguientes y la estabilidad a largo plazo para un mínimo de un mes.

• Sensibilidad es la relación entre la variación de la salida del transductor, inducida por un cambio de presión, y ese cambio de presión; es la pendiente de la curva de salida del transductor representada gráficamente versus la presión.

Los parámetros dinámicos son los siguientes:• La respuesta transitoria durante los cambios

de presión es la respuesta del sensor registrada antes y después de una variación de presión, mientras la temperatura se mantiene constante.

• La respuesta transitoria durante los cambios de temperatura es la respuesta del sensor monitoreada bajo condiciones de temperatura dinámicas, mientras la presión aplicada se mantiene constante. Este parámetro propor-ciona el tiempo de estabilización requerido para obtener una medición de presión confia-ble para una variación de temperatura dada.

• La respuesta dinámica durante los cambios de presión y temperatura es la respuesta del sensor registrada antes y después de un cambio tanto de presión como de temperatura.

Los datos de presión ayudan a los ingenieros a desarrollar la información sobre el tamaño y la forma del yacimiento y su capacidad para produ-cir fluidos. El análisis de presiones transitorias es el proceso utilizado por los ingenieros para conver-tir estos datos en información útil. Durante este proceso, los ingenieros analizan los cambios de presión producidos con el tiempo, especialmente los cambios asociados con variaciones pequeñas del volumen de fluidos.

Durante una prueba de pozo típica, se deja fluir una cantidad limitada de fluido desde la for-mación mientras se mide la presión en la forma-ción junto con las tasas de flujo de fondo de pozo y de superficie. Después del período de produc-ción, el pozo se cierra mientras continúa la adqui-sición de los datos de presión de fondo de pozo durante la restauración de presión.

Los medidores de fondo de pozo que captan la respuesta del yacimiento durante la prueba de pozo deben poseer una alta exactitud, pero esta alta exactitud es difícil de lograr debido al ambiente complejo del pozo. Durante las pruebas de pozos, la dinámica de los fluidos y los efectos térmicos y mecánicos de la sarta inciden en la respuesta de las herramientas.

> El impacto de la alta resolución en la calidad de los datos. Los analistas pueden utilizar las mediciones de alta resolución (extremo superior) adquiridas con un medidor Signature para proporcionar una interpretación clara de los datos de presión. Los datos de los cambios de presión de alta calidad (centro, verde) se traducen en una curva de la derivada de los cambios de presión (rojo) fácil de discernir, a partir de la cual los ingenieros pueden identificar los diversos regímenes de flujo existentes durante el período de restauración. Una medición de baja resolución (extremo inferior) puede proporcionar un conjunto de datos que no se puede interpretar.

100

10

1

0,1

0,01

0,0010,0001

Cam

bios

de

pres

ión,

lpc

0,001

10 000

1 000

00,0001

Cam

bios

de

pesi

ón, l

pc

Tiempo, segundos

0,04

0,03

0,02

0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

0,01

Cam

bios

de

pres

ión,

lpc

Tiempo, segundos0,001 0,01 0,1 1 10 100

Tiempo, segundos0,01 0,1 1 10 100

Volumen 26, no.3 39

La tecnología utilizada para captar datos de presión ha evolucionado considerablemente con el tiempo. En la década de 1930, los operadores desplegaban medidores mecánicos que propor-cionaban una resolución de aproximadamente 5,1 lpc [35 kPa]. Estos medidores operaban regis-trando el desplazamiento de un sensor de presión sobre una superficie sensible, girado por un reloj mecánico, lo que proporcionaba una medición de presión versus tiempo. Los datos eran digitaliza-dos manualmente a partir de la relación entre tiempo y presión.

Gracias a las mejoras de diseño y confiabili-dad de los componentes electrónicos, lideradas por la compañía Hewlett-Packard, en la década de 1970 se introdujeron en la industria petrolera los medidores electrónicos. El desarrollo de medi-dores electrónicos estables con mayor exactitud evolucionó rápidamente y al cambiar el siglo pre-dominaban en la industria dos tipos principales de medidores.

Los medidores de esfuerzo fueron los prime-ros medidores electrónicos utilizados amplia-mente en la industria petrolera. Estos medidores operaban sobre la base del principio de un circuito de resistencia colocado en un diafragma sensible a la presión. El cambio de longitud del diafragma en respuesta a la presión alteraba el equilibrio de un circuito puente de Wheatstone. Estos medidores de esfuerzo poseían una resolución de 0,1 lpc [0,7 kPa], que puede no ser suficiente para resol-ver las propiedades de los yacimientos.

Los sensores de presión de cuarzo vibratorios, desarrollados en la década de 1970, marcaron un cambio significativo en la calidad de las medicio-nes de fondo de pozo en términos de metrología. Dadas sus características metrológicas superio-res, los medidores de cuarzo se han convertido en el estándar para la adquisición de mediciones de presión y temperatura de fondo de pozo, si bien su exactitud puede ser afectada por los cambios repentinos producidos en la presión y la tempera-tura de fondo de pozo. Los sensores de cuarzo utilizan el efecto piezoeléctrico para medir el esfuerzo causado por la presión impuesta en el mecanismo sensor. La frecuencia de las vibracio-nes en relación con los cambios de presión se mide y se convierte en mediciones de presión digitales. Las altas frecuencias de los sensores de cuarzo

posibilitan tanto la medición de los cambios de presión con una alta resolución como la res-puesta rápida del sensor. La resolución típica de los medidores de cuarzo es de 0,01 lpc [0,07 kPa]. Hoy, el medidor CQG Signature de Schlumberger que incluye un medidor de cuarzo compensado patentado —el cristal CQG— es capaz de distin-guir mediciones de presión de tan sólo 0,003 lpc [0,021 kPa] (página anterior).

Los medidores Signature pueden ser desplega-dos en pruebas de yacimientos con temperaturas de hasta 210°C [410°F] y presiones que alcanzan 29 000 lpc [200 MPa]. La adquisición de datos puede efectuarse en tiempo real o almacenando los mismos en la memoria de la herramienta, como parte de la sarta de pruebas. Estos medidores están contenidos en mandriles de porta-medidores con capacidad para contener hasta cuatro medidores cada uno. En la sarta de pruebas pueden instalarse numerosos transportadores, por encima y por debajo del sistema de asilamiento CERTIS.

El desafío de las mediciones de fondo de pozo no se limita a la rigurosidad de las condiciones ambiente; existen tres fuentes principales de incer-tidumbre que afectan las mediciones de presión de fondo de pozo durante las pruebas de pozos. Las incertidumbres asociadas con la resolución y la exactitud del medidor, que se caracterizan gene-ralmente como funciones de la magnitud de los cambios de presión y temperatura en el fondo del pozo, pueden introducir errores. La incertidumbre asociada con las condiciones ambientales también puede inducir errores.6 Por ejemplo, durante el período de flujo de la prueba, puede suceder que explote una burbuja de gas cerca del medidor, generando un ruido de alta frecuencia del mismo orden de magnitud que el de la exactitud del medidor y mucho mayor que su resolución. Si la

presión cambia rápidamente, y la velocidad de muestreo es relativamente lenta cuando esto ocu-rre, la separación del ruido de alta frecuencia de las mediciones se vuelve dificultosa. Una situación similar puede tener lugar, si se produce el fenó-meno de segregación de fases de pequeñas canti-dades de agua y gas en el efluente del pozo.

Con la introducción de los medidores de cuarzo, los parámetros metrológicos de los medidores de presión mejoraron significativamente. No obstante, los expertos reconocieron que el valor de las pruebas de pozos a menudo era afectado por la imposibilidad de acceder a los datos hasta des-pués de su conclusión. Para encarar este inconve-niente, estos profesionales desarrollaron un sistema que permite a los operadores monitorear el avance de una prueba de pozo a medida que se desarrolla, mediante la transmisión de los datos de presión y temperatura de fondo de pozo a la superficie en tiempo real. Con los conocimientos proporciona-dos por estos datos, sumados al control de fondo de pozo en tiempo real, los operadores podrían modi-ficar las pruebas durante su ejecución para satisfa-cer sus objetivos.

Datos en tiempo real, decisiones en tiempo realPara reducir la incertidumbre asociada con cier-tos parámetros de pozos y yacimientos, los inge-nieros generalmente comienzan a diseñar una prueba de pozo definiendo los objetivos de la prueba (arriba). La adquisición inalámbrica de datos de presión y temperatura de fondo de pozo en tiempo real proporciona a los operadores la capacidad para manejar tanto las incertidumbres asociadas con el pozo como las incertidumbres asociadas con el yacimiento, efectuar ajustes durante la prueba y ejercer una medida de con-

5. Kuchuk FJ: “Radius of Investigation for Reserve Estimation from Pressure Transient Well Tests,” artículo SPE 120515, presentado en la Muestra y Conferencia del Petróleo y del Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 15 al 18 de marzo de 2009.

6. Onur M y Kuchuk FJ: “Nonlinear Regression Analysis of Well-Test Pressure Data with Uncertain Variance,” artículo SPE 62918, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 1º al 4 de octubre de 2000.

> Tipos de pruebas de pozos, objetivos de las pruebas y datos adquiridos. Dos tipos de pruebas —descriptivas y de productividad— proporcionan una gran diversidad de datos de fondo de pozo. Las pruebas descriptivas buscan obtener información sobre las características de los pozos y los yacimientos, en tanto que los ingenieros generalmente utilizan las pruebas de productividad para conocer la capacidad de producción, la extensión y el mecanismo de producción de un yacimiento. Ambos tipos de pruebas requieren la presión de fondo de pozo, la temperatura de fondo de pozo y las tasas de flujo de superficie. La secuencia y la duración de los períodos de flujo individuales diferencian los tipos de pruebas.

Tipo de prueba Objetivos de la prueba Datos adquiridos

Descriptiva Características del pozo Presión y temperatura de fondo de pozo

De productividad Extensión del yacimiento y mecanismo de producción (empuje)

Presión y temperatura de fondo de pozo

Curva de comportamiento del pozo y del yacimiento combinados

Tasa de flujo de superficie

Características del yacimiento (presión promedio del yacimiento, espesor permeable, relación de almacenamiento y coeficiente de flujo interporoso)

Tasa de flujo de superficie

Comunicación entre pozos y yacimientos (pruebas de múltiples zonas e interferencia)

40 Oilfield Review

trol de los desafíos operacionales y económicos asociados con las pruebas DST tradicionales.

La secuencia y la duración de las operaciones de pruebas de pozos se basan en los datos inicia-les obtenidos de diversas fuentes, incluidos los registros petrofísicos y el análisis de núcleos. Históricamente, las pruebas de pozos se han basado en un ciclo de diseño-ejecución-evalua-

parta cuando atraviesa las válvulas. La eficiencia del manejo de las operaciones de pruebas de pozos a través de la adquisición de datos con cable eléctrico también es limitada porque éstas se ejecutan sólo en los períodos sin flujo; las sar-tas de herramientas operadas con cable eléctrico corren el riesgo de ser empujadas hacia la super-ficie cuando el pozo se encuentra fluyendo.

Para abordar estas limitaciones, los ingenie-ros de Schlumberger desarrollaron el sistema de telemetría inalámbrica de fondo de pozo Muzic (izquierda). El sistema Muzic está diseñado para

> Arquitectura de red del sistema inalámbrico Muzic. La red inalámbrica del sistema Muzic se basa en repetidores acústicos de engrampe (izquierda) adosados a la tubería de producción. El transductor genera una señal acústica (rojo) codificada con información digital. La energía acústica bidireccional se propaga a lo largo de la cañería y se transmite desde cada uno de los repetidores a los repetidores adyacentes hasta que la señal llega al usuario en la superficie. Con esta serie de repetidores, se puede establecer una arquitectura de red (derecha) en la que los nodos transmisores (R) envían y reciben información desde los centros de transmisión y los nodos finales de detección o accionamiento (E). Los nodos finales son los puntos de interés para el usuario en la superficie e incluyen los sensores para adquirir las mediciones o los accionadores para controlar los dispositivos.

Repetidor de superficieS

RepetidorR

Nodo finalE

Mensaje acústico bidireccional

S

R R

R R

R R

R R

R R

R R

R R

E EE E

R R

R R

R R

R R

E EE E

E

Grampa

Transductor piezoeléctrico

Mensaje acústico

Tubería deproducción

, Sistema de pruebas de yacimientos en fondo de pozo habilitado con el sistema de telemetría inalámbrica Muzic. Una red de repetidores acústicos, adosados a la tubería de producción mediante un sistema de grampas, permite la interrogación remota de las herramientas o los medidores de fondo de pozo con retroinformación a través de una terminal de computadora colocada en el equipo de perforación. Dos repetidores instalados en cada nodo numerado suministran la redundancia horizontal; un repetidor se encuentra siempre en espera. La redundancia vertical es proporcionada por repetidores capaces de comunicarse a través del doble del espaciamiento existente entre los repetidores, que normalmente es de 305 m [1 000 pies].

Válvula IRDV

Porta-medidores, sistema inalámbrico Muzic con medidores Signature

Porta-medidores,sistema inalámbrico

Muzic con medidoresSignature

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

192021

Repetidores

Lecho marino

Extractor demuestras SCAR

Tubería deproducción

Cabezal de flujoBobina

Caja de interfaz

PC de superficie

Colgador

Sistema deaislamiento CERTIS

ción según el cual los técnicos diseñan y ejecutan las pruebas con el fin de adquirir datos de fondo de pozo para su evaluación y captar muestras de fluidos para su análisis en el laboratorio.

Frecuentemente, los datos de fondo de pozo son adquiridos utilizando medidores electrónicos con almacenamiento de datos en la memoria de las herramientas, procedimiento que no propor-ciona a los operadores retroinformación en tiempo real para validar las suposiciones previas a la prueba con el fin de verificar que se estén cum-pliendo los objetivos o bien para modificar las pruebas durante su ejecución. Por consiguiente, los técnicos habitualmente ejecutan el programa de pruebas de pozos sin tener en cuenta la res-puesta del yacimiento. Esto puede traducirse en pasos innecesarios, pruebas prolongadas, oportu-nidades perdidas e incluso daños al yacimiento. El hecho de que las suposiciones previas a la prueba sean erróneas o la prueba no esté cumpliendo con los objetivos a menudo se detecta después de con-cluir la prueba y analizar los datos almacenados en la memoria de la herramienta.

La industria ha hecho grandes esfuerzos para subsanar esta deficiencia mediante la utilización de sistemas de lectura en superficie (SRO). Estos siste-mas SRO despliegan herramientas operadas con cable eléctrico para recuperar los datos de fondo de pozo de los sensores electrónicos que se corren como parte de la sarta de herramientas DST. Los datos son descargados habitualmente hacia el final de la prueba, lo que limita cualquier modificación de la operación al control del resto de la prueba de pozo e incide poco en el mejoramiento de la secuencia operacional general.

La práctica de desplegar herramientas con cable eléctrico se ha vuelto cada vez menos popu-lar entre los operadores de los costosos proyectos de aguas profundas, preocupados por la posibili-dad de que el cable eléctrico se enganche o se

Volumen 26, no.3 41

ser insertado en la sarta DST Quartet. El sistema interactúa con el sistema de pruebas de yaci-miento Quartet para facilitar la ejecución de ope-raciones de pruebas interactivas en las que el operador tiene acceso directo a los datos de fondo de pozo en tiempo real y puede controlar las herramientas de fondo de pozo a través de comandos inalámbricos. El sistema de telemetría inalámbrica digital distribuida utiliza una onda acústica generada en la sarta de pruebas para transmitir la información.

La red acústica se compone de una serie de herramientas engrampadas en la parte externa de la tubería de pruebas de fondo de pozo (página anterior, a la derecha). Cada herramienta actúa como un repetidor y puede transmitir o recibir una señal acústica y además permitir el control de las herramientas de fondo de pozo a través de comandos inalámbricos. Mediante la introducción de cambios en tiempo real en el programa de prue-bas propuesto, los operadores extraen el máximo valor de cada operación de prueba.

Los datos digitales son transmitidos desde un repetidor al siguiente en cualquiera de las dos direcciones en su trayecto hasta el destino final. En el arreglo de fondo de pozo, la red interactúa con los medidores de presión de fondo de pozo para la adquisición de datos o bien con las herramientas

del probador de fondo de pozo (la válvula del proba-dor, la válvula de circulación y el extractor de mues-tras) para emitir comandos y verificar el estado de las herramientas. Además, esta plataforma interac-tiva abre la posibilidad de expandir el alcance de las pruebas de yacimientos para acceder a lugares del pozo previamente inaccesibles para el control de las herramientas y el instrumental.

Las técnicas de procesamiento de señales utili-zadas para la transmisión de datos digitales de fondo de pozo son similares a los métodos emplea-dos en otras comunicaciones inalámbricas. No obs-tante, el éxito de la transmisión inalámbrica es afectado por muchos factores, entre los que se encuentran los efectos de las tuberías o de la tubería de producción, el ruido ambiente y los componentes electrónicos, y las limitaciones de las baterías.

Para la propagación acústica, la tubería de pro-ducción es un medio complejo; su efectividad para propagar las ondas acústicas, es obstaculizada por la presencia de ruido, atenuación y distorsión. Por ejemplo, cada vez que una onda acústica atra-viesa una conexión de la tubería de producción, genera un eco. La serie de ecos generados al atrave-sar múltiples uniones son cancelados con técnicas avanzadas de procesamiento de señales para lograr la comunicación punto a punto. Además, dado que

el sistema de telemetría inalámbrica se basa en la propagación de ondas acústicas, cualquier incremento producido en las condiciones del ruido ambiente en el fondo del pozo puede afec-tar la transmisión.

Los componentes electrónicos de baja potencia requeridos para la operación de la batería de larga duración generan desafíos técnicos adicionales. Este requerimiento de baja potencia limita la elección de los procesadores de fondo de pozo e incide en la potencia de procesamiento disponible. Para abordar estos desafíos, se desarrolló un proto-colo de red específico que maneja y optimiza la comunicación a través de una red de repetidores.

El sistema Muzic posibilita un nuevo flujo de trabajo para las operaciones de pruebas en tiempo real. Este flujo de trabajo contiene un árbol de decisiones que incluye los procesos de evaluación de riesgos, planificación de pruebas, validación de datos, aseguramiento de la calidad y una validación de datos casi instantánea durante la fase de ejecución. Esto permite la toma de decisiones en tiempo real y la implemen-tación de ajustes del plan de pruebas mientras la prueba se encuentra en ejecución.

Un flujo de trabajo de interpretación en tiempo real En las operaciones de pruebas de pozos tradicio-nales, los ingenieros diseñan, preparan y ejecu-tan la prueba e interpretan los datos adquiridos en secuencia. En este procedimiento de caracteri-zación de yacimientos de tipo “post-mortem,” los conocimientos adquiridos durante el análisis de los datos no inciden en el diseño original o en las fases de ejecución, y la interpretación en general se lleva a cabo después de concluir las operaciones.

La disponibilidad de datos de fondo de pozo y de información sobre el estado de las herramientas en tiempo real, con tecnologías tales como el sistema de telemetría inalámbrica Muzic, representa un cam-bio significativo respecto del enfoque secuencial. La retroinformación del yacimiento es inmediata y se encuentra disponible durante la fase de ejecu-ción, lo que permite al operador modificar la secuen-cia de la prueba y la operación mientras la sarta de pruebas aún se encuentra en el pozo. La información en tiempo real sobre la condición del pozo y el estado de las herramientas de fondo de pozo incide significativamente en la eficiencia opera-cional y proporciona confiabilidad al operador en cuanto a la validez de las mediciones (arriba).

La introducción del monitoreo en tiempo real en el flujo de trabajo de pruebas de pozos estándar reduce los costos totales y el tiempo de equipo de perforación porque el proceso se basa en las res-

> Un conjunto de datos obtenidos en tiempo real superpuesto sobre un conjunto de datos almacenados en la memoria de la herramienta. En este ejemplo, los datos captados en la memoria de la herramienta (verde) y los datos obtenidos en tiempo real (rojo) se alinean perfectamente. El acceso a los datos almacenados en la memoria de la herramienta sólo es posible cuando los mismos se descargan después de concluir la prueba. No obstante, las pruebas de yacimientos, habilitadas en forma inalámbrica, permiten a los operadores observar las presiones en tiempo real y tomar decisiones acorde con las necesidades. La información que los operadores pueden derivar de los datos de las pruebas en tiempo real y utilizar para tomar decisiones incluye las condiciones de la tubería de producción durante la bajada en el pozo (1), las condiciones de bajo balance antes de las operaciones de disparos (2), la conectividad después de las operaciones de disparos (3), el avance de la limpieza y los períodos de flujo (4) y la restauración de la presión (5, sombreado azul). La tasa de flujo (curva azul) resulta visible en tiempo real a lo largo de toda la prueba. Las mediciones obtenidas en tiempo real se interrumpieron cuando el operador procedió a terminar la prueba al cabo de casi siete días.

