comprensión de la incertidumbre mejoramiento del aislamiento

Invierno de 2002/2003

Comprensión de la incertidumbre

Mejoramiento del aislamiento zonal

Yacimientos de petróleo pesado

Conexiones multilaterales

Oilfield Review

SMP-6101-S

Después de casi dos siglos de producir petróleo y gas, se creeerróneamente que nuestra industria se halla al borde del dece-so, pero lo cierto es, que nos aguardan varios importanteslogros técnicos. Por ejemplo, la cementación de pozos, un pro-cedimiento operativo estándar que se practica desde comienzosdel siglo XX, constituye una tecnología madura que permanececomo un área que está siempre lista para la innovación.

Nuestra industria depende del emplazamiento confiable demateriales en el espacio anular—ya sea entre las columnas detuberías de revestimiento o entre la tubería de revestimiento ylas formaciones—para aislar zonas distintas, proteger acuíferosy proveer soporte a la tubería de revestimiento. Estos materialesdeben continuar trabajando tal como fueron diseñados durantetodo el ciclo de vida de un pozo.

Históricamente, el cemento Pórtland ha sido el materialmás versátil y más económico para el aislamiento zonal. Notodos los cementos Pórtland se crean de igual manera, y losespecialistas en cementación se han dado cuenta que paralograr el aislamiento zonal, las propiedades mecánicas delcemento son al menos tan importantes como lo es la resisten-cia a la compresión. En nuestra industria luchamos para iden-tificar cuál propiedad particular del cemento se requiere paramantener el sello del espacio anular durante la vida útil de unpozo. Hoy, nos preocupa no sólo el tiempo durante e inmedia-tamente posterior al emplazamiento del cemento, sino tam-bién la exposición a largo plazo a un ambiente de esfuerzosque cambia constantemente a lo largo del ciclo de vida de unpozo. Ahora entendemos que son varias las propiedades delcemento que juegan un papel importante en mantener laszonas aisladas.

Durante las operaciones de bombeo de cemento, la atenciónse concentra en las propiedades clave, incluyendo el control dela densidad, la pérdida de fluido, el tiempo requerido para elfraguado, el agua libre y el desarrollo de la resistencia inicial.Inmediatamente después, se tornan importantes propiedadestales como la resistencia a la tracción y la respuesta a cambiosde temperatura. El valor de cada propiedad cambia a medidaque avanza la construcción del pozo. Por ejemplo, el desarrollorápido de resistencia limita el tiempo de espera para el fragua-do del cemento, pero la resistencia a la compresión deja de sertan relevante en el curso de las operaciones posteriores, cuan-do la flexibilidad puede ser crítica para la integridad delcemento fraguado. Concentrarse solamente en el desarrollo dela resistencia a corto plazo o el deseo de obtener algún valor deresistencia mínima predeterminado, puede ser muy perjudicialpara el aislamiento a largo plazo en el pozo.

Nuestra industria carece de una metodología de pruebaconsistente para determinar las propiedades mecánicas delcemento, y menos aún para determinar cuáles propiedadesmecánicas se pueden requerir para obtener un sello a largoplazo en el pozo.1 El trabajo actual de modelado asistido porcomputadora de operaciones de cementación depende engran medida de las variables de las propiedades mecánicasingresadas al modelo. Son comunes las variaciones de más dedos órdenes de magnitud en los datos conocidos de las propie-dades mecánicas del cemento. Por lo tanto, se requierenmétodos de prueba consistentes.

Más allá de la resistencia

En un intento por solucionar la creciente necesidad de deter-minar en forma consistente las propiedades mecánicas delcemento, el Instituto Americano del Petróleo (API, por sussiglas en inglés), ha creado un grupo de trabajo para evaluarmétodos de prueba destinados a determinar estas propiedades.Existen algunos métodos disponibles dentro de los Estándaresde Prueba de la Sociedad Americana para Pruebas y Materiales(ASTM, por sus siglas en inglés) que podrían adaptarse a nues-tro trabajo, y éstos podrían servir como punto de partida. El grupo de trabajo del API está a cargo del desarrollo de uninforme técnico con respecto a la determinación de las propie-dades mecánicas del cemento, y su objetivo consiste en estable-cer métodos de prueba estándar en la industria.

A medida que nuestra industria enfrenta nuevos desafíos,tales como alta presión, alta temperatura, aguas profundas, yambientes que producen petróleo pesado, los resultados deproyectos conjuntos en la industria jugarán un rol crítico enmejorar la calidad, la seguridad y la economía de nuestrosintentos. Los esfuerzos del API en definir los estándares delcemento y los métodos de prueba nos ayudarán a ir más alláde la simple confiabilidad en la resistencia a la compresión y,en cambio, nos obligará a concentrarnos en la búsqueda desoluciones que nos ayuden a considerar los efectos a largoplazo en las distintas propiedades del cemento.

Glen BengeAplicaciones Técnicas de PerforaciónExxonMobil Development CompanyHouston, Texas, EUA

Glen Benge es especialista en cementación para el departamento de perfora-ción de ExxonMobil y posee más de 25 años de experiencia con Dowell,Mobil y ExxonMobil. Actualmente preside el Subcomité 13 del API para ope-raciones de cementación y trabaja en el Comité Técnico 67 de la OrganizaciónInternacional de Estándares, comité del Grupo de Trabajo 2 para cementacio-nes (ISO TC67/WG2).

1. Para obtener mayor información acerca de las propiedades mecánicas delcemento, consulte: Altuna G, Centurión S y Pérez Ipina JE: “Variation of theMechanical Properties for Cementing Slurries with Different Compositions,”artículo de la SPE 69616, presentado en la Conferencia de Ingeniería dePetróleo de Latinoamérica y del Caribe de la SPE, Buenos Aires, Argentina, 25 al 28 de marzo de 2001.di Lullo G y Rae P: “Cements for Long Term Isolation—Design Optimization byComputer Modelling and Prediction,” artículo de las IADC/SPE 62745, presen-tado en la Conferencia de Tecnología de la Perforación del Pacífico Asiáticode las IADC/SPE, Kuala Lumpur, Malasia, 11 al 13 de septiembre de 2000.Le Roy-Delage S, Baumgarte C, Thiercelin M y Vidick B: “New CementSystems for Durable Zonal Isolation,” artículo de las IADC/SPE 59132, presen-tado en la Conferencia de Perforación del año 2000 de las IADC/SPE, NuevaOrleáns, Luisiana, EUA, 23 al 25 de febrero de 2000.Ravi K, Bosma M y Gastebled O: “Safe and Economic Gas Wells throughCement Design for Life of the Well,” artículo de la SPE 75700, presentado en el Simposio de Tecnología del Gas de la SPE, Calgary, Alberta, Canadá, 30 de abril al 2 de mayo de 2002.Thiercelin M, Baumgarte C y Guillot D: “A Soil Mechanics Approach to PredictCement Sheath Behavior,” artículo de las SPE/ISRM 47375, presentado en laEurock de 1998 de las SPE/ISRM, Trondheim, Noruega, 8 al 10 de Julio de 1998.

Consejo editorial

Antongiulio AlborghettiAgip S.p.AMilán, Italia

Abdulla I. Al-DaaloujSaudi AramcoUdhailiyah, Arabia Saudita

Syed A. AliChevronTexaco E&P Technology Co.Houston, Texas, EUA

Svend Aage AndersenMaersk Oil Kazakhstan GmBHAlmaty, República de Kazakhstán

Andreina IseaPetróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)Los Teques, Venezuela

George KingBPHouston, Texas

David Patrick MurphyShell Technology E&P CompanyHouston, Texas

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Editor ejecutivo yeditor de producciónMark A. AndersenEditor consultorLisa StewartEditores seniorGretchen M. GillisMark E. Teel EditoresMatt GarberDon WilliamsonColaboradoresRana RottenbergJulian Singer

DistribuciónDavid E. BergtDiseño y producciónHerring DesignMike MessingerSteve FreemanIlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge StewartImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

Oilfield Review se complace enanunciar la incorporación deAndreína Isea al panel de su con-sejo editorial. La señorita Iseaposee una licenciatura en inge-niería geológica de la UniversidadCentral de Venezuela en Caracas,una maestría en sedimentologíade yacimientos de la Universidadde Cincinnati en Ohio, y un títuloespecializado en manejo integra-do de yacimientos del InstitutoFrancés del Petróleo enMalmaison, Francia. Comenzó su

carrera en 1980 con Intevep S.A.; el centro de investigacionesde Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). Allí dirigió el grupo deinvestigaciones de sedimentología, el grupo de investigacionesde estratigrafía y tectónica, y la sección de geología. En 2001,asume su posición actual como subgerente de la División deExploración y Producción de Intevep con sede en Los Teques,Venezuela. Andreína es miembro activo de varias sociedadesprofesionales Latinoamericanas y se desempeña como delegadaVenezolana para el Proyecto Internacional en Colaboración deRecuperación Mejorada de Petróleo.

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

E-mail: [email protected]; http://www.linced.com

EdiciónAntonio Jorge TorreSubediciónNora RosatoMiriam SittaDiagramaciónDiego SánchezRevisión de la traducciónJesús Mendoza R.Departamento de MercadotecniaMéxico y América Central (MCA)

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

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

© 2003 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de estapublicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medioalguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debidaautorización escrita de Schlumberger.

