almacenamiento subterráneo de gas natural
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2 Oilfield Review
Almacenamiento subterráneo de gas natural
Alexander BaryFritz CrotoginoBernhard PrevedelHannover, Alemania
Heinz BergerEWE AktiengesellschaftOldenburg, Alemania
Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Thomas Beutel, Joerg Blecker, Günter Lampe,Olaf Rolfs, Roman Roski, Botho Saalbach y Uwe Schmidt,Hannover, Alemania; Ted Bornemann, Houston, Texas, EUA;John Cook y Matt Garber, Cambridge, Inglaterra; Jean-ClaudeHocquette, Meylan, Francia; Steve Holditch, College Station,Texas; John Kingston, Crawley, Inglaterra; Mehmet Parlar,Rosharon, Texas; Daniel Sikorski y Jay Terry, Charleston,Virginia Occidental, EUA; y Ray Tibbles, Kuala Lumpur, Malasia.
El almacenamiento subterráneo de gas natural es una industria creciente que ayuda a los proveedores de gas a satisfacer la
demanda fluctuante. Los ingenieros que diseñan, construyen y vigilan rutinariamente las instalaciones de almacenamiento de
gas dependen de un rango de tecnologías que abarcan desde la explotación de minas de sal hasta los conocidos y ultra
modernos métodos de caracterización de yacimientos y construcción de pozos.
Kenneth BrownJoseph FrantzWalter SawyerPittsburg, Pensilvania, EUA
Michael HenzellRosharon, Texas, EUA
Klaus-Uwe MohmeyerE.ON Kraftwerke GmbHBremen, Alemania
Nae-Kan RenPekín, China
Kevin StilesDominion (CNG) Transmission CorporationClarksburg, Virginia Occidental, EUA
Hongjie XiongHouston, Texas
ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), DGS (Sistema deGelificación Retardada), FMI (generador de ImágenesMicroeléctricas de Cobertura Total), GVR (ResistividadGeoVision), IDFILM, METT (herramienta Electromagnéticade Frecuencias Múltiples para Medición de Espesor deTubería), OFM, RAB (Resistividad Frente a la Barrena) yVIPER son marcas de Schlumberger.1. http://www.eia.doe.gov/
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La demanda energética aumenta a medida quecrece la población mundial de usuarios de ener-gía. Al mismo tiempo, existe un amplio sector quereclama la puesta fuera de servicio de las centra-les nucleares en defensa de un medio ambientemás limpio. El gas natural, que arde sin generarresiduos, es el combustible con mayores posibili-dades de satisfacer las complejas necesidadesde la sociedad en los albores del siglo XXI.
Las proyecciones para los próximos 20 añosindican aumentos en el consumo energético pro-veniente de casi todas las fuentes (derecha).1 Lademanda estimada de energía nuclear muestrauna disminución, pero es probable que la utiliza-ción de petróleo, carbón, gas natural y recursosrenovables aumente, registrándose el mayorincremento en la utilización de gas natural.
Las actuales reservas mundiales de gas, queascienden a 146 trillones de m3 [5146 trillones depies cúbicos (Tpc)], parecen suficientes parasatisfacer la demanda proyectada para el futuroprevisible. Estas reservas se concentran actual-mente en la ex-Unión Soviética y en MedioOriente; lejos de las zonas de demanda (derecha).Aproximadamente en el año 2020, la producciónde gas superará a la producción de petróleo enbarriles de petróleo equivalente (BOE, por sussiglas en inglés) por año. No obstante, para esaépoca, es probable que algunos países queactualmente cuentan con reservas de gas ade-cuadas—incluyendo los EUA—se conviertan enimportadores.
El gas natural puede utilizarse con dos fines:generación de electricidad y calefacción deambientes con hornos alimentados a gas. Enmuchas partes del mundo, la demanda de gasnatural es estacional. Es típico que se utilice másgas en los meses fríos que en los cálidos, pero enciertas regiones la demanda de electricidadaumenta nuevamente durante los meses de calorpor el uso de equipos de aire acondicionado.
Además de esta variación estacional en la uti-lización, la demanda energética local general-mente varía a lo largo de un período de 24 horas,experimentando un aumento durante el día y undescenso en la noche. Los períodos de demandapico pueden durar apenas media hora, pero lasempresas de servicios públicos deben estar pre-paradas para proveer mayor energía cuando seproducen esos picos.
Las empresas de servicios públicos que que-man gas deben comprar suministros para sus cen-trales de energía. Los contratos con proveedoresde gas a largo plazo garantizan una entregabásica para la generación de energía cotidiana,pero la demanda estacional puede requerir com-pras adicionales al precio instantáneo, o “de con-
tado,” en un lugar determinado. Cuando lademanda es baja, las empresas de servicios públi-cos venden el exceso de gas en el mercado de dis-ponibilidad inmediata o lo almacenan, si pueden.
Los proveedores de gas se encuentran en unasituación similar, y suelen suscribir contratos “decompra firme” con exportadores de gas, compa-ñías de exploración y producción de petróleo ygas (E&P, por sus siglas en inglés), y propietariosde líneas de conducción. Estos contratos a largoplazo requieren que los compradores paguen unvolumen de gas convenido, exista o no demanda.En momentos de gran demanda, los proveedoresde gas también compran en el mercado de dispo-nibilidad inmediata pero, tan pronto ésta decae,pueden optar por almacenar el gas en vez de ven-derlo a un precio bajo.
El almacenamiento subterráneo de gas natu-ral constituye una forma importante de manejarla fluctuación de los precios y de la demanda. Elalmacenamiento representa una parte vital de lacadena que vincula las actividades de petróleo ygas del sector de upstream—tales como explo-ración y producción—con la actividad de distri-bución que corresponde al sector de downstreamy, finalmente, con los consumidores. Muchas ins-talaciones de almacenamiento son manejadassobre una base mercantil por compañías inde-pendientes cuyo negocio es el almacenamientode gas. Estas compañías de almacenamiento degas proveen centros de distribución de gasconectados a líneas de conducción múltiples,para diversas compañías de abastecimiento ydistribución de gas.
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Año
Petróleo
Carbón
Gas natural
Recursos renovables
Energía nuclear
> Proyecciones del consumo de energía. La utilización del petróleo, el car-bón, el gas natural y los recursos renovables, tales como la energía hidroe-léctrica, aumentará compensando con creces la disminución proyectada enel consumo de energía nuclear. El gas natural muestra el mayor incremento.
AsiaIndustrializada Europa
Occidental AméricaCentral y América
del Sur
Américadel Norte
África
Medio OrienteEuropa Oriental yex-Unión Soviética
Asia enDesarrollo
Reservas de gas
> Reservas mundiales de gas natural. Las reservas totales ascienden a 146trillones de m3 [5146 trillones de pies cúbicos (Tpc)]. La mayoría de las reser-vas se encuentran alejadas de las áreas de gran demanda.
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Este artículo examina la historia del almace-namiento subterráneo de gas natural y describelos diferentes tipos de instalaciones de almace-namiento. En dicha historia, muchas tecnologíasdesarrolladas para la evaluación de formacionesde petróleo y gas, perforación, caracterización deyacimientos, terminación y estimulación de pozos,desempeñan roles importantes. Mediante algu-nos estudios de casos se demuestra cómo se uti-lizan estas tecnologías para asistir en el diseño, laconstrucción y la vigilancia rutinaria de instalacio-nes de almacenamiento subterráneo de gas.
Sistemas de almacenamiento subterráneo de gasPueden construirse sistemas de almacenamientosubterráneo en formaciones salinas, rocas poro-sas y minas abandonadas (arriba). Los sistemas derocas porosas pueden ser yacimientos de hidro-carburos agotados o bien acuíferos.
El primer sitio de almacenamiento subterrá-neo de gas documentado fue inaugurado en elCondado de Welland, Ontario, Canadá, en el año1915.2 En 1916, el yacimiento Zoar, cerca deBúfalo, Nueva York, se convirtió en el primer pro-yecto de almacenamiento de gas de los EUA yaún hoy sigue funcionando. La operatoria deestos proyectos consistía en inyectar el gas pro-ducido en otras partes en los yacimientos de
hidrocarburos agotados durante el verano, yluego extraerlo para su utilización en invierno.También en 1916, Deutsche Erdoel AG recibióuna patente alemana por el método de disoluciónlocal de cavidades de sal para almacenar crudo ydestilados.
En las décadas siguientes, se registraronpocos avances en la tecnología de almacena-miento de gas, pero la actividad se reanudó enEstados Unidos en 1950. Ese año, se almacenaronpor primera vez líquidos de gas natural por elmétodo de disolución local de una cavidad de salen el yacimiento Keystone, Texas, EUA. En 1961,se utilizó por primera vez una caverna en salestratificada, en Marysville, Michigan, EUA, paraalmacenar gas natural. Estos proyectos de alma-cenamiento de gas se pusieron en marcha parallevar el suministro de gas a los crecientes cen-tros poblacionales, cuando la demanda superabala capacidad de las líneas de conducción deacero. Durante el año 1970, se inauguró enEminence, Mississippi, EUA, la primera instala-ción en una caverna lixiviada en un domo salino.Este sistema fue creado para reemplazar la pro-ducción del Golfo de México, que debía interrum-pirse cuando se producían huracanes. Se handiseñado estructuras similares para almacenarreservas estratégicas de petróleo y gas comomedida de protección de la seguridad nacional.