Pres

ión,

lpc

Tasa

de

flujo

, bbl

/d

Tiempo, días

8 000

7 000

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

1 250

2 500

0

00 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Datos almacenados en memoriaPresión en tiempo real

15

2

3

4

42 Oilfield Review

puestas reales del yacimiento y no en prácticas y estimaciones generalmente aceptadas (arriba). Cualquier paso operacional erróneo puede ser identificado y remediado de inmediato, lo que elimina las incertidumbres y los costos de las operaciones reiteradas como resultado de la dis-ponibilidad de datos operacionales inconclusos.

Total E&P planificó una prueba para un pozo de exploración con una desviación de 45°, situado en el área marina de Kalimantan Oriental, en Indonesia. La zona objetivo se encontraba a 3 200 m [10 500 pies] de profundidad medida y su presión y temperatura de fondo de pozo eran de 3 600 lpc [25 000 kPa] y 118°C [244°F], respectivamente.

Los objetivos del operador eran analizar los datos de presiones transitorias de fondo de pozo y obtener estimaciones iniciales de las propiedades clave del yacimiento, tales como presión, factor de daño, límites y espesor permeable. Para ello, se diseñó una solución en torno al sistema de teleme-tría inalámbrica Muzic interconectado con los medidores de presión Signature de alta resolución. Los medidores, que demostraron proporcionar

> Flujo de trabajo para integrar la secuencia de diseño, ejecución e interpretación de la prueba en tiempo real. El sistema de telemetría inalámbrica Muzic y el software de colaboración InterACT posibilitan la interpretación y el análisis en tiempo real para su utilización en la actualización del modelo geológico y en la refinación del análisis de presiones transitorias y en el modelo de yacimiento final. El proceso de integración incluye información derivada del modelo geológico (1) utilizada en la selección del equipo para la prueba (2) y el diseño de la prueba (3). Dado que los datos de fondo de pozo se encuentran disponibles durante la prueba en tiempo real (4), los resultados de la prueba se comparan constantemente con la expectativa del diseño inicial, y estos resultados (5) ayudan a refinar la interpretación final (6). Este proceso continúa iterativamente para cada período de flujo y se traduce en un modelo con una mínima incertidumbre para el ingeniero de yacimiento. (Adaptado de Kuchuk et al, referencia 3.)

Modelo geológico

Diseño de la prueba

Interpretación en el sitio del pozoo en sitios remotos en tiempo real

Interpretación final ymodelo de validación,

verificación e incertidumbreOperación y

adquisición de datos

Seleccióndel hardware

12

3

4 6

5

> Comparación de los datos obtenidos en tiempo real con el medidor Signature con los datos guardados en la memoria. Los datos de presión obtenidos con un medidor de cuarzo Signature y transmitidos en forma inalámbrica en tiempo real constituyen una equivalencia casi perfecta con respecto a los datos descargados de la memoria de la herramienta durante una prueba de presiones transitorias efectuada en el área marina de Indonesia para Total E&P. Los medidores de cuarzo transmitieron los datos de presión y temperatura de fondo de pozo a la superficie en tiempo real durante casi siete días ininterrumpidos. Estos datos permitieron la ejecución del análisis de presiones transitorias en tiempo real y facilitaron la validación de las operaciones de pruebas de pozo en ejecución, en función de los objetivos de la prueba de Total E&P Indonesia.

Pres

ión

y de

rivad

a de

la p

resi

ón

Tiempo

Cambios de presión

Derivada de los cambios de presión

Almacenados en memoriaTiempo real

Volumen 26, no.3 43

,Mapeo del índice de productividad en tiempo real durante las pruebas de pozos. Mediante la utilización del sistema Muzic, el operador determinó el índice de productividad durante el período de flujo mediante el uso de diversos tamaños de estranguladores.

Limpieza

Segundoperíodode flujo

Tercer períodode flujo

Primerperíodo de

restauraciónde presión

Segundoperíodo de

restauraciónde presión

Tiempo, días0 1 2 3 4 5 6 8 9 107

Índi

ce d

e pr

oduc

tivid

ad

Tam

año

del e

stra

ngul

adorMontaje de la

herramienta deadquisiciónde registros

de producción

Índice de productividad en tiempo real Tamaño del estrangulador

Primerperíodode flujo

datos en coincidencia casi perfecta con los datos almacenados en memoria, transmitieron los datos de presión y temperatura de fondo de pozo a la superficie en tiempo real durante casi siete días ininterrumpidos (página anterior, abajo). Este flujo continuo de datos permitió a los ingenie-ros optimizar el flujo y mantener las condiciones de yacimiento por debajo del nivel de agotamiento durante la prueba. El ingeniero de yacimientos también pudo llevar a cabo interpretaciones de los datos de presiones transitorias en tiempo real y de ese modo cumplir los objetivos de la prueba. Dado que los ingenieros lograron los objetivos de la prueba durante su ejecución, pudieron acortar el período de flujo sin temor a perder los valiosos datos de presiones transitorias.

Los ingenieros de Petrobras que trabajaban en un ambiente presalino de la cuenca de Santos, en el área marina de Brasil, buscaban obtener datos en tiempo real en la superficie durante una prueba de un pozo de aguas profundas y eliminar la carrera con cable requerida habitualmente para adquirir esos datos. Los ingenieros de Schlumberger y Petrobras optaron por desplegar los medidores Signature, habilitados en forma inalámbrica, en el pozo que se encuentra en un tirante de agua (pro-fundidad del lecho marino) de 2 000 m [6 600 pies] a 250 km [155 mi] frente a la costa de Brasil. En el pozo se bajaron el sistema de telemetría inalám-brica Muzic y los medidores de presión y tempera-tura habilitados para la comunicación inalámbrica. Esta configuración permitió a los ingenieros reci-bir los datos durante los períodos de flujo y cie-rre, monitorear la eficiencia de la limpieza en tiempo real y obtener información clave del yaci-miento antes del final de la prueba (izquierda, extremo superior). Como consecuencia de ello, los ingenieros de yacimientos lograron observar las presiones transitorias después de la detonación de las pistolas de disparos para confirmar las condi-ciones de bajo balance dinámico.

Los ingenieros de Petrobras y Schlumberger también pudieron confirmar el estado de las vál-vulas de fondo de pozo, computar la productivi-dad mientras el pozo se encontraba fluyendo, confirmar la adquisición de datos suficientes durante el período inicial y el período de restau-ración de presión principal, eliminar una carrera con cable y establecer la presión del yacimiento después del período de flujo inicial posterior a los disparos (izquierda, extremo inferior).

> Obtención de datos críticos en tiempo real. La superposición de los datos obtenidos en tiempo real sobre los datos almacenados en la memoria del sensor demuestra la exactitud de los datos obtenidos en tiempo real y su capacidad para proporcionar conocimientos suficientes acerca de los eventos operacionales, si bien el muestreo de los datos en tiempo real es menos denso que el muestreo de los datos almacenados en memoria. En un inserto de una prueba independiente se muestran los datos de la detonación de las pistolas TCP (izquierda); la reducción pronunciada seguida por un incremento pronunciado de la presión confirma en tiempo real el flujo del fluido de yacimiento hacia el pozo con posterioridad a los disparos. Un inserto de una prueba independiente que exhibe la respuesta de presión durante la prueba principal de presiones transitorias (derecha) demuestra que el volumen de datos captados es adecuado para un análisis detallado, tal como la determinación del índice de productividad y el análisis de presiones transitorias durante los períodos de flujo y de restauración de presión.

Tiempo

Detonación de las pistolas de disparosbajadas con la tubería de producción (TCP)

Prueba principalde presiones transitorias

BHP

Presión de fondo de pozo obtenida en tiempo realPresión de fondo de pozo almacenada en la memoria del sensorPresión anular obtenida en tiempo realPresión anular almacenada en la memoria del sensorTemperatura de fondo de pozo obtenida en tiempo realTemperatura de fondo de pozo almacenada en la memoria del sensor

44 Oilfield Review

Un desafío común en las operaciones de pruebas de pozos es el manejo de la duración del período de restauración de presión. Los operadores de prue-bas a menudo calculan un período de restaura-ción como un múltiplo entero de la duración del período de flujo. Mediante el acceso a la res-puesta real de presión de fondo de pozo en tiempo real durante el período de restauración, los ingenieros pueden determinar que la res-puesta deseada del yacimiento ha sido lograda y validada antes de lo que hubiera sido posible uti-lizando el enfoque del múltiplo, lo que implica para el operador un ahorro de varias horas de equipo de perforación. Por el contrario, si no se cumple con el objetivo respecto de la respuesta del yacimiento, la prueba puede extenderse.

La eficiencia general de la operación se mejora porque el estado de la herramienta de fondo de pozo puede ser verificado en cada paso del programa. Las decisiones importantes acerca del avance de la prueba pueden ser tomadas con un conocimiento claro de la respuesta del yacimiento a partir de las condiciones de presión de fondo de pozo, lo que hace más segura la operación general. Además, la utilización del mecanismo de activación inalámbrica de las herramientas implica menos tiempo y requiere menos pasos operacionales que los métodos tradicionales de activación por presión.

> Toma de decisiones en tiempo real. Una prueba de pozo, según lo planificado, habría requerido casi cinco días (extremo superior). Mediante la utilización del sistema de pruebas de fondo de pozo habilitado con el sistema inalámbrico, los ingenieros de Maersk Oil pudieron monitorear los parámetros del yacimiento y tomar decisiones en tiempo real, lo que acortó la prueba de pozo en más de un día. Los datos obtenidos en tiempo real (extremo inferior) permitieron al operador obtener la información de fondo de pozo necesaria con la cual caracterizar el yacimiento y satisfacer los objetivos de la prueba en 28 horas menos que las requeridas en el plan original de la prueba (Tabla).

Tiempo, días0 1 2 3 4 5

Flujoinicial

Restauracióninicial

Limpieza

Flujo principal Restauración principal

Plan

Segundarestauración

Flujo demuestreo

Pres

ión

Tiempo, días

Ahorro de 28 horas

0 1 2 3 4 5

Pres

ión

Tasa

de

flujo

Tasa

de

flujo

Flujoinicial

Limpieza

Flujo principal Restauraciónprincipal

Real


Flujo demuestreo


Flujo inicialRestauración inicialFlujo de limpiezaSegunda restauraciónFlujo principalRestauración principalFlujo de muestreo Total

0,52121224488

106,5

0,52,49,910,521,722,710,878,5

Período de flujo Plan, horas Real, horas

Tiempo, días0 1 2 3 4 5

Flujoinicial


Limpieza

Flujo principal Restauración principal

Plan


Flujo demuestreo

Pres

ión

Tiempo, días

Ahorro de 28 horas

0 1 2 3 4 5

Pres

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Tasa

de

flujo

Tasa

de

flujo

Flujoinicial

Limpieza

Flujo principal Restauraciónprincipal

Real


Flujo demuestreo


Flujo inicialRestauración inicialFlujo de limpiezaSegunda restauraciónFlujo principalRestauración principalFlujo de muestreo Total

0,52121224488

106,5

0,52,49,910,521,722,710,878,5

Período de flujo Plan, horas Real, horas

Volumen 26, no.3 45

Los datos obtenidos en tiempo real son importan-tes para la caracterización del yacimiento con la menor incertidumbre posible. El sistema Muzic posibilita la interpretación remota a través del intercambio de datos y el software de colaboración.

Sobre la base de un modelo geológico, se diseña la prueba de pozo y se seleccionan los medidores y las herramientas DST para satisfacer ciertos cri-terios operacionales y de adquisición de datos. Durante la operación, los datos de presión de fondo de pozo y tasa de flujo de superficie adquiri-dos con el sistema son validados en tiempo real y el control de calidad (QA/QC) puede ser efectuado de inmediato. Los ingenieros pueden utilizar estos datos para efectuar interpretaciones casi instantá-neas y para determinar los parámetros de pozos y yacimientos. El modelo de yacimiento inicial puede ser actualizado luego en tiempo real con la informa-ción proveniente de la prueba de pozo para generar un nuevo modelo de interpretación, verificado con menos incertidumbre. El proceso es multidiscipli-nario y dinámico; los resultados de la interpreta-ción y del análisis pueden ser utilizados para modificar las suposiciones previas en forma itera-tiva y generar una imagen cada vez más clara del yacimiento.

Maersk Oil perforó un pozo de exploración en el área marina de Luanda para adquirir datos que confirmaran la presencia de hidrocarburos en la formación de interés. El pozo penetró las areniscas petrolíferas; el objetivo principal se encontraba a una profundidad de aproximada-mente 5 000 m [16 000 pies] en un tirante de agua de1 462 m [4 797 pies].

Los medidores de fondo de pozo habilitados con el sistema de telemetría inalámbrica Muzic trans-mitieron los datos con éxito durante toda la prueba. El operador pudo verificar las condiciones de bajo balance antes de las operaciones de dispa-ros, establecer la presión inicial del yacimiento después de los disparos, verificar el estado de las herramientas de fondo de pozo durante la prueba, optimizar el período de limpieza mediante el monitoreo de la presión de formación, reducir la duración del período de restauración de presión y confirmar que las muestras se estaban extra-yendo en condiciones ideales.

El servicio de colaboración para pruebas en tiempo real RT Certain reunió a los especialistas en yacimientos en la localización del pozo, en Luanda y Copenhague, Dinamarca, en un ambiente virtual. Una plataforma de software habilitó las herramientas de transmisión e interpretación de datos en el sitio del pozo, lo que permitió a los especialistas tomar las decisiones correctas en el lugar y desde localizaciones remotas. Este sistema integrado ayudó además a asegurar la recolección de datos suficientes para llevar a cabo una prueba de presiones transitorias exitosa.

El sistema inalámbrico para pruebas de fondo de pozo posibilitó un ahorro de 28 horas de equipo de perforación, aproximadamente USD 1,5 millo-nes en costos diferenciales de equipo de perfora-ción, y a la vez permitió la adquisición de datos suficientes para la estimación de propiedades clave del yacimiento (página anterior). Una com-paración entre los datos almacenados en la memoria de los medidores recuperados en la superficie y los datos obtenidos en tiempo real,

utilizados para la interpretación durante la prueba, permitió validar las decisiones tomadas durante la operación.

El futuro de las pruebas de pozosLos ingenieros reconocen el valor de las pruebas DST desde hace mucho tiempo, pero en ciertas circunstancias han tenido que hacer concesiones entre la obtención de datos de calidad, los costos y los riesgos. Los sistemas de telemetría inalám-brica en tiempo real abordan esas concesiones mediante la provisión de mecanismos para captar datos en tiempo real a lo largo de toda la prueba, la activación de las herramientas de fondo de pozo en forma remota y el aislamiento eficiente de las zonas de interés sin empacadores permanentes y sin la necesidad de recolectar muestras de flui-dos de yacimientos en tiempos especificados. Más importante aún, a diferencia de lo que ocurría en el pasado, los ingenieros pueden estar seguros de haber logrado los objetivos de la prueba antes de concluirla.

El futuro de las pruebas de pozos efectuadas en tiempo real trasciende la transmisión de los datos ya que incluye el accionamiento de los múl-tiples dispositivos de la sarta DST utilizando esta misma base inalámbrica. La recompensa inme-diata para estas capacidades expandidas se medirá en ahorros de tiempo y de costos, y en el mejora-miento de la recuperación final de hidrocarburos como resultado de la implementación de diseños de desarrollo y programas de producción informados con datos de alta calidad y el conocimiento preciso de las características de los yacimientos. —RvF

46 Oilfield Review

Shushufindi: El renacimiento de un gigante

En menos de tres años, un consorcio liderado por Schlumberger ha resucitado el

campo petrolero gigante Shushufindi de Ecuador. El equipo de trabajo del consorcio

asimiló los conocimientos existentes acerca del campo y formuló recomendaciones

para resolver los problemas y estimular la producción. Inmediatamente luego de

firmar un contrato, el consorcio se había abocado a implementar remediaciones,

perforar pozos nuevos y monitorear en forma permanente todas las operaciones

del campo. Como resultado de estas acciones, la producción de petróleo se

incrementó en más de un 60% con respecto a las tasas registradas tres años antes.

Daniel F. BiedmaTecpetrol SAQuito, Ecuador

Chip CorbettHouston, Texas, EUA

Francisco GiraldoJean-Paul LafournèreGustavo Ariel MarínPedro R. NavarreAndreas SuterGuillermo VillanuevaQuito, Ecuador

Iván VelaPetroamazonas EPQuito, Ecuador

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2014: 26, no. 3.Copyright © 2015 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Joe Amezcua, Jean-Pierre Bourge, Jorge Bolaños Burbano, Juan Carlos Rodríguez, Adriana Rodríguez Zaidiza, Luis Miguel Sandoval Neira y Jorge Vega Torres, Quito, Ecuador; Austin Boyd, Río de Janeiro; Fausto Caretta, Londres; Joao Felix y Christopher Hopkins, Houston; y Pablo Luna, Petroamazonas EP, Quito, Ecuador.Avocet, CMR, CMR-Plus, Dielectric Scanner, ECLIPSE, FMI, i-DRILL, IntelliZone Compact, LiftWatcher, NOVA, P3, Petrel, Platform Express, PowerDrive Orbit, PowerDrive vorteX, PURE, Techlog y Vx son marcas de Schlumberger.CLEANPERF y FLO-PRO son marcas de M-I-SWACO, LLC.CIPHER es un desarrollo conjunto entre Saudi Aramco y Schlumberger.

1. Alvaro M: “Companies Look to Boost Production at Mature Oil Fields in Ecuador,” The Wall Street Journal (1º de febrero de 2012), http://online.wsj.com/article/BT-CO-20120201-713643.html (Se accedió el 1º de agosto de 2014).

2. Un sistema de pilares tectónicos y fosas tectónicas se desarrolla en un régimen tectónico de extensión o de rifting, en el que las fallas directas constituyen el tipo más abundante de falla. Un pilar tectónico es un bloque situado en una posición relativamente alta, limitado a ambos lados por fallas directas que se inclinan unas lejos de las otras. Una fosa tectónica es un bloque situado en una posición relativamente baja —fosa o cuenca— limitado a ambos lados por fallas directas que se inclinan unas en dirección a las otras. Un sistema de pilares tectónicos y fosas tectónicas se forma a través de la alternancia de bloques situados en posiciones altas y bajas.

3. Una roca sedimentaria clástica consiste en fragmentos fracturados o erosionados, que son fragmentados a partir de rocas pre-existentes, transportados a otro lugar y redepositados para formar otra roca. Los conglomerados, areniscas, limolitas, fangolitas y lutitas son algunos ejemplos de rocas sedimentarias clásticas comunes. Las rocas carbonatadas también pueden ser disgregadas y re-elaboradas para formar rocas sedimentarias clásticas.


El campo Shushufindi-Aguarico (al que se alude en forma conjunta como Shushufindi) es un campo gigante maduro, responsable de más del 10% de la producción total de hidrocarburos de Ecuador. Descubierto en el año 1969 con un volumen esti-mado de 3 700 millones de bbl [590 millones de m3] de petróleo original en sitio, alcanzó una tasa de pro-ducción máxima de aproximadamente 125 000 bbl/d [19 900 m3/d] de petróleo en 1986. Desde enton-ces, el campo se encuentra en declinación y en 2011 produjo menos de 40 000 bbl/d [6 360 m3/d] de petróleo.

En el año 2010, el gobierno de Ecuador, preo-cupado por la declinación de los ingresos prove-nientes del petróleo de los campos petroleros existentes en el país, buscó activamente formali-zar una asociación con una compañía de servicios para revertir esta tendencia. A fines de enero de 2012, la Empresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador (EP Petroecuador) firmó un contrato por 15 años con el Consorcio Shushufindi S.A. (CSSFD), una asociación conjunta (JV) de servicios integra-dos liderada por Schlumberger, para manejar la producción de Shushufindi.1 Los objetivos eran

optimizar la producción, acelerar el desarrollo de las reservas comprobadas y evaluar el potencial para la recuperación secundaria y terciaria. En unos pocos años, el consorcio resucitó el debilitado gigante, restituyendo la producción de petróleo a 75 000 bbl/d [11 900 m3/d].

Al mes de agosto de 2014, el consorcio había incrementado la producción de petróleo en más de un 60%, había perforado 70 pozos, ejecutado 60 remediaciones y construido una planta de tra-tamiento de agua de última generación para un proyecto piloto de inyección de agua con un volu-men de 40 000 bbl/d. Actualmente, la producción de Shushufindi ha alcanzado los límites de las instalaciones disponibles.

Este artículo, que explica cómo el consorcio CSSFD JV revitalizó la producción del campo gigante Shushufindi-Aguarico, comienza con la estructura del campo, su descubrimiento, la pro-ducción inicial de petróleo y la producción defi-ciente subsiguiente. Además, se analizan las intervenciones iniciales del consorcio para incre-mentar la producción, los estudios simultáneos y paralelos para comprender la arquitectura del

campo, la construcción de un centro digital de operaciones petroleras, los esfuerzos para maximi-zar la producción a través de operaciones de cons-trucción e intervención de pozos y el desarrollo de programas piloto para probar la producción a tra-vés de proyectos de recuperación secundaria por inundación con agua.