Dirigir la correspondencia editorial a:

Oilfield Review225 Schlumberger Drive Sugar Land, Texas 77478 USA(1) 281-285-7847Facsímile: (1) 281-285-8519E-mail: [email protected]

Dirigir las consultas de distribución a:

Matt Garber(44) 1223 325 377Facsímile: (44) 1223 311 830E-mail: [email protected]

Invierno de 2002/2003Volumen 14Número 3

Schlumberger

2 Comprensión de la incertidumbre

La búsqueda y producción de hidrocarburos representan un negocio riesgoso.El objetivo de esta búsqueda se halla enterrado debajo de la superficie, lejosde la vista. Las compañías de petróleo y de gas deben confiar en medicionesremotas y modelos conceptuales, pero la incertidumbre surge debido a medi-ciones incompletas, errores en las mediciones e inexactitudes de los mode-los. Hoy en día, se están introduciendo nuevos métodos en la industria paraevaluar la incertidumbre y controlar el riesgo.

Oilfield Review

1

56 Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales

La perforación de más de un pozo de drenaje desde un pozo primario es unaactividad cada vez más común. Las aplicaciones incluyen depósitos de petró-leo pesado, yacimientos naturalmente fracturados o formaciones estratifica-das y campos con hidrocarburos pasados por alto como consecuencia de dis-tintos compartimentos del yacimiento o agotamiento parcial de las reservas.La resistencia, la exclusión de arena y la integridad hidráulica en las cone-xiones entre las ramas laterales y el pozo principal son cruciales para el éxitode la terminación. En este artículo, se presentan resultados obtenidos enpozos de prueba e instalaciones de campo de América del Norte y Américadel Sur, África y del Sudeste Asiático.

18 Soluciones de largo plazo para el aislamiento zonal

El mejoramiento de la integridad del pozo en el largo plazo constituye unaprioridad creciente, y lograrlo requiere un mejor sistema de remoción dellodo y un más adecuado diseño de las operaciones de cementación de pozos.Las nuevas aplicaciones de simulación, los sistemas de cementación prima-ria que no dañan el medio ambiente y el soporte que se brinda al campo entodo el mundo, permiten a las compañías operadoras alcanzar sus objetivosde construcción de pozos desde el principio, a la vez que mejoran la protec-ción del medio ambiente. Los ejemplos de operaciones que se reseñan eneste artículo demuestran el impacto de las técnicas modernas y de los flui-dos nuevos.

32 Yacimientos de petróleo pesado

Vastas cantidades de petróleo pesado se hallan entrampadas en yacimientosaccesibles y someros, pero son difíciles de extraer. Los productores compro-metidos en la recuperación de petróleo pesado enfrentan retos especialespara producir los crudos de alta viscosidad, pero son moderadamente exito-sos al aplicar tanto los métodos tradicionales del campo petrolero como lasnuevas tecnologías inventadas para extraer petróleo pesado. En este artículose examinan algunas de las propiedades del petróleo pesado y se describenlas técnicas de perforación, adquisición de registros, terminación y estimula-ción de pozos que convierten a los yacimientos de petróleo pesado en activosrentables.

76 Colaboradores

79 Próximamente en Oilfield Review

2 Oilfield Review

Comprensión de la incertidumbre

Ian BryantAlberto MalinvernoMichael PrangeRidgefield, Connecticut, EUA

Mauro GonfaliniEni AgipMilán, Italia

James MoffatMoscú, Rusia

Dennis SwagerTeam Energy, LLCBridgeport, Illinois, EUA

Philippe TheysSugar Land, Texas, EUA

Francesca VergaPolitécnico de TorinoTurín, Italia

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Bill Bailey, Ridgefield, Connecticut, EUA; y aScott Leaney, Gatwick, Inglaterra.Bit On Seismic, ECS (Espectroscopía de Captura Elemental),EPT (herramienta de Propagación Electromagnética), RAB(Resistividad Frente a la Barrena), SeismicVISION y SpectroLithson marcas de Schlumberger.

¿Cuál es el valor de obtener información adicional para cualquier proyecto planifica-

do? ¿Qué probabilidad de éxito tiene el proyecto con o sin los nuevos datos? Este

artículo describe una forma de evaluar de qué manera la nueva información reduce

la incertidumbre y el riesgo del proyecto. La incorporación del método en programas

de evaluación en tiempo real permite la actualización permanente de las prediccio-

nes, tales como la distancia al objetivo de perforación.

El riesgo es bueno. El riesgo es malo. El objetivoque mueve a las compañías es la obtención deganancias y, en un clima comercial competitivo,normalmente es imposible generar ganancias sinque exista cierta exposición al riesgo. ¿Cuál es ellímite aceptable de riesgo? Es fundamental juzgarcon exactitud cuándo el riesgo se convierte enimprudencia. La búsqueda de formas de reducir laexposición al riesgo constituye una prácticacomercial difícil pero esencial; la cuantificacióndel riesgo y la evaluación del valor de la informa-ción destinada a reducirlo pueden resultar aúnmás problemáticas.

El descubrimiento y desarrollo de activos depetróleo y gas siempre ha sido un negocio ries-goso. La industria cuenta con varios anteceden-tes de avances tecnológicos que permitieronreducir el riesgo, aun cuando los yacimientos y laforma en que se los explota se hayan vuelto máscomplejos. Uno de los primeros desarrollos, lautilización de registros adquiridos con cable enun pozo petrolero por parte de Conrad y MarcelSchlumberger, cumplió su aniversario 75 el 5 deseptiembre de 2002. En la última década, loslevantamientos sísmicos tridimensionales (3D)permitieron reducir sustancialmente la incerti-dumbre de las estructuras, identificar zonaspasadas por alto y mejorar los resultados econó-micos de los proyectos.1

La evaluación económica también ha mejo-rado. El modelado determinístico simple proveeun valor único que puede incrementarse con cier-tos análisis de sensibilidad. La evaluación unpoco más sofisticada utiliza rangos de valores ypuede ayudar a determinar qué parámetros tie-

1. Head K: “Predicting the Value of 3-D Seismic Before It IsShot,” World Oil 219, no. 10 (Octubre de 1998): 97-100.

2. Coopersmith E, Dean G, McVean J y Storaune E: “Latoma de decisiones en la industria del petróleo y el gas,”Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 2-9.

3. Jonkman RM, Bos CFM, Breunese JN, Morgan DTK,Spencer JA y Søndenå E: “Best Practices and Methodsin Hydrocarbon Resource Estimation, Production andEmissions Forecasting, Uncertainly Evaluation andDecision Making,” artículo de la SPE 65144, presentadoen la Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, París,Francia, 24 al 25 de octubre de 2000.

nen mayor impacto sobre un resultado. Otra delas mejoras introducidas es la asignación de fun-ciones de densidad de probabilidades a los ran-gos de los parámetros, lo cual genera una curvade expectativas de parámetros económicos, talescomo el valor presente neto (VPN) o las reservasexplotadas. Un enfoque probabilístico, multidis-ciplinario, totalmente integrado, conocido comoanálisis de riesgos y toma de decisiones, incor-pora muchos más parámetros básicos y propagala incertidumbre.2 Un estudio de compañías ope-radoras de la plataforma continental noruegaindicó que los resultados financieros de las socie-dades, mejoraban cuando éstas integraban elanálisis de riesgos y toma de decisiones en sussecuencias de tareas.3

El sofisticado análisis de riesgo puede indicarcuáles son los factores desconocidos que tienenmayor impacto sobre los resultados económicosdel proyecto y probablemente exista tecnologíapara obtener esa información, pero queda unapregunta por responder: ¿Posee el valor de lainformación adicional relación con el costo de suobtención? A fin de responder a esta preguntapara cualquier caso específico, una compañíadebe evaluar primero el grado de incertidumbrede un proyecto con y sin la nueva información.

En este artículo, investigamos las fuentes deincertidumbre y un método para propagar la incer-tidumbre a lo largo de todo el análisis de un pro-yecto. La propagación de la incertidumbre permiteque el impacto de agregar información sobre unparámetro de entrada se traslade al resultado. Unmodelo probabilístico que incluya explícitamentedistribuciones de probabilidades para los paráme-

Invierno de 2002/2003 3

tros de interés es capaz de indicar el grado dereducción de la incertidumbre que se puede espe-rar al obtenerse más información. El estudio detres casos muestra el análisis de incertidumbrepara: una operación de geoposicionamiento enuna sección productiva delgada, un análisis petro-físico de una arenisca arcillosa y un perfil sísmicovertical (VSP, por sus siglas en inglés) con despla-zamiento sucesivo de la fuente.

La probabilidad de errorUn factor fundamental para el análisis de riesgolo constituye el nivel de incertidumbre que aúnperdura en el momento de tomar una decisión. Sise conociera toda la información con precisión,no habría ningún riesgo en la toma de decisiones;

el resultado podría predecirse con certeza. Lacalidad de las mediciones de que dispone laindustria de E&P es alta, pero los registros obtie-nen información de un pequeño volumen del yaci-miento y la extracción de núcleos de pozos ofreceuna fracción aún más pequeña del yacimientopara su estudio. Si bien un levantamiento sísmico3D abarca la totalidad del yacimiento, la resolu-ción vertical es baja. Las limitaciones fundamen-tales que imponen la física de las mediciones y lageometría de los cuerpos limitan la cantidad ycalidad de la información disponible. La informa-ción del yacimiento se interpreta mediantemodelos, que raramente son exactos para todoslos casos posibles (véase “Catalogación de erro-res,” página 4).