En la actualidad, existen más de 550 instala-ciones de almacenamiento subterráneo de gasen todo el mundo, de las cuales aproximada-mente dos tercios se encuentran en los EUA y lamayoría del resto en Europa. Gran parte delalmacenamiento se realiza en sistemas de rocasporosas—yacimientos de petróleo y gas agota-dos que han sido convertidos a sistemas dealmacenamiento de gas, o bien acuíferos—aun-que también existen instalaciones de tipocaverna. En Europa, han proliferado las instala-ciones de tipo caverna de sal, gracias a la abun-dancia de depósitos salinos naturales y a unahistoria importante en materia de explotación deminas de sal. Las cavernas de sal también se uti-lizan con fines de almacenamiento de gas enEstados Unidos, especialmente cerca del Golfode México. Las instalaciones de almacenamientoen minas abandonadas o en cavernas de roca sonmenos comunes.
Una de las empresas líderes en diseño yconstrucción de instalaciones de almacena-miento de gas es Kavernen Bau- und Betriebs-GmbH (KBB), ahora compañía de Schlumberger.KBB ha participado en más de 100 proyectos deeste tipo en todo el mundo (página siguiente).Cada proyecto requiere un estudio de caracteri-zación petrofísica y mecánica de la ubicaciónpropuesta en el subsuelo, para asegurar que las
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> Sistemas de almacenamiento subterráneo construidos en formaciones de sal (izquierda), minas abandonadas (centro) y rocas porosas (derecha).
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propiedades de la formación sean aptas para elalmacenamiento de gas a largo plazo. Las forma-ciones salinas se evalúan en relación con laresistencia de la roca y el volumen de la misma.Las formaciones de rocas porosas se evalúanrespecto del cierre estructural, los sellos, y conrespecto a la porosidad y permeabilidad parasustentar altos regímenes de productividad.
Dos parámetros importantes para todas lasinstalaciones de almacenamiento subterráneoson el volumen de gas de trabajo, o gas disponi-ble para la extracción, y el régimen de extracciónmáximo durante un período determinado. El gasde trabajo se determina por el volumen de la ins-talación de almacenamiento y la diferencia entrelas presiones de gas máxima y mínima. Un volu-men de gas, denominado gas de colchón, siem-pre queda almacenado. El régimen de extracciónmáximo del gas almacenado puede limitarse porla resistencia al flujo en el pozo de producción yen las rocas porosas.
Las técnicas de construcción de pozos, aplica-das a los pozos para el almacenamiento de gas,deben garantizar que los pozos toleren altas pre-siones de inyección, altos regímenes de produc-
ción y frecuentes alternaciones cíclicas; inyec-ción seguida de producción. Los pozos para elalmacenamiento de gas también tienen una vidaútil prolongada, 80 años o más, en comparacióncon los pozos de producción de petróleo y de gas.
En las secciones siguientes, primero se des-criben las tecnologías utilizadas para diseñar ins-talaciones en cavernas de sal y luego sedestacan algunos estudios de casos en rocasporosas.
Almacenamiento en cavernas de salLa sal tiene diversas propiedades que la hacenideal para el almacenamiento de gas. Posee unaresistencia moderadamente alta y fluye plástica-mente, sellando fracturas que de lo contrariopodrían convertirse en pasajes de fuga. Sus valo-res de porosidad y permeabilidad respecto de loshidrocarburos líquidos y gaseosos se acercan acero, de modo que el gas almacenado no puedeescapar. Las cavernas de sal proveen gran pro-ductividad; el gas puede extraerse rápidamenteporque no se registra pérdida de presión causadapor el flujo a través de medios porosos. El alma-cenamiento en cavernas puede pasar porciclos—cambio de inyección a producción—encuestión de minutos, y permite acomodar unafracción sustancial de gas de trabajo con res-pecto al gas total. Las cavernas de sal constitu-
yen la opción preferida para el almacenamientocomercial, porque permiten frecuentes alterna-ciones cíclicas y altos regímenes de inyección yproducción.
Para la exploración de cuerpos salinos se uti-lizan levantamientos electromagnéticos, sísmi-cos y gravimétricos porque la conductividad, lavelocidad y la densidad de la sal muestran ungran contraste con respecto a las de las rocasadyacentes. Los registros de pozos y la extrac-ción de núcleos (testigos, coronas) ayudan a eva-luar la estructura y la composición de la sal. Lasal puede presentarse en capas, pero esas acu-mulaciones evaporíticas a menudo contienenanhidrita, caliza y dolomía, que no se disuelven.Los domos salinos tienden a tener una composi-ción más homogénea que las capas de evapori-tas mixtas, y son más convenientes para elalmacenamiento de gas porque se disuelven enforma más uniforme y pueden alojar cavernasmás grandes.
Las investigaciones relacionadas con lamecánica de las rocas constituyen un compo-nente esencial del diseño de instalaciones dealmacenamiento de gas. Los cálculos teóricosayudan a determinar si una formación salinadada es apta para alojar una caverna. Estos cál-culos requieren un conocimiento de la estructuray de la resistencia de la sal, y ayudan a verificar
2. “Natural Gas Storage: Historical Development &Expected Evolution,” GasTIPS (Junio de 1997): Institutode Tecnolgía del Gas. http://www.gri.org/pub/con-tent/nov/19981103/165547/gts97-b-01.html
Almacenamientoen cavernas de sal
Producción desalmuera o sal
Almacenamientoen rocas porosas
Almacenamiento encavernas de roca
Producción de salesminerales especiales
> Ubicaciones de cavernas y proyectos de producción de sal construidos por Kavernen Bau- undBetriebs- GmbH (KBB). Además de instalaciones de almacenamiento de hidrocarburos, KBB cons-truye y maneja instalaciones para la producción de salmuera, de sal y de otros minerales.
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la forma y la ubicación de la caverna, la separa-ción entre las cavernas y la estabilidad de lasmismas a las presiones de operación (arriba).
La sal se deforma plásticamente en marcostemporales relativamente breves, lo cual explicasus excelentes cualidades de sello. Si bien estapropiedad ayuda a mantener la impermeabilidady evita que las cavernas se fracturen bajo fuertescambios de esfuerzos, también implica que lascavernas se contraerán con el tiempo. Los expe-rimentos realizados en núcleos salinos contribu-yen a determinar la resistencia de la formación ylas características de la deformación (próximapágina, arriba).
A fin de determinar el proceso de disoluciónóptimo para la creación de cavidades de sal, seexaminan los registros de pozos y los núcleossalinos (derecha). La presencia de impurezasinsolubles constituye un factor importante parala determinación de la mejor táctica de lixivia-ción, pero no siempre se identifica en los regis-tros de pozos; sin embargo, los núcleosproporcionan muestras para efectuar pruebas dedisolución en laboratorio.
La creación de cavernas implica la perfora-ción de un pozo por el cual entrará agua dulce ysaldrá salmuera residual (próxima página, abajo).Este pozo se utiliza también para la inyección yextracción de gas, y normalmente tiene el reves-timiento cementado hasta el tope de la caverna.
Cuando se perfora a través de la sal, la utilizaciónde lodo saturado de salmuera ayuda a evitar laexcesiva disolución de la sal mientras se perforael pozo hasta el fondo de la caverna. Un plan derevestimiento típico incluye una tubería guía de28 pulgadas, una tubería de revestimiento inter-
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10 µm
> Núcleos salinos (izquierda) y fotomicrografía (derecha) preparada para estu-dios de disolución. La composición de los minerales y la textura de la sal pue-den afectar el proceso de disolución y deben caracterizarse para optimizar laconstrucción de cavernas.
Zechstein(sin sal)
Zechstein(sal de roca)
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Potasio
Potasio
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Perfil geológicosimplificado Estratigrafía
Esfuerzo desobrecarga
(sin sal)
Sal de roca
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Perfil geológico Modelo teórico demasa rocosa
Modelo de cálculo por elmétodo de elementos finitos
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> Construcción de un modelo geomecánico de caverna de sal. Los registros de pozos y los núcleos ayudan a construir un perfil geológico simplificado(izquierda). Esto constituye la base para el modelo teórico de masa rocosa (centro, a la izquierda) para la sal y las capas adyacentes. Un modelo bidimen-sional de cálculo por el método de elementos finitos (centro, a la derecha), simétrico respecto del eje vertical de la caverna, divide el modelo teórico enelementos para el cálculo de los esfuerzos. Los cálculos resultantes revelan la distribución de los esfuerzos (derecha) en torno a la caverna propuesta.
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media de 24 ó 20 pulgadas, si fuera necesariodebido al esfuerzo de sobrecarga, y una tuberíade revestimiento de superficie de 185⁄8 pulgadasó 16 pulgadas, asentada en la roca sello, y, porúltimo, una tubería de revestimiento de 133⁄8 u 11pulgadas, cementada por debajo del tope de lasal. Las sartas de lixiviación y de producción secuelgan dentro de la caverna, desde la últimatubería de revestimiento cementada.
Antes de iniciar las operaciones de lixivia-ción, se realiza una prueba hidráulica de integri-dad del pozo (WIT, por sus siglas en inglés), paraverificar la solidez del sistema del pozo; cabezade pozo, última tubería de revestimiento cemen-tada, zapata de la tubería de revestimiento ytramo del pozo abierto. Durante las operacionesde almacenamiento y recuperación, las presionesdiferenciales más altas que experimenta lacaverna se producen en la zapata de la últimatubería de revestimiento cementada, y es allídonde se produce la presión máxima durante unaprueba WIT.
En un pozo en una caverna de sal, la pruebaWIT mostró pérdidas hidráulicas inaceptables.Las investigaciones realizadas con posterioridadindicaron una zona débil, probablemente un microespacio anular entre el cemento y la sal, en lazapata de la tubería de revestimiento de 133⁄8 pul-gadas. Luego de analizar las opciones de repara-ción tradicionales, se concluyó que éstas eraninadecuadas. La inyección forzada (a presión) de
cemento a través de los disparos (cañoneos, per-foraciones, punzados) podría dañar la integridadde la última tubería de revestimiento cementada,y la cementación de una tubería de revestimientocorta (liner) adicional, limitaría el tamaño de lascolumnas de lixiviación y producción.