El apogeo y la decadencia de un giganteEl campo Shushufindi se encuentra ubicado en la cuenca Oriente, en la porción noreste de Ecuador (izquierda). Con una superficie de 400 km2 [150 mi2], es el campo de petróleo más grande de Ecuador: un gigante que contiene un volumen esti-mado de 3 700 millones de bbl de petróleo original en sitio (OOIP). Al mes de enero de 2014, el campo había producido aproximadamente 1 200 millones de bbl [190 millones de m3] de petróleo.

La cuenca Oriente ecuatoriana forma parte de una cuenca de arco posterior de edad Mesozoico-Cenozoico, que se formó en conjunto con la activi-dad tectónica que dio origen a los Andes durante el período Cretácico a Terciario. Las trampas estruc-turales actuales se originaron como resultado de la deformación compresional y el rejuvenecimiento de las estructuras de basamento precretácicas y están compuestas principalmente por anticlinales fallados o cubiertas pelágicas formadas sobre estructuras de basamento levantadas.

La estructura del yacimiento Shushufindi-Aguarico de edad Cretácico corresponde a un anticlinal asimétrico de bajo relieve; el flanco oeste se inclina entre 1° y 2° al oeste. El campo posee una longitud de 40 km [25 mi] y un ancho de 10 km [6 mi] y exhibe un cierre estructural de unos 67 m [220 pies] en el relieve. La estructura se cierra al este por la presencia de una falla inversa discontinua norte-sur, que posee un componente secundario de movimiento por desplazamiento de rumbo. Los geocientíficos consideran que esta falla actúa como sello en algunos lugares pero en otros constituye un sello parcial o ausente. El basamento precretácico es dominado por un sistema de pila-res tectónicos y fosas tectónicas, que incide directamente en el ambiente depositacional y la secuencia sedimentaria Cretácica.2

En la cuenca Oriente, los objetivos del yaci-miento primario corresponden a las formaciones cretácicas Hollín y Napo. Existen seis intervalos clásticos que forman yacimientos: la formación Hollín, los miembros T, U, M2 y M1 de la forma-ción Napo y el miembro basal de la formación Tena, de más antiguo a más moderno.3 Estas for-maciones fueron depositadas en un ambiente sedi-mentario transgresivo-regresivo que se generó en respuesta a las fluctuaciones globales del nivel

> Ubicación del campo Shushufindi. El campo petrolero Shushufindi-Aguarico (centro) se encuentra ubicado en la cuenca Oriente, en las provincias de Sucumbíos y Napo del noreste de Ecuador (izquierda). El sombreado gris indica las cuencas de Putumayo, Oriente y Marañón situadas en el este de Colombia, Ecuador y Perú, a lo largo del frente oriental de los Andes (línea negra de guiones). El campo fue descubierto en enero de 1969 y su primera producción de petróleo tuvo lugar en 1972. El anticlinal Shushufindi-Aguarico (derecha) posee una orientación norte-sur, una longitud de 40 km [25 mi] y un ancho de 10 km [6 mi] y se encuentra limitado al este por una falla inversa N–S.

PERÚ

COLOMBIA

ECUADOR

Quito

2000 mi

0 200km

O c

é a

n o

P a c í f

i c o

Provincia deSucumbíos

Provinciade Napo

Nueva Loja

Cuenca Oriente

Cuencadel Marañón

Cuencadel Putumayo

N

CampoShushufindi-Aguarico

48 Oilfield Review

del mar.4 Los yacimientos se encuentran en suce-siones de depósitos fluviales, estuarinos y deltai-cos de sedimentos que provinieron del este y progradaron, o se acumularon, sucesivamente en dirección hacia el mar, primero como depósitos costaneros y luego como depósitos marinos some-ros de plataforma.

La producción de petróleo del campo Shushufindi proviene de los miembros T y U de la formación Napo y de los yacimientos de la forma-ción Tena basal. Las arenas homogéneas y de gran espesor de la formación Hollín se encuentran pre-sentes en el área, pero están saturadas de agua. Los miembros Napo T y Napo U están representa-dos por depósitos estuarinos a marinos someros y se subdividen en los submiembros T Inferior, T Superior, U Inferior y U Superior. Los submiem-bros inferiores son los yacimientos principales del campo, se formaron a partir de arenas macizas de marea y estuario, y contienen el 90% del OOIP de Shushufindi. Los submiembros superiores corresponden a areniscas y fangolitas interestra-tificadas que fueron depositadas en un ambiente marino somero. Estos intervalos de yacimiento poseen escaso soporte de presión del acuífero.

El campo petrolero Shushufindi fue descu-bierto por el consorcio Texaco-Gulf (dos compa-ñías que ahora forman parte de Chevron) en el año 1969. Las pruebas iniciales, efectuadas en el pozo descubridor, arrojaron tasas de flujo de petróleo de 2 496 bbl/d [396,8 m3/d] provenientes del miembro Napo U y de 2 621 bbl/d [416,7 m3/d]

del miembro Napo T. Durante la producción ini-cial, el petróleo de estas unidades provenía de varias formaciones. El soporte de un acuífero lateral para las unidades yacimiento, proveniente del oeste, constituyó el principal mecanismo de empuje para la producción de hidrocarburos.

La producción del campo Shushufindi se ini-ció en el año 1972 con una tasa de 19 200 bbl/d [3 050 m3/d] de petróleo y sin producción de agua, y alcanzó un valor máximo aproximada-

mente en 1977 con 120 000 bbl/d [19 100 m3/d] y un bajo corte de agua (izquierda). Al declinar la presión de formación, el acuífero avanzó en el yaci-miento y la falla presente en el lado este de la estructura permitió la incursión de agua en el mismo. Para el año 1994, la producción de petróleo era de 100 000 bbl/d [15 900 m3/d] y la de agua ascendía a 40 000 bbl/d. De allí en adelante, la pro-ducción total de líquidos se mantuvo estable en aproximadamente 130 000 bbl/d [20 700 m3/d], si bien la producción de petróleo declinó gradual-mente y la producción de agua se incrementó en forma proporcional.

Para el año 2010, la producción de petróleo representaba aproximadamente un 35% de la pro-ducción total de líquidos. Para contrarrestar la tendencia declinante de la producción de petró-leo, el gobierno de Ecuador invitó a un grupo de compañías a presentar ofertas para la revitaliza-ción del campo Shushufindi. Schlumberger formó el Consorcio Shushufindi S.A. (CSSFD) con la compañía argentina de E&P Tecpetrol S.A. (25%) y la firma multinacional de capital privado Kohlberg Kravis Roberts & Co. LP (10%).

En enero de 2012, el consorcio firmó un con-trato por 15 años con EP Petroecuador, la compa-ñía petrolera nacional de Ecuador, con el fin de formar una asociación conjunta (JV) de empresas de servicios integrados para manejar la produc-ción de Shushufindi.5 Los estudios del subsuelo y las actividades con erogaciones de capital para el contrato de JV son administrados por CSSFD. En febrero de 2013, la división de exploración y producción de EP Petroecuador se fusionó con Petroamazonas Ecuador S.A. para convertirse en

> Historia de producción. Desde el inicio de la producción (extremo superior) en 1972, la producción de petróleo del campo Shushufindi se redujo en forma concomitante con el incremento de la producción de agua. Después del año 1986, la tendencia fue independiente del número de pozos activos del campo (extremo inferior).

Tasa

de

prod

ucci

ón, 1

000

bbl

/d

0

40

80

120

160

2010200820062004200220001998199619941992Año

1990198819861984198219801978197619741972

Núm

ero

de p

ozos

act

ivos

0

40

20

80

60

100

2010200820062004200220001998199619941992Año

1990198819861984198219801978197619741972

Combinado Petróleo Agua

Número total de pozos activos

> Producción incremental de petróleo. Desde la firma del contrato del Consorcio Shushufindi a fines de enero de 2012, la producción de petróleo se incrementó hasta alcanzar más de 75 000 bbl/d, cifra que incluye la producción incremental de petróleo de más de 30 000 bbl/d por encima de la producción de referencia. El cálculo de la producción de referencia se basa en el supuesto de falta de acciones posteriores y la producción de Shushufindi se dejaría declinar naturalmente.

Tasa

de

prod

ucci

ón d

e pe

tróle

o, 1

000

bbl

/d

Fecha

Base de producción

Producción incremental

0

20

40

60

80

Ago. 2014Feb. 2014Ago. 2013Feb. 2013Ago. 2012Feb. 2012

Volumen 26, no.3 49

Petroamazonas EP, o PAM. Como resultado de dicha fusión, PAM asumió la responsabilidad como opera-dor y como socio cliente del consorcio CSSFD JV en el activo Shushufindi. En el momento de la firma del contrato, unos 100 pozos activos producían en con-junto 45 000 bbl/d [7 150 m3/d] de petróleo.6

Desde entonces, la producción se incrementó en más de un 60% hasta alcanzar unos 75 000 bbl/d o aproximadamente 30 000 bbl/d [4 770 m3/d] de petróleo más que en la fecha de inicio del con-trato; es decir, en enero de 2012 (página anterior, extremo inferior).

Intervención previa al contratoEn octubre de 2011, cuatro meses antes de la firma del contrato, el consorcio CSSFD introdujo un equipo de profesionales técnicos y de operaciones dedicado al estudio del campo y la propuesta de acciones específicas a ser adoptadas inmediata-mente después de la formalización del contrato. En menos de cuatro meses, el equipo de trabajo diseñó el plan de trabajo anual (AWP) para el año 2012, que incluyó la perforación de 22 pozos y la ejecución de 25 remediaciones. Además, el equipo de trabajo desarrolló estrategias para revisar las instalaciones de superficie existentes —buscando y abordando la existencia de cuellos

de botella en el sistema— con el fin de mejorar la productividad de la instalación.

A los cuatro meses de haber iniciado las tareas, el equipo de trabajo había recabado una base de datos general de los pozos existentes y había desa-rrollado un modelo geológico estático confiable y un modelo de yacimiento dinámico realista para Shushufindi.7 Además, el equipo de trabajo con-taba con recomendaciones para 35 localizaciones de pozos nuevos y 29 remediaciones, e ideó planes para el monitoreo continuo y la modernización de las instalaciones y las operaciones de producción a fin de minimizar el tiempo no productivo (NPT) y la producción diferida. A seis semanas de la vigen-cia del contrato, el equipo a cargo del activo estaba operando un equipo de perforación y dos equipos de remediación de pozos en el campo. Hacia fines de 2012, el número de equipos de perforación y remediación de pozos se incrementó a cuatro y tres, respectivamente, y el consorcio CSSFD JV había terminado los pozos nuevos y las remedia-ciones del AWP 2012 y había inaugurado un centro de operaciones computarizado de última generación.

A los dos meses de firmado el contrato, el equipo de trabajo había evaluado 152 pozos utili-zando la plataforma del software de pozos Techlog.

Los resultados para cada uno de los pozos fueron compilados y presentados en un formato simple (arriba). Además, cada pozo se correlacionó con los cuatro pozos vecinos más cercanos; cada sec-ción transversal de la correlación mostraba una configuración en “M” con el pozo de interés en el

> Salida de tipo visualización de un solo pozo del software de registros de pozos Techlog. Los analistas interpretan todos los pozos del campo y los resultados son presentados y se encuentran disponibles en un formato integral y simple, accesible para todo el personal que conforma los equipos de trabajo del subsuelo, de ingeniería de producción, perforación y remediación de pozos. Esta representación de un solo pozo es utilizada para todas las terminaciones y para las propuestas de reterminaciones y remediaciones.

Yacimiento Zona productiva

Saturación de agua

Arena

Permeabilidad

Porosidad confluido ligado

Porosidad efectivaArena

LutitaArena

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s Profundidadvertical

verdaderabajo el niveldel mar, pies

Zonas de laformación

Napo °APIRayos gamma

Lutita

0 150 Fracción

Volumen de lutita

0 1

Term

inacio

nes

Intervaloproductivo

Intervaloaislado

Y 300

X 900

X 925

X 950

X 975

Y 000

Y 025

Y 050

Y 075

Y 100

Y 125

Y 150

Y 175

Y 200

Y 225

Y 250

Y 275

Y 300

Y 400

Y 500

Y 600

g/cm3

Densidad1,95 2,95

FracciónPorosidad-neutrón

0,45 –0,15

FracciónPorosidad total

0,5 0 mDPermeabilidad

0,01 10 000

FracciónPorosidad efectiva

0,5 0

ohm.mResistividad profunda

0,2 200 FracciónSaturación de agua

1 0

mVPotencial espontáneo

–121 –9

U superior

U inferior

Lutitaintermedia

CalizaB

T superior

T inferior

Lutita inferior

4. En estratigrafía secuencial, un paquete sedimentario transgresivo-regresivo es una unidad de capas secuenciales relacionadas de sedimentos formados durante un ciclo de ascenso y descenso del nivel del mar. Los sedimentos transgresivos son depositados durante los períodos de ascenso del nivel del mar a medida que el agua avanza sobre la tierra. Los sedimentos regresivos son depositados durante los períodos de descenso del nivel del mar a medida que el agua se retira de la tierra.

5. Alvaro, referencia 1.6. Lafournère J-P, Dutan J, Naranjo M, Bringer F, Suter A, Vega

J y Bolaños J: “Unveiling Reservoir Characteristics of a Vintage Field, Shushufindi Project, Ecuador,” artículo SPE 171389, presentado en el Segundo Congreso Sudamericano de Petróleo y Gas de la Sección Petrolera Occidente de Venezuela de la SPE, Porlamar, Venezuela, 22 al 25 de octubre de 2013.

7. Un modelo estático describe un momento en el tiempo. Los modelos geológicos son estáticos porque en la escala de tiempo humana, las características geológicas, en su mayor parte, varían de manera imperceptible. Por el contrario, un modelo dinámico describe los eventos a medida que se desarrollan a través del tiempo. Los modelos de yacimientos son dinámicos porque dan cuenta del comportamiento de las propiedades dependientes del tiempo —temperatura, presión, tasa de flujo, volumen, saturación, compresibilidad y otras— que varían durante la vida operativa de un yacimiento.

50 Oilfield Review

> Salida de tipo sección de pozos múltiples en “M” del software de registros de pozos Techlog. Para cada pozo, los carriles, de izquierda a derecha, corresponden a: profundidad medida; zonas de la formación Napo (carril 1); información de terminaciones (carril 2); volumen de lutita (carril 3); porosidad (carril 4); resistividad profunda y potencial espontáneo (carril 5); litología (carril 6); yacimiento (carril 7); zona productiva (carril 8); y espesor de la zona productiva (carril 9). Cada uno de los pozos del campo se correlaciona con sus pozos vecinos inmediatos.

A

A

D

E

C

B

C E

EspesorYacimiento Zona productiva Arena


Porosidad efectiva

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s


Napo Fracción

Volumen de lutita

0 1

Term

inac

ione

s

Intervaloproductivo

Intervaloaislado Fracción

Porosidad total0,5 0


0,5 0


0,2 200


–121 –9

B D

>Marco estructural derivado de los datos sísmicos. Los campos petroleros Sacha y Shushufindi-Aguarico corresponden a anticlinales asimétricos de bajo relieve. Las secuencias de yacimientos Hollín, Napo T y Napo U de edad Cretácico (reflectores amarillos) forman un pliegue tipo cubierta pelágica sobre el basamento precretácico, que es dominado por un sistema de pilares tectónicos y fosas tectónicas (reflectores rojos). La estructura del campo Shushufindi-Aguarico está limitada al este por una falla inversa. Las líneas verticales azules son las intersecciones con otras líneas sísmicas.

NES0

Campo Shushufindi-Aguarico

Falla inversa

10 km

6,2 mi

1 km

0,6

mi

Campo Sacha

Paleoestructura precretácica(sistema de pilares tectónicos

y fosas tectónicas

centro (arriba). Gracias a los formatos simples de estas visualizaciones, los equipos de trabajo del subsuelo, ingeniería, producción, perforación y remediación de pozos pudieron planificar las intervenciones de pozos con facilidad. Además, las visualizaciones facilitaron la selección de las loca-lizaciones para la perforación de los pozos de relleno nuevos. El enfoque se centró inicialmente en la caracterización de las areniscas Napo U infe-rior y Napo T inferior, que son las principales uni-dades prospectivas de Shushufindi. El equipo de trabajo preparó una tarjeta de la historia del pozo —un registro digital— para cada pozo, en la que constaban los datos de producción y presión y las reservas remanentes estimadas junto con los eventos significativos, tales como terminaciones y remediaciones. Los registros permitieron al equipo de trabajo efectuar una revisión metódica de todas las características del pozo, priorizar las remediaciones y seleccionar las localizaciones para los pozos nuevos.

Arquitectura de los yacimientos y estrategia de redesarrollo del campoEn un esfuerzo paralelo para comprender la arquitectura de los yacimientos y preparar una estrategia de redesarrollo de todo el campo, el equipo de trabajo diseñó e implementó una cam-

paña integral de adquisición de datos. La campaña incluyó análisis de núcleos, extensos conjuntos de registros, análisis de fluidos y el reprocesamiento de los datos sísmicos para reducir la incertidum-bre asociada con los yacimientos y construir una base de datos para la actualización del modelo estático; dichos datos se basaron en el conoci-miento mejorado de la arquitectura de los yaci-mientos y el comportamiento dinámico del campo. Entre 2012 y 2013, los geólogos, geofísi-cos, petrofísicos e ingenieros de yacimientos tra-

bajaron en estrecha colaboración con los ingenieros de perforación, terminaciones e insta-laciones para elaborar una estrategia de desarro-llo del campo a largo plazo.

Marco estructural: La estructura del campo Shushufindi corresponde a un gran anticlinal asi-métrico cerrado en el lado este por una falla inversa (abajo). La estructura es plana y posee un cierre vertical de sólo 67 m desde la cresta hasta el flanco, a lo largo de una distancia de 7 km [4 mi]. Además, la falla este es irregular y discontinua

Volumen 26, no.3 51

con respecto a su efecto de sello y localmente permite un fuerte influjo de agua proveniente del este (arriba).

La arquitectura de la formación Napo es variada. El submiembro T inferior se caracteriza por la presencia de arenas continuas de alta calidad

con escaza compartimentalización, mientras que el submiembro U inferior exhibe tanto discontinui-dades estratigráficas como compartimentalización. Los submiembros T y U superiores se caracteri-zan por la presencia de lentes de arena disconti-nuos y aislados (abajo).

El efecto de sello irregular de la falla y la arquitectura de los yacimientos son importantes para comprender la distribución actual de los flui-dos del yacimiento, que es controlada principal-mente por las variaciones de las propiedades de las rocas y las facies en las zonas del yacimiento.

> Avance del agua. Los mapas de burbujas muestran los pozos activos (círculos) y su producción de líquidos; el verde indica petróleo, el azul indica agua y ambos colores indican la mezcla de ambos líquidos. La progresión, mapeada aproximadamente cada cuatro años, muestra el avance del agua en el campo como resultado de la producción de petróleo y la declinación de la presión de yacimiento.

1º de agosto de 1972 1º de enero de 1976 1º de enero de 1980 1º de enero de 1984 1º de enero de 1988 1º de enero de 1992

1º de junio de 20111º de enero de 20081º de enero de 20041º de enero de 20001º de enero de 1996

N

> Arquitectura de los yacimientos. En la formación Napo y sus miembros, el azul indica unidades de lutita y caliza de baja permeabilidad, el amarillo indica arenas de buena calidad, el anaranjado indica arenas de baja calidad y el verde indica lutitas. El submiembro T inferior, el yacimiento principal, es continuo y macizo a través del campo y tiene su origen en el apilamiento vertical de arenas coalescentes. El yacimiento del submiembro U inferior también es continuo a través del campo, pero exhibe una mayor variación estratigráfica que el submiembro T inferior. Los submiembros T y U superiores contienen yacimientos secundarios que exhiben poca continuidad lateral y se encuentran presentes en su mayor parte como lentes localizados.

S N

Lutita superior Napo–Caliza M2 El miembro U inferior exhibe compartimentalización estratigráfica y lateral

Los miembros T y U superiores poseen lentes arenosos discontinuos

Lutita intermedia Napo–Caliza B

U inferior

T inferior

U superior

T superior

2 km

1,2 mi

200

m

656

pies

52 Oilfield Review

Además, a la hora de seleccionar localizaciones para pozos de relleno nuevos dentro del flanco de la estructura, los ingenieros consideran la distri-bución de la producción acumulada de petróleo y agua, y la contribución de cada pozo a la misma.