Existe un valor verdadero que describe unacantidad física en un punto específico del tiempoy el espacio. Por ejemplo, la resistencia de undeterminado bloque de cemento bajo una deter-minada serie de condiciones dadas, tiene unvalor único. Los errores de medición impiden ladeterminación exacta de ese valor y requierenuna distribución de respuestas posibles pararepresentar la incertidumbre. El análisis tiene queatenerse a estas distribuciones de probabilidad.

El término “probabilidad” tiene dos significa-dos comunes. Uno de ellos se refiere a la fre-cuencia relativa de un evento en pruebasrepetitivas, tales como el lanzamiento de unamoneda al aire reiteradas veces. Si se trata deuna moneda equilibrada y correcta, y el proceso

4 Oilfield Review

Los dispositivos de medición, desde las simplesreglas hasta las complejas sondas de adquisiciónde registros, introducen errores. Por ejemplo, sila longitud de un objeto es exactamente 5.780unidades—tales como pulgadas o centímetros—yla regla utilizada está graduada en décimos deuna unidad, la medición deberá interpolarsepara determinar el dígito que corresponde allugar de los centésimos. Se puede aumentar laprecisión y reducir la incertidumbre; por ejem-plo, invirtiendo en una nueva regla o en unamejor tecnología de sondas. No obstante, elmejoramiento estará limitado por el costo y porla tecnología existente en ese momento.

Normalmente, la inexactitud genera erroresde medición más grandes que la imprecisión. Sila cantidad es 5.780 y un dispositivo es capaz demedir hasta dos decimales como mínimo, un dis-positivo inexacto arrojaría algún valor distintode 5.78. Esto podría deberse a un error sistemá-tico, tal como una regla combada que mide lalongitud erróneamente, o podría atribuirse a unerror aleatorio asociado con el proceso de medi-ción. Los errores sistemáticos conocidos puedenser contemplados; muchas mediciones de regis-tros contienen correcciones ambientales—talescomo correcciones por el tamaño del pozo o porla salinidad del fluido del pozo—utilizadas enlas mediciones de las herramientas de resistivi-dad y de las herramientas nucleares.

Si las mediciones repetidas de una mismacantidad utilizando el mismo dispositivo arrojanvalores diferentes, la causa es la presencia deerrores aleatorios. Las causas de este tipo deerrores suelen estar más allá de nuestro controly, muchas veces, trascienden nuestra compren-sión. Las variaciones naturales del subsuelo pro-ducen variaciones aleatorias en las cantidadesmedidas, tales como las reflexiones sísmicas pro-venientes de recorridos de ondas similares perono idénticos, o los resultados de análisis de nú-cleos tomados de muestras adyacentes y aparen-temente idénticas. La influencia de los erroresaleatorios puede reducirse mediante la repeti-ción de las mediciones o, en ciertos casos, invir-tiendo más tiempo en su obtención.

El usuario de la información aportada por unaherramienta sofisticada no se interesa en el va-lor de una medición directa. La medición puedeser una caída de tensión o la densidad óptica,mientras que la magnitud de interés es la resis-

tividad de la formación o la densidad del petró-leo. Tanto dentro del programa de la herramientacomo en el post-procesamiento de los datos, lamedición se analiza utilizando un modelo(arriba). Los modelos son representaciones de larealidad—simplificaciones o generalizaciones denuestra comprensión de la forma en que funcio-na el mundo—pero no son la realidad. La ecua-ción de Archie no es exactamente correcta, asícomo tampoco lo son sus diversas derivaciones.Los petrofísicos tratan de comprender las limita-ciones de los modelos y los errores asociados consu aplicación, pero los siguen utilizando para laevaluación de formaciones.

Las mediciones de laboratorio y de campoestán sujetas a problemas de control de calidad,que pueden ser errores sistemáticos, instrumen-tales o humanos. Un estudio de garantía de lacalidad sobre densidad, porosidad y permeabili-dad al aire, realizado por Amoco—ahora BP—entre 1978 y 1989, consistió en la realización derepetidas mediciones en núcleos estables porparte de diversos laboratorios. Al comienzo delestudio, Amoco siguió las pautas generales res-pecto de la exactitud, pero luego la base dedatos creció lo suficiente como para tener queajustar las pautas referentes a errores acepta-bles en relación con esas mediciones. La compa-ñía pudo aseverar con seguridad cuáles de losresultados de laboratorio se encontraban másallá de los límites aceptables.1

Los desaciertos humanos constituyen unaimportante fuente de error, difícil de manejar enel análisis de los errores. Los errores de medi-ción en porcentajes pequeños, son mínimos si se

comparan con el resultado de transponer los pri-meros dos dígitos de un número de cinco dígitoso de perder la única copia de un grupo de datosdisponible. Los sistemas de manejo de datos y deinformación procuran reducir la probabilidad deerror humano diseñando procesos que no requie-ren el ingreso de los datos más de una vez. Me-diante la transferencia de datos en tiempo real,la información llega a la computadora del usua-rio con un mínimo de intervención humana.

También existen errores humanos más sutiles.La predisposición a aceptar ciertos escenariospuede incidir en las interpretaciones. Un fuertedeseo de seguir adelante con un proyecto o, con-trariamente, una intensa necesidad de cumplircon una obligación y dar por concluida una obli-gación contractual, puede producir evaluacionesexcesivamente optimistas o excesivamente pesi-mistas de la información. Otro ejemplo es elotorgamiento de incentivos económicos a losperforadores para que eviten desviaciones tipopata de perro en un pozo, lo cual puede condu-cir a limitar la notificación de problemas de per-foración. Estos errores humanos sutiles puedenser difíciles de descubrir. La mejor solución esla transparencia. Todos los pasos de un procesonecesitan ser rastreables y debe existir un catá-logo de todas las suposiciones propuestas. Sibien esto quizás no impida que se introduzcacierta tendencia en el análisis, el mismo puedeser descubierto y corregido con posterioridad.

Catalogación de errores

1. Thomas DC y Pugh VJ: “A Statistical Analysis of theAccuracy and Reproducibility of Standard Core Analysis,”The Log Analyst 30, no. 2 (Marzo - Abril de 1989): 71-77.

Información

Mod

elo

está

tico

Mod

elo

diná

mic

o

Modelo Parámetros

Estructura (geofísica)Distribución de facies (geología)Parámetros de las rocas (petrofísica)Cálculo volumétrico

Reflexión, migraciónAnalogías depositacionalesPorosidad, permeabilidadDistribución

Velocidad (registro, apilamiento)Ejemplos de campoEmpírico, estadísticoGeoestadístico

Presión, volumenCaracterísticas de los fluidosRelaciones entre las fasesModelo de permeabilidadBalance de materiales*

Darcy, desplazamientoDarcyPVT (Presión, Volumen, Temperatura)YacimientoFlujo

Régimen de flujoMezcla de contenido, viscosidadFísico, empíricoModelo estático, modelo de flujo* Prueba de validación

> Incertidumbres respecto del proceso de modelado de yacimientos. Los modelos estáticos de yacimientos,que describen las propiedades geométricas del yacimiento, están sujetos a errores de interpretación en elmodelo y a errores de datos en los parámetros. Los modelos dinámicos, que describen el flujo de fluido, tienen fuentes de errores similares pero el balance de materiales ofrece una prueba de validación.


de lanzamiento también es correcto, aproximada-mente la mitad de los resultados serán “caras.”Mientras más veces se arroje la moneda, máscerca del 50% estará el resultado (abajo).

El otro uso del término se refiere a la creenciao grado de confianza en una proposición incierta.Por ejemplo, arrojemos una moneda pero nomiremos cómo cae. El resultado ya está determi-nado; es cara o “cruz.” Aún así, seguimos consi-derando la probabilidad de que el resultado seacara como equivalente al 50% porque ese es elgrado de confianza en ese resultado.

En la industria de E&P se utilizan ambos sig-nificados. Las herramientas de adquisición deregistros de pozos que se basan en procesosradiactivos, realizan un muestreo en una estaciónde medición durante un cierto tiempo o bienregistran a baja velocidad para incrementar lasestadísticas de conteo. El conteo implica la fre-cuencia relativa de un evento; esto es, la primerapercepción del término probabilidad. Un ejemplode probabilidad como creencia es el uso comúnde las probabilidades P10, P50 y P90 para describirel rango de resultados en términos de VPN, a par-tir de un gran número de evaluaciones económi-cas de yacimientos obtenidas mediante lamodificación de los parámetros de entrada encada prueba. El VPN de un yacimiento real bajolas condiciones de desarrollo modeladas es unvalor fijo, pero desconocido. Las probabilidadesexpresadas como grados de creencia siempre

dependen de la información disponible. En base alo que se conoce acerca del yacimiento, ese VPNtiene un 10% de probabilidad de ser igual al valormodelado P10 o un valor menor, igual oportunidadde ser mayor o menor que la media P50, y un 90%de probabilidad de ser igual o menor que la pre-dicción P90.4

El correcto análisis de los datos sigue un pro-ceso lógico, lo cual significa que comenzamoscon las premisas y creamos argumentos lógicospara llegar a las conclusiones. Tanto las premisascomo las conclusiones son enunciaciones, o pro-posiciones, que pueden ser verdaderas o falsas.La lógica deductiva tiene la siguiente estructuraclásica:

Premisa 1: Si A es verdadera, entonces B esverdadera.