Ingenieros especialistas en terminación depozos, seleccionaron el Sistema de GelificaciónRetardada DGS de Schlumberger para su inyec-ción forzada en el espacio anular cementado. Elfluido DGS mantiene una baja viscosidad hasta
que un catalizador interno promueve la formacióndel gel. Se efectuó la inyección forzada del gelmientras un arreglo de empacador de intervaloinflable mantenía la tubería de revestimientocementada alrededor de la zapata, separada deltramo desnudo del pozo. Los empacadores tam-bién mantenían aislado el tramo de interés parala realización de una segunda prueba WIT, desti-nada a verificar el éxito del trabajo de reparación(abajo). Una vez confirmada la integridad delpozo, podría comenzar la lixiviación.
> Resultados de experimentos de laboratorio rea-lizados para determinar la resistencia y las pro-piedades de deformación de los núcleos salinos.Los dos núcleos del frente muestran deformaciónplástica. Los dos núcleos ubicados inmediata-mente detrás muestran fracturamiento.
Gas
Salmuera
Agua
Lixiviación directa Lixiviación inversa
Agua
Salmuera
Gas
> Efectos de las posiciones relativas de la inyección de agua dulce y de laextracción de salmuera en la lixiviación directa (izquierda) y en la lixiviacióninversa (derecha). En el nivel de inyección de agua se disuelve más sal, locual crea una cavidad más amplia a esa profundidad. Los niveles de inyec-ción y extracción pueden modificarse para controlar la forma de la caverna.
Velo
cida
d de
pér
dida
, dm
3 /h
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Tiempo, horas1 10 100 1000
Velocidad de pérdida calculada,antes de la reparaciónVelocidad de pérdida calculada,después de la reparación
> Velocidades de pérdida de fluido a partir de las pruebas de integridad depozo (WIT, por sus siglas en inglés), antes y después de la reparación. Laprueba realizada antes de la reparación (puntos azules) mostró grandespérdidas permanentes, lo cual indicaba un probable micro espacio anularentre la sal y el cemento en la zapata de la tubería de revestimiento de133⁄8 pulgadas. Después de la inyección forzada del Sistema de Gelifica-ción Retardada DGS a través de los disparos de esta zona, una segundaprueba indicó que las pérdidas estaban controladas (puntos rojos).
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En el proceso de lixiviación, se bombea aguadulce por una sarta de producción del pozo y porla otra retorna salmuera. Se necesitan alrededorde ocho volúmenes de agua para disolver unvolumen de sal. El techo de la caverna debe pro-tegerse de una disolución fuera de control,mediante el bombeo de un fluido protector, por logeneral gas licuado—típicamente nitrógeno—que flota en la superficie de la salmuera. Pordebajo de este manto protector, se puede crearuna caverna por disolución de forma aproximada-mente cilíndrica, de acuerdo con los objetivos ylos cálculos geomecánicos y de disolución local.Para controlar la forma de la caverna, es posiblemodificar las profundidades relativas de lascolumnas de lixiviación. La forma y el tamaño dela caverna resultante pueden confirmarse concalibradores tipo sonar (arriba).
La salmuera producida puede utilizarse en laindustria química para la extracción de sal u
otros minerales, puede arrojarse en mares cerca-nos—siempre que esté permitido—o eliminarsemediante su inyección en otras capas de roca consuficiente inyectividad. En ciertos casos, la sal-muera residual se elimina en minas de sal aban-donadas.
Las impurezas no disueltas en la sal forman unresiduo saturado de agua, o colector, en el fondode la caverna. Luego de llenar la caverna con gasseco, el agua del colector se evapora en el gas amedida que éste se produce. La despresurizaciónde este gas húmedo puede producir la formaciónde hidratos que pueden obstruir los tubulares defondo de pozo y las instalaciones de superficie.Para determinar las condiciones de extracción degas libre de hidratos, deberían vigilarse rutinaria-mente la presión, la temperatura, la humedad y elpunto de rocío de la caverna. La inyección de inhi-bidores para evitar la formación de hidratos espráctica común antes de extraer el gas.
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El tiempo necesario para crear una cavernadepende de la solubilidad de la sal y del tamañodeseado de la caverna. Una instalación reciente-mente construida en una caverna consta de cincocavernas de sal independientes de unos 250 m[820 pies] de altura y 40 m [131 pies] de ancho.Los costos de construcción, incluyendo la perfo-ración de pozos, la lixiviación de la sal, el mon-taje de las instalaciones de superficie y lainyección del gas que forma el colchón, totaliza-ron 150 millones de dólares estadounidenses.
La duración total del proyecto, desde el análi-sis de factibilidad hasta el montaje y la puesta enservicio, fue de más de cinco años. KBB estáconstruyendo una caverna que, cuando esté ter-minada en el año 2003, será la más grande delmundo (abajo).
Otro ejemplo de almacenamiento de gas encavernas se encuentra en Nuettermoor,Alemania. El lugar elegido en Nuettermoor ofre-cía condiciones ideales al operador EWEAktiengesellschaft, Oldenburg: sal de alta cali-dad, una ubicación favorable dentro de la red de
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> Una caverna de grandes dimensiones,que mide 400 m de altura por 80 m deancho. La Torre Eiffel de París, Francia,podría entrar en esta caverna.
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> Forma de una caverna delineada por las mediciones de uncalibrador tipo sonar.
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transporte, extracción de agua dulce libre de pro-blemas y eliminación final de la salmuera en elestuario del Ems. Las cavernas de Nuettermoortienen hasta 400 m [1312 pies] de altura y 75 m[246 pies] de ancho.
La instalación de Nuettermoor consta de 18cavernas, dos de las cuales todavía se encuen-tran en construcción. El volumen geométrico totalde las cavernas es de unos 8.5 millones de m3
[300 MMpc] y puede alojar aproximadamente1300 MMm3 [46,000 MMpc] de gas natural, delos cuales un 80% corresponde a gas de trabajoy un 20% a gas de colchón. La presión de opera-ción mínima es de 30 bares [440 lpc] y la presiónmáxima es de aproximadamente 150 bares [2200lpc]. Una de las más grandes en su tipo a nivelmundial, la instalación de Nuettermoor, garantizauna porción sustancial del abastecimiento deenergía en Alemania.
Otro ejemplo de almacenamiento de gas encavernas es la instalación de Huntorf, Alemania,operada por E.ON Kraftwerke GmbH. En 1975, secrearon cuatro cavernas de almacenamiento degas mediante la disolución de un domo salinoPérmico, lo cual equivale a un volumen total de1.1 MMm3 [39 MMpc]. Cada caverna tiene de220 a 275 m [720 a 900 pies] de altura y unos 60m [200 pies] de ancho máximo. Con una presiónde almacenamiento máxima de 100 bares [1450lpc], la capacidad total de almacenamiento es de137 MMm3 [5100 MMpc]. De esta capacidad, elvolumen de gas de trabajo es de 68 MMm3 [2530
MMpc], y el resto es gas de colchón. Adyacentea la instalación de Huntorf, existe una instalaciónde almacenamiento de energía en forma de airecomprimido (véase “Almacenamiento de energíaen forma de aire comprimido,” página 10).
Perforación de pozos de almacenamientode gas en rocas porosasLa mayoría de las instalaciones de almacena-miento de gas se crean en las rocas porosas deyacimientos de gas agotados, que han estado enoperación durante varias décadas. Es menos cos-toso desarrollar yacimientos agotados que otrostipos de instalaciones, porque los pozos de dre-naje y las cañerías de recolección existentes pue-den convertirse para su utilización con fines dealmacenamiento de gas. En muchos casos, losyacimientos agotados contienen el gas básico,necesario para operar una instalación de almace-namiento. En general, las instalaciones en rocasporosas son aptas para el almacenamiento esta-cional y de reservas estratégicas. Las capacida-des de producción y la productividad limitadas,restringen su utilización para el suministro deenergía durante los períodos de generación deelectricidad de carga pico. Los operadores deestos yacimientos tienen que lidiar con los mis-mos problemas que experimentan las compañíasde E&P de petróleo y de gas, y a menudo aplicantecnologías comprobadas en los campos petrole-ros para incrementar la capacidad del yacimientoy aumentar los regímenes de extracción de gas.
En 1998, CNG Transmission, que ahora formaparte de Dominion Transmission, planificó la eje-cución de un pozo horizontal de gran productivi-dad, reingresando en un pozo existente en elyacimiento de almacenamiento de gas SouthBend, Condado de Armstrong, Pensilvania, EUA. Silograba perforar un pozo de re-entrada de radio decurvatura corto con tubería flexible, que siguieralas arenas de la Formación 100 Foot Sand, de ori-gen fluvial del Mississippico, CNG Transmissioncontaría con una forma eficaz en materia de cos-tos de mejorar el desempeño del campo.3 El pozoresultante se conectaría con las líneas de conduc-ción y con las instalaciones de superficie existen-tes, y la perforación en condiciones de bajobalance (desbalance, underbalanced) con tuberíaflexible, causaría mínimo impacto sobre el medioambiente y escaso daño de formación.
El yacimiento de gas South Bend, descubiertoen 1922, fue convertido a instalación de almace-namiento de gas en 1951. Su capacidad es de491 MMm3 [17340 MMpc], de los cuales 164MMm3 [5810 MMpc], o un 33.5%, se encuentrandisponibles para su extracción. El yacimientocontiene 61 pozos de inyección-producción y 4pozos de observación. Un 75% de la producciónde gas proviene de sólo 12 pozos, lo cualdemuestra que la heterogeneidad del yacimientoha hecho del emplazamiento de los pozos un ver-dadero desafío.