Marco geológico y sedimentología: Los sedimen-tos que formaron el campo petrolero Shushufindi corresponden a depósitos litorales a marinos some-ros de edad Cretácico tardío. El ambiente deposita-

cional se caracteriza por la presencia de rasgos tales como barras costeras arenosas, playas, canales de marea, estuarios, lagunas someras, pantanos y arroyos (arriba).8

Las arenas Napo T y U fueron depositadas en aguas someras.9 Después de la depositación de cada unidad arenosa, el nivel del mar ascendió; como lo evidencian los ciclos reiterados de una sucesión hacia arriba de carbonatos de plata-

forma somera y lutitas marinas depositadas sobre las arenas. El examen del núcleo recortado a tra-vés de las areniscas Napo T y U indicó que las arenas fueron depositadas en ambientes de baja energía que sustentaron el desarrollo de diversos tipos de humedales, tales como pantanos y hume-dales forestales.10 Dentro del núcleo, se encontra-ron capas delgadas de limolitas fuertemente cementadas e impermeables, ricas en cuarzo y de

> Análogo actual para el ambiente depositacional. Un estuario extenso, llano y dominado por mareas que invade una plataforma carbonatada somera es el modelo sedimentológico general para la cuenca cretácica de Ecuador que aloja al campo Shushufindi. Esta fotografía de la costa este de Australia corresponde a un ambiente depositacional similar a los que se encuentran en muchas otras partes del mundo.

Ambiente marino somero

Estuario dominadopor mareas

Barra costera arenosa

PantanoCanal fluvial

Arena costera

>Núcleos del campo Shushufindi. Finas capas de carbón y ámbar se intercalan entre capas de limolita limpia mezclada con lutita (izquierda). Estas capas inclinadas se preservan en la base de los juegos de capas de arena y son características de los sedimentos dominados por mareas. Una fotomicrografía (derecha) muestra la presencia de ámbar dentro del carbón. La conservación del ámbar es indicativa de un ambiente sedimentario calmo de baja energía.

2,54 cm

1 pulgada

Volumen 26, no.3 53

grano fino, y capas delgadas de carbón (arriba). Ambos tipos de capas delgadas contienen ámbar —resina fosilizada de las coníferas— que nor-malmente se conserva en ambientes de baja energía (página anterior, abajo).11 Estas limolitas y carbones de escaso espesor son trazables en los núcleos, entre un pozo y otro, y se extienden a través de grandes áreas; por consiguiente, consti-

tuyen barreras o desvíos potenciales para la migración vertical de fluido.

Si bien los geocientíficos conjeturan que la estratificación es la estructura que controla la migración de fluidos, algunas zonas contienen arenas coalescentes, que son unidades arenosas depositadas unas sobre otras para conformar un cuerpo arenoso que es efectivamente continuo. Si se

encuentran presentes, las arenas coalescentes pueden contribuir al flujo vertical de fluido.

Ambas estructuras —las capas impermeables lateralmente extensas y los cuerpos arenosos localmente coalescentes— afectan la migración de fluidos originales, el comportamiento del empuje de agua natural y las operaciones de inun-dación con agua para recuperación secundaria y

> Interpretación de pozos. La visualización de datos de pozos Techlog (izquierda) muestra los submiembros U superior e inferior de la formación Napo e incluye datos del intervalo de extracción de núcleos del submiembro U inferior (derecha). Los carriles del registro, de izquierda a derecha, corresponden a: profundidad medida; zonas de la formación Napo (carril 1); rayos gamma (carril 2); porosidad-neutrón y densidad (carril 3); porosidad efectiva, total y de núcleo (carril 4); permeabilidad de núcleo y RMN (carril 5); resistividad profunda y potencial espontáneo (carril 6); saturación de agua de Archie y saturación de agua y petróleo del núcleo (carril 7); litología (carril 8); yacimiento (carril 9); zona productiva (carril 10); y espesor de la zona productiva (carril 11). El núcleo muestra capas horizontales delgadas —fajas de cuarzo, lignito y ámbar— que forman barreras para el flujo vertical y pueden correlacionarse a través de extensas áreas. Estas capas delgadas no aparecen en los registros de pozos, que muestran el intervalo como un yacimiento de areniscas homogéneas y macizas.

X 606 pies X 612 pies

X 610 pies X 616 pies

U s

uper

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U in

feri

or

X 605 pies X 608 pies X 611 pies X 614 pies

X 615 pies

X 613 pies

X 609 pies

X 607 pies

Yacimiento

Arena

Datos de litologíay de producción

Saturación de agua

Zona productiva

Permeabilidad


Porosidad efectivaArena

LutitaArena

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s


Napo °APIRayos gamma

Lutita

0 150 g/cm3

Densidad1.95 2.95

FracciónPorosidad-neutrón

0.45 –0.15

FracciónPorosidad total

0.5 0 mDPermeabilidad

0.01 10,000

mDkh del núcleo

0.01 10,000


0.5 0

FracciónPorosidad del núcleo

0.5 0


0.2 200 FracciónSaturación de agua

1 0


–121 –9

mDkv del núcleo

0.01 10,000

X 475

X 500

X 525

X 550

X 575

X 600

X 625

X 600

Espesor

8. White HJ, Skopec RA, Ramírez FA, Rodas JA y Bonilla G: “Reservoir Characterization of the Hollin and Napo Formations, Western Oriente Basin, Ecuador,” en Tankard AJ, Suárez Soruco R y Welsink HJ (eds): Petroleum Basins of South America. Tulsa: American Association of Petroleum Geologists, Memoir 62 (1995):573–596.

9. Corbett C, Lafournère J-P, Bolaños J, Bolaños MJ, Frorup M y Marín G: “The Impact of Layering on Production Predictions from Observed Production Signatures, Shushufindi Project, Ecuador,” artículo SPE 171387,

presentado en el Segundo Congreso Sudamericano de Petróleo y Gas de la Sección Petrolera Occidente de Venezuela de la SPE, Porlamar, Venezuela, 22 al 25 de octubre de 2013.

10. Greb SF, DiMichele WA y Gastaldo RA: “Evolution and Importance of Wetlands in Earth History,” en Greb SF y DiMichele WA (eds): Wetlands Through Time. Boulder, Colorado, EUA: The Geological Society of America Special Paper 399 (2006): 1–40.

11. Lafournère et al, referencia 6. La presencia de ámbar indica que existía un ambiente

de baja energía en el momento de su depositación. Las coníferas crecieron en humedales y dejaron caer resina, que no fue barrida y permaneció en el lugar un tiempo suficiente como para ser preservada como ámbar.

54 Oilfield Review

de recuperación terciaria. Los perfiles de produc-ción de muchos pozos del campo Shushufindi indi-can un incremento constante de la producción de agua causado por el avance de un acuífero lateral; estas características confirman la presencia de un sistema estratificado dominante (arriba).12

Los geocientíficos e ingenieros de CSSFD demostraron que esta interpretación era incom-pleta. Después de establecer el marco geológico, el equipo de trabajo utilizó el simulador de yacimien-tos ECLIPSE para incorporar un mayor conoci-miento de la geología con el fin de modelar el corte de agua. Las simulaciones numéricas de yacimien-tos utilizan diversos parámetros para dar cuenta del comportamiento inusual de los yacimientos. Para modelar horizontes geológicos estratificados en los que la migración de fluidos es principal-mente horizontal, los simuladores de yacimientos poseen un parámetro denominado multiplicador de la transmisibilidad vertical (MULTZ) que representa la comunicación vertical entre las capas geológicas; el parámetro MULTZ varía entre cero y uno, y cuando se fija en cero, una barrera de permeabilidad bloquea el flujo vertical entre las capas. El ajuste del parámetro MULTZ a cero para el horizonte superior de cada capa genera una barrera de permeabilidad y produce un incre-mento gradual del corte de agua de un pozo, algo similar a lo que se observa. No obstante, cuando el agua proveniente de las capas individuales irrumpe en el pozo, el corte de agua modelado exhibe una serie de pulsos. En los datos del campo Shushufindi, no se observaron los pulsos.

Luego, el equipo de trabajo de CSSFD utilizó un flujo de trabajo de la plataforma del software

Petrel E&P para modificar el multiplicador de la transmisibilidad vertical.13 El equipo a cargo del activo modeló los horizontes entre las capas como desvíos, o como barreras fracturadas y con pérdi-das, que representan las magnitudes de la coales-cencia de la arena. Para el 80% de las celdas de una cuadrícula que conforman una capa, el flujo fue sólo horizontal; las caras de las celdas superio-res de la cuadrícula fueron barreras con “ausencia de flujo” o permeabilidad nula. Con respecto al resto de las celdas de la cuadrícula, el flujo verti-cal se produjo según las propiedades de la per-meabilidad y la transmisibilidad de los fluidos a través de los límites de las capas.14 El resultado de este modelo se ajustó en forma más estrecha con la historia del corte de agua. La producción de agua modelada se incrementó gradualmente y no exhibió los pulsos producidos por la incursión de agua capa por capa.

La comprensión de la arquitectura de los yaci-mientos del campo Shushufindi es importante para la planeación de los programas de termina-ciones y perforación de pozos de relleno. El equipo de trabajo de CSSFD planea incrementar la densi-dad de pozos, pasando de un espaciamiento nomi-nal de 0,506 km2 [125 acres] a un espaciamiento de aproximadamente 0,243 km2 [60 acres]; estos espaciamientos corresponden a una distancia entre pozos de alrededor de 802 m [2 630 pies] y 555 m [1 820 pies], respectivamente.

Caracterización de los medios porosos: El equipo de trabajo de CSSFD deseaba efectuar una caracterización de yacimientos mediante la fija-ción de objetivos secuenciales. El objetivo inme-diato del contrato era rejuvenecer la recuperación

de las zonas del yacimiento primario. Por consi-guiente, los planes AWP para 2012 y 2013 se enfo-caron en los yacimientos de los submiembros T y U de la formación Napo inferior.

Una vez rejuvenecida la recuperación de los yacimientos primarios, el análisis se irá enfo-cando cada vez más en la provisión de resultados para el plan de desarrollo del campo, lo que incluye la planeación de las fases de recuperación secundaria y terciaria, un proyecto piloto de inun-dación con agua y, posiblemente, un proyecto piloto de recuperación mejorada de petróleo (EOR). Además, los esfuerzos para la caracteriza-ción de los yacimientos aportarán una evaluación cuantitativa del OOIP presente en los yacimientos secundarios intensamente laminados de los sub-miembros T y U de la formación Napo superior.15

Para caracterizar los medios porosos, el equipo de trabajo de CSSFD utilizó estudios de rutina y de avanzada de núcleos, datos de resonancia magnética de alta resolución, el procesamiento avanzado de los datos de la herramienta combina-ble de resonancia magnética CMR-Plus y, en menor medida, los datos del servicio de dispersión dieléctrica multifrecuencia Dielectric Scanner.16 El objetivo era caracterizar la granulometría, el tamaño de poros, el tamaño de la garganta de poros y la saturación de petróleo residual en sitio en condiciones de yacimiento. Los resultados permitieron al equipo de trabajo de CSSFD defi-nir cuatro tipos de rocas, basados en el procesa-miento de avanzada CIPHER del tamaño de poros, la garganta de poros, el índice de producti-vidad, la permeabilidad y el comportamiento hidráulico (próxima página).17

> Rúbricas de producción. Representación gráfica de una relación agua-petróleo (WOR) típica versus la producción acumulada de líquidos (petróleo y agua) para los pozos perforados a través de un yacimiento intensamente estratificado (azul) y a través de otro yacimiento con flujo más vertical (rojo). Los círculos representan las relaciones WOR de los pozos del campo Shushufindi. Las líneas corresponden a los mejores ajustes lineales con respecto a la producción inicial. En comparación con los pozos con un componente de flujo predominantemente vertical, el incremento de la relación WOR de un yacimiento intensamente estratificado es más gradual.

Rela

ción

agu

a-pe

tróle

o de

los

pozo

s

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0

Valores totales de producción de líquidos del pozo, millones de bbl0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

Flujo vertical

Flujo intensamente estratificado

Datos medidos, pozo SSF-128DDatos medidos, pozo SSF-127DDatos medidos, pozo SSF-094

Ajuste con los datos, pozo SSF-127DAjuste con los datos, pozo SSF-094

Volumen 26, no.3 55

> Tipificación de las rocas. El equipo de trabajo del Consorcio Shushufindi utilizó diversas fuentes de datos (extremo superior) para definir cuatro tipos de rocas. Las clasificaciones de los tipos de rocas integraron los resultados del análisis de núcleos (verde) de los datos de porosimetría de presión capilar por inyección de mercurio (MICP), microscopía electrónica de barrido (SEM) y resonancia magnética nuclear (RMN); los resultados de los registros de neutrón, densidad y resonancia magnética combinable CMR; los resultados del procesamiento del software CIPHER (azul); y los datos de producción y el análisis nodal (anaranjado). Los tipos de rocas son definidos por sus respectivos valores de porosidad, permeabilidad, tamaño de granos, tamaño de gargantas de poros, diámetro de poros, familias de poros, familias de celdas de porosidad CMR y rangos de productividad basados en el procesamiento avanzado CIPHER (extremo inferior). Los datos CMR-Plus (izquierda) son procesados utilizando el software CIPHER (centro) para cuantificar las dimensiones de los poros y el volumen de poros asociado (derecha). La ventana CIPHER muestra un espectro de decaimiento, o distribución de tiempo de relajación transversal (T2), a la izquierda, y una gráfica de decaimiento de la amplitud del eco RMN a la derecha; a través de la inversión matemática, la gráfica de decaimiento de la derecha se convierte en la distribución de T2 de la izquierda. La distribución de T2 se relaciona directamente con las propiedades capilares de la distribución del tamaño de los poros. El valor de corte de T2 es un valor de T2 fijo empírico —normalmente de 33 ms en las areniscas— que se relaciona con las propiedades capilares de los fluidos presentes en los poros y separa los poros en poros suficientemente grandes para el flujo de fluido libre y poros demasiado pequeños para el flujo de fluido libre; en este último caso, el fluido es ligado, o entrampado, por las fuerzas capilares.

Tipode roca

1

234

Porosidad,%

Mayor que 17

14 a 1712 a 16

Menor que 12

Permeabilidad,mD

Mayor que 800

400 a 800150 a 250

Menor que 10

Diámetrode grano

promedio, µm

Mayor que 30

255 a 10

Menor que 5

Diámetro mediode gargantade poro, µm

Mayor que 20

10 a 202 a 10

Menor que 2

Diámetro medio decuerpo poroso, µm

Mayor que 120

40 a 808 a 40

Menor que 8

Descripción de porosCIPHER primarios

Macroporos

Mesoporos a macroporosMesoporosMicroporos

Númerode celda de

porosidad CMR

7 a 8

6 a 73 a 51 a 2

Productividad promedio,bbl/pie/d [m3/m/d]

RMN en núcleosRegistro de densidad-neutróny registro CMR

MICP y SEM en núcleos

CIPHER

CIPHER

Registro CMRPruebas de producción

y análisis nodal

Mayor que 160 y hasta 400[Mayor que 63,5 y hasta 209]

68 [35,5]28 [14,6]

Ausencia de flujo

X 000

X 025

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

Media logarítmica de T2

ms0,3 5 000

Valor de corte de T2

Distribución de T2

Datos CMR-Plus

ms0,3 5 000

Distribución de T2

X 000

X 025

Resultados CIPHER

Microporos

Mesoporos

Macroporos

Tiempo de relajación T2, ms Tiempo, ms

Ampl

itud

de la

señ

al d

e RM

N

Ampl

itud

del e

co

12. Para obtener más información sobre las tablas de características de las complicaciones asociadas con el agua, consulte: Chan KS: “Water Control Diagnostic Plots,” artículo SPE 30775, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 22 al 25 de octubre de 1995.

Para obtener más información sobre problemas de control de la producción de agua y sus soluciones, consulte: Bailey B, Crabtree M, Tyrie J, Elphick J, Kuchuk F, Romano C y Roodhart L: “Control de agua,” Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 32–53.

13. Hoffman DR: “Petrel Workflow for Adjusting Geomodel Properties for Simulation,” artículo SPE 164420, presentado en la Muestra y Conferencia de Petróleo y Gas de Medio Oriente de la SPE, Manama, Bahrain, 10 al 13 de marzo de 2013.

14. Corbett et al, referencia 9.

15. Gozalbo E, Bourge JP, Vargas A, Lafournère JP y Corbett C: “Geomodel Validation Through Pressure Transient Analysis (PTA) and Simulation in the Shushufindi Field, Ecuador,” artículo GEO-DE-EG-04-E, presentado en VIII INGEPET, Lima, Perú, 3 al 7 de noviembre de 2014.

16. Lafournère JP, Dutan J, Hurtado J, Suter A, Bringer F, Naranjo M, Bourge JP y Gozalbo E: “Selection of Optimum Completion Intervals Based on NMR Calibrated Lithofacies,” artículo SPE 169372, presentado en la Conferencia de Ingeniería de América Latina y el Caribe de la SPE, Maracaibo, Venezuela, 21 al 23 de mayo de 2014.

Para obtener más información sobre la adquisición de registros CMR, consulte: Allen D, Flaum C, Ramakrishnan TS, Bedford J, Castelijns K, Fairhurst D, Gubelin G, Heaton N, Minh CC, Norville MA, Seim MR, Pritchard T y Ramamoorthy R: “Tendencias en

registros de RMN,” Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2001): 2–21.

Para obtener más información sobre el servicio Dielectric Scanner, consulte: Carmona R, Decoster E, Hemingway J, Hizem M, Mossé L, Rizk T, Julander D, Little J, McDonald T, Mude J y Seleznev N: “Irradiación de rocas,” Oilfield Review 23, no. 1 (Septiembre de 2011): 40–58.

17. Para obtener más información sobre el software CIPHER, consulte: Clerke EA, Allen DF, Crary SC, Srivastava A, Ramamoorthy R, Saldungaray P, Savundararaj P, Heliot D, Goswami J y Bordakov G: “Wireline Spectral Porosity Analysis of the Arab Limestone—From Rosetta Stone to CIPHER,” Actas del 55º Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 18 al 22 de mayo de 2014.

56 Oilfield Review

El equipo de trabajo de CSSFD utilizó los datos de tipificación de las rocas para seleccionar los intervalos de yacimientos para las terminaciones, optimizar los parámetros operativos de las bombas eléctricas sumergibles (ESP) dentro de las zonas de terminación y evaluar el tamaño de las partícu-las para los fluidos de perforación y terminación a fin de prevenir y mitigar el daño de formación.

Estrategia de redesarrollo del campo: El resur-gimiento del campo Shushufindi es el resultado de la integración de disciplinas, conocimientos técni-cos especiales y más de 50 tecnologías especializa-das que se utilizaron en el campo (abajo).

El Consorcio Shushufindi lidera el equipo de manejo de la producción del contrato. Los diver-sos grupos de CSSFD y PAM asumieron responsa-

> Integración multidisciplinaria. El centro de manejo integrado del activo (AIM) coordina la colaboración y el flujo de información de los diversos equipos de trabajo del campo Shushufindi: sísmica, geología, ingeniería de yacimientos, construcción de pozos, terminación de pozos y monitoreo de la producción.

Reprocesamiento sísmico Análisis de núcleos de avanzadaTamaño de garganta de poros

y fluido ligado CMR

Calibración utilizandodatos petrofísicos

Simulación de yacimientosTerminación IntelliZone Compact

Fracturamiento hidráulico

Servicio de inspección LiftWatcher

Sistema de control de supervisióny adquisición de datos

Pruebas de pozos multifásicos Vx

Anclas MAXR, sistema de disparosPURE y válvulas NOVA

Desempeño mejorado de la perforación

Sistema rotativo direccionalmotorizado PowerDrive vorteX

Daño reducido del yacimiento

Estimación de la saturación de petróleoresidual utilizando el servicio

Dielectric Scanner

Heterogeneidades verticales utilizandoel registro FMI, el registro dieléctrico

y la herramienta con cablePlatform Express de alta resolución

9606 9612

9610 9616

Construcción de pozos

Métodos sísmicos

Geología

Mon

itore

o de

la pr

oduc

ción

Terminación de pozos

Ingeniería

de

yaci

mie

ntos

Centro de Manejo Integrado del Activo

bilidades específicas.18 Los equipos de trabajo del subsuelo se formaron con geofísicos, petrofísicos, geólogos, modeladores geológicos e ingenieros de yacimientos. El alcance de su tarea incluyó even-tos a corto plazo, tales como la determinación de las profundidades de entubación y los intervalos de terminación de los pozos nuevos y la responsa-bilidad con respecto a plazos más largos que se

Volumen 26, no.3 57

18. Marín G, Paladines A, Suter A, Corbett C, Ponce G y Vela I: “The Shushufindi Adventure,” artículo SPE 173486, presentado en el Segundo Congreso Sudamericano de Petróleo y Gas de la Sección Petrolera Occidente de Venezuela de la SPE, Porlamar, Venezuela, 22 al 25 de octubre de 2013.

tradujo en planes de trabajo anuales, y la defini-ción del plan de desarrollo del campo; este último se basó en una caracterización detallada de los yacimientos, que permitió identificar las reservas remanentes, las áreas para la perforación de pozos de delineación y las oportunidades de intervención de pozos.