Premisa 2: A es verdadera.Conclusión: Por lo tanto, B es verdadera.A modo de ejemplo, reemplacemos A por la

proposición de que el corte de agua de este pozoes superior al 99% y reemplacemos B por la pro-posición de que este pozo no es económico. Losplanteamientos pasan a ser los siguientes:

Premisa 1: Si el corte de agua de este pozo es superior al 99%, entonces este pozo no es económico

Premisa 2: El corte de agua de este pozo essuperior al 99%

Conclusión: Por lo tanto, este pozo no eseconómico.

Sin embargo, dado que a un argumento se leda una forma lógica, puede suceder que el mismono sea válido. Hasta este sencillo argumentoposiblemente sea erróneo si las premisas sonfalsas. Después de todo, puede darse el caso deque el corte de agua no supere el 99%. Los argu-mentos lógicos normalmente no son tan directoscomo éste, y si las conclusiones no se deducende las premisas, el argumento también puederesultar erróneo.

Los argumentos que implican proposicionesinciertas corresponden a una rama llamadalógica inductiva, la cual utiliza la probabilidad envez de la certeza en el argumento. Algunas de lasprobabilidades a utilizar se denominan probabili-dades condicionales: la probabilidad de que unevento sea verdadero cuando se sabe que otro esverdadero. Por ejemplo, en un área determinada,puede que exista igual probabilidad de que unaroca que se encuentra a una profundidad deter-minada sea arenisca o caliza. Sin embargo, si unregistro indica que la formación posee una den-sidad de 2.3 g/cm3, la probabilidad de que setrate de una arenisca es muy alta.

La inclusión de planteamientos probabilísti-cos en un argumento inductivo generalizado esdel siguiente tipo:

Premisa 1: Si B es verdadera, entonces la probabilidad de que A sea verdadera es P(A|B).5

Premisa 2: La probabilidad de que A sea verdadera es P(A).

Premisa 3: La probabilidad de que B seaverdadera es P(B).

Conclusión: Existe una probabilidad P(B|A)de que B sea verdadera si A esverdadera.

La premisa 3 puede parecer extraña, ya que elobjetivo es llegar a una conclusión acerca de B.La tercera premisa es una enunciación acerca dela probabilidad de que B ocurra en general, mien-tras que la conclusión es una enunciación condi-cional sobre B dado que A es verdadera. Laimportancia de esta distinción resulta más evi-dente si se utiliza un caso específico.

4. Ciertas compañías utilizan la inversa de esta nomencla-tura. Por ejemplo, si P10, como se define en el texto,representara un VPN de 1 millón de dólares estadouni-denses, habría un 10% de probabilidad de que el VPNincierto equivaliera a 1 millón o menos dólares estadou-nidenses. Algunas compañías describirían ese VPN de 1millón de dólares estadounidenses como P90, indicandoun 90% de probabilidad de un VPN equivalente a 1 millóno más dólares estadounidenses.

5. La barra vertical indica una probabilidad condicional yse lee como “dado,” de manera que P(A|B) es la proba-bilidad de A dado B.

Núm

ero

fracc

iona

rio d

e ca

ras

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1 10 100 1000 10,000Cantidad de lanzamientos de la moneda

Desviación estándar

> Frecuencia de resultados caras de un lanzamiento de la moneda. Luego delanzar la moneda una vez, el resultado cero o uno será cara y ambos resulta-dos tendrán igual probabilidad (el tamaño de los puntos indica la probabilidad).El resultado más probable de dos lanzamientos es que la mitad de los resulta-dos corresponda a caras. Luego de tres lanzamientos, el resultado más pro-bable será una o dos caras, proveyendo resultados fraccionarios equivalen-tes a 1⁄3 ó 2⁄3. La probabilidad de obtener todas caras o todas cruces disminuyecon cada nuevo lanzamiento. Una desviación estándar de una sigma (curvas),respecto de la media del resultado, indica que el número fraccionario másprobable de caras se aproxima a 0.5 a medida que aumenta la cantidad delanzamientos de la moneda.

Supongamos que una persona es examinadaen busca de un virus extraño. El examen no siem-pre es correcto. En el 5% de los casos, el examenresulta positivo cuando la persona no está infec-tada. A esto se lo denomina falso positivo. Losfalsos negativos—el resultado del examen esnegativo cuando la persona está infectada—sedan en el 10% de los casos. Representemos elenunciado de que la persona está infectada comoInfectado y el enunciado de que el examen espositivo con la palabra Sí.

El resultado del examen en una persona espe-cífica es positivo: según el examen esa personaestá infectada. ¿Cuál es la probabilidad de que lapersona efectivamente haya contraído el virus?

La respuesta no es 90%; es decirP(Sí |Infectado), la probabilidad de que el resul-tado sea positivo si la persona está infectada. Larespuesta tampoco es 5%; es decir la probabili-dad de que el examen sea positivo si la personano está infectada, P(Sí |no Infectado). El resultadodeseado es P(Infectado|Sí), la probabilidad deque la persona esté infectada cuando el examenresulta positivo. Esa respuesta se basa crítica-mente en cuán extraño es el virus en la poblacióngeneral, P(Infectado).

En este caso, supongamos que el términoextraño significa que hay 10 personas infectadaspor cada 1,000,000 de individuos no infectados, esdecir aproximadamente 0.001%. El examen de unaselección aleatoria de 1,000,010 personas indica50,000 personas no infectadas con resultadospositivos, ya que el examen da un 5% de falsospositivos, y nueve casos verdaderos positivos. Laprobabilidad de que una persona esté infectada siel examen resulta positivo es 0.018%; una tasamucho mayor que la de la población general. Elexamen no es concluyente porque la infección esextraña, de modo que los casos falsos positivossiguen superando considerablemente en cantidada los verdaderos positivos. Si el resultado del exa-men es positivo, lo recomendable sería practicaruna segunda prueba independiente.

Regla de BayesLos resultados condicionales como los del ejem-plo precedente pueden calcularse utilizando laregla de Bayes para las proposiciones.6 La reglade Bayes proporciona una forma de calcular unaprobabilidad condicional, P(B|A), cuando seconoce la probabilidad condicional opuesta,P(A|B) (arriba, a la derecha). Por esa razón, tam-bién se le conoce como la regla de la probabilidadinversa. La estadística Bayesiana parte de lainformación general acerca de la probabilidad deB, P(B), que se denomina probabilidad previa por-

que describe aquello que se conoce antes deobtener la nueva información. La posibilidad,P(A|B), contiene información nueva específica dela instancia en cuestión. A partir de la probabili-dad previa, de las distribuciones de posibilidadesy de la regla de Bayes se deriva la probabilidadcondicional de B cuando ha ocurrido A, P(B|A).

Esto se conoce como probabilidad posterior. Eldenominador es un factor de normalización queinvolucra sólo a A; es decir, la probabilidad totalde que ocurra A.

El uso del formalismo Bayesiano queda de-mostrado con un ejemplo simple. Una compañíadebe decidir si desarrollar o no un pequeño yaci-

6 Oilfield Review

donde P (B A)

P (B )

P (A B )

P (A)

P (B A) =P (B )*P (A B )

P (A)= Probabilidad posterior= Probabilidad previa= Posibilidad= Factor de normalización

> Regla de Bayes para las proposiciones.

P(Sí |Económico) = 80%P(No|Antieconómico) = 75%

N

?

P(Sí) = P(Sí y Económico) + P(Sí y Antieconómico)

P(Sí y Económico) = P(Sí |Económico)«

P(Económico)

P(Económico |Sí) =

=

P (Económico) = 14% en esta área

P(Sí |Económico) * P(Económico) + P(Sí |Antieconómico) * P(Antieconómico)

P(Sí |Económico) * P(Económico)

0.8*0.14 + 0.25*0.86

0.8*0.14

= 0.327

0.112= 0.34~

Antieconómico Económico

P (Sí)

> Regla de Bayes para un caso de yacimiento sintético. Una prueba que con-siste en la interpretación de datos sísmicos y de registros (arriba a la izquier-da) constituye una prueba de la economía de una área prospectiva. Permiteidentificar correctamente las áreas prospectivas económicas el 80% de lasveces y las áreas prospectivas antieconómicas el 75% de las veces. En estaárea, un 14% de yacimientos similares al yacimiento en cuestión son econó-micos (arriba a la derecha). El numerador en la regla de Bayes puede calcu-larse separando la probabilidad de que la prueba provea una indicación afir-mativa (Sí) en la condición de que la indicación afirmativa (Sí) sea correcta yla condición de que la indicación afirmativa (Sí) sea incorrecta (centro a laderecha). Cada uno de esos términos puede ser definido por una relaciónmatemática de las probabilidades de dos cantidades independientes toma-das en conjunto (centro a la izquierda). Cuando los valores dados son reem-plazados en la regla de Bayes, el resultado que se obtiene es sólo un 34% deprobabilidad de que el nuevo yacimiento sea económico, aunque la pruebaindique que es económico (abajo).

6. Thomas Bayes (1702-1761) fue un ministro inglés cuyotrabajo original sobre probabilidad e inducción lógica fuepublicado en 1763 después de su muerte. Para obtenermayor información y por una introducción a la estadís-tica Bayesiana, consulte Hacking I: An Introduction toProbability and Inductive Logic. Cambridge, Inglaterra:Prensa de la Universidad de Cambridge, 2001.


miento en una cuenca donde un 14% de yaci-mientos pequeños similares al yacimiento encuestión han resultado productivos y económicos.La interpretación de este yacimiento en particular,basada en un estudio sísmico y en registros depozos, indica que la acumulación de hidrocarbu-ros es económica. Según experiencias anteriores,la interpretación de este tipo de datos permitepredecir correctamente la presencia de un yaci-miento económico un 80% de las veces y permiteestimar correctamente la presencia de un yaci-miento antieconómico, un 75% de las veces. ¿Esprobable que este yacimiento resulte económico?