Para aumentar las posibilidades de perforarun pozo de re-entrada horizontal con éxito, lacompañía necesitaba conocer las característicaspetrofísicas y la naturaleza estratigráfica de lasarenas de alta calidad de la Formación 100 FootSand. Se limpió el pozo abierto existente y seadquirieron imágenes y registros con cable delpozo de diámetro reducido. También se examina-ron los registros de imágenes de pozos vecinos(arriba). La interpretación de todo el conjunto dedatos indicó una zona de alta porosidad y 4 m [14pies] de espesor, con echados (buzamientos) de 3a 4° hacia el SSO. Se programó que el nuevopozo ingresara en esta zona y luego continuara alo largo de un tramo horizontal de 152 m [500pies] de extensión.
3. Stiles EK, DeRoeun MW, Terry IJ, Cornell SP y DuPuy SJ:“Coiled Tubing Ultrashort-Radius Horizontal Drilling in a GasStorage Reservoir: A Case Study,” artículo de la SPE 57459,presentado en la Convención Regional del Este de la SPE,Charleston, Virginia Occidental, EUA, 20 al 22 de octubre de1999.
Tope de la zonade interés
Mejor porosidad
Base de la zonade interés
10 p
ies
> Imagen de resistividad de la pared del pozo obtenida con el generadorde Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI, donde se apreciaun objetivo de alta porosidad y alta resistividad para el pozo horizontalde almacenamiento de gas de CNG Transmission. El pozo de re-entradade radio de curvatura corto, perforado con tubería flexible, contribuyó aaumentar la productividad en un 840%.
(continúa en la página 12)
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Desde el punto de vista económico, el gas natu-ral no es el único tipo de gas que conviene alma-cenar en cavernas. El aire comprimido, quetambién lo utilizan las centrales de generaciónde energía, también puede guardarse en instala-ciones de almacenamiento de energía en formade aire comprimido (CAES, por sus siglas eninglés).
La idea básica de las instalaciones CAES con-siste en almacenar la energía producida por uni-dades nucleares o unidades a carbón fuera delperíodo de consumo pico, como aire comprimidopara su utilización en los períodos de grandemanda. Durante los períodos de bajo consumoy bajos costos, un motor consume energía paracomprimir y almacenar el aire en cavernas dealmacenamiento subterráneo de gas(izquierda). Durante los períodos de carga pico,se extrae el aire comprimido para quemar el gasnatural en las cámaras de combustión de super-ficie.
En centrales eléctricas que operan exclusiva-mente con turbinas de gas, unos dos tercios dela energía se utilizan para comprimir el aire decombustión. En una central eléctrica del tipoCAES, no se necesita compresión adicional por-que el aire ya está comprimido. Una instalaciónCAES puede utilizar todo el volumen producidopara la generación de energía.
Hasta la fecha, se han construido dos plantasCAES; una en Huntorf, en 1978, y la segunda enMcIntosh, Alabama, EUA, en 1991 (páginasiguiente, arriba).1 Se está proyectando una ter-cera instalación en una mina de caliza de 10MMm3 [353 MMpc], en Norton, Ohio, EUA. Lasdos cavernas de almacenamiento de aire com-primido de Huntorf tienen una altura de unos250 m y un ancho de 60 m, para almacenar unvolumen total de 310,000 m3 [11 MMpc] de gas.
A fin de vigilar rutinariamente la estabilidadde las cavernas de almacenamiento de gas, unaherramienta de calibración tipo sonar inspec-ciona con regularidad la forma de las cavernaspara asegurar la longevidad de la instalación dealmacenamiento. Los frecuentes cambios depresión y de temperatura asociados con lainyección y la extracción de aire, pueden afectarla estabilidad de la sal. Para realizar trabajos enboca de pozo o en sartas de producción, a veceses necesario reducir la presión de aire de lacaverna en la instalación de Huntorf hasta la
presión atmosférica. Esta reducción de presiónpodría permitir que la sal fluya plásticamente,fenómeno que se conoce como escurrimiento dela sal. Además, los esfuerzos ejercidos en el volu-men externo de la sal pueden provocar deforma-ciones de magnitud considerable. Se ha
publicado que una caverna en Mississippi hasufrido una pérdida de volumen del 50%, debidoa la convergencia de la sal.
La inspección de los contornos de las caver-nas de la instalación CAES en Huntorf, resultódifícil porque las herramientas ultrasónicas utili-
Almacenamiento de energía en forma de aire comprimido
> Corrosión de una tubería de revestimiento de la instalación CAESen la caverna de sal de Huntorf. Hasta el plástico reforzado con fibrade vidrio (FRP, por sus siglas en inglés), que reemplazó a la tuberíade revestimiento de acero original en la década de 1980, sufrió pro-blemas de corrosión. Los registros para la evaluación de tuberías derevestimiento pueden verificar la eficacia de las medidas destinadasa prevenir la corrosión, tales como la inyección de aire seco entre elacero y el plástico reforzado con fibra de vidrio.
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Expansión del aireCompresión del aire
> Generación de energía en la instalación de almacenamiento de ener-gía en forma de aire comprimido (CAES, por sus siglas en inglés), duran-te un período de 24 horas. Durante los períodos de bajo consumo, elaire se comprime y almacena en el subsuelo (rosado). Durante los perí-odos de consumo pico, el aire comprimido se extrae (azul) y se quemacon el gas natural para generar electricidad.
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zadas en las cavernas de gas natural tienen unrango de operación inadecuado para las cavernasCAES húmedas. Por el contrario, la inspecciónrealizada con la herramienta láser demuestra lopoco que se han modificado los contornos de lasparedes de las cavernas durante los 20 años deoperación (abajo a la derecha).
Un aspecto crítico del diseño de pozos para elalmacenamiento de aire comprimido fue elrequerimiento de regímenes de extracción extre-madamente altos con bajas pérdidas de presión.Para ello fue necesario utilizar una tubería derevestimiento de 241⁄2 pulgadas como última tube-ría de revestimiento cementada, y una sarta detubería de producción de 21 pulgadas. Debido aque no hay empacador que selle el espacio anu-lar entre la tubería de producción y la tubería derevestimiento, la última sarta de revestimientocementada está expuesta a la corrosión. El aguadel colector de componentes no disueltos en elpiso de la caverna satura al aire comprimido, locual lo hace altamente corrosivo. En Huntorf, serealizan intentos por contrarrestar la corrosiónde la tubería de revestimiento final mediante lainyección de aire seco en el espacio anular.
Para reducir aún más el impacto de la corro-sión, la sarta de tubería de producción ubicadadentro de la última tubería de revestimientocementada se hizo de un acero extra-grueso. Sinembargo, al cabo de unos pocos meses de opera-ción, comenzaron a surgir serios problemas decorrosión con la aparición de herrumbre en losfiltros, corriente arriba de la turbina de gas. Latubería de revestimiento de producción deacero de 133⁄8 pulgadas fue reemplazada porplástico reforzado con fibra de vidrio (FRP, porsus siglas en inglés) en la década de 1980.Ahora, sin embargo, hasta las sartas de FRPestán mostrando destrucción parcial (páginaprevia, abajo).
Para reemplazar el FRP en un pozo, se extrajoel tramo deteriorado, y se limpió e inspeccionóla última tubería de revestimiento de acerocementada de 241⁄2 pulgadas, utilizando la herra-mienta Electromagnética de FrecuenciasMúltiples para Medición de Espesor de Tubería
Prof
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Vigilancia rutinaria de la forma de las cavernas
Sonar en 1984Láser en 2001
> Vigilancia rutinaria de la forma y las dimensiones de las cavernas. Lassemejanzas entre los contornos detectados con un sonar en 1984 y losobservados por las mediciones láser en 2001 muestran cuán poco han cam-biado las formas de las dos cavernas en casi 20 años de operación.
1. Crotogino F, Mohmeyer KU y Scharf R: “Huntorf CAES:More Than 20 Years of Successful Operation,” presen-tado en la Conferencia del Instituto de Investigaciónsobre el Método de Disolución Local, Orlando, Florida,EUA, 15 al 18 de abril de 2001.
Vista aérea de la planta CAES de Huntorf
Caverna dealmacenamiento
de aire 1
Caverna dealmacenamientode aire 2
Central degeneraciónde energía
> Instalación de almacenamiento de aire compri-mido y central de energía de Huntorf, Alemania.
METT para evaluar el espesor de la pared de latubería. Debido al gran diámetro de la tuberíade revestimiento, la herramienta se utilizó fuerade su rango de operación normal, que es dehasta 133⁄8 pulgadas. La evaluación de los regis-tros indicó que las medidas de protección contra
la corrosión, consistentes en la inyección deaire seco entre la tubería de revestimiento deacero y la de FRP, habían logrado inhibir conéxito la corrosión de la tubería de revestimientode acero. No se observaron indicios de picadu-ras o corrosión en la superficie del acero.
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El revestimiento original del pozo se remon-taba a la década de 1920 y se consideraba dema-siado frágil para la perforación rotativaconvencional. La presencia de una “zonaladrona” agotada detrás de la sarta de revesti-miento asentada justo por encima de la secciónyacimiento, complicaba aún más el programa dere-entrada. Para evitar el ingreso a esta zona depérdida de circulación, la desviación tendría quecomenzar en el pozo abierto, utilizando un tapónde cemento en lugar de una cuña de desviaciónmecánica que es más aceptada.