En el año 2012, el equipo de trabajo de CSSFD desarrolló una estrategia de redesarrollo del campo para cada una de las áreas de producción de Shushufindi para el período comprendido entre el primer semestre de 2013 y el primer semestre de 2014 inclusive (arriba). El plan incluyó la perforación de pozos de desarrollo de bajo riesgo

en los flancos de la estructura para incorporar reservas de petróleo y la reducción del espacia-miento entre pozos para acceder al petróleo pasado por alto que tenía un buen soporte de presión. Esta estrategia se basó en la caracterización de las áreas con agotamiento de presión, en las que la recuperación secundaria se implementará a través de un programa piloto de inundación con agua. Además, el plan contenía pozos de delineación y extensión de alto riesgo en la periferia de la estructura principal. Los nuevos resultados y las lecciones aprendidas durante este período permi-tieron al equipo de trabajo de CSSFD formular una estrategia de perforación y desarrollo con objeti-

vos específicos para cada área del campo para el período comprendido entre el segundo semestre de 2014 y el primer semestre de 2015 inclusive.

El centro de manejo integrado del activoEl éxito económico del campo se mide por la pro-ducción incremental registrada por encima de la producción de referencia, para la que se asumió un

> Estrategia de desarrollo del campo. Estos mapas sintetizan los planes de desarrollo para el período comprendido entre el segundo semestre (S2) de 2013 y el primer semestre (S1) de 2015. En el plan S2 2013 a S1 2014 (izquierda), el campo Shushufindi-Aguarico se divide en cinco áreas de desarrollo; consideradas desde el norte, estas áreas son las de Aguarico y Shushufindi norte, central, sur y suroeste. Los pozos nuevos (círculos de colores) se clasifican según su producción. Los óvalos de guiones indican las áreas de actividad de perforación del campo; sus colores muestran la actividad descripta en los correspondientes rectángulos de colores. Para el plan S2 2014 a S1 2015 (derecha), el campo se subdividió en 10 áreas de actividad de desarrollo y perforación (números y áreas con contornos de guiones). Los colores de los contornos varían según el riesgo y el potencial de producción; el verde indica bajo riesgo, buena producción y desarrollo acelerado; el amarillo indica riesgo medio, producción moderada y desarrollo aminorado; el rojo indica alto riesgo, producción pobre y desarrollo interrumpido; el azul indica la expansión de la inundación con agua; y el negro indica actividad de perforación. Los pozos nuevos se colorean y se clasifican como en el lado izquierdo. El programa de desarrollo del consorcio CSSFD es dinámico y puede cambiar con el tiempo para adaptarse a los nuevos datos y situaciones, como lo muestran estos mapas.

Estrategia de desarrollo primario para Aguarico y Shushufindi norte

Construcción del patróndel área del programa piloto de inundación con agua a través de la perforación de pozos de relleno

Perforación de pozos de relleno para reducir el espaciamiento entre pozos a unos 450 m

Perforación de pozos de relleno para reducir el espaciamiento entre pozos a unos 450 m

Pozo de delineación excelente, AGU-29, aceleración del desarrollo primario en el área

Buena producción del pozo de desarrollo; aceleración de la perforación de pozos de relleno en el área

Buen potencial para la producción de T y U inferiores; baja presión en U inferior; U inferior objetivo para la expansión de la inundación con agua

Cambio de foco para la perforación de pozos de relleno en el flanco oeste de la estructura

Buena producción de las arenas U en el área de desarrollo sur; demora de la perforación de pozos de relleno hasta el año 2016 debido a la baja capacidad de las instalaciones

Producción mixta causada por los límites estratigráficos y estructurales; desarrollo aminorado en el área

Producción marginal; pozo AGU-19 convertido en pozo de eliminación de recortes de perforación

Cresta de la estructura barrida por el influjo de agua a través de la falla

Delineación de yacimientos de las áreas de desarrollo sur y suroeste

Límite del área de desarrollo


Extensióndel campo

AGU-29

Límite del área de desarrollo Límite del área de desarrollo

Fallas

Fallas



Extensióndel campo

Pozo de avanzada perforado en la estructura vecina (AGU-29)

Actividad deperforación2013 a 2014

Actividad de perforación2014 a 2015

1

2

3

4

5

6

8 7

910

AGU-29

AGU-19

NN

20 0000 pies

0 5 000m

20 0000 pies

0 5 000m

ExcelenteBuena a muy buenaMedia a bajaPobre a antieconómicaPozo inyector

58 Oilfield Review

escenario de falta de acciones posteriores. El con-trato del campo Shushufindi obliga además a CSSFD a efectuar inversiones directas en eroga-ciones de capital (capex).

El consorcio CSSFD JV contrató a Schlumberger Production Management para que diseñara y cons-truyera un centro digital de operaciones petroleras a fin de adquirir datos, monitorear las activida-des y manejar el campo petrolero Shushufindi. En diciembre de 2012, CSSFD abrió su Centro de Manejo Integrado del Activo (Centro MIA o AIM, por su sigla en inglés).19

Los procesos de toma de decisiones del consor-cio CSSFD JV implican la integración multidisci-plinaria de datos de perforación, terminaciones, remediaciones, producción e instalaciones de superficie e incluyen el uso extendido de datos en tiempo real del centro AIM. La integración de los datos fue posible gracias a la disponibilidad de aplicaciones de software específicas en una pla-taforma común, tecnologías de visualización de última generación y revisiones de la secuencia tra-dicional de toma de decisiones.

El centro AIM opera con tres secuencias tem-porales: rápida, intermedia, y lenta. La secuencia rápida cubre la inspección diaria en tiempo real y el monitoreo de las actividades relacionados con el estado de los pozos, las bombas ESP, las prue-bas de pozos, y las operaciones de perforación, terminación y remediación.

La secuencia intermedia cubre las activida-des que tienen lugar en el término de 1 a 90 días y aborda las actividades de optimización, en las

que el centro AIM desempeña un rol clave como facilitador para la colaboración entre todos los equipos de trabajo de CSSFD en el campo y en las oficinas de Quito en Ecuador. Estas actividades incluyen la programación de las operaciones dia-rias y semanales de las bombas ESP y su manteni-miento, el monitoreo y el seguimiento de las operaciones de terminación de pozos especiales, tales como los tratamientos de fracturamiento hidráulico o las operaciones de disparos en con-diciones de sobrebalance, el manejo de la pro-ducción diferida y perdida, y el manejo de las instalaciones de superficie.

La secuencia lenta se enfoca en el manejo de los yacimientos. El centro AIM proporciona los datos diarios, semanales y mensuales a los espe-cialistas del equipo del subsuelo, quienes los integran con los resultados del yacimiento, las instalaciones y los modelos económicos para pla-nificar el desarrollo del campo, la perforación de pozos de relleno y las operaciones anuales.

El monitoreo continuo en el centro AIM es un objetivo que está por convertirse en realidad (arriba). Ya se han instalado en el campo los equipos de monitoreo e inspección; estos disposi-tivos incluyen medidores de presión de fondo de pozo, válvulas de control de influjo, equipos com-pactos de terminaciones inteligentes y sensores de monitoreo de presión y de la distribución de la temperatura. El estado de cada operación llevada a cabo en este campo se resume diariamente y se muestra en pantallas de video, en un formato que resulta fácil de comprender a primera vista.

El campo Shushufindi utiliza sistemas de levantamiento artificial y un 99% de los pozos del campo está provisto de bombas ESP.20 Para maxi-mizar la vida útil de las bombas y minimizar la producción diferida, el centro AIM monitorea cada pozo provisto de una bomba ESP con un arreglo de sensores que miden la presión y la temperatura de fondo de pozo, las funciones de la ESP y los parámetros de boca de pozo, tales como presión, temperatura y tasas de flujo. Estos datos se compilan para determinar si las bombas se encuentran activadas o desactivadas y cómo este estado se compara con un programa de cierres y pruebas de pozos planificados. En el caso de los cierres tanto programados como no programa-dos, el centro alerta al campo y registra la hora del cierre y la pérdida de producción hasta volver a poner el pozo en producción.21 El objetivo final es que no se registre ningún tiempo inactivo no programado ni pérdida alguna de producción no programada (próxima página, arriba).

Durante la construcción de los pozos, el obje-tivo del equipo de trabajo del centro AIM es mini-mizar el tiempo no productivo y las erogaciones de capital. El equipo monitorea constantemente los parámetros de perforación críticos, tales como peso sobre la barrena, velocidad de penetra-ción (ROP), torque (esfuerzo de torsión), profun-didad de la sarta de perforación y presión. Si los parámetros de perforación se desvían de los rangos aceptables, los expertos del AIM alertan al equipo de trabajo de perforación apostado en la localiza-ción del pozo. Las operaciones de terminación y remediación de pozos siguen un proceso similar.

La habilitación de un ambiente de colabora-ción ideal es otro objetivo clave del centro AIM. Las salas de colaboración con dispositivos de ayuda visual y comunicación lo hacen posible. Por ejemplo, durante el diseño y la selección de las terminaciones inteligentes de zonas múltiples, equipos multidisciplinarios del campo y de las ofi-cinas de Quito y el personal de soporte técnico de Houston compartieron información en tiempo real para facilitar y acelerar el flujo de trabajo de la toma de decisiones (próxima página, abajo).

Soluciones para los problemas de la construcción de pozosLa perforación de pozos nuevos es una actividad que consume toda la atención de un equipo de proyecto. El consorcio CSSFD JV formó un grupo de trabajo de perforación que evaluó los aspectos geomecá-nicos y la trayectoria de cada pozo. El grupo modificó diversos parámetros de perforación para reducir el riesgo, los costos de perforación y el daño de la formación, y mejorar la integridad

> Centro de manejo integrado del activo (AIM). El equipo de trabajo de CSSFD monitorea constantemente las operaciones de perforación, remediación y producción para mejorar la eficiencia en el campo. Toda vez que se produce un corte eléctrico, tal como la falla de un equipo, el personal del centro alerta al campo para minimizar el tiempo no productivo y la producción diferida. Todas las actividades del campo son monitoreadas desde el centro AIM de Quito para optimizar la producción y reducir los costos de operación.

Volumen 26, no.3 59

de los pozos. Por ejemplo, a fin de minimizar los impactos ambientales en esta región sensible del Amazonas, todos los pozos se perforan desde una localización de perforación para múltiples pozos.

El grupo utilizó tecnologías diseñadas para incrementar la calidad del pozo. El sistema rota-tivo direccional (RSS) motorizado PowerDrive Orbit logró una buena limpieza del pozo, lo que redujo los tiempos de circulación y maniobras. El RSS motorizado PowerDrive vortex convirtió efectivamente la potencia hidráulica del lodo en potencia mecánica adicional para lograr un mejo-ramiento de la ROP.22 Los diseños de los arreglos de fondo de pozo, derivados del software de diseño de sistemas de perforación i-DRILL, contribuyeron a una ROP más alta, redujeron las vibraciones de la sarta de perforación e incrementaron los metros perforados con la barrena en secciones heterogé-neas del yacimiento.23 Los fluidos de perforación fueron diseñados para resultar compatibles con la formación y el régimen de esfuerzos locales, lo que aseguró la estabilidad química y mecánica del pozo. Gracias a la combinación de sistemas RSS, barrenas adecuadas y fluidos de perforación apropiados, los incidentes de atascamiento de las tuberías fueron menos frecuentes y menos seve-ros que en las campañas de perforación previas, llevadas a cabo en otros lugares del campo.

19. Rodríguez JC, Biedma D, Goyes J, Tortolero MA, Vivas P, Navarre P, Gozalbo E, Agostini D y Suter A: “Improving Reservoir Performance Using Integrated Asset Management in Shushufindi Asset,” artículo SPE 167835, presentado en la Conferencia y Exhibición de Energía Inteligente de la SPE, Utrecht, Países Bajos, 1º al 3 de abril de 2014.

Para obtener más información sobre el manejo integrado de activos, consulte: Bouleau C, Gehin H, Gutiérrez F, Landgren K, Miller G, Peterson R, Sperandio U, Trabouley I y Bravo da Silva L: “La gran visión de conjunto,” Oilfield Review 19, no. 4 (Primavera de 2008): 36–51.

20. Para obtener más información sobre las bombas eléctricas sumergibles, consulte: Bremner C, Harris G, Kosmala A, Nicholson B, Ollre A, Pearcy M, Salmas CJ y Solanki SC: “Tecnologías en evolución: Bombas eléctricas sumergibles,” Oilfield Review 18, no. 4 (Primavera de 2007): 34–49.

21. Goyes J, Biedma D, Suter A, Navarre P, Tortolero M, Ostos M, Vargas J, Vivas P, Sena J y Escalona C: “A Real Case Study: ‘Well Monitoring System and Integration Data for Loss Production Management’ Consorcio Shushufindi,” artículo SPE 167494, presentado en la Conferencia y Exhibición de Energía Inteligente de Medio Oriente de la SPE, Dubai, 28 al 30 de octubre de 2013.

22. Para obtener más información sobre el sistema rotativo direccional motorizado PowerDrive vortex, consulte: Copercini P, Soliman F, El Gamal M, Longstreet W, Rodd J, Sarssam M, McCourt I, Persad B y Williams M: “Mayor potencia para continuar la perforación,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 4–9.

23. Para obtener más información sobre el sistema de perforación diseñado i-DRILL, consulte: Centala P, Challa V, Durairajan B, Meehan R, Páez L, Partin U, Segal S, Wu S, Garrett I, Teggart B y Tetley N: “El diseño de las barrenas: Desde arriba hasta abajo,” Oilfield Review 23, no. 2 (Diciembre de 2011): 4–19.

> Informe diario del estado de monitoreo de los pozos. Para cada área de producción del campo petrolero Shushufindi-Aguarico —Aguarico, norte, central, sur y suroeste— un panel contiene cuatro columnas de datos del estado del pozo, el tiempo inactivo no programado, la pérdida de producción y la tasa de flujo de la última prueba de pozo. Los círculos de la izquierda de cada panel se encuentran codificados en colores para indicar el estado del pozo: normal (verde), cerrado para una prueba de pozo (azul), cierre programado (amarillo), cierre no programado (rojo), sin señal del equipo de monitoreo (negro) y sin monitoreo (blanco). En la base de cada panel se indica la pérdida de producción total no programada para el área. El resumen que figura por debajo de los paneles muestra la pérdida de producción acumulada del día, el número de pozos cerrados y la pérdida de producción por cierres no programados y cierres programados.

> Salas de colaboración. En el centro AIM, un equipo multidisciplinario realiza los ajustes finales del diseño de una terminación inteligente de múltiples zonas. Mediante la utilización de capacidades de visualización y comunicación de última generación, los ingenieros pueden mostrar los atributos de los yacimientos, el diseño mecánico y los indicadores clave de rendimiento en la pantalla de video y colaborar con el centro de soporte de Houston mediante video conferencias.

60 Oilfield Review

Disparos

Disparos

Zona 1

Zona 2

Empacador

Empacador

ESP

FCV y sensores

Módulo multicaída

Módulo multicaída

Cápsula

FCV y sensores

Para minimizar el factor de daño de la forma-ción, los ingenieros utilizaron fluidos con un con-tenido de sólidos relativamente bajo, tales como los sistemas de fluidos de perforación de yaci-mientos M-I SWACO FLO-PRO, para perforar la sección del yacimiento.24 Mediante la utilización de un probador de taponamiento de la permeabi-lidad, los analistas de laboratorio sometieron a pruebas una serie de núcleos para verificar la efectividad del revoque de filtración.25 Estos resul-tados fueron utilizados para diseñar un fluido sellador eficiente con un mínimo daño de las are-nas objetivo. Estas nuevas tecnologías de perfora-ción, en combinación, permitieron reducir los tiempos de perforación de cada pozo de este campo de un promedio de 30 días por pozo en el año 2011 a 22 días en 2014.

Se han formado equipos de trabajo indepen-dientes para la ejecución de las terminaciones de los pozos nuevos y para las intervenciones. El equipo de terminaciones de pozos investigó las tecnologías de terminaciones inteligentes, espe-cíficamente, las terminaciones inteligentes con-céntricas compactas.

El éxito de esta operación depende de la preci-sión de los objetivos de perforación definidos por el equipo del subsuelo. Los ingenieros registran los pozos con herramientas LWD y herramientas

operadas con cable. Y la ejecución rápida de una evaluación petrofísica les proporciona los datos necesarios para diseñar con celeridad el pro-grama de entubación y seleccionar las profundi-dades de los disparos. El equipo a cargo de las terminaciones diseña el programa de terminacio-nes y programa la entrega del equipo de levanta-miento artificial y las tuberías de revestimiento con varios meses de anticipación a la fecha de inicio de la perforación del pozo.

El consorcio CSSFD JV aplica además tecnolo-gías de terminación de avanzada para reducir el daño de la formación mediante el diseño de flui-dos de terminación acorde con las pruebas de flujo en núcleos, la mineralogía y la compatibili-dad con el yacimiento. Por ejemplo, el equipo de terminación de pozos ha aplicado técnicas de disparos, tales como el sistema de disparos limpios PURE, el fluido de disparos no invasivo CLEANPERF y las implosiones controladas posteriores a los disparos P3 PURE para limpiar los disparos.26

La aplicación de estas técnicas y herramientas ayudó a reducir el daño de la formación, que pasó de un factor de daño de 6 a uno de 1 (véase “Innovaciones en operaciones de disparos: Perforación de orificios y modelos de desempeño,” página 14). Los tratamientos de fracturamiento hidráulico han sido utilizados con éxito en algu-nos de los pozos terminados en el submiembro Napo U superior para mejorar la producción; esta técnica de terminación de pozos agrega otro nivel de complejidad a las operaciones.

Desde 1994, la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH) —la autoridad que regula la actividad hidrocarburífera en Ecuador— prohíbe la mezcla del petróleo recupe-rado de los yacimientos de los miembros T y U de la formación Napo con el petróleo del miembro basal de la formación Tena. La mayor parte de los pozos del campo Shushufindi fueron terminados tanto en las arenas T como en las arenas U, y para cumplir con las regulaciones de la agencia ARCH, las arenas son explotadas de manera secuencial.

Esta práctica no conduce a la optimización de la producción incremental porque difiere la pro-ducción de petróleo; por consiguiente, CSSFD evaluó los pozos con el fin de identificar los can-didatos para la instalación del sistema modular de control multizonal IntelliZone Compact para terminaciones inteligentes.27 Esta tecnología per-mite el flujo y la medición simultáneos de múlti-ples zonas del yacimiento (izquierda). El sistema incluye sensores de presión y temperatura de fondo de pozo y proporciona mediciones de superficie de producción de petróleo, gas y agua. Estas capacidades hacen posible que el consorcio CSSFD JV asigne la producción a cada arena y satisfaga de ese modo los requisitos impuestos por la agencia ARCH. Además, los ingenieros del cen-tro AIM monitorean constantemente el sistema de terminaciones inteligentes para identificar el comportamiento de los intervalos productivos y efectuar los ajustes que correspondan.

En diciembre de 2013, después de un año de estudio, los ingenieros comenzaron a instalar el sistema IntelliZone Compact en el pozo SSF-136D de acuerdo con los objetivos del programa pres-critos por CSSFD. A continuación se indican los objetivos del proyecto:• Explotar las arenas T y U simultáneamente• Efectuar pruebas de restauración de presión en

una arena, mientras se establece el flujo de la otra

• Proporcionar accesibilidad para las estimula-ciones independientes

• Configurar el pozo para un reemplazo más rápido de las bombas ESP

> Terminaciones inteligentes. En esta configuración, la bomba eléctrica sumergible (ESP) se encuentra encapsulada para su fácil mantenimiento y reemplazo. La utilización de módulos multicaída en cada zona proporciona a los ingenieros el control remoto de las válvulas de control de flujo de fondo de pozo (FCV) y la capacidad para monitorear los sensores de fondo de pozo que registran la presión y la temperatura de flujo de fondo de pozo, la presión y la temperatura de yacimiento y la posición de la herramienta. Esta configuración proporciona flexibilidad al centro AIM del campo Shushufindi para monitorear la producción simultánea, calcular la producción de líquidos con las válvulas FCV inteligentes y aislar las zonas para la medición trifásica, las operaciones de estimulación, la limpieza mecánica sin equipo de remediación o las pruebas de pozos.

Volumen 26, no.3 61

• Efectuar estudios de análisis de restauración de presión sin equipo de remediación

• Monitorear constantemente las presiones y tem-peraturas de flujo de fondo de pozo en tiempo real en las oficinas de CSSFD y en el centro AIM

• Permitir la inyección de químicos de fondo de pozo en la formación

• Aislar las arenas durante las remediaciones para minimizar el daño de formación

• Reducir la huella de las operaciones de pozos.Después de la instalación, los ingenieros veri-

ficaron las características del sistema y efectua-ron pruebas de producción individuales en las arenas T y U utilizando los estranguladores de fondo de pozo IntelliZone Compact en las posicio-nes de dos tercios abiertas y completamente abier-tas, a la vez que se monitorearon las presiones y temperaturas de flujo con medidores redundantes y sensores IntelliZone Compact. Los técnicos moni-torearon las tasas de flujo de superficie utilizando la tecnología de pruebas de pozos multifásicos Vx y luego efectuaron restauraciones de presión en las zonas T y U inferiores.28 La producción de petróleo de las arenas fue de 700 y 350 bbl/d [110 y 56 m3/d], respectivamente.