Según la información previa, P(Económico), el14% de este tipo de campo en esta área resultaeconómico. La nueva información es el resultadoafirmativo (Sí) de una prueba; es decir, el análisisindica que este yacimiento en particular es eco-nómico. Esto introduce la posibilidad,P(Sí\Económico). P(Sí), que aparece en el denomi-nador de la regla de Bayes, no se proporcionapero puede calcularse. La probabilidad puededividirse en dos partes, la probabilidad de que elresultado del análisis sea Sí y el yacimientoresulte Económico y la probabilidad de que elanálisis diga Sí pero el yacimiento seaAntieconómico. Estas dos condiciones no sesuperponen e incluyen todas las condiciones, demanera que la separación de la probabilidad deque el resultado sea Sí en estas dos partes noafecta la probabilidad total. La probabilidad com-binada, por ejemplo Sí y Económico, puede obte-nerse a partir de la probabilidad condicional deque el resultado sea Sí, dado que el yacimientoes Económico, multiplicada por la probabilidadde que el yacimiento sea Económico. De estemodo, se puede determinar la incógnita P(Sí) apartir de las cantidades conocidas.

El resultado es un tanto sorprendente. Si bienel análisis es relativamente exacto, con un 80%de probabilidad de predecir yacimientos econó-micos en forma acertada, la chance de que esteyacimiento resulte económico es del 34%(página anterior, abajo). El resultado previo llevaal resultado posterior a un nivel bajo; es decir, labaja probabilidad de que la población general deeste tipo de campo resulte económica. La intui-ción puede conducir a equivocaciones, especial-mente en aquellos casos en que la probabilidadde una solución cuando se conoce el resultado deuna prueba, tal como P(Económico\Sí), se con-funde con P(Sí\Económico), la probabilidad delresultado de una prueba cuando se conoce lasolución. No obstante, el valor de la informaciónadicional provista por el análisis, queda clara-mente demostrado con el aumento de la probabi-lidad de éxito económico, del 14% al 34%.

El razonamiento probabilístico propaga lógi-camente la incertidumbre desde las premisashasta una conclusión. Sin embargo, ni siquiera lautilización adecuada del formalismo probabilís-tico garantiza que el resultado sea correcto. Laconclusión es sencillamente tan buena como laspremisas y las suposiciones formuladas al inicio.La ventaja de utilizar un método bien fundadodesde el punto de vista lógico, tal como el for-malismo Bayesiano, es que las conclusionesincorrectas indican que ciertas premisas osupuestos son inconsistentes; una retroalimenta-ción en el proceso de interpretación.

A veces se incluye explícitamente otro tér-mino en cada término de la regla de Bayes, querepresenta el conocimiento general y los supues-tos incluidos en la evaluación de la probabilidad.En el ejemplo del yacimiento, en el término deposibilidad, P(Sí |Económico), se puede asumir

que se utilizaron herramientas de adquisición deregistros de última generación y que se inter-pretó la sección sísmica suponiendo la presenciade secuencias estratificadas. Para calcular la pro-babilidad previa, P(Económico), se puede asumirque todos los yacimientos son fluviales. Todosestos supuestos se resumen como informaciónadicional I, de manera que la posibilidad pasa aser P(Sí |Económico, I) y la probabilidad previa,P(Económico, I).

La incorporación explícita de supuestos cono-cidos e información, I, acerca del problema en elformalismo Bayesiano, es una forma de indicarlas condiciones bajo las cuales se calcularon lasprobabilidades. La selección de la informaciónincluida en un escenario refleja la propensión delanalista. La transparencia respecto de todos lossupuestos del proceso posibilita una retroalimen-tación efectiva.

Las probabilidades de la distribución previa(información anterior a los datos) y la posibilidad(información contenida en los datos) no siemprese conocen con precisión. Cada parámetro invo-lucrado puede tener asociada una incertidumbre(arriba). El álgebra simple de la regla de Bayesdebe convertirse a cálculo matricial y, si existe ungran número de parámetros inciertos, quizás serequiera una computadora de alta velocidad paradeterminar la distribución posterior a partir de ladistribución previa y de la posibilidad.

Distribución previa(información anterior a los datos)

hi

hj

Posibilidad (informacióncontenida en los datos)

Distribución posterior(incluye toda la información)

> Regla de Bayes que acota el espesor de las capas. El espesor de las capas en un modelo de yaci-miento puede ser incierto. La información previa para el espesor h, para las capas i y j, puede estarpobremente restringida, tal como lo indica el círculo en la gráfica de interrelación del espesor decapas (izquierda). Las áreas más oscuras corresponden a valores más altos de las distribuciones deprobabilidad y las líneas de guiones muestran los valores límites para la incertidumbre. Los datos deregistros que proveen información de posibilidad indicando que una capa disminuye de espesor mien-tras la otra aumenta, también tienen cierta incertidumbre (centro). El producto de ambos provee comoresultado la distribución posterior y da cuenta correctamente de toda la información (derecha).

Geoposicionamiento con incertidumbreTeam Energy, LLC, compañía operadora de la uni-dad East Mount Vernon, perforó el pozo SimpsonN° 22, el primer pozo horizontal del campoLamott Consolidado, situado en el Condado dePosey, Indiana, EUA (arriba).7 Schlumberger dese-aba probar algunas nuevas tecnologías de termi-nación de pozos para drenar el petróleo de unacolumna de 4 m [13 pies] de espesor depositadaen esta unidad. El proyecto permitió aSchlumberger comprobar los métodos de incerti-dumbre Bayesianos, que fueron incorporados enun paquete de programas de computación desa-rrollado en un entorno de colaboración. Este pro-ceso ayudó a localizar y posicionar exitosamenteun pozo horizontal dentro de una delgadacolumna de petróleo.

La unidad East Mount Vernon se encuentramuy desarrollada con pozos verticales perforadosen un área de 40,500 m2 [10 acres]; en su mayorparte, se trata de pozos terminados a agujerodescubierto en los que quedan expuestos sólolos 0.6 a 1.5 m [2 a 5 pies] superiores de lacolumna de petróleo. La mayor parte de la pro-ducción acumulada provino del yacimiento deareniscas Cypress del Mississíppico, aunque

probabilidad. La información del campo derivadade los registros de pozos permitió definir lamedia del espesor de cada capa. La combinaciónde todos estos valores permitió a su vez definir elvector medio del modelo. La incertidumbre res-pecto del espesor de las capas y la interrelaciónentre las incertidumbres asociadas con el espe-sor en diferentes localizaciones, definen la matrizde covarianza del modelo. El vector medio y lamatriz de covarianza definen la distribución deprobabilidad del modelo. Una distribución loga-rítmica normal de espesor evita que el espesorde una capa adopte valores negativos y describela población de valores de espesor mejor que unadistribución normal.

El modelo inicial fue restringido utilizandohorizontes picados de los registros de ocho pozosvecinos. El procedimiento de inicialización dabacuenta de la incertidumbre respecto de la pro-fundidad medida del picado del horizonte y laincertidumbre asociada con la trayectoria delpozo. Esta distribución previa en el modelo 3Ddel subsuelo constituyó el punto de partida parala perforación del pozo piloto. Aún después deincluida la información obtenida de los pozosvecinos, la incertidumbre respecto de la localiza-

8 Oilfield Review

también se origina en el yacimiento Tar Springs,más somero, también de la misma edad. Lospozos verticales existentes producen con un altocorte de agua, aproximadamente de un 95%, por-que la columna de petróleo del yacimientoCypress es muy delgada. El pozo Simpson N° 22fue perforado primero como pozo piloto desviado,para atravesar la arenisca Cypress cerca delcomienzo de la sección horizontal, y luego se per-foró a lo largo de una curva suave hacia una sec-ción horizontal del yacimiento.

El geoposicionamiento de un pozo es intrínse-camente un problema tridimensional. Intentarmodelar el proceso en dos dimensiones puede darlugar a un tratamiento inconsistente de los datosde otros pozos. Schlumberger confeccionó unmodelo 3D del subsuelo que contenía los rasgosestratigráficos significativos del yacimientoCypress. El modelo incluía 72 capas, en una retí-cula con cinco celdas por lado. A cada celda delmodelo se le asignaron valores de rayos gamma yde resistividad provenientes de registros de pozos.