La desviación comenzó a 1.5 m [5 pies]debajo de la zapata de la tubería de revesti-miento de 51⁄2 pulgadas, con un arreglo de fondode pozo (BHA, por sus siglas en inglés) direccio-nal para perforación con tubería flexible VIPERde Schlumberger. Para perforar el pozo horizon-tal de 43⁄4 pulgadas, se desplegó un motor y unBHA direccional en la tubería flexible de 23⁄8 pul-gadas. Dado que la presión del yacimiento habíadeclinado, el pozo terminó siendo perforado conun sobrebalance de presión de 200 lpc [13.6atm]. El desempeño de este sistema superó lasexpectativas y se lograron curvaturas de hasta100°/100 pies [30 m], lo cual excedió el pro-grama de 65°/100 pies. Sin embargo, la presen-cia inesperada de roca dura demandó varioscambios de barrena (mecha, broca, trépano) yretardó la velocidad de penetración, de modo quese revisó la planificación del pozo para interrum-pir la perforación 88 m [290 pies] después delcomienzo de la desviación.
A los dos meses de la limpieza del pozo, suproducción había aumentado de 9,650 m3/d a81,050 m3/d [0.337 MMpc/D a 2.83 MMpc/D], esdecir, un incremento de la productividad de 840%.
Luego de los resultados exitosos de esta pri-mera re-entrada, CNG Transmission decidió utili-zar tubería flexible para perforar otros dos pozosde re-entrada de radio de curvatura corto. Elsegundo pozo mostró un incremento en la pro-ductividad del 320% y la productividad del tercerpozo aumentó en un 2400%.
Perforación bajo presiónMientras que los yacimientos de almacenamientode gas en el noreste de EUA tienden a estar ubi-cados en formaciones relativamente someras derocas porosas competentes, las instalaciones enotras partes del mundo experimentan condicionesde perforación y problemas de estabilidad delpozo que requieren soluciones diferentes.
En un caso, Wintershall AG planificó perforaruna serie de pozos horizontales adicionales en suyacimiento de almacenamiento subterráneo de
gas, situado en Rheden, Alemania. Para evitarpérdidas de lodo en la sección yacimiento, lospozos debieron perforarse mientras la presión dealmacenamiento se encontraba en su punto másalto. Para asegurar un adecuado control de pozo,Schlumberger, Wintershall y el contratista deperforación desarrollaron en forma conjunta unaserie de procedimientos operativos estrictos, queincluyeron medidas preventivas y procedimientosde respuestas ante emergencias, destinados agarantizar la correcta secuencia de trabajo paraevitar situaciones críticas.
Las presiones de yacimiento eran tan altasque en las primeras etapas de la construcción delos pozos, la columna de perforación no era losuficientemente pesada para bajar sin ser empu-jada. Los viajes de extracción de la columna paracambiar el BHA o la barrena y volver a bajar elBHA en el pozo, bajo alta presión, exigían la uti-lización de una unidad para entubar bajo presión(snubbing unit). La unidad Sedco SN24 seleccio-nada para el trabajo, debió experimentar ciertas
modificaciones estructurales aprobadas por lasautoridades mineras responsables, a los efectosde su conexión en la torre del equipo de perfora-ción. Una vez que el peso de la sarta de perfora-ción fue lo suficientemente alto como parasuperar la presión del gas en el pozo, la columnapudo bajarse sin la asistencia de la unidad paraentubar bajo presión. En ese momento, dicha uni-dad se desmontó y se extrajo del interior delmástil del equipo de perforación, y el personal deperforación pudo retomar las operaciones de per-foración habituales.
La unidad Sedco SN24 debió utilizarse entodos los viajes de salida del pozo hasta alcanzarla profundidad final (TD, por sus siglas en inglés)y terminar el pozo a esa profundidad. La últimaoperación con la unidad Sedco SN24 fue labajada de una tubería de revestimiento corta de7 pulgadas. Ahora, este procedimiento está apro-bado y se encuentra disponible para futuras apli-caciones de perforación con fines dealmacenamiento subterráneo de gas.
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M A R D E L N O R T E
Alemania
Yacimiento de gasBreitbrunn/Eggstatt
1000 m
> Yacimiento de gas Breitbrunn/Eggstatt, en Bavaria, Alemania, convertido en yacimiento de almace-namiento de gas en 1993. En 1996, el agregado de seis pozos horizontales permitió duplicar la capaci-dad de almacenamiento de este yacimiento. Los pozos horizontales representan la mejor forma deintersectar la mayor cantidad de areniscas aisladas que constituyen las capas de almacenamiento degas. Aquí, una trayectoria de pozo suavemente curva atraviesa la capa de interés desde el tope hastala base y nuevamente hasta el tope (recuadro).
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Generación de imágenes durante la perforaciónEl yacimiento de gas Breitbrunn/Eggstatt, que seencuentra en Bavaria, Alemania, fue descubiertoen 1975. Los pozos de producción eran verticalesy explotaban cuatro arenas hasta 1993, cuandola capa superior extrema, Capa A, fue convertidaen yacimiento de almacenamiento de gas. En1996, la demanda de gas natural durante losmeses de invierno condujo a una campaña desti-nada a duplicar la capacidad de almacenamientode este anticlinal, con la apertura de las Capas Cy D, que correspondían a dos areniscas más pro-fundas y menos homogéneas.4 Las capas másprofundas están integradas por lentes de arenis-cas aisladas, que podrían sufrir problemas deproducción de arena durante los ciclos de pro-ducción. La intersección de la mayor cantidad delentes posibles requería la perforación de pozoshorizontales con la adquisición de registrosdurante la perforación (LWD, por sus siglas eninglés) en tiempo real para el correcto geoposi-cionamiento del pozo. Los datos LWD ayudaríanademás a optimizar la orientación de la trayecto-ria del pozo para evitar direcciones con propen-sión a la producción de arena.
Los estudios geológicos, petrofísicos y geo-mecánicos, realizados antes de la perforación,permitieron mejorar la precisión del modeloestructural de yacimiento, contribuyeron a eva-luar la distribución de la arena y la estabilidaddel pozo, y sirvieron para la selección del lodo deperforación y de las herramientas LWD, que per-mitirían dirigir el pozo en forma exitosa dentro delas capas prospectivas delgadas de 5 a 15 m [16a 49 pies] de espesor. El modelo estructural logróuna precisión del 99.9% en cuanto a la profundi-dad, o una imprecisión máxima de 1.5 m, graciasa la incorporación en el modelo de localizacionesde pozos re-investigados, levantamientos direc-cionales y marcadores obtenidos de registros depozos existentes.
La evaluación petrofísica y estratigráfica pre-dijo que habría areniscas prospectivas en formade lentes aislados. Para penetrar la mayor canti-dad de lentes posibles, las trayectorias de lospozos fueron diseñadas como suaves perfiles enforma de U que permitieran atravesar las CapasC y D, desde el tope hasta la base y nuevamentehasta el tope, dentro de cada tramo horizontal(página previa).
Las trayectorias de los pozos fueron diseña-das de manera tal de minimizar la inestabilidadde los pozos y la producción de arena. Según unestudio geomecánico, el esfuerzo horizontalmáximo tiene una orientación N-S, el esfuerzo
horizontal mínimo posee una orientación E-O, y elesfuerzo intermedio es vertical. En base a estainformación, y suponiendo una resistencia deroca isotrópica, los pozos deberían diseñarse conorientación N-S. Sin embargo, las pruebas deresistencia de la roca mostraron una clara aniso-tropía, con valores de resistencia máximos en ladirección N-S que triplican el valor de la resisten-cia mínima. Por otra parte, se creía que losesfuerzos probablemente aumentarían en losflancos del anticlinal. Los pozos ubicados máscerca del eje anticlinal, lejos de los flancos,serían más estables. Esto condujo a seleccionarfinalmente la dirección NE-SO, a lo largo del ejeanticlinal, como el azimut óptimo del pozo.
El análisis geomecánico también incidió en laselección del lodo de perforación. A veces, seseleccionan lodos energizados con espuma parala perforación en condiciones de bajo balance,con el objetivo de evitar la invasión en yacimien-tos agotados, destinados a convertirse en yaci-mientos de almacenamiento de gas. En estecaso, un lodo de perforación base agua ofreceríamayor estabilidad del pozo y produciría un revo-que de filtración (enjarre) delgado en la pared delpozo para reducir la invasión.
Este tipo de sistema de lodo permitiría quetodas las técnicas convencionales de adquisiciónde registros y generación de imágenes durante laperforación, se aplicaran con transmisión dedatos en tiempo real. La herramienta deResistividad GeoVision GVR, que es una versiónreciente de la herramienta de Resistividad Frentea la Barrena RAB, fue seleccionada por su capa-cidad para diferenciar lentes de arenisca de laslutitas adyacentes. Se escogió la herramienta deDensidad-Neutrón Azimutal ADN para asistir enla identificación de rasgos de arcilla y concrecio-nes carbonatadas. Juntas, estas herramientasposibilitaron la evaluación de la porosidad y delcontenido de arena durante la perforación de lostramos horizontales de 81⁄2 pulgadas hacia labase y el tope, dentro de las capas C y D.
Los echados computados a partir de las imá-genes GVR en tiempo real, definieron la posiciónrelativa del pozo dentro del yacimiento (arriba).La perforación en dirección ascendente o des-cendente a través de la sección es fácil de reco-nocer en estas imágenes. Los límites de capassinusoidales apuntan hacia la superficie cuandose perfora en sentido descendente, y hacia elfondo del pozo cuando se perfora en sentidoascendente.5
Después de la perforación se analizarontodos los datos LWD, los datos adquiridos concable y los datos de núcleos, para la evaluaciónpetrofísica final. Se seleccionaron las zonas demayor permeabilidad para efectuar los disparos,siempre que los datos geomecánicos indicabanla factibilidad de producción sin arena. Se des-plegaron cañones de disparos orientados paraubicar los disparos en la arenisca y no, por ejem-plo, en una lente de lutita o en una concrecióncarbonatada subyacente.6
4. Rohler H, Bornemann T, Darquin A y Rasmus J: “The Useof Real-Time and Time-Lapse Logging-While-DrillingImages for Geosteering and Formation Evaluation in theBreitbrunn Field, Bavaria, Germany,” artículo de la SPE71733, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA,30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.