El equipo de remediaciones de pozos evaluó los pozos del campo para identificar aquellos con alto corte de agua y baja producción de petróleo. Luego, los ingenieros elaboraron un conjunto de soluciones adecuadas y clasificaron los candidatos para operaciones de remediación. Los programado-res asignaron los pozos a los equipos de remedia-ción y coordinaron las operaciones con un nuevo programa de perforación que evitó que los equipos de remediación estuvieran simultáneamente en la misma localización de múltiples pozos.

Programa piloto de inundación con aguaSegún los requisitos del contrato, el consorcio CSSFD JV debe llevar a cabo un proyecto piloto de inundación con agua. Por consiguiente, el con-sorcio planificó y programó iniciar la inyección de agua el cuatro trimestre de 2014. Para la eje-

cución de los proyectos piloto, se seleccionaron dos áreas de la región productora central del campo Shushufindi. Las zonas del yacimiento del submiembro Napo U inferior, en las que las tasas de producción de petróleo y las presiones de yaci-miento han declinado hasta alcanzar niveles antieconómicos, son los horizontes objetivos.

Al inicio del contrato de CSSFD, la distancia nominal existente entre los pozos de inyección y los pozos de producción era de aproximadamente 600 a 800 m [1 970 a 2 620 pies], lo que generaba áreas de distribución de pozos de unos 125 acres; el tamaño del área dependía del patrón de confi-guración de los pozos. Dado que el equipo de tra-bajo consideró que esta área de distribución de pozos era demasiado extensa, decidió revisar la implementación de áreas de distribución de pozos más pequeñas y espaciamientos más estrechos en un esfuerzo para seleccionar los sitios de inyec-ción que representaran el yacimiento U inferior típico del área central. El equipo de trabajo de la JV consideró que la inyección según un patrón o distribución —en lugar de la inyección perifé-rica, o en los flancos, estructura abajo— era más adecuada debido a su mayor eficiencia de inyec-ción, mayor flexibilidad y un tiempo de respuesta más rápido, que permiten su fácil modificación. El equipo de trabajo decidió además conservar el área de distribución de pozos de 125 acres para los proyectos piloto.

En mayo de 2012, los ingenieros de CSSFD seleccionaron dos localizaciones en la porción central de Shushufindi para llevar a cabo los pro-yectos piloto de inundación con agua; el área piloto 1 (PA1) contiene tres sistemas invertidos contiguos de cinco pozos. Al sur de esta área, el área piloto 2 (PA2) constituye un esquema simple de 125 acres (arriba, a la derecha).29 Los factores de recuperación para las áreas PA1 y PA2 son de aproximadamente 20% y 27% del OOIP, respecti-vamente. Los ingenieros de CSSFD evaluaron la utilización de las áreas de distribución de pozos de 30 acres [0,121 km2] y 60 acres y decidieron

mantener el espaciamiento actual de 600 a 800 m. Para asegurar que las áreas PA1 y PA2 se adecua-ran a este espaciamiento, el equipo de trabajo tuvo que perforar seis pozos en el área PA1 y dos pozos en el área PA2. Los pozos drenarán el yaci-miento en el submiembro T inferior bajo condi-ciones primarias y actuarán como inyectores en el submiembro U inferior, evitando los proble-mas de entubación y cementación que podrían haber ocurrido si se hubieran utilizado los pozos más antiguos.

> Pozos de las áreas del programa piloto de inundación con agua. En el área de producción central del campo Shushufindi se han seleccio-nado dos áreas para el programa piloto de inun- dación con agua. El área piloto 1 contiene tres sistemas invertidos contiguos de cinco pozos. Al sur de la misma, el área piloto 2 constituye un sistema simple, que se encuentra en espera porque el consorcio CSSFD JV la está conside-rando para un programa piloto de recuperación mejorada de petróleo (EOR).

10 0000 pies

0 2 500m

Área del programa piloto 1

Área del programa piloto 2

N

CerradoProductorInyectorAbandonado

24. Factor de daño es un término utilizado en la teoría de la ingeniería de yacimientos para describir la restricción para el flujo de fluidos en una formación geológica o en un pozo. Los valores de factor de daño positivos cuantifican las restricciones del flujo, en tanto que los valores de factor de daño negativos cuantifican los mejoramientos del flujo.

25. Un probador de taponamiento de la permeabilidad es un dispositivo utilizado para evaluar el desarrollo de filtrado con el tiempo, y el espesor y el aspecto del revoque de filtración. Los resultados de esta prueba permiten a los ingenieros evaluar el potencial para la invasión de fluidos en las formaciones.

26. Para obtener más información sobre la tecnología PURE, consulte: Bruyere F, Clark D, Stirton G, Kusumadjaja A, Manalu D, Sobirin M, Martin A, Robertson DI y Stenhouse A: “Nuevas prácticas para mejorar los resultados de las operaciones de disparos,” Oilfield Review 18, no. 3 (Invierno de 2006/2007): 18–35.

Para obtener más información sobre los fluidos de las operaciones de disparos, consulte: Behrmann L, Walton IC, Chang FF, Fayard A, Khong CK, Langseth B, Mason S, Mathisen AM, Pizzolante I, Xiang T y Svanes G: “Sistemas de fluidos óptimos para las operaciones de disparos,” Oilfield Review 19, no. 1 (Verano de 2007): 14–25.

27. Rodríguez JC, Dutan J, Serrano G, Sandoval LM, Arévalo JC y Suter A: “Compact Intelligent Completion: A Game Change for Shushufindi Field,” artículo SPE 169483, presentado en la Conferencia de Ingeniería Petrolera de América Latina y el Caribe de la SPE, Maracaibo, Venezuela, 21 al 23 de mayo de 2014.

Para obtener más información sobre las terminaciones inteligentes, consulte: Dyer S, El-Khazindar Y, Reyes A, Huber M, Raw I y Reed D: “Terminaciones inteligentes,” Oilfield Review 19, no. 4 (Primavera de 2008): 4–17.

Para obtener más información sobre el sistema modular de control multizonal IntelliZone Compact, consulte: Beveridge K, Eck JA, Goh G, Izetti RG, Jadid MB, Sablerolle WR y Scamparini G: “Terminaciones inteligentes modulares,” Oilfield Review 23, no. 3 (Marzo de 2011): 18–27.

28. Para obtener más información sobre la tecnología de pruebas de pozos multifásicos Vx, consulte: Atkinson I, Theuveny B, Berard M, Conort G, Groves J, Lowe T, McDiarmid A, Mehdizadeh P, Perciot P, Pinguet B, Smith G y Williamson KJ: “Un nuevo horizonte en mediciones de flujo multifásico,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 58–70.

29. Un sistema de cinco pozos es una configuración de inyección cuadrilateral que comprende cuatro pozos de inyección en los vértices y un pozo de producción en el centro. Un sistema invertido de cinco pozos tiene los pozos de producción en los vértices y el pozo de inyección en el centro.

62 Oilfield Review

El pozo SSFD-151D fue perforado en junio de 2012 y se extrajeron núcleos que fueron enviados al laboratorio de Análisis y Extracción de Muestras de Yacimientos de Schlumberger en Houston, en agosto de 2012. Las pruebas de núcleos indicaron que la calidad de las rocas, la saturación de agua inicial, la mojabilidad y la heterogeneidad varia-ban según la zona del yacimiento. El equipo de trabajo de CSSFD llegó a la conclusión de que los diseños convencionales de la sarta de inyección no resultarían satisfactorios ni cumplirían con

los requisitos de maximizar la inyectividad por zona, incrementar la eficiencia vertical y contro-lar las tasas de inyección por zona; para el logro de estos objetivos sería necesaria la extracción de la sarta de inyección. El proceso de inyección en el área PA2 se ha interrumpido, mientras el consorcio CSSFD JV considera el área para un proyecto piloto de EOR.

Cuando comenzó a regir el contrato, CSSFD reconoció que las instalaciones existentes eran inadecuadas para abordar el volumen de inyec-

> Planta de tratamiento de agua de última generación para el programa piloto de inundación con agua.

ción de agua y los requisitos de calidad. Debido a los largos plazos requeridos para el diseño de las instalaciones, la fabricación de los materiales, su entrega e instalación, el equipo a cargo de las insta-laciones necesitaba contar con un plan general para las especificaciones de calidad del agua y los volúmenes de inyección. El consorcio CSSFD JV ha construido una planta de tratamiento de agua que trata 40 000 bbl/d de agua, en cumplimiento con las especificaciones de calidad del agua (izquierda). La fecha anticipada de inicio del proyecto de inyec-ción es el cuarto trimestre de 2014.

Un gigante revividoEn los casi tres años transcurridos desde la entrada en vigencia del contrato, la asociación entre el Consorcio Shushufindi y la compañía operadora del campo, Petroamazonas EP, ha revertido con éxito la declinación de más de 20 años del campo. Desde febrero de 2012, la producción de petróleo se incrementó en más de un 60%, de 45 000 bbl/d a 75 000 bbl/d (izquierda, extremo inferior).

La razón de este rápido cambio de rumbo es el equipo integrado dedicado de expertos técni-cos y operacionales que trabajan con los profesio-nales de Petromazonas EP en el campo y en las oficinas de Quito. Además de proporcionar nue-vos conocimientos acerca de los yacimientos, el equipo de trabajo se enfocó en la introducción de tecnologías selectas en el campo, que mejoraron las eficiencias operacionales y permitieron abor-dar las incertidumbres asociadas con el subsuelo. Como resultado de estas acciones, la producción se incrementó en todo el campo. El consorcio CSSFD JV estableció un centro AIM para coordi-nar el monitoreo continuo en tiempo real de todas las operaciones de Shushufindi. Las opera-ciones de remediación, perforación y termina-ción de pozos son monitoreadas en forma remota para incrementar la seguridad, anticipar la exis-tencia de problemas, maximizar la eficiencia y minimizar el tiempo no productivo.

Los pasos adoptados por el consorcio y las tecno-logías que ha utilizado para revivir el campo Shushufindi y recuperar el control de su producción han ayudado al consorcio a lograr su objetivo con-tractual de optimizar la producción incremental. En los próximos años, el consorcio CSSFD JV conti-nuará con su estrategia de perforación y de termina-ción de pozos con el sistema IntelliZone Compact, expandirá las operaciones de inundación con agua para recuperación secundaria a todo el campo y evaluará el potencial para un programa de EOR. El gigante Shushufindi, rescatado de su declinación constante, ha sido dotado de una nueva vida y un futuro más brillante. —RCNH

> División de la producción de petróleo. La producción total de petróleo se ha incrementado desde la entrada en vigencia del contrato en enero de 2012. La producción de petróleo de referencia se indica en gris. La producción incremental de petróleo ha sido desglosada por el año y se ha dividido entre las operaciones de remediación (WO) y la perforación y la terminación de los pozos nuevos (NW) activos. La mayor contribución a la producción incremental de petróleo provino de la perforación y la terminación de los pozos nuevos y de la reducción del espaciamiento entre los pozos. La contribución secundaria de las remediaciones se ha mantenido constante en 10 000 bbl/d [1 590 m3/d] desde enero de 2013.

Tasa

de

prod

ucci

ón d

e pe

tróle

o, 1

000

bbl

/d

Fecha

0

20

40

60

80

Ago. 2014Feb. 2014Ago. 2013Feb. 2013Ago. 2012Feb. 2012

NW 2014NW 2013NW 2012

WO 2014WO 2013WO 2012

Referencia

Colaboradores

Volumen 26, no.3 63

Santiago Pablo Baggini Almagro reside en la Provincia de Neuquén, en Argentina. Allí se desempeña como campeón de dominio para el control de pérdidas de circulación y como ingeniero técnico líder en operaciones de cementación. Comenzó su carrera profesional en Schlumberger como ingeniero de campo especialista en cementación en el año 2010; en las posiciones que asumió subsiguientemente, contribuyó en la preparación de licitaciones y ayudó a introducir nuevas tecnologías. Santiago obtuvo una licenciatura en ingeniería química de la Universidad Nacional de Córdoba en Argentina.

Carlos Baumann se desempeña como ingeniero de investigación principal en el Centro de Tecnología de Terminaciones de Yacimientos de Schlumberger en Rosharon, Texas, EUA. En 1988, se desempeñó como miembro investigador en el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas del Instituto de Desarrollo Tecnológico de Santa Fe, en Argentina. Luego, pasó dos años como ingeniero de investigación en Industrias Metalúrgicas Pescarmona, en Mendoza, Argentina. Desde 1992 hasta 1997, trabajó como inves-tigador en mecánica computacional en la Universidad de Texas en Austin. Y luego trabajó como ingeniero senior para Altair Engineering en Austin, antes de ingresar en Schlumberger en el año 2008. Sus proyec-tos en Schlumberger incluyen el desarrollo del software de planificación SPAN* PURE* y el software de impactos de las pistolas de disparos SPAN. Posee una maestría en ingeniería mecánica de la Universidad Nacional de Rosario, en Argentina, y un doctorado en ciencias e ingeniería y mecánica de la Universidad de Texas en Austin.

Daniel F. Biedma es gerente de inspección de yacimientos e ingeniería de producción para el Consorcio Shushufindi y para Tecpetrol S.A. en Quito, Ecuador. Comenzó su carrera profesional en el año 1995 en Tecpetrol, Argentina, como ingeniero de yacimientos. Allí, trabajó en proyectos relacionados con campos de gas condensado naturalmente fracturados y campos de petróleo volátil. Después de seis años, se incorporó en el equipo de simulación de yacimientos a cargo de las operaciones de simulación pseudo composicional y de petróleo negro. Luego, se convirtió en gerente de yacimientos para las operaciones de Tecpetrol en la región sur y tuvo a su cargo el desarrollo de campos petroleros completos y diversos proyectos de recuperación secundaria y recuperación mejorada de petróleo. Más recientemente, se desempeñó como gerente técnico y operacional para las operaciones de Tecpetrol en Venezuela, a cargo de las actividades de exploración y producción relacionadas con el proyecto de la Empresa Mixta con Petróleos de Venezuela S.A. Daniel, que es miembro de la SPE y autor, coautor y presentador de numerosos artículos técnicos, posee una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad Nacional de Cuyo, en Mendoza, Argentina.

Chip Corbett es director de Programas de Estudio para Capacitación en Ingeniería de Yacimientos de Schlumberger Information Solutions (SIS) y asesor de simulación de yacimientos y construcción de modelos del subsuelo con base en Houston.

Comenzó su carrera profesional en Schlumberger como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable en 1981, fue trasladado al segmento SIS en 1990 e ingresó en PetroTechnical Services en 1996. Ha aplicado sus conocimientos de diversos ambientes depositacionales en estudios integrados multidiscipli-narios de campos para muchos proyectos de todo el mundo, más recientemente en el campo petrolero Shushufindi de Ecuador. Chip obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad de California, en Berkeley, EUA, y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de Houston.

Amine Ennaifer se desempeña como ingeniero de yacimientos senior en el segmento Testing Services de Schlumberger, en Clamart, Francia. Está involucrado en la simulación de yacimientos naturalmente fracturados y provee soporte para las operaciones de pruebas y la ingeniería. Comenzó su carrera profesional en la compañía en el año 2005 como matemático en el Centro de Productos Riboud de Schlumberger en Francia. Subsiguientemente, ingresó en el Centro de Investigación de Carbonatos de Schlumberger en Dhahran, Arabia Saudita. Allí, trabajó como investigador científico en el modelado geofísico. Luego, volcó sus habilidades matemáticas al área de modelado de yacimientos y soporte de las operaciones de simulación e interpretación para el análisis de presiones transitorias. Amine recibió un diploma grande école en matemática aplicada de la École Centrale de París.

Alfredo Fayard es asesor de operaciones de disparos y gerente de ingeniería del Centro de Servicios de Producción de Schlumberger en Rosharon y reside en Rosharon, Texas. Dirige el desarrollo de productos, enfocándose en las tecnologías de disparos para operaciones de intervención, estimulación y termina-ción de pozos. Comenzó su carrera profesional como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable en 1979 y desde entonces ocupó posiciones de ventas, directivas y de capacitación y desarrollo en América del Sur y Europa. En 1996, fue trasladado al Centro de Servicios de Producción de Schlumberger en Rosharon para manejar el desarrollo de productos del equipo RapidResponse* para los productos de las operaciones de disparos. Luego, se convirtió en campeón de dominio global para operaciones de disparos en Houston, proveyendo soporte técnico mundial para las terminaciones en pozo entubado y posteriormente fue designado gerente de desarrollo de negocios en México, donde proporcionó soporte técnico para las operaciones de disparos a operadores de América Latina. Es miembro activo de la SPE y autor y coautor de diversos artículos. Alfredo posee un diploma de ingeniería en electrónica y sistemas de control de la Universidad Tecnológica Nacional en Buenos Aires.

Cliff Frates se desempeña como ingeniero de perforación para Dorado E&P Partners en Denver. Recientemente, se desvinculó de Apache Corporation, en Tulsa, donde tuvo a su cargo la operación de tres equipos de perforación en la cuenca de Anadarko. Previamente, se desempeñó durante dos años como

perforador MWD/LWD y perforador direccional en el segmento Drilling & Measurements de Schlumberger en Oklahoma City, Oklahoma, EUA. Cliff obtuvo una licenciatura en economía del Hillsdale College, en Michigan, EUA, y otra en ingeniería civil de la Universidad Estatal de Oklahoma, en Stillwater.

Jeremy Garand se desempeña como ingeniero de servicios de diseño y evaluación para clientes DESC* del segmento Well Services Marketing and Sales de Schlumberger, en Tulsa. Trabaja junto con otros ingenieros en Apache Corporation, donde provee soporte de ventas y mercadeo para el tratamiento de pérdidas de circulación PressureNET*. Comenzó su carrera profesional como ingeniero de campo especialista en operaciones de cementación en el año 2007 y ha ocupado diversas posiciones en el campo y en soporte de operaciones. Inmediatamente antes de ocupar su posición actual, fue gerente de servicios del segmento Well and Completion Services en Strasburg, Ohio, EUA, donde tuvo a su cargo los servicios de pozos nuevos del área. Jeremy posee una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad Estatal de Pensilvania, en University Park, EUA.

Palma Giordano es campeona de productos de mediciones de fondo de pozo para el segmento Testing Services de Schlumberger y reside en Clamart, Francia. Sus responsabilidades incluyen la promoción y el soporte de nuevos sensores para pruebas de fondo de pozo y sistemas de telemetría inalámbrica. Ingresó en la compañía en el año 2005 en Caracas y ocupó posiciones de operaciones de campo y cargos directivos en Brasil, Escocia y la República Democrática del Congo. Antes de asumir su posición actual, se desempeñó como instructora de capacitación en el Centro de Aprendizaje de Europa de Schlumberger en París. Palma obtuvo una licenciatura en ingeniería química de la Universidad Simón Bolívar en Caracas.

Francisco Giraldo se desempeña como ingeniero de petróleo en Schlumberger en Quito, Ecuador. Cuenta con 33 años de experiencia en la industria del petróleo y el gas con conocimientos generales de operaciones petroleras y manejo de activos; ha trabajado para compañías petroleras nacionales, compañías operadoras de petróleo internacionales y compañías de servicios petroleros. En los últimos 19 años, ocupó posiciones relacionadas con el manejo de proyectos y de activos en diversos países de América del Sur, América del Norte y Europa, además de Rusia y Libia. Es autor y coautor de proyectos técnicos que recibieron seis medallas de bronce, tres de plata, una de oro y un premio del programa Performed by Schlumberger del Funcionario Ejecutivo Principal (CEO). Francisco obtuvo una licen-ciatura en ingeniería petrolera de la Fundación Universidad de América, en Bogotá, Colombia, un diploma profesional en manejo de proyectos del Project Management Institute y un diploma en análisis de ries-gos y gestión de la incertidumbre en proyectos de pro-ducción y exploración de Reliability Risk Management.

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Amit Govil ingresó en Schlumberger en 1993 como ingeniero de campo. Durante sus nueve años en el campo, trabajó con una diversidad de clientes utilizando tecnologías para pozos entubados en India y Qatar. En el año 2003, comenzó a brindar soporte para las operaciones como campeón de dominio de pozos entubados en India. Desde 2007, se desempeña como campeón de dominio principal para operaciones de disparos y producción para Escandinavia y actualmente reside en Tananger, Noruega. Es autor de múltiples artículos técnicos y miembro activo de la SPE y de la organización Intervention and Coiled Tubing Association. Amit posee una licenciatura en ingeniería de producción de la Universidad de Pune, en India.