Los parámetros que definen la geometría delmodelo del subsuelo, es decir el espesor de cadacapa en cada punto de la retícula, fueron repre-sentados en el modelo como una distribución de

Pozo productorPozo inyector de agua

Pozo estérilSin perforar

0

0 200 400 600 m

500 1000 1500 2000 pies

Unidad East Mount Vernon

Mohr 1Mohr 2

Matt 2Mohr 1A

Emma 1Lena 2

Layer 4

Layer 1

Indiana

CampoLamottConsolidado

> Ubicación de la unidad Mount Vernon del Campo Lamott Consolidado, cerca de Evansville, Indiana,EUA. El área delineada indica la zona modelada para el pozo horizontal Simpson N° 22. Se utilizaronocho pozos vecinos (rotulados) para acotar el modelo en torno a la sección de incremento angular(negro) y a la sección horizontal de 246 m [808 pies] de longitud (en rojo).


ción de la profundidad del tope de la zona obje-tivo de 13 pies de espesor fue de aproximada-mente 3 m [10 pies], un riesgo significativo paraun objetivo tan estrecho.8

Los científicos del Centro de Investigación Dollde Schlumberger, situado en Ridgefield,Connecticut, EUA, crearon una interfaz de usuariopara actualizar el modelo 3D del subsuelo enforma rápida y sencilla, a través de una red decomputación global y segura. En colaboración conlos ingenieros apostados en el equipo de perfora-ción de Indiana, especialistas en interpretación deregistros de Ridgefield actualizaron el modelodurante la perforación. Más adelante en el pro-ceso de perforación, otros intérpretes lograronseguir la marcha de la perforación de la secciónhorizontal en tiempo real desde Inglaterra y Rusia,mediante el acceso a la red de Schlumberger.

Especialistas en interpretación de registroscompararon las mediciones de registros de rayosgamma y de resistividad adquiridas durante laperforación (LWD, por sus siglas en inglés) entiempo real, con un modelo 3D del subsuelo queincluía la incertidumbre. Mediante la utilizacióndel programa de computación, un intérprete pudopicar un nuevo horizonte y asignar un valor deincertidumbre a esa localización (arriba, a laderecha). El procedimiento de actualización com-binaba automáticamente esta nueva informacióncon la distribución previa. La aplicación del pro-cedimiento estadístico Bayesiano aseguraba quese siguiera dando cuenta de los picados previos yde toda la información de los pozos vecinos, yque la interpretación estuviera correctamenterestringida (derecha).

El nuevo modelo basado en la distribuciónposterior estuvo disponible de inmediato a travésde una interfaz segura de la Red, de manera quelos ingenieros apostados en el equipo de perfora-ción pudieran actualizar el plan de perforación. Elprocedimiento se repetía cada vez que la barrenaatravesaba un nuevo horizonte. La distribuciónposterior obtenida de la aplicación de datos pro-venientes de un horizonte dado, pasaba a ser ladistribución previa para el siguiente horizonte. Laincertidumbre respecto de los horizontes aún noalcanzados se reducía con cada iteración, dismi-nuyendo así el riesgo del proyecto.

7. Malinverno A, Andrews B, Bennet N, Bryant I, Prange M,Savundararaj P, Bornemann T, Li A, Raw I, Britton D yPeters JG: “Real Time 3D Earth Model Updating WhileDrilling a Horizontal Well,” artículo de la SPE 77525, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual dela SPE, San Antonio, Texas, EUA, del 29 de septiembre al3 de octubre de 2002.

8. Ésta es la incertidumbre equivalente a una sigma, o unadesviación estándar con respecto a la media.

> Actualización interactiva. La interfaz del modelo consistente con los datosfacilita la actualización del modelo tridimensional. Los espesores de las capasse indican en la gráfica de tipo cortina (arriba a la izquierda). La vista del mo-delo del subsuelo indica las localizaciones de los pozos verticales existen-tes, el pozo piloto desviado y el pozo horizontal que estaba siendo perforado(abajo a la izquierda). El intérprete ubica un marcador (línea amarilla) en laprofundidad medida, que es sugerida por los datos de registros adquiridosdurante la perforación (derecha). La flecha roja indica el cambio en la inter-pretación de la información previa (línea roja). También se ingresa una incer-tidumbre respecto de la profundidad (ventana de diálogo). El programa actua-liza el modelo automáticamente sin intervención adicional por parte del usuario.

Antes de la actualizaciónde la formación Cypress

Incertidumbre respectode la profundidad

Incertidumbre respectode la profundidad

Después de la actualización

> Incertidumbre respecto de la profundidad antes y después de la actualiza-ción. Antes de la actualización (arriba a la izquierda), la gráfica de tipo cortinaindica que la incertidumbre respecto de la profundidad de la formación Cypresses de unos 2.4 m [8 pies] (banda naranja). Una vez actualizado el modelo 3D(extremo inferior izquierdo), la intersección de la trayectoria del pozo con eltope de la Formación Cypress en el modelo se encuentra a una profundidadmedida (MD, por sus siglas en inglés) de 920 m [3020 pies] (línea roja), y laincertidumbre respecto de la profundidad es significativamente menor queantes. Los ejes verticales de las gráficas de tipo cortina (arriba y abajo a laizquierda) representan la profundidad vertical verdadera.

El pozo piloto aportó información para actua-lizar el modelo cerca de la iniciación propuestadel pozo horizontal. Los registros establecieronque una capa con altos valores de permeabilidad,cercana al centro de la columna de petróleo ori-ginal, había sido inundada con agua de produc-ción reinyectada. Esto reducía la ventanadisponible para la sección horizontal a la mitadsuperior del intervalo del yacimiento. La seccióndesviada del nuevo pozo se perforó con un incre-mento angular de 4°/30 m [100 pies] para ingre-sar en la formación cerca de la horizontal. Elmodelo 3D del subsuelo se volvió a actualizardurante la perforación del pozo, el cual logróalcanzar con éxito la formación objetivo con unángulo de 89°. El problema siguiente era cómomantener la trayectoria del pozo dentro de unintervalo productivo tan estrecho.

Los registros de resistividad LWD transmitidosa la superficie en tiempo real resultaron críticospara el mantenimiento de la trayectoria dentrodel espesor productivo (abajo a la derecha).Schlumberger es la única compañía que puederegistrar imágenes durante la perforación y trans-mitirlas a la superficie en tiempo real, utilizandotransmisión de pulsos a través del lodo. Las con-figuraciones de la imagen generada por la herra-mienta de Resistividad Frente a la Barrena RABmostraban claramente cómo la trayectoria delpozo se mantenía paralela a estratificación de laformación. Mediante la utilización del modelo 3Ddel subsuelo, actualizado en tiempo real, los inge-

nieros de perforación lograron mantener el tramohorizontal de 246 m [808 pies] de largo dentro deuna capa petrolífera de 1.8 m [6 pies] de espesor.

El pozo estaba equipado con registradores depresión y válvulas de fondo de pozo que puedenabrirse y cerrarse en tiempo real.9 Las válvulas,instaladas en tres zonas independientes, puedenfijarse en cualquier posición, desde totalmenteabiertas hasta totalmente cerradas. Estas válvu-las permitieron a Schlumberger y a Team Energy,LLC, hacer pruebas bajo una amplia gama de con-diciones operativas. Actualmente, la producciónmezclada proveniente de dos zonas inferioressuministra los mejores regímenes de producción

10 Oilfield Review

9. Bryant ID, Chen M-Y, Raghuraman B, Schroeder R, Supp M,Navarro J, Raw I, Smith J y Scaggs M: “Real-TimeMonitoring and Control of Water Influx to a Horizontal WellUsing Advanced Completion Equipped with PermanentSensors,” artículo de la SPE 77522, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, SanAntonio, Texas, EUA, del 29 de septiembre al 3 de octubrede 2002.

10. Breton P, Crepin S, Perrin JC, Esmersoy C, Hawthorn A,Meehan R, Underhill W, Frignet B, Haldorsen J, HarroldT y Raikes S: “Mediciones sísmicas bien posicionadas,”Oilfield Review 14, no.1 (Verano de 2002): 34-49.Bratton T, Edwards S, Fuller J, Murphy L, Goraya S,Harrold T, Holt J, Lechner J, Nicholson H, Standifird W yWright B: “Prevención de problemas durante la perfora-ción,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 32-51.

11. Bailey W, Couët B, Lamb F, Simpson G y Rose P:“Riesgos medidos,” Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2001): 22-37.

12. Verga F, Viberti D y Gonfalini M: “Uncertainly Evaluation inWell Logging: Analytical or Numerical Approach?”Transcripciones del 43er Simposio Anual de Adquisiciónde Registros de la SPWLA, Oiso, Japón, 2 al 5 de junio de2002, Artículo C.Verga F y Viberti D: “Optimisation of the ConventionalLog Interpretation Process,” Geoingegneria Ambientalee Mineraria (Geoingeniería Ambiental y Minería) 105, no.1 (Marzo de 2002): 19-26.

13. Worthington P: “The Evolution of Shaly-Sand Conceptsin Reservoir Evaluation,” The Log Analyst 26, no. 1(Enero-Febrero de 1985): 23-40. También en FormationEvaluation II—Log Interpretation, Tratado de Geologíadel Petróleo, Separata, No. 17, Tulsa, Oklahoma, EUA:Sociedad Americana de Geólogos del Petróleo, 1991.

Parámetro

Rayos gammaPorosidad neutrónResistividad∆T Sónico DensidadAtenuación

Desviación estándar

+ 5%+ 7%+ 10%+ 5%+ 0.015 g/cm3

+ 5%

–

–––

––

> Error de los instrumentos. La desviación estándarpara la densidad es constante; todas las demásconstituyen un porcentaje del valor medido.

de petróleo. El corte de agua, equivalente a un30%, es considerablemente mejor que el 95%observado en los otros pozos del campo.