5. Bonner S, Fredette M, Lovell J, Montaron B, Rosthal R,Tabanou J, Wu P, Clark B, Mills R y Williams R:“Resistivity While Drilling: Images from the String,”Oilfield Review 8, no. 1 (Primavera de 1996): 4–19.
6. Almaguer J, Manrique J, Wickramasuriya S, Habbtar A,López-de-Cardeñas J, May D, McNally AC y Sulbarán A:“Orientación de los disparos en la dirección correcta,”Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 18–33.
Imagen GVR en tiempo real
Dirección de la perforación
10 m
> Imagen GVR obtenida en tiempo real en un pozo horizontal ubicado en el yacimiento de almacena-miento de gas Breitbrunn. Los echados de los límites de capas, obtenidos de la imagen GVR, definenla posición relativa del pozo dentro del yacimiento. Cuando se perfora una sección estratificada enforma descendente, los límites de las capas apuntan hacia la superficie. En cambio, cuando se per-fora una sección en forma ascendente, los límites de las capas apuntan hacia el fondo del pozo. Enesta imagen, la barrena se mueve de derecha a izquierda, perforando la sección hacia abajo.
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Con estas técnicas, se perforaron y termina-ron tres pozos horizontales en cada una de lasdos areniscas heterogéneas. Cada pozo tenía unalongitud de más de 1000 m [3280 pies] y, en con-junto, los seis pozos duplicaron la capacidad dealmacenamiento de Breitbrunn, que alcanzó 1085MMm3 [38,300 MMpc].
Control de la producción de arena en pozosde almacenamiento de gasEl control de la producción de arena puede cons-tituir una preocupación importante en ciertospozos de almacenamiento de gas, especialmenteporque experimentan ciclos repetidos de altosregímenes de inyección y producción. El controlde la producción de arena era el objetivo primor-dial de la compañía Taiwan Petroleum andExploration, una división de la empresa ChinesePetroleum Corporation, cuando comenzó un pro-yecto en 1997 para profundizar seis pozos en elyacimiento Tiehchenshan y construir una instala-ción de almacenamiento de gas.
La formación destinada al almacenamiento degas, ubicada a una profundidad de 2800 m [9184pies], está constituida por una arenisca poco con-solidada con escaso contenido de lutitas. La poro-sidad promedio es del 20% y la permeabilidad de250 mD. Para mantener el régimen de inyección yextracción máximo especificado de 808,000 m3/d[28.2 MMpc/D] por pozo, los seis pozos se termi-narían con empaques de grava a pozo abierto.Cada pozo ya había sido perforado previamentecon columna de producción de 95⁄8 pulgadas,cementada justo encima del yacimiento.
El proyecto Tiehchenshan asignó 12 días porpozo, es decir, un total de 72 días para profundi-zar los seis pozos. El alcance del trabajo incluía lalimpieza de la tubería de revestimiento de 95⁄8pulgadas, la perforación de un tramo abierto de81⁄2 pulgadas de unos 30 a 40 m [100 a 130 pies]de largo, la extracción de núcleos de cinco de losseis pozos, el emplazamiento del empaque degrava, la bajada de una sarta de terminación finaly la limpieza de los pozos (izquierda).
El proyecto se completó en 60 días, con dosequipos de perforación y sin pérdida de tiempodebido a incidentes. Las necesidades de termina-ción incluyeron un tratamiento de remoción deherrumbre mediante la inyección de 10 bbl [1.6m3] de fluido con una concentración de HCl del15%, inhibidor de corrosión y agente secues-trante ferroso.7 A continuación, se realizó un tra-tamiento de purificación mediante la inyección de20 bbl [3.1 m3] de gel de hidroxietilcelulosa (HEC)
de 40 libras por mil galones (lpt) con 400 lbm [181kg] de arena de malla 20/40.
El empaque de grava incluyó la inyección de10 bbl de colchón de gel HEC de 40 lpt, seguidode la circulación de gel HEC de 40 lpt, con unaconcentración de grava de 1 libra de apuntalanteagregado (ppa) por galón de lechada. Algunospozos tenían empaques de lechada de gel HEC de80 lpt y 4 ppa por galón de lechada. El trata-miento posterior al colchón se efectuó inyec-tando 5 bbl [0.8 m3] de gel HEC de 40 lpt. El fluidode terminación que quedó en el espacio anularde la tubería de revestimiento de cada pozo erauna mezcla de 8.47 lpg con 3% de cloruro depotasio [KCl] con inhibidor de corrosión IDFILM820X. Esto para minimizar el desarrollo de bacte-rias y la acumulación de corrosión durante la vidaútil de los pozos. Se limpió y se realizó unaprueba de producción en cada pozo, obtenién-dose resultados positivos.
Los empaques de grava impidieron con éxitola producción de arena durante los tres años deproducción de gas desde la construcción de estospozos. Los pozos aún no han sido utilizados parainyección de gas, pero durante todo este tiempo,la productividad de los mismos se mantuvo en losniveles altos alcanzados inicialmente, gracias aléxito de los empaques de grava.
Vigilancia rutinaria de pozos de almacenamiento de gasTodas las instalaciones de almacenamiento de gasrequieren algún tipo de vigilancia rutinaria paraasegurar que los pozos puedan producir o aceptargas a los gastos (velocidades o tasas de flujo, cau-dales, ratas) requeridos. Los altos gastos experi-mentados durante la extracción del gas puedenproducir daños de formación en las inmediacionesdel pozo. De un modo similar, se pueden producirdaños en el pozo con altos regímenes de inyec-ción. La frecuente alternancia entre extracción einyección puede ser otra de las causas de esosdaños.
Tradicionalmente, la observación rutinaria depozos en sistemas de rocas porosas implica larealización de pruebas de contrapresión ensuperficie cada 1 o 2 años. Una prueba de con-trapresión en superficie consiste en cerrar elpozo unas horas hasta lograr la estabilización dela presión, para luego hacerlo producir y cerrarloen forma alternativa, durante períodos de 4 a 8horas. Se controla el gasto y se registran las pre-siones de superficie, normalmente cada 5 a 10minutos, durante los períodos de flujo y cierre.
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Colgador dela tubería deproducción
Válvula deseguridad
Junta deexpansión
Camisacorrediza
Arreglo de sellode aldabas
Empacador
Válvula acharnela
Zapata de latubería derevestimiento de95/8 pulgadas
Zona dealmacenamientode gas
> Terminación de pozo típica con empaque degrava (no está a escala) en el proyecto de alma-cenamiento de gas de Tiehchenshan, Taiwán. Laformación destinada al almacenamiento corres-pondía a una arenisca poco consolidada y cadauno de los seis pozos requirió un tratamiento decontrol de la producción de arena para sustentarlos altos regímenes de inyección y extracción de gas.
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Los datos de una prueba de contrapresiónconvencional pueden utilizarse para predecir laproductividad del pozo, para cualquier presión deyacimiento y cualquier presión en boca de pozo.De este modo, cualquier daño que haya ocurridodesde la última prueba resultará evidente. Sinembargo, si las pruebas son poco frecuentes, esprobable que no se identifiquen daños en el pozocon la anticipación suficiente para evitar pérdi-das de productividad, y además puede resultardifícil determinar la causa del daño. Las pruebasfrecuentes, utilizando medidores de presión defondo de pozo, normalmente son demasiado cos-tosas. En las pruebas de superficie, los pozos sehacen producir a diversos gastos para determinarsu productividad y detectar cualquier daño pro-ducido desde la última prueba.
Los ingenieros del sector de Servicios de Datosy Consultoría de Schlumberger, desarrollaron unanueva forma de utilizar los resultados de las medi-ciones de superficie para cuantificar el daño delpozo con el tiempo.8 Sólo se requiere el análisis deuna prueba inicial de presiones transitorias (PTTA,por sus siglas en inglés); análisis que utiliza datosdel registrador de presión de fondo. El nuevométodo fue comprobado con datos de un pozo dealmacenamiento de gas en un yacimiento de are-nisca del este de los EUA.
El pozo seleccionado para la validación delnuevo método fue sometido a prueba en junio de1996. Se llevó a cabo una prueba de productividad,con un registrador de presión instalado en el fondodel pozo. El análisis de los datos del registrador depresión de fondo utilizado en la prueba de presio-nes transitorias, ayudó a determinar el factor dedaño mecánico del pozo, sm, y el factor de flujo nodarciano, D, a junio de 1996. El factor de dañototal, sT , está dado por sT= sm + Dq, donde q es elgasto del pozo. El producto Dq se denomina factorde daño no darciano y es causado por las altasvelocidades de flujo que se desarrollan en lasinmediaciones del pozo.
La siguiente prueba que se realizó en el pozotuvo lugar en junio de 1997 y el pozo fue estimu-lado hidráulicamente dos días después de laprueba. Se efectuaron dos pruebas más en sep-tiembre de 1997 y en mayo de 1998. En cada unade estas tres pruebas, se llevó a cabo una pruebade productividad y se registraron las presiones desuperficie. Para validar el nuevo método, un regis-trador de presión de fondo proveía simultánea-mente datos de fondo de pozo para ladeterminación del factor de daño mecánico y delfactor de flujo no darciano. Estos valores se calcu-laron luego utilizando sólo los datos de superficie yse compararon con los valores PTTA medidos(arriba).