Brenden Grove se desempeña como ingeniero principal y director del programa de pruebas de clientes para operaciones de disparos en el Centro de Tecnología de Terminaciones de Yacimientos (SRC) de Schlumberger en Rosharon, Texas. Sus responsabilidades principales incluyen la entrega de programas de pruebas de tecnologías e investigación de sistemas de disparos dirigidos por el cliente para optimizar las terminaciones y el comportamiento de los pozos. Comenzó su carrera profesional en 1991 como ingeniero de Investigación y Desarrollo en Orlando Technology Inc. en Shalimar, Florida, EUA. Allí, trabajó en las pruebas de desarrollo y el diseño numérico y la evaluación de los componentes convencionales y sistemas de armas, incluyendo las cargas premoldea-das (huecas). En 1996, se incorporó en el Centro de Operaciones de Disparos y Pruebas de Schlumberger en Rosharon como ingeniero de desarrollo de productos, trabajando en las cargas premoldeadas PowerFlow* y PowerJet*. Posteriormente, como ingeniero de investigación, trabajó en el sistema de pistolas PowerSpiral*, las cargas MultiFlow* y en sistemas de disparos con niveles de detritos bajos y nulos. Sus actividades de investigación subsiguientes se centraron en las interacciones entre los sistemas de disparos y el yacimiento, con énfasis en la minimización del daño mecánico del pozo. Antes de ocupar su posición actual en el año 2013, dirigió los grupos de Tecnología de Operaciones de Disparos y Estudios Avanzados de Schlumberger, que desarrollaron los primeros miembros de la familia de cargas PowerJet Nova*, el programa SPAN Rock* y los modelos de soporte relacionados. Autor de numerosos artículos y titular de muchas patentes, Brenden obtuvo una licenciatura de la Universidad de Florida, en Gainesville, y una maestría de la Universidad de Houston, ambas en ingeniería mecánica.

Jeremy Harvey se desempeña como investigador científico senior para el Departamento de Investigación de Operaciones de Disparos de Schlumberger en Rosharon, Texas, y es el autor del modelo de profundidad de penetración en rocas sometidas a esfuerzos y del modelo de factor de daño en condiciones de bajo balance dinámico, que forman parte esencial del programa de análisis de operaciones de disparos SPAN Rock. Desde su ingreso en Schlumberger en el año 2007, trabajó en el Centro de Investigaciones para el Mejoramiento de la Productividad en Rosharon, donde efectuó pruebas internas de cargas de disparos y brindó asistencia en pruebas de cargas para clientes. Antes de ingresar en Schlumberger, Jeremy fue profesor investigador adjunto de ingeniería mecánica en la Universidad de Alabama, en Birmingham, EUA. Previo a ocupar esta

posición, trabajó para Raytheon Space and Airborne Systems, donde llevó a cabo su investigación doctoral sobre aplicaciones de sistemas de refrigera-ción criogénica. Jeremy posee una licenciatura, una maestría y un doctorado en ingeniería mecánica del Instituto de Tecnología de Georgia en Atlanta, EUA.

Jean Paul Lafournère se desempeña como petrofísico principal de yacimientos y especialista en adquisición de datos a cargo de la caracterización de yacimientos para Schlumberger y Consorcio Shushufindi en Quito, Ecuador. Comenzó su carrera profesional en Schlumberger hace 25 años como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable. Diez años después, se convirtió en el petrofísico senior de interpretación y desarrollo para África Occidental. Desde entonces, ha ocupado múltiples posiciones de geociencias, dirección, desarrollo de negocios y mercadeo. Más recientemente, se desempeñó como petrofísico senior y especialista en adquisición de datos para la visualización, conceptualización y definición de pozos de exploración en aguas ultra profundas, en el cintu-rón plegado Perdido, en el área marina de México; como gerente de geología y geofísica para el proyecto Laboratorio Integral de Campo Agua Fría en el campo petrolero Chicontepec, en México; y como líder para la optimización de los procesos de inyección selectiva de agua en el campo petrolero Casabe de Colombia. Jean Paul, que es autor y coautor de muchos artículos técnicos y miembro de la SPE y la SPWLA, obtuvo una maestría en geología de la Université de Montpellier 2, Sciences et Techniques, en Francia, y un diploma en minería e ingeniería de exploración petrolera de la École Nationale Supérieure de Géologie de Nancy, en Francia.

Gustavo Ariel Marín se desempeña como ingeniero de petróleo de Schlumberger en Quito, Ecuador. Cuenta con 18 años de experiencia en la industria del petróleo y el gas con conocimientos en manejo de operaciones, operaciones petroleras, ingeniería de producción, ingeniería de yacimientos y planificación del desarrollo de campos petroleros. En los últimos 14 años, ocupó posiciones técnicas, de manejo de proyectos y operaciones en Argentina, EUA, México y Ecuador. Es autor y coautor de muchas publicaciones técnicas y ha hecho presentaciones en diversas conferencias internacionales. Gustavo obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad Nacional del Comahue, en Neuquén, Argentina, y un diploma en manejo de proyectos del Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey, en México.

Andy Martin es asesor de Schlumberger y campeón de dominio global para operaciones de disparos en Cambridge, Inglaterra. Allí proporciona soporte técnico para los negocios de operaciones de disparos y los clientes de Schlumberger. Después de ingresar en Schlumberger Wireline como ingeniero de campo en 1979, ocupó diversas posiciones de campo, principalmente en Medio Oriente. En 1990, se convirtió en ingeniero de planta en la oficina central de Wireline & Testing en Montrouge, Francia, antes de convertirse en tutor de servicios de producción en el Centro de Capacitación Británico de Livingston, en Escocia. Su variada experiencia laboral incluye posiciones como editor para Oilfield Review e ingeniero de planta del grupo de mercadeo en el Campus de Schlumberger en Rosharon, Texas. Antes de ocupar su posición actual en el año 2007, fue campeón de dominio para operaciones de disparos

de Schlumberger para la región del Mar del Norte. Autor de numerosos artículos y titular de diversas patentes, Andy posee una maestría en ciencias de la ingeniería de la Universidad de Oxford, en Inglaterra.

Roberto Franco Méndez García es coordinador del Grupo Multidisciplinario de Diseño e Intervenciones de Pozos (GMDIP) de Petróleos Mexicanos para el campo Cinco Presidentes y reside en Agua Dulce, Veracruz, México. Cuenta con más de 26 años de experiencia en la industria del petróleo. Antes de ocupar su posición actual, estuvo a cargo del GMDIP en Comalcalco, México. Allí, coordinó las operaciones de perforación y remediación de pozos de alta presión y alta temperatura. Sus responsabilidades incluyen el diseño, la coordinación y la evaluación de la perforación de pozos nuevos y remediaciones. Roberto Franco obtuvo una licenciatura y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad Nacional Autónoma de México, en Ciudad de México.

Arnoud Meyer se desempeña como campeón de productos para tecnología de integridad de pozos en Clamart, Francia. Comenzó su carrera profesional en Schlumberger en 1998 como ingeniero del segmento Well Services en el noroeste de Siberia y desde entonces ha ocupado diversas posiciones directivas, de operaciones, ventas y mercadeo a través de toda Europa, Rusia y Asia.

Jock Munro se desempeña como campeón de dominio para operaciones de disparos de Schlumberger para Europa y África; se especializa en soluciones de disparos para el logro de eficiencia y la maximización de la productividad de los pozos. Previamente, desde Aberdeen, proporcionó soporte técnico para las operaciones de disparos en el Mar del Norte. Jock ingresó en Schlumberger en Australia en 1990 y posee conocimientos generales de operaciones con línea eléctrica, terminación de pozos y disparos. Ha ocupado diversas posiciones, incluidas las de campeón de productos para las válvulas de aislamiento de la formación FIV* en el Centro de Tecnología de Terminaciones de Yacimientos de Schlumberger en Rosharon, Texas, y para ventas técnicas de sistemas de disparos para Brunei, Malasia y República de Filipinas.

Pedro R. Navarre es gerente de campos petroleros digitales para Schlumberger y Consorcio Shushufindi en Quito, Ecuador. Tiene a su cargo el centro de Manejo Integrado del Activo de Consorcio Shushufindi. Comenzó su carrera profesional en Dowell Schlumberger hace 25 años como ingeniero de campo. Allí, trabajó en operaciones de cementación, fracturamiento y tubería flexible. Doce años después, se dedicó a las operaciones de terminación de pozos y productividad; ocupó posiciones técnicas y de mercadeo e implementó el negocio ProductionWatcher* para el área de aguas profundas de la Costa Norte del Golfo en EUA. Cinco años después, ingresó en PetroTechnical Services y ocupó cargos directivos en México, Emiratos Árabes Unidos y Colombia. Ocupa su posición actual en el segmento Production Management de Schlumberger desde el año 2012. Pedro obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad de Buenos Aires y un certificado de postgrado en ingeniería petrolera de la Universidad de Tulsa.

Bengt Arne Nilssen es el gerente de comunicaciones de mercadeo para el segmento Testing Services de Schlumberger y reside en Houston. Comenzó su carrera profesional en la compañía, en Noruega, en el año 1997 como especialista de campo en pruebas de

pozos efectuadas en la superficie. Ocupó posiciones de manejo de operaciones de campo en EUA y Australia, y luego se convirtió en gerente de capacitación y desarrollo para el segmento Testing Services en la oficina central de París. Antes de ocupar su posición actual en el año 2013, Bengt fue gerente de operaciones y servicios de pruebas de Schlumberger para el GeoMarket* del Mar del Norte. Estudió economía y teoría organizacional en la Universidad de Bergen, en Noruega, y ciencias de la computación en Høgskolsenteret Rogaland, en Stavanger.

Ifeanyi Nwagbogu es gerente de operaciones para el segmento Testing Services de Schlumberger para la región de África Occidental y reside en Lagos, Nigeria. Después de ingresar en la compañía como ingeniero de campo en París, en el año 2001, ocupó posiciones de operaciones de campo en Túnez y Arabia Saudita y luego se desempeñó como gerente de servicios de campo y gerente de proyectos de desarrollo y explora-ción en Gabón y Ghana. Fue trasladado a París como campeón de productos para el sistema de telemetría inalámbrica Muzic* en el año 2011 y asumió su posi-ción actual en agosto de 2014. Ifeanyi posee una licen-ciatura en ingeniería electrónica de la Universidad de Benín, en Nigeria.

Arturo Ramírez Rodríguez es gerente del activo Cinco Presidentes para Petróleos Mexicanos (PEMEX) y reside en Agua Dulce, Veracruz, México. Comenzó su carrera profesional en PEMEX en el año 1983 como ingeniero de petróleo. Antes de ocupar su posición actual, ocupó diversas posiciones directivas en los activos Muspac y Bellota. Previamente, estuvo a cargo del diseño, la coordinación y la evaluación de la perforación de pozos nuevos e integró el grupo de información técnica para el desarrollo de pozos. Cuenta con más de 31 años de experiencia en la industria del petróleo. Arturo es miembro de la SPE y de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México. Posee una licenciatura y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad Nacional Autónoma de México, en Ciudad de México.

Andy Sooklal es gerente de ingeniería de perforación y terminación de pozos para Maersk Oil Angola AS en Luanda y cuenta con más de 15 años de experiencia en la industria de exploración y producción de hidro-carburos. Dirige la función de ingeniería de pozos para brindar soporte a los compromisos de perforación, ter-minación y pruebas de pozos de Maersk Oil para los pozos de exploración de aguas profundas y de regiones presalinas. Antes de ser trasladado a Angola en el año 2012, trabajó para Maersk Oil en operaciones interna-cionales en Dinamarca. Comenzó su carrera profesio-nal como ingeniero de petróleo en el Ministerio de Energía de Trinidad y Tobago, en donde pasó cinco años trabajando en ingeniería de perforación en BHP Billiton. Andy obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica y una maestría en ingeniería petrolera, ambas de la Universidad de las Indias Occidentales en St. Augustine, Trinidad y Tobago.

Andreas Suter es gerente de explotación para el proyecto de Manejo de la Producción de Schlumberger en Shushufindi, en Ecuador, y reside en Quito. Además, se desempeña como geólogo principal en Schlumberger y cuenta con 22 años de experiencia en la industria del petróleo y el gas en Ecuador, Colombia, México y Venezuela, y en África Occidental y Medio Oriente. Previamente, fue gerente de subsuelo para la alianza forjada entre Schlumberger y Ecopetrol para el campo Casabe. Desde su ingreso en Schlumberger

en 1992 como geólogo en Nigeria, manejó los servicios de datos, procesamiento de datos geológicos, estudios geológicos de múltiples pozos, estudios de caracteriza-ción de campos y yacimientos, y el soporte técnico para clientes en África Occidental. Allí, trabajó en estrecha colaboración con compañías petroleras internacionales en los bloques marinos y de aguas profundas de Angola y la República Democrática del Congo. Andreas obtuvo un diploma en geología de la Université de Neuchâtel, en Suiza. Es autor y coautor de numerosos artículos técnicos.

Stephane Vannuffelen es gerente del Proyecto Muzic en el Centro de Productos Riboud de Schlumberger en Clamart, Francia, posición que desempeña desde el año 2008. Ingresó en la compañía en 1996 para traba-jar en estudios de cemento en el laboratorio de soporte de Schlumberger en Dowell, Aberdeen. Luego, trabajó como ingeniero físico de Investigación y Desarrollo y líder de proyecto en Montrouge, Francia, y en Clamart, dedicándose al desarrollo de medidores de gas. En el año 2003, fue trasladado al Centro de Tecnología KK de Schlumberger en Japón y trabajó en el diseño del sistema InSitu Fluid Analyzer* para los segmentos Wireline y Drilling & Measurements. Stephane obtuvo un diploma grande école en física de la École Supérieure de Physique et de Chimie Industrielles en Francia.

Iván Vela se desempeña como ingeniero de petróleo para Petroamazonas EP en Quito, Ecuador. Cuenta con 25 años de experiencia en la industria del petróleo y el gas, tanto marina como terrestre, con conocimientos generales de manejo de operaciones, remediación de pozos, ingeniería de producción y desarrollo de campo petroleros. En los últimos quince años, ocupó posiciones relacionadas con manejo de operaciones, proyectos de reinyección de agua, manejo de remedia-ciones y manejo de proyectos en Canadá, Brasil, Perú y Ecuador. Iván posee una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad Central del Ecuador en Quito, una maestría en administración de empresas de la Universidad Autónoma de Barcelona, en España, y un diploma en análisis probabilístico de riesgo en proyectos de producción del Instituto Tecnológico de Monterrey, en México. Es autor y coautor de muchos artículos técnicos y ha hecho presentaciones en diversas conferencias internacionales.

César Vélez Terrazas es el gerente de cuentas del segmento Oilfield Services de Schlumberger en Villahermosa, Tabasco, México. Está a cargo de nuevas oportunidades y de programas de desarrollo. Después de ingresar en Dowell Schlumberger como ingeniero de campo especialista en operaciones de cementación y estimulación de pozos en 1985, ocupó diversas posiciones de campo, principalmente en el sudeste de México. En el año 1994, fue trasladado al área de servicios de fluidos de perforación y estuvo a cargo del desarrollo del primer negocio de fluidos de perforación de Schlumberger en Villahermosa. Después de concluir una misión en Maracaibo, Venezuela, retornó a México como gerente de cuentas del segmento Information Services de Schlumberger y estuvo a cargo del Proyecto de Productividad en el sur de México. Desde 2008 hasta 2010, fue gerente de ventas para las operaciones de WesternGeco. César obtuvo un diploma de ingeniería industrial del Instituto Tecnológico de Chihuahua, en México, y una maestría en mercadeo de la Universidad del Valle de México, en Ciudad de México.

Guillermo Villanueva es gerente de operaciones de intervención de pozos para el segmento Integrated Project Management de Schlumberger y Consorcio Shushufindi en Quito, Ecuador. De sus 25 años de experiencia en la industria, trabajó durante 13 años para Schlumberger como asesor para el diseño de operaciones de terminación y remediación de pozos, ingeniería de producción y de yacimientos, y manejo técnico y de operaciones. Ha aplicado sus conocimientos técnicos especiales para el control de la producción de arena y los tratamientos de estimulación y fracturamiento en pozos horizontales para proyectos en Venezuela, México, Brasil y Ecuador. Guillermo posee un postgrado en ingeniería petrolera de la Universidad Nacional de Ingeniería, en Lima, Perú. Es autor y coautor de numerosos artículos técnicos y titular de patentes relacionadas con equipamientos de terminación de fondo de pozo.

Carl Walden es superintendente de operaciones de pruebas y terminación de pozos en el departamento de desarrollo y explotación para Maersk Oil Angola AS en Luanda, Angola.

Wenbo Yang se desempeña como ingeniero principal de productividad de pozos y energética en el Centro de Tecnología de Terminaciones de Yacimientos de Rosharon, Texas. Está a cargo del desarrollo de nuevos productos para operaciones de disparos y nueva tecnología. Desde su incorporación en el grupo de ingeniería de cargas premoldeadas en el año 1995, trabajó en los grupos de diseño, ingeniería, respuesta rápida, investigación, tecnología de disparos y energética, en los que se enfocó en productos explosivos y en la tecnología para aplicaciones de operaciones de disparos. Integró los equipos de trabajo de diseño que desarrollaron la tecnología PowerJet, los sistemas de transferencia balística de punta a punta, el sistema de disparos orientados bajado con la tubería de producción OrientXact*, el sistema de disparos con disposición de las cargas en espiral PowerSpiral, la tecnología PURE y la tecnología PowerJet Nova. Autor de más de doce artículos y titular de más de doce patentes, Wenbo obtuvo una licenciatura y una maestría en física de la ingeniería del Instituto de Tecnología de Beijing, y una maestría y un doctorado en geofísica del Instituto de Tecnología de California, en Pasadena.

Lang Zhan se desempeña como ingeniero de yacimien-tos dedicado a la investigación en el departamento de gas no convencional y petróleo en areniscas compactas de Shell International Exploration and Production Inc., en Houston. Desde 2001 hasta 2012, se desem-peñó como ingeniero de yacimientos senior en el Campus de Schlumberger en Rosharon, Texas, donde trabajó en evaluaciones dinámicas de yacimientos, desarrollo de software para operaciones de disparos y modelado geomecánico y de yacimientos combinado para el segmento Testing Services de Schlumberger y en el grupo de investigación de estudios avanzados de operaciones de disparos. Lang posee una licenciatura y una maestría en ingeniería mecánica de la Universidad de Tsinghua en Beijing y un doctorado en ingeniería petrolera de la Universidad del Sur de California en Los Ángeles

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

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Curioso: El deseo de saber y porqué tu futuro depende de elloIan LeslieBasic Books, Miembro deThe Perseus Books Group250 West 57th Street, Suite 1500Nueva York, Nueva York 10107 EUA2014. 240 páginas. USD 26,99ISBN: 978-0-465-07996-4

El acceso fácil a la información a través de Internet no garantiza el desarrollo de la curiosidad, sino que por el contrario lo reprime, según el autor Ian Leslie, porque las respuestas instantáneas no estimulan el deseo de aprender y la innovación, características de la búsqueda sostenida del conocimiento, al que define como la verdadera curiosidad. El autor examina qué es lo que alimenta la curiosidad y qué la degrada, para lo cual se basa en investigaciones de índole sicológica, económica, educativa y empresarial; y balancea sus investigaciones con relatos, casos de estudio y consejos prácticos.

Contenido:

• Cómo funciona la curiosidad: Tres viajes; Cómo se inicia la curiosidad; Rompecabezas y misterios.

• La divisoria de la curiosidad: Las tres edades de la curiosidad; El dividendo de la curiosidad; El poder de las preguntas; La importancia de saber.

• Cómo mantener la curiosidad: Siete maneras de mantenerse curioso.

• Epílogo: Bjarni

• Notas, Bibliografía, Índice

Leslie . . . escribe de manera convincente. . .acerca de la necesidad humana y el deseo de aprender en profundidad y desarrollar conocimientos.

Broughton PD: “Book Review,” The Wall

Street Journal (4 de septiembre de 2014),

http://online.wsj.com/articles/book-review-

curious-by-ian-leslie-1409872348

(Se accedió el 23 de septiembre de 2014).

Un examen severo del impacto de la tecnología informática en el potencial innovador de nuestra cultura.

“Book Review,” Kirkus Review (30 de junio

de 2014), https://www.kirkusreviews.com/

book-reviews/ian-leslie/curious-desire-to-know/

(Se accedió el 24 de septiembre de 2014).

Puntos de medición: La visualización que significa algoNathan YauJohn Wiley & Sons10475 Crosspoint BoulevardIndianápolis, Indiana 46256 EUA2013. 320 páginas. USD 39,99ISBN: 978-1-118-46219-5

El análisis de los datos se vuelve narrativo en las manos del autor Nathan Yau, que explora la intersección de los datos con el diseño. Yau utiliza el arte, el diseño, las ciencias de la computación, la estadística, la cartografía y los medios de comunicación en línea para asistir a quienes observan los datos en la visualización de los contenidos que éstos transmiten y ayudan a quienes los utilizan a hallar nuevas formas de ilustrarlos.

PUBLICACIONES DESTACADASPróximamente en Oilfield Review

Perforación guiada por la sísmica. Las operaciones de perforación están plagadas de incertidumbres que son el resultado del conocimiento incompleto de la geología del subsuelo, la geofísica, las propiedades mecánicas, los esfuerzos locales, las presiones y las temperaturas de un área prospectiva de perforación. Aquello que se conoce acerca de un área prospectiva de perforación se estima a partir de datos sísmicos y datos de pozos vecinos; registros de pozos, núcleos, pruebas de pozos e informes de perforación. La reducción de estas incertidumbres y de los riesgos asociados constituye un motor clave de la industria. La perforación guiada por la sísmica es un proceso integrado que genera modelos predictivos estructurales y de presión de poro para visualizar lo que está delante de la barrena mediante la consideración de los datos sísmicos de reflexión y de todos los datos del pozo que está siendo perforado.