Si bien no fue utilizado en el pozo Simpson N°22, el paquete de programas Bit On Seismicofrece la posibilidad de efectuar un análisis simi-lar. Con la información obtenida con el sistemaSeismicVISION durante el proceso de perfora-ción, se puede determinar la localización de losmarcadores durante la perforación. La estadís-tica Bayesiana permite evaluar la incertidumbrerespecto de la localización de los futuros marca-dores de perforación y ajustar la ventana delobjetivo de perforación.10

Determinación de la incertidumbre en la formaciónPara el problema de geoposicionamiento se uti-lizó un modelo con distribuciones normales demúltiples variables, o distribuciones Gaussianas,que pueden resolverse analíticamente. Ante laimposibilidad de suponer que las distribucionesde las variables tienen una forma Gaussiana sim-ple, o cuando los errores no son pequeños, elmétodo de Monte Carlo resulta más adecuado.En este método, la función de distribución de pro-

Apro

xim

adam

ente

20

pies

> Registros adquiridos durante la perforación (LWD) en una sección horizontal de 6 m [20 pies] de es-pesor. Las imágenes de resistividad LWD transmitidas a la superficie en tiempo real, muestran que elpozo se dirige hacia abajo en el sentido de la inclinación (echado abajo) (izquierda) y en dirección pa-ralela a la estratificación geológica (centro). Después de la perforación se descargan de la memoriade la herramienta datos que permiten generar imágenes más detalladas de la pared del pozo (dere-cha), que muestran la misma sección que la ilustración central. Se indican las inclinaciones estrati-gráficas interpretadas (en verde) y las fracturas (en púrpura). Las líneas rectas son indicadores deorientación.


babilidad puede tener una forma arbitraria peroel procedimiento exige más capacidad computa-cional que la requerida por un enfoque analítico.En una simulación de Monte Carlo, los valorespara los parámetros se seleccionan en forma ale-atoria a partir de la población posible y luego seresuelve el escenario en cuestión. La iteración deuna selección aleatoria, seguida por la inversióndel modelo repetidas veces, conduce a una dis-tribución de resultados de dicho escenario.11

En cooperación con investigadores de laUniversidad Politécnica de Torino, Italia, Eni Agiprealizó una evaluación de incertidumbre respectodel volumen de lutita, de la porosidad y de lasaturación de agua en diversas formaciones deareniscas y lutitas.12 Durante el estudio se com-paró el enfoque analítico que asume distribucio-nes normales y resulta sencillo desde el punto devista computacional, con el método de MonteCarlo que plantea mayor complejidad.

Las formaciones estudiadas tenían litologíassimilares pero en cada una se advertían propie-dades eléctricas, intervalos de porosidad y canti-dades de lutita diferentes. La incertidumbre seaplicó solamente a las mediciones de registros,

incluyendo los registros de resistividad, neutrón,densidad, rayos gamma, sónico y los de la herra-mienta de Propagación Electromagnética EPT. El error de los instrumentos fue utilizado paradefinir una desviación estándar en la distribuciónde la incertidumbre (página anterior, arriba).

Cuando el contenido de lutita era desprecia-ble, se utilizaba el modelo de Archie en el análi-sis para determinar la saturación de agua, Sw. Elanálisis no daba cuenta de la incertidumbre rela-cionada con mediciones de a, m y n efectuadasen núcleos. Si bien es factible incluir el error enestas mediciones de núcleos, por razones de sim-plificación se omitió ese paso en este estudio.Existe una relación hiperbólica entre Sw y porosi-dad, que distorsiona la distribución de incerti-dumbre en el análisis (abajo). Una distribuciónnormal del error de porosidad genera una distri-bución logarítmica normal del error de Sw. Dadoque Sw no puede ser superior al 100%, cerca deese límite la distribución se distorsiona aún más.

Los dos procedimientos de análisis de errorgeneran bandas de incertidumbre similares parala porosidad total y la porosidad efectiva, salvo enlos valores de porosidad bajos donde las distribu-

ciones de error se ven afectadas por las restric-ciones impuestas sobre los valores de porosidad,los volúmenes de lutita y los volúmenes de lamatriz, para que oscilen entre cero y uno.

En la actualidad, el mejor procedimiento paradeterminar el contenido de lutita utiliza datosespectroscópicos aportados por herramientastales como la sonda de Espectroscopía deCaptura Elemental ECS. Los datos de concentra-ción elemental se convierten en contenido dearcilla utilizando la aplicación SpectroLith para elprocesamiento litológico. Pero, para estos pozosno se disponía de tales datos. La industria ha uti-lizado diversos indicadores del volumen de lutita,Vlutita, incluyendo dos indicadores derivados deregistros corridos en estos pozos. Tanto los regis-tros de rayos gamma como los de EPT proveenresultados razonables para Vlutita en condicionesideales, pero esas condiciones varían para cadaindicador (abajo). Si se emplea un enfoque deter-minístico, la práctica común en la industria con-siste en aceptar el indicador Vlutita que tenga elvalor más bajo en cada nivel.13 Una simulación deMonte Carlo proporcionó el análisis de incerti-dumbre para el volumen de lutita utilizando dos

Poro

sida

d

Saturación de agua

0.30

0.25

0.20

0.15

Frec

uenc

ia

0.10

0.05

00 0.2 0.4 0.6 0.8

Saturación de agua, fracción1.0

Sw = aO m

t

Rw

Rt

1⁄ n

> Relación no lineal entre parámetros petrofísicos que afectan las distribu-ciones de probabilidad. La relación de Archie (fórmula) para una formacióndada con factores a, m, n y Rt constantes, genera una relación hiperbólicaentre la saturación de agua, Sw y la porosidad (en azul). Esta relación distor-siona las distribuciones de frecuencia que se muestran a lo largo de los ejes.Una distribución de incertidumbre normal en torno a un valor de porosidaddado (en verde), se convierte en una distribución logarítmica normal para laincertidumbre resultante respecto de Sw (en rojo). El valor medio (guionesamarillos) y los puntos tres sigma (guiones púrpura) muestran la distribuciónde Sw sesgada. Las distribuciones de Sw determinadas por el modelado deMonte Carlo se distorsionan en los valores altos ya que la saturación nopuede superar el 100% (recuadro).

Prof

undi

dad,

m

2855

2854

2853

2852

2851

2850

2849

2848

2847

28460.20 0.60.4

Vlutita

1.00.8

> Determinación del volumen de lutita a partir dedos indicadores. El registro de rayos gamma (enrojo) y la curva de atenuación del registro EPT(en azul), por separado, aportan un indicador delvolumen de lutita. El mínimo de los dos indicado-res fue tomado como el estimador de Vlutita (som-bra púrpura).

indicadores, uno proveniente del registro derayos gamma y el otro de la curva de atenuacióndel registro EPT (derecha).

Se aplicó el modelo de Archie a una formaciónde areniscas gasíferas de baja porosidad y seobservó que los resultados acerca de la incerti-dumbre calculada por el método analítico, dife-rían de los resultados de la incertidumbrecalculada por el método numérico para valores desaturación de agua altos (arriba). Los límitessuperiores sobre el error eran similares, pero elprocedimiento de Monte Carlo indicó límites infe-riores mucho más ajustados sobre el resultado,que los indicados por el procedimiento analítico.La discrepancia se producía fundamentalmenteen las regiones de menor porosidad (próximapágina). El método analítico sobrestima sustan-cialmente la incertidumbre en la saturación delagua—que resulta 1.6 veces superior al valor desaturación calculado—mientras que la incerti-dumbre calculada mediante la aplicación delmétodo numérico es consistentemente despre-ciable en las formaciones de baja porosidad.

Una formación de areniscas gasíferas con altosvalores de porosidad también mostró ciertas dis-crepancias entre los métodos de evaluación de laincertidumbre, pero sólo para zonas con una poro-sidad inferior al 15%. Sin embargo, la buena con-

12 Oilfield Review

14. Verga y Viberti, referencia 12.15. Metropolis N, Rosenbluth AW, Rosenbluth MN, Teller AH

y Teller E: “Equation of State Calculations by FastComputing Machines,” Journal of Chemical Physics 21,no. 6 (Junio de 1953): 1087-1092.

Prof

undi

dad,

m

1206

Rayos gamma, unidades API50 100 1500

1208

1210

1212

1214

1216

1218

1220

1222

1224

Resistividad, ohm-m1 10 1000.1

Densidad total, g/cm3

32 2.5

Saturación de agua(método analítico)

0.4 0.8 10 0.60.2

Saturación de agua(método numérico)

0.4 0.8 10 0.60.2Porosidad de densidad

Porosidad neutrón

Porosidad

0.4 0.2 00.6

28460 0.2 0.4

Vlutita, fracción0.6 0.8 1.0

2847

2848

2849

2850

2851Prof

undi

dad,

m

2852

2853

2854

2855

Desv

iaci

ón e

stán

dar

0.3

0.4

0.2

0.1

00 0.2 0.4

Vlutita, fracción0.6 0.8 1.0

Vlutita como mínimoVlutita (Rayos gamma)Vlutita (EATT)

> Incertidumbre en el volumen de lutita. En un análisis de Monte Carlo del volumen de lutita se utiliza-ron las curvas de rayos gamma y las curvas de atenuación del registro EPT (EATT) (izquierda). Laincertidumbre muestra una desviación estándar equivalente a una sigma (guiones rojos) en torno alVlutita mínimo (en púrpura). En un gran número de simulaciones de Monte Carlo con distribuciones deincertidumbre para los registros de rayos gamma y EPT, a veces el registro de rayos gamma indicaráun contenido mínimo de lutita y otras veces ese mínimo provendrá del registro EPT. El promediado delas realizaciones genera una desviación estándar del resultado (en naranja) que cae entre las desvia-ciones estándar del registro de rayos gamma (en púrpura) y del registro EPT (en rojo) (recuadro).