Con el nuevo método, los operadores puedenvigilar el comportamiento de los pozos con mayorfrecuencia, a un costo mínimo. La implementaciónde esta técnica puede aportar datos para conocerel origen del daño en pozos de almacenamiento degas, permitiendo la remediación o atenuación deldaño antes de que la productividad decline hastaalcanzar niveles antieconómicos.
En otro estudio, los consultores deSchlumberger demostraron cómo las pruebas deflujo efectuadas a regímenes múltiples pueden ayu-dar a determinar la calidad del yacimiento, cuantifi-car el volumen de inventario, construir un modelode todo el sistema, catalogar los cuellos de botellaen las instalaciones de fondo de pozo y de superfi-cie, e incluso determinar la potencia necesaria paraciclar el gas de trabajo varias veces por año.9
Otra fuente de valiosa información de vigilan-cia rutinaria proviene de las mediciones electróni-cas de flujo (EFM, por sus siglas en inglés), en bocade pozo. El equipo de mediciones electrónicas deflujo mide, almacena y transmite los datos de gastode gas y de presión desde la boca de pozo hastauna computadora instalada en la oficina. Estos sis-temas todavía no se instalan en forma rutinaria enlos pozos de almacenamiento de gas, pero seestán popularizando cada vez más.
Un sistema EFM instalado a mediados de ladécada de 1990 en el yacimiento de almacena-miento de gas Belle River Mills, ubicado enMichigan, ayudó a los ingenieros a detectar pro-blemas operativos que dejaron inoperantes anumerosos pozos.10 Las mediciones, que tambiénayudaron a evaluar el impacto de las válvulas deseguridad subterráneas sobre la productividad delos pozos, formaban parte de un sistema auto-mático, destinado a alertar a los operadores decampo acerca del deterioro del desempeño de unpozo.
La empresa Michigan Consolidated GasCompany opera el yacimiento Belle River Mills,una estructura de arrecife del períodoNiagariense, que fue descubierto en 1961 y fueconvertido en yacimiento de almacenamiento degas en 1965. El yacimiento contiene 23 pozosactivos de inyección-producción, capaces de pro-ducir más de 34 MMm3/d [1200 MMpc/D]durante los períodos pico. Las grandes variacio-nes del régimen de flujo dentro de un mismo díason comunes.
Los primeros métodos de vigilancia rutinariade yacimientos consistían en la ejecución depruebas de contrapresión cada tres o cinco añospara evaluar la productividad del pozo, y pruebasde presión diferencial, de dos a cuatro veces poraño para determinar el aporte de cada pozo alflujo total del yacimiento.
La instalación de dispositivos EFM en boca depozo, ahora permite a los operadores vigilar per-manentemente la productividad del pozo y todoslos parámetros de flujo. Una red de computadoravincula los pozos y los escudriña una vez porhora. Las lecturas horarias se comprimen y trans-fieren a la oficina corporativa una vez por día.Estas actualizaciones frecuentes ayudan a identi-ficar problemas operativos, tales como fallas defuncionamiento de las válvulas, además de pro-blemas crónicos, tales como daños de pozo.
Fact
or d
e da
ño
Factor de daño-5 0 5 10 15 20
-5
0
5
10
15
20Factor de daño mecánicocalculado a partir de laspruebas de productividadFactor de daño mecánicomedido de la prueba PTTA
> Comparación entre el factor de daño mecá-nico determinado mediante el análisis de laprueba de presiones transitorias y el dañomecánico calculado en base a las pruebasde productividad. El buen ajuste entre ambosconjuntos de valores demuestra que es posi-ble utilizar los valores calculados en lugar de los valores medidos. El método requieremediciones iniciales con un registrador depresión de fondo de pozo.
7. Un tratamiento de remoción de herrumbre utiliza unamezcla química, normalmente de ácido e inhibidor, paraeliminar la herrumbre y las incrustaciones de los tubula-res antes de bombear un tratamiento de empaque degrava.
8. Brown KG y Sawyer WK: “Novel Surveillance HelpsOperators Track Damage,” artículo de la SPE 75713, pre-sentado en el Simposio de Tecnología del Gas de la SPE,Calgary, Alberta, Canadá, 30 de abril al 2 de mayo de2002.
9. Brown KG y Sawyer WK: “Practical Methods to ImproveStorage Operations—A Case Study,” artículo de la SPE57460, presentado en la Convención Regional del Este dela SPE, Charleston, Virginia Occidental, EUA, 20 al 22 deoctubre de 1999.
10. Brown KG: “The Value of Wellhead Electronic FlowMeasurement in Gas Storage Fields,” artículo de la SPE31000, presentado en la Convención Regional del Este dela SPE, Morgantown, Virginia Occidental, EUA, 19 al 21de septiembre de 1995.
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Una forma de identificar anomalías en el com-portamiento de un pozo, es a través de gráficasde burbujas de los gastos de producción a partirde los datos EFM. La observación rutinaria deldesempeño de los pozos, puede hacersemediante el sistema computarizado de manejode la producción OFM. Una gráfica de burbujaspara un día típico en el yacimiento Belle RiverMills, muestra regímenes de extracción másbajos en los pozos situados en los flancos delarrecife, donde la calidad de la roca es pobre; sinembargo, todos los pozos contribuyen a la pro-ducción (izquierda). En otro día, se detectaronproblemas en varios pozos (abajo, a la izquierda).La inspección de las localizaciones de los pozosreveló que las válvulas de seguridad de las líneasde control habían perdido presión hidráulica, locual produjo una pérdida de productividad de4.29 MMm3/d [150 MMpc/D] en todo el yaci-miento. La detección de este problema en elmismo día ayudó a maximizar la productividad aun costo mínimo.
Además de las mediciones de presión para lavigilancia rutinaria del almacenamiento de gas,se realizaron algunas experiencias de observa-ción rutinaria de la actividad símica en Francia,en las que el Instituto Francés del Petróleo y delGas de Francia observó las emisiones acústicasen instalaciones de almacenamiento subterráneode gas.11 En experimentos más recientes, sevigiló rutinariamente la saturación, y la altura dela columna de gas fue medida utilizando técnicassísmicas de lapsos de tiempo e imágenes sísmi-cas de pozo.12
Rehabilitación de pozos de almacenamiento de gas dañadosLa Asociación Americana del Gas estima una pér-dida de productividad de unos 85.9 MMm3/d[3000 MMpc/D] en más de los 15,000 pozos dealmacenamiento de gas que se encuentran enoperación en los EUA. Los operadores de almace-namiento de gas invierten más de 100 millones dedólares estadounidenses anuales para restituir lapérdida de productividad, ya sea por remediacióno mediante la perforación de pozos nuevos.
Algunos de los mecanismos de daño, talescomo invasión y producción de arena, resultanfamiliares para los operadores de E&P, mientrasque otros mecanismos—tales como el desarrollode bacterias o la obstrucción de los poros conaceite de compresores—están más relacionadoscon la inyección y el almacenamiento de gas(próxima página). El Instituto de Tecnología delGas (GTI, por sus siglas en inglés) llevó a caborecientemente un proyecto para investigar meca-
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Mapa de burbujas que muestra problemas de producción
> Gráfica de burbujas que muestra problemas de producción detectados pormediciones electrónicas de flujo (EFM) en el yacimiento de almacenamientode gas Belle River Mills. Varios pozos, ubicados en la porción central de altacalidad del yacimiento, muestran valores de producción menores (burbujasmás pequeñas). Algunos pozos no muestran producción (círculos abiertos).La inspección de las localizaciones de los pozos reveló problemas con lasválvulas de seguridad de las líneas de control, las cuales fueron reparadasde inmediato.
Mapa de burbujas típico del régimen de extracción
> Gráfica de burbujas que muestra los regímenes de producción relativos apartir de mediciones electrónicas del flujo (EFM, por sus siglas en inglés),efectuadas en boca de pozo, durante un día típico en el yacimiento dealmacenamiento de gas Belle River Mills. Se espera menos producción(burbujas más pequeñas) en los flancos, o bordes, de la estructura donde la calidad del yacimiento es pobre. El centro del yacimiento muestra másproducción (burbujas más grandes). El círculo abierto indica un pozo sinproducción.
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nismos de daño en pozos destinados al almace-namiento de gas.13 Para suministrar datos paraesta investigación, los operadores de almacena-miento de gas evaluaron núcleos, fluidos y prue-bas de pozos, en más de 10 yacimientos dealmacenamiento de gas. Se identificaron cuatrotipos principales de daños:• bacterias• precipitados inorgánicos, tales como compues-
tos ferrosos, sales, carbonato de calcio y sul-fato de bario
• hidrocarburos, residuos orgánicos y productosquímicos para producción
• sólidos.En los pozos de estudio, la producción de
arena, la obstrucción mecánica, los problemasrelacionados con los fluidos de terminación yestimulación, y los efectos de la permeabilidadrelativa eran problemas menos frecuentes.
Todos estos mecanismos de daño requierendiferentes métodos de estimulación para restituirla inyectividad y la productividad, y con los años,se ha adquirido vasta experiencia en cuanto aldiagnóstico de los mecanismos de daño y eldiseño de técnicas de estimulación.
A fin de captar este conocimiento y ponerlo adisposición de los ingenieros que se desempeñanen la industria del almacenamiento de gas,Schlumberger y el GTI desarrollaron el modelo decomputación DamageExpert para diagnosticar eldaño de formación.14 Este modelo, creado parapozos de almacenamiento de gas, combina basesde conocimientos de almacenamiento de gas,lógica difusa y tecnologías de sistemas expertos.A partir de los datos ingresados por el usuario, elprograma ayuda a diagnosticar el tipo de daño deformación más probable y luego contribuye aseleccionar el mejor tratamiento y el mejor fluidode estimulación.