Integración para las operaciones en aguas profundas. Para satisfacer las demandas que implica operar en aguas profundas, la industria de E&P trató de lograr y adaptó numerosas innovaciones en ocasiones radicales, en un período relativamente corto. A medida que los operadores se desplacen cada vez más hacia las áreas de aguas ultra profundas, la industria necesitará aceptar el concepto por largo tiempo debatido pero raramente practicado de integración interdisciplinaria.

Innovación del cable utilizado para la adquisición de registros. Aparte de introducir componentes de mayor resistencia, los diseñadores de cables para la adquisición de registros efectuaron algunos cambios en las últimas décadas. Las operaciones de adquisición de registros de pozos en aguas profundas y ultra profundas han revelado la existencia de deficiencias en los diseños de los cables tradicionales, que amenazan la adquisición de datos con herramientas operadas con cable en los ambientes marinos de aguas profundas. Los ingenieros han desarrollado e introducido recientemente un nuevo diseño de cable que supera muchas de las debili-dades asociadas con los cables de adquisición de registros tradicionales. También se han desarrollado equipamientos complementarios de superficie y de fondo de pozo para facilitar la adquisición de registros de pozos en aguas profundas y ultra profundas.

Interacciones entre la flora y la fauna y las actividades de E&P. Los operadores, que están expandiendo su búsqueda de reservas de petróleo y gas extraíbles, deben cumplir con las normativas que protegen el medio ambiente contra potenciales efectos adversos. Debido a la presencia de ruidos, luz e instalaciones generados por el hombre, tanto en tierra como en el mar, las interacciones entre la industria de E&P y la vida salvaje en la Tierra son inevitables. Varias décadas de investigación y observaciones han sido dedicadas a la evaluación del impacto ambiental producido en diversas especies, tales como las aves migratorias, los peces y los mamíferos marinos. La industria está considerando y aplicando los resultados de estos estudios para reducir los potenciales impactos negativos sobre la flora y la fauna.

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Experimentando con un planeta pequeño: Un entretenimiento eruditoWilliam W. HaySpringer-VerlagHeidelberger Platz 314197 Berlín, Alemania2013. 983 páginas. USD 27,95ISBN: 978-3-642-28559-2

En esta introducción a la ciencia del clima y al cambio climático global, el autor plantea que la actividad humana ha incidido en el cambio climático no sólo en los últimos cientos de años, sino a lo largo de los últimos milenios. El libro —que comienza con los fundamentos de la física, la química y la biología, respecto de su relación con el cambio climático, y luego se adentra en los conceptos específicos de la ciencia del clima— está destinado tanto al público general como a los científicos.

Contenido:

• El lenguaje de las ciencias

• El tiempo geológico

• Las edades geológicas en números

• La documentación del cambio climático del pasado

• La naturaleza de la energía recibida del Sol: Las analogías con las olas y el sonido

• La naturaleza de la energía recibida del Sol: La comprensión de lo que es realmente la luz

• La exploración del espectro electromagnético

• Los orígenes de la ciencia del clima: La idea del balance energético

• El sistema climático

• Qué hay en el fondo del agujero del conejo de Alicia

• La energía del Sol: Variaciones a largo plazo

• La variabilidad solar y los rayos cósmicos

• El albedo

• El aire

• H-O-H: La piedra angular del clima en la Tierra

• La atmósfera

• El oxígeno y el ozono: Los productos y los protectores de la vida

• El vapor de agua: El principal gas de efecto invernadero

• El dióxido de carbono

• Otros gases de efecto invernadero

• La circulación de la atmósfera de la Tierra y los océanos

• Las interacciones biológicas

• El nivel del mar

• El cambio climático global: El pasado (geológicamente) inmediato

• ¿Existe un análogo para el clima futuro?

• El registro de temperatura instrumental

• El futuro

• Fuentes de las figuras, Índice

. . . un recorrido ameno a través de las ciencias multidisciplinarias que subyacen el calentamiento y el enfriamiento oceanográfico y atmosférico del planeta Tierra tanto en la escala de tiempo geológico como en la escala de tiempo

antropogénico, aportado por un importante colaborador con un conocimiento extraordinario del todo. En esta obra, cada uno de los temas diversos que comprenden todas las ciencias de ese enorme campo es acompañado por una historia y recibe un tratamiento exhaustivo con explicaciones de causas, efectos e interacciones complejos de fácil comprensión (pero no por ello de bajo nivel intelectual).

Hamilton W: “Book Review,” GeoScientist

24, no. 4 (Mayo de 2014): 22.

Hay presenta explicaciones claras y ejemplos de la química del clima, la física y la oceanografía tanto para científicos profesionales como para profesores y para cualquier persona interesada en los pilares científicos del cambio de paradigma actual para la comprensión del cambio climático. . . . Cada capítulo constituye una explicación concisa de una disciplina científica específica de la física, la química, la geología, la oceanografía y la climatología.

Scott RW: “Book Review,” AAPG Bulletin

97, no. 12 (Diciembre de 2013): 2257–2258.

Contenido:

• La comprensión de los datos

• La visualización: El medio

• Representación de los datos

• Exploración visual de los datos

• Visualización con claridad

• Diseñar para un público

• Hacia dónde vamos a partir de aquí

• Índice

Un manual detallado, Data Points resulta particularmente útil para aquellos que trabajan en la visualización de datos científicos, ya que guía al lector a través de fascinantes ejemplos de datos, gráficas, contextos, presentaciones y analíticas. Pero, se trata de algo más que un simple manual de instrucciones. Yau nos recuerda que el verdadero objetivo de la mayor parte del trabajo de visualización es comunicar los datos con fines pragmáticos. . . . Hay mucho por aprender a partir del estudio de lo que nos ofrece Yau en este texto.

Frankel F: “Drawing Out the Meaning,” Nature

497, no. 7448 (9 de mayo de 2013): 186.

El libro de Yau es excelente para explicar lo que implica una buena ilustración de datos. En el pasado, esto habría pertenecido al ámbito de los diseñadores gráficos. Pero en nuestros días, todo profesional interactúa con datos y tablas, ya sea cuando estudia minuciosamente una planilla de cálculo, cuando observa una presentación en PowerPoint‡ o cuando lee un periódico. . . . Data Points es un texto valioso para aquellos que necesitan crear infográficas.

“Winds of Change: A Revolution Is Taking Place

in How to Visualise Information,” The Economist

407, no. 8843 (6 de julio de 2013):81–82.

‡PowerPoint es una marca registrada de Microsoft

Corporation en EUA y/o en otros países.

Oilfield Review

La permeabilidad, que es la capacidad de un material poroso para permitir que los fluidos lo atraviesen, depende del número, la geometría y el tamaño de los poros interconectados, los capilares y las fracturas (derecha). La per-meabilidad es una propiedad intrínseca de los materiales porosos y rige la facilidad con la cual los fluidos se desplazan a través de los yacimientos hidrocarburíferos, los acuíferos, los empaques de grava y los filtros.

La permeabilidad se define en unidades de área, concepto que se refiere al área del espacio poroso abierto en la sección transversal que enfrenta, o es perpedincular, a la dirección del fluido fluyendo. En el Sistema Interna-cional de Unidades (SI), la unidad para la permeabilidad es el m2. La unidad de uso común es el darcy (D) [aproximadamente 10−12 m2]; esta unidad debe su nombre al ingeniero francés Henry Darcy, cuyos experimentos con agua fluyendo a través de arena condujeron a la formulación de la ley de Darcy, que describe el flujo de fluido en estado estacionario a través de medios porosos. En la mayoría de las aplicaciones petroleras, la unidad de uso común es el milidarcy (mD) [aproximadamente 10−15 m2].

La permeabilidad no debe confundirse con la movilidad ni con la con-ductividad hidráulica. La movilidad es la permeabilidad de un medio divi-dida por la viscosidad dinámica del fluido que fluye a través de ese medio.

La conductividad hidráulica, o transmisividad, es la descarga, o veloci-dad efectiva, del flujo de fluido a través del medio y equivale al flujo de fluido —el volumen de fluido que atraviesa una sección transversal durante un intervalo de tiempo— dividido por la sección transversal. La movilidad y la conductividad hidráulica son características colectivas que combinan las propiedades del fluido con las del medio poroso.

Factores que afectan la permeabilidadEn muchos materiales, la permeabilidad es casi directamente proporcional a su porosidad, que es la fracción del volumen total del material ocupada por poros o vacíos. Sin embargo, ésta no es una regla absoluta. Los factores texturales y geológicos determinan la magnitud de la permeabilidad mediante el incremento o la reducción de la sección transversal del espacio poroso abierto. Estos factores afectan la geometría del espacio poroso y son independientes del tipo de fluido.

Los materiales formados a partir de estructuras apiladas de esferas sóli-das idénticas, sean balas de cañón, canicas o cojinetes de bolillas, poseen las mismas porosidades. Sin embargo, las secciones transversales de los poros difieren significativamente; por consiguiente, las permeabilidades de estas estructuras también difieren significativamente. La permeabilidad de las rocas compuestas por granos grandes, o gruesos, será mayor que la de los granos pequeños o finos (izquierda).

Selección es el rango de tamaños de los granos existentes en los materia-les sedimentarios. Los materiales con buena selección poseen granos del mismo tamaño, en tanto que los materiales pobremente seleccionados poseen granos de tamaños diversos. La permeabilidad se reduce a medida que el grado de selección varía de bueno a pobre porque los granos peque-ños pueden rellenar los espacios existentes entre los granos grandes.

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DEFINICIÓN DEL CONCEPTO DE PERMEABILIDAD

El flujo de fluidos a través de los poros

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2014: 26, no. 3.

Copyright © 2015 Schlumberger.

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Mark Andersen y a Denis Klemin, Houston.

Richard Nolen-HoeksemaEditor

> La importancia de la conectividad. Los poros conectados (verde) confieren a la roca su permeabilidad, lo que permite el flujo del fluido (flechas negras).

> La permeabilidad es una función de la porosidad, el tamaño y la selección del grano. En este caso, se obtuvieron mediciones de porosidad y permea-bilidad en muestras de arenas mezcladas y empacadas artificialmente. Cada símbolo corresponde a un tamaño de grano determinado y las líneas rojas de guiones conectan los empaquetamientos que exhiben una selección similar. La permeabilidad se incrementa con el tamaño y la selección de los granos. Cada punto de medición representa un valor promedio de porosidad y permeabilidad. [Datos tomados de Beard DC y Weyl PK: “Influence of Texture on Porosity and Permeability of Unconsolidated Sand,” AAPG Bulletin 57, no. 2 (Febrero de 1973): 349–369.]

5045

Perm

eabi

lidad

, mD

Porosidad, %

106

105

Pobre

Moderada

BuenaMuy buena

Muy pobre

104

103

102

40353020 25

Extremadamentebuena0,840

0,5900,420

0,2970,210

0,149

0,105

0,074

Tamaño de granomedio, mm

Selección

Volumen 26, no.3

La permeabilidad también es influenciada por la forma de los granos. Las medidas de la forma de los granos son la esfericidad, la redondez y la rugosidad. La esfericidad es el grado en que la forma de un grano se apro-xima a la de una esfera. La redondez se relaciona con el grado de suavidad (lisura) de la superficie del grano, que varía entre angular y redonda. La rugo-sidad es el grado de textura de grano. La forma de los granos afecta el empaquetamiento; es decir, la disposición 3D de los granos. La variabilidad de la forma de los granos puede impedir que éstos alcancen el empaqueta-miento más compacto posible, lo que incide en la permeabilidad. A medida que se incrementa el grado de empaquetamiento, pasando de no consoli-dado a compacto, un grano se pone en contacto con un número cada vez mayor de granos adyacentes. En consecuencia, los espacios existentes entre los granos y las secciones transversales abiertas al flujo se reducen, lo que se traduce en menor permeabilidad.

Diagénesis es la alteración de la textura y la mineralogía original de una roca. La disolución, la dolomitización, el fracturamiento u otros procesos que alte-ran las rocas, generan una porosidad adicional, o porosidad secundaria, que puede incrementar la permeabilidad. La precipitación del cemento entre los granos minerales o los granos de las rocas reduce la permeabilidad. Los minerales de arcilla pueden formar cristales que revisten las paredes de los poros o crecer como fibras y láminas que obturan el volumen poroso. Las arci-llas intersticiales autígenas, que son las arcillas que se desarrollan entre los granos, pueden rellenar el espacio poroso y reducir la permeabilidad. Las arcillas alogénicas, que son las arcillas que han sido transportadas hacia el interior de los poros, pueden obturarlos.

El esfuerzo y la presión se incrementan conforme las rocas son sepulta-das en las profundidades de las cuencas sedimentarias. Como consecuencia de ello, el volumen poroso y el volumen aparente de la roca se comprimen, produciendo la reducción de la permeabilidad. Las presiones de los fluidos también afectan la permeabilidad; un incremento de la presión del fluido abre los poros, en tanto que una reducción produce su cierre.

La mayoría de las rocas exhiben cierta anisotropía de permeabilidad, que es la variación de la permeabilidad con la dirección. La esfericidad de los granos y la presencia de fracturas son factores que afectan la direccionalidad de la permeabilidad. Los granos esféricos forman empaquetamientos isotrópi-cos, que permiten que el fluido fluya igualmente bien en todas las direcciones. Los granos aplastados (achatados) y ovalados (alargados) tienden a yacer en sentido horizontal y paralelos unos con respecto a otros y forman capas que afectan la facilidad del flujo de fluido. La permeabilidad anisotrópica es mayor cuando los fluidos fluyen en sentido paralelo a una capa que cuando lo hacen en sentido perpendicular a la misma. Los fluidos fluyen con más facilidad a través de las fracturas abiertas que entre los granos. Si las frac-turas exhiben una alineación preferencial, la permeabilidad alcanza un valor máximo en sentido paralelo a esta dirección y es anisotrópica.

Como consecuencia de los factores texturales y geológicos que inciden en la permeabilidad, el trayecto que recorre el fluido a través de la roca puede ser más largo, con muchos giros y curvas, que la distancia lineal directa entre el punto inicial y el punto final (abajo). La tortuosidad es la relación de la distancia real recorrida dividida por la distancia en línea recta. La permeabilidad es inversamente proporcional a la tortuosidad.

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> Simulación hidrodinámica del flujo a través de los poros y de la tortuosidad. Los ingenieros efectuaron una simulación hidrodinámica del flujo a través de los poros (izquierda) de una prueba con un trazador a través de una muestra de caliza. Los granos son transparentes en el modelo, y el espacio poroso se encuentra saturado con salmuera (azul claro). El flujo comienza en la base y se muestran cuatro pasos de la prueba. Desde el más temprano hasta el más tardío, los pasos se indican en azul, rojo, verde y dorado. El trayecto de flujo del trazador es controlado por la tortuosidad del espacio poroso interconectado. El modelo digital de rocas fue obtenido a partir de una muestra de núcleo de caliza; a la derecha se muestra una imagen 2D por rayos X, en escala de grises, utilizada para construir el modelo 3D. El modelo se combinó con descripciones digitales del fluido para simular el flujo del yacimiento. La muestra de caliza exhibía una porosidad del 16% y una permeabilidad de 12 mD.

2,3 mm

2,3 mm 2,3 mm

Oilfield Review70

DEFINICIÓN DEL CONCEPTO DE PERMEABILIDAD

Medición de la permeabilidadLa permeabilidad puede ser medida en el laboratorio y determinarse indirec-tamente en el campo. En el laboratorio, los analistas hacen circular un fluido monofásico a través de un núcleo de roca de longitud y diámetro conocidos. El fluido posee una viscosidad conocida y fluye con una tasa establecida. Cuando el flujo alcanza el estado estacionario, un analista mide la caída de presión producida a lo largo del núcleo y utiliza la ley de Darcy para calcular la permeabilidad. Para el análisis rutinario de núcleos, el fluido puede ser aire, pero con más frecuencia se utiliza un gas inerte, tal como nitrógeno o helio.

En un método alternativo de laboratorio, los analistas aplican presión de gas en el lado orientado aguas arriba de una muestra y monitorean el proceso a medida que el gas fluye a través de la muestra y la presión se equilibra con la presión aguas abajo. Durante este procedimiento en estado inestable, o de decaimiento de presión, los analistas emplean la tasa de cambios de presión con el tiempo y la tasa de flujo del efluente para resolver la permeabilidad. El método de decaimiento de la presión resulta particularmente eficaz para medir la permeabilidad de las muestras compactas, o de baja permeabili-dad, porque se requiere mucho tiempo para lograr el flujo en estado estacio-nario a través de estas muestras.

Los analistas aplican correcciones para compensar las diferencias entre las condiciones de laboratorio y las condiciones de fondo del pozo. Y dan cuenta de las diferencias de los esfuerzos mediante la aplicación de un esfuerzo de confinamiento en una o más muestras pequeñas, o muestras de núcleos, representativas. Para determinar el efecto de los esfuerzos sobre la permeabilidad, a menudo los analistas utilizan diversos esfuerzos de confi-namiento en algunas muestras y luego aplican un factor de corrección por el esfuerzo de confinamiento del yacimiento en las otras muestras.

El flujo de gas en los poros es más rápido que el flujo de líquido porque los líquidos experimentan una mayor resistencia al flujo, o arrastre, que los gases en las paredes de los poros. Este efecto de fuga de los gases, o tasa de flujo más alta de los gases respecto de los líquidos, puede ser corregido mediante el incremento gradual de la presión media del gas en la muestra de núcleo, lo que produce la compresión del gas e incrementa su arrastre en las paredes de los poros. La corrección de Klinkenberg es una extrapolación de estas mediciones hasta la presión infinita del gas, punto en el cual se asume que el gas se comporta como un líquido.

En el campo, la permeabilidad puede ser estimada en la región vecina al pozo utilizando datos derivados de los registros de pozos. Los datos princi-pales derivados de los registros provienen de las herramientas de resonan-cia magnética nuclear (RMN). Las estimaciones de la permeabilidad

obtenidas de las mediciones RMN requieren el conocimiento de la relación empírica entre los valores computados de permeabilidad, porosidad y distri-bución del tamaño de poros y a menudo se calibran con mediciones directas obtenidas en muestras de núcleos del pozo o de pozos cercanos. La permea-bilidad también puede ser determinada a partir de mediciones de presión de fondo de pozo y mediciones obtenidas con herramientas de muestreo.

La permeabilidad a escala de yacimiento se determina habitualmente con pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación (DST). El análisis de presiones transitorias de las pruebas DST evalúa la permeabi-lidad promedio en sitio del yacimiento. Para ajustar el comportamiento transi-torio con el comportamiento pronosticado mediante un modelo de formación, los intérpretes utilizan diversas técnicas. Pueden estimar una permeabili-dad efectiva promedio a partir de la tasa de flujo y la caída de presión durante la producción en estado estacionario, medida en pruebas específi-cas con tasas de flujo establecidas. Una permeabilidad promedio también puede ser calculada a partir de los datos históricos de producción, ajustando la permeabilidad hasta que se obtiene la historia de producción correcta.

Flujo multifásicoLa permeabilidad de un medio poroso 100% saturado con un fluido monofá-sico es la permeabilidad absoluta, también denominada permeabilidad intrínseca o permeabilidad específica.

El flujo multifásico es el flujo simultáneo de múltiples fluidos en un material poroso parcialmente saturado con cada fluido. Cada fase de fluido fluye con su propia tasa y compite por los trayectos de flujo con la otra fase o fases. Su admisión a través del espacio poroso es determinada por su per-meabilidad efectiva o permeabilidad de fase. El flujo fraccional de cada fluido se refiere a su permeabilidad relativa, que es la relación de la per-meabilidad efectiva del fluido dividida por un valor de referencia, general-mente la permeabilidad absoluta.

El flujo multifásico también es afectado por la mojabilidad, que des-cribe la preferencia de un sólido por estar en contacto con una fase de fluido en lugar de otra. La mojabilidad afecta la distribución local de las fases, lo que incide en sus capacidades de flujo relativas.

La permeabilidad es la medida más simple de la producibilidad y la inyectividad de las formaciones del subsuelo. En las formaciones con per-meabilidad suficiente, es posible llevar a cabo operaciones tales como la producción de hidrocarburos fluidos o de agua, la recuperación secundaria y terciaria y el secuestro de dióxido de carbono.

Oilfield GlossaryEl Oilfield Glossary que ya se encuentra disponible en inglés y español es una nutrida colección de más de 5 800 definiciones correspondientes a 18 disciplinas de la industria del petróleo y el gas. Expertos técnicos han revisado cada definición; muchos de los términos se complementan con fotografías, vídeos e ilustraciones. Visite el Oilfield Glossary conectándose a http://www.glossary.oilfield.slb.com/.

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