El primer paso en el desarrollo del sistemaconsistió en la construcción de una base de cono-cimientos. Esto, a su vez, se dividió en dos partes:adquisición del conocimiento y representación delconocimiento. La adquisición del conocimiento esel proceso de extracción y organización del cono-cimiento, obtenido de expertos en el tema y depublicaciones técnicas. Para este sistema, elconocimiento comprendía información y experien-cia de los operadores, de las compañías de servi-cios y de otros especialistas en mecanismos dedaños de formación en pozos de almacenamientode gas, así como también los correspondientesmétodos de tratamiento.
A continuación, el conocimiento adquirido esrepresentado, o estructurado, de un modo tal quefacilite la resolución del problema. En este caso
en particular, se construyeron bases de conoci-mientos para cuatro pasos de la secuencia deresolución de problemas: selección del candi-dato, diagnóstico del mecanismo de daño, reco-mendación del tratamiento y evaluación delmismo.
El conocimiento del tema se representó utili-zando lógica difusa, combinada con reglas deproducción, redes neuronales y algoritmos gené-ticos. La lógica difusa es una forma de represen-tar el conocimiento que es difícil de captar en unsistema basado en reglas estrictas. La lógicabinaria clásica, basada en reglas rígidas,resuelve problemas mediante la formulación deenunciados tales como, “si se cumple la condi-ción A, entonces existe la situación B.” El enun-ciado puede ser solamente verdadero o falso. Losvalores matemáticos para representar la situa-ción verdadera sólo pueden ser uno para verda-dero y cero para falso. Aplicando lógica difusa,los valores representativos de la situación verda-dera pueden variar entre cero y uno, y pueden
adoptar variables lingüísticas, tales como alta-mente, grande, un tanto y raramente. La lógicadifusa ofrece una forma de ayudar a emular elproceso de pensamiento de un ingeniero queestá diagnosticando el daño de formación y dise-ñando un tratamiento para su eliminación.
Sólidos
Residuos de hidrocarburos
Precipitados inorgánicos
Bacterias
> Tipos principales de daños en pozos de yacimientos de almacenamiento de gas. Los operadoresidentificaron cuatro mecanismos principales que obstruyen los poros y deterioran la productividad:bacterias, precipitados inorgánicos, residuos de hidrocarburos y sólidos.
11. Deflandre J-P, Laurent J y Blondin E: “Use of PermanentGeophones for Microseismic Surveying of a Gas StorageReservoir,” presentado en la 55ta. Conferencia yExhibición Técnica de la EAEG, Stavanger, Noruega, del7 al 11 de junio de 1993.
12. Dumont M-H, Fayemendy C, Mari J-L y Huguet F:“Underground Gas Storage: Estimating Gas ColumnHeight and Saturation with Time Lapse Seismic,”Petroleum Geoscience 7, no. 2 (Mayo de 2001): 155–162.
13. GRI: Investigation of Storage Well Damage Mechanisms,GRI-98/0197 (Abril de 1999). El Instituto de Tecnología delGas (GTI, por sus siglas en inglés) se conocía anterior-mente como Instituto de Investigación del Gas (GRI, porsus siglas en inglés).
14. Xiong H, Robinson B y Foh S: “Using an Expert System toDiagnose Formation Damage Mechanisms and DesignStimulation Treatments for Gas-Storage Wells,” artículode la SPE 72374, presentado en la Convención Regionaldel Este de la SPE, Canton, Ohio, EUA, 17 al 19 de octu-bre de 2001.
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La información circula a través de siete módu-los durante el proceso de diagnóstico y diseño deltratamiento (izquierda). El módulo de ingreso dedatos recibe información tal como identificación,dimensiones, terminaciones e historia del pozo,junto con datos de la roca del yacimiento y pro-piedades de los fluidos. Todos los módulos subsi-guientes utilizan esta información de entrada.
A continuación, el módulo de diagnóstico delmecanismo de daño analiza la información deentrada para identificar tipos posibles de dañosde pozo y de formación. Los mecanismos se cla-sifican de más probable a menos probable. Estemódulo puede saltearse si el usuario está segurode que se conoce el mecanismo de daño.
El módulo de factibilidad del tratamientodetermina si el pozo es un buen candidato para laremediación del daño. A éste le sigue el módulode selección del tratamiento, que recomienda elmejor tratamiento disponible para eliminar eldaño identificado.
El módulo de fluido de tratamiento ayuda aseleccionar el mejor fluido a utilizar en un trata-miento de matriz o en un lavado de pozo. Elmódulo verifica la compatibilidad entre la forma-ción y el fluido de tratamiento, y especifica losaditivos necesarios para evitar reacciones quími-cas indeseables. El módulo del programa debombeo recomienda una combinación de régi-men de inyección y volumen de fluido para cadazona a tratar. Y, por último, el módulo de presen-tación de informes emite informes de cualquierade los otros módulos.
El sistema experto fue probado en variospozos de almacenamiento de gas y, para mejorarel sistema, se retroalimentó la información. Unpozo de muestra fue terminado desnudo con latubería de revestimiento cementada por encimadel yacimiento de areniscas de almacenamientode gas. El pozo tenía una producción moderadade 71,600 m3/d [2500 Mpc/D] y su capacidad deextracción había declinado un 53%.
El módulo de mecanismo de daño indicó quela obstrucción de los poros y los efectos de lapermeabilidad relativa eran las principales cau-sas de los daños ocasionados al pozo (izquierda).El módulo de selección del tratamiento propusoun lavado del pozo o un tratamiento de matriz,con casi un 50% de probabilidad de éxito (páginasiguiente, arriba). Una vez que el usuario selec-cionaba un tratamiento de matriz, el sistemaexperto sugería los fluidos de estimulación y elprograma de bombeo (página siguiente, abajo).
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> Diagnóstico de daño de pozo de almacenamiento de gas. Dada la informa-ción de entrada, el sistema DamageExpert determinó que la obstrucción y los efectos de la permeabilidad relativa constituían las causas principales de daño de pozo, junto con las incrustaciones de óxido de hierro [Fe2O3], carbonato de calcio [CaCO3], sulfuro de hierro [FeS2] y cloruro.
Base de datos deinformación de pozos
Base dedatos de fluidos
Bases deconocimientos
Módulo de entrada de datos
Módulo de presentación de informes
Módulo de programa de bombeo
Módulo de fluido de tratamiento
Módulo de selección de tratamiento
Módulo de factibilidad de tratamiento
Módulo de mecanismo de daño
> Módulos del modelo de computación DamageExpert para el diagnóstico demecanismos de daño en pozos de almacenamiento de gas.
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El pozo fue estimulado con el tratamientorecomendado, que incluía un agente tensioactivo,un inhibidor de hierro, un inhibidor de corrosión yun taponador selectivo. Después del tratamiento,la productividad del gas había aumentado cincoveces.
Más allá del almacenamientoEl almacenamiento subterráneo de gas es sólouna de las industrias que se están desarrollandopara satisfacer las crecientes y rápidamentecambiantes necesidades energéticas mundiales.En Europa, por ejemplo, la Ley Parlamentaria deGas de la Unión Europea, que data de 1998,requiere que todos los países desregulen sus sec-tores de gas y electricidad durante la próximadécada. El éxito de este tipo de desregulación—destinada a estimular la competencia y reducir elcosto total—demandará mayor eficiencia en lacadena de suministro de gas.
El manejo de toda la cadena de suministro degas implica la observación rutinaria y el control entiempo real del transporte del gas desde la bocade pozo a través del gasoducto y de la cuadrículade gas natural licuado (GNL) hasta llegar a lapunta del quemador del consumidor final,pasando por las instalaciones de almacena-miento. También incluirá los servicios de tecnolo-gía de la información para facilitar el manejo delos activos, el acceso de terceros, la atención alcliente, la facturación y la comercialización. Elsector Energía y Servicios Públicos deSchlumbergerSema está diseñando e implemen-tando este tipo de solución de sistemas paraclientes en diversos proyectos de todo el mundo.Este tipo de proyecto de integración en granescala, podría conllevar en una primera etapa eldesarrollo de una solución de red satelital paraconectar los yacimientos productores de gas, lasestaciones colectoras y las estaciones de gaso-ductos, los sitios de almacenamiento subterráneode gas y las terminales de exportación de gas, auna base de datos central. El objetivo final delproyecto sería instalar centros de comercializa-ción e intercambio de gas, accesibles porInternet, en las principales áreas de consumo yen los puntos de control de las fronteras deexportación, similares al centro de comercializa-ción de electricidad diseñado y operado porSchlumbergerSema, actualmente implementadopara APX, en Ámsterdam, Países Bajos.
El aumento anticipado del consumo de gas yla desregulación sostenida, crearán oportunida-des y generarán cambios en las prácticas comer-ciales de las compañías de E&P de petróleo y degas, de las compañías de transporte y almacena-miento de gas, de las compañías de comercializa-
ción de gas, y de las compañías de servicios públi-cos y servicios generales. Para extraer el máximoprovecho de estas oportunidades, será necesarioel desarrollo de tecnologías de seguimiento y laaplicación de herramientas y servicios queaumenten la eficiencia y el valor. —LS
> Módulo de selección del tratamiento que muestra mayor confiabilidad enel éxito de dos tratamientos posibles: lavado de pozo y tratamiento de matriz.El usuario optó por el segundo tratamiento y pasó al módulo siguiente parala selección del fluido.
> Selección del fluido y programa de bombeo, propuestos por el sistemaDamageExpert. El sistema experto recomienda los parámetros para cadaetapa del tratamiento, incluyendo el volumen por etapas, el régimen deinyección y la composición química.
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