> Incertidumbre en las mediciones petrofísicas. En los tres primeros carriles se muestran los registros de rayos gamma, resistividad y densidad correspon-dientes a una formación gasífera de baja porosidad. Una curva del registro de porosidad neutrón (en verde) se compara con la porosidad deducida de ladensidad total (en azul), que se muestra con un error de una desviación estándar (en rosa) (Carril 4). La saturación de agua (en azul) se calculó utilizando laecuación de Archie, mediante un método analítico (Carril 5) y el método numérico de Monte Carlo (Carril 6). Las bandas de incertidumbre marcadas encolor rosa indican una desviación estándar de una sigma. La incertidumbre del límite inferior cerca de los 1209 m [3967 pies] y entre los 1212 y 1214 m [3977y 3983 pies] es mucho mayor si se utiliza el método analítico que si se emplea el método numérico de Monte Carlo.


cordancia general observada debería considerarsepropia de este caso por las siguientes razones:

• En rocas del yacimiento raramente se obser-van intervalos de porosidad alta (superior al33%).

• Sólo algunas combinaciones especiales delos parámetros de Archie no amplifican elerror propagado de los registros de porosidad.

• La fórmula de Archie no da cuenta de loserrores asociados con el volumen de lutita,pero en las formaciones en las que la frac-ción de lutita no es despreciable, la incerti-dumbre en la determinación del volumende lutita contribuye a la incertidumbre res-pecto de la saturación de agua.

Para analizar las formaciones de areniscasarcillosas se utilizaron modelos para computar lasaturación de agua más complejos que la ecua-ción de Archie. Las propiedades petrofísicas delas rocas proporcionaron la base para la seleccióndel modelo que mejor se adecuaba a cada forma-ción. Los análisis demostraron que la forma de la

relación matemática entre la saturación de aguay el volumen de lutita incidía en la incertidumbrerespecto de la saturación de agua.14

La aplicación de la simulación de Monte Carlopermitió realizar una evaluación más rigurosa dela incertidumbre y el riesgo asociados con losresultados de un proceso de interpretación deregistros, porque el método no se limita a unadistribución normal. Los resultados de este análi-sis demostraron que había que seleccionar yadaptar a cada formación un modelo adecuadopara obtener una distribución de probabilidadcoherente de los hidrocarburos en sitio y paraefectuar evaluaciones económicas del campoconfiables (véase “Obtención del modelocorrecto,” página 16).

Una trayectoria aleatoria en busca de una soluciónLos métodos de Monte Carlo también han sidoaplicados a problemas inversos. El objetivo deeste tipo de análisis consiste en inferir el valor de

los parámetros de un modelo basado en una seriede mediciones, tales como la obtención de veloci-dades sísmicas del subsuelo a partir de un levan-tamiento sísmico. Sin embargo, la aplicación deuna metodología de Monte Carlo directa implicaun proceso lento porque sólo una pequeña propor-ción de los modelos del subsuelo seleccionados alazar se ajusta a las mediciones.

Con una gran cantidad de parámetros, lasimulación de Monte Carlo con Cadenas deMarkov (MCMC, por sus siglas en inglés) resultamás eficaz. La simulación comienza en un puntoaleatorio, o estado, en el espacio de los paráme-tros, y se perturban los parámetros siguiendo unatrayectoria aleatoria en su espacio. A cadaestado en el espacio de los parámetros se lepuede asignar un valor de mérito asociado, quemide la calidad de esa selección de parámetrosen particular. Cada paso de la trayectoria aleato-ria es aceptado con una probabilidad determi-nada por la regla de Metropolis: si el nuevoestado es mejor que el anterior, siempre seacepta el paso dado; de lo contrario, se acepta elpaso dado con una probabilidad equivalente a larelación de los valores de mérito entre el nuevoestado y el anterior.15 Por ejemplo, si el nuevoestado es cinco veces peor que el anterior, seaceptará el paso dado con un 20% de probabili-dad. Es como si un borracho siguiera un recorridoal azar en un terreno escarpado. En cada pasodado, el borracho prueba si el siguiente paso enuna dirección elegida al azar será fácil o difícil dedar. La percepción del borracho es defectuosa, demodo que a veces dará un paso cuesta arribapero, a la larga, el recorrido será cuesta abajo. Endefinitiva, la trayectoria aleatoria seguirá ron-dando el fondo del valle.

Dentro del contexto Bayesiano, la pruebainvolucra a la probabilidad posterior, lo cual equi-vale a considerar el producto entre la probabili-dad previa y la función de posibilidad. El valor demérito para la realización de un movimiento es larelación entre las probabilidades posterior delestado propuesto y del estado actual.

Dado que la elección inicial es aleatoria, elprocedimiento puede comenzar en un estado muyimprobable. Hay un período de iniciación queincluye los pasos dados a medida que la regla deMetropolis se traslada a un estado de valores deparámetros probables. Después de ese período,la distribución de estados se aproxima a la distri-bución posterior de los parámetros.

Schlumberger utilizó el análisis Bayesiano conel algoritmo de MCMC-Metropolis a fin de evaluarun perfil sísmico vertical (VSP) con desplaza-miento sucesivo de la fuente para un pozo ubicadoen una región marina de África Occidental.

Erro

r rela

tivo

0

1.8

0 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25Porosidad, fracción

1.6

1.4

1.2

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

Erro

r rela

tivo

0

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40 0.45 0.50Porosidad, fracción

Formación de baja porosidad

Formación de alta porosidad

Resultado analíticoResultado numérico

> Error relativo de la saturación de agua para los diversos valores de po-rosidad en areniscas arcillosas gasíferas. El error relativo, o incertidum-bre, asociado con la saturación de agua es una función suave para losresultados analíticos (en rojo), los que sobrestiman el error cuando laporosidad es baja en comparación con los resultados numéricos (en púr-pura). Tanto una formación de alta porosidad (gráfica superior) como unade baja porosidad (gráfica inferior) muestran una tendencia similar.

Y500

Y400

Y300

Y200

3000Vp, m/seg

2000 4000 3000Vp, m/seg

2000 4000 3000Vp, m/seg

2000 4000 3000Vp, m/seg

2000 4000 3000Vp, m/seg

2000 4000

Y100

Y000

X900

X800

Tiem

po d

e trá

nsito

de

onda

s P

de in

cide

ncia

nor

mal

, mse

g

> Perfil de velocidad de ondas compresionales de la simulación de Monte Carlo con Cadenas de Markov (MCMC). Las cuatro realizaciones de la velocidadde ondas P mostradas se combinan con varios miles de otras realizaciones en un procedimiento MCMC para obtener la distribución de la derecha. Laoscuridad de la banda indica la cantidad de realizaciones que tienen una velocidad determinada de ondas P a una profundidad dada; las bandas más oscu-ras indican los valores más probables.

El operador registró un VSP con desplazamientosucesivo de la fuente debido al exceso de presiónobservado en el pozo. Los datos de ese VSP seextendían hasta un desplazamiento máximo de2500 m [1.6 millas] respecto de la boca de pozo(próxima página, a la derecha).16

El conjunto de datos fue utilizado posterior-mente para investigar la incertidumbre asociadacon la predicción de las propiedades elásticas dela formación ubicada debajo de la barrena. Losparámetros del modelo en el modelo del subsueloson la cantidad y el espesor de las capas de la for-mación, así como la velocidad de las ondas com-presionales (ondas P), la velocidad de las ondas decorte (ondas S) y la densidad de la formación paracada capa. Dado que estas cantidades no se cono-cen antes de comenzar la perforación, la determi-nación de las mismas sobre la base de datos delVSP con desplazamiento sucesivo de la fuenteconstituye un problema inverso; esto lo convierteen un candidato adecuado para aplicar un proce-dimiento Bayesiano. La información previa incor-pora el conocimiento de estos parámetros en laporción ya perforada del pozo (derecha). La incer-tidumbre respecto de los parámetros aumenta conla distancia respecto de los valores conocidos;esto es, respecto de la profundidad perforada en

14 Oilfield Review

Tiem

po d

e trá

nsito

de

onda

s P,

mse

g

95% de lasrealizaciones

X800

X900

Y000

Y100

Y200

Y300

Y400

2000 3000 4000 500 1000 2000 2500 2.0 2.4 2.62.21500Y500

Vp, m/seg Densidad, g/cm3Vs, m/seg

> Distribuciones previas para un VSP. Las bandas de incertidumbre de la velocidad de ondas compre-sionales P (izquierda), de la velocidad de ondas de corte S (centro) y de la densidad (derecha), sebasan en valores del tramo de pozo ubicado por encima del receptor y aumentan de tamaño a mayo-res profundidades. Las bandas grises limitan el 95% de las realizaciones.

16. Rutherford J, Schaffner J, Christie P, Dodds K, Ireson D,Johnston L y Smith N: “ Borehole Seismic Data Sharpenthe Reservoir Image,” Oilfield Review 7, no. 4 (Inviernode 1995): 18-31.


ese momento. Esta información previa y los datosdel VSP con desplazamiento sucesivo de la fuente,se utilizaron para desarrollar la función de probabi-lidad en el procedimiento MCMC. Es posible enton-ces desarrollar la distribución de probabilidad delos parámetros mediante la superposición de unoscuantos miles de modelos del subsuelo que se ajus-ten a los datos VSP, (página anterior, abajo).

El primer análisis se restringió a las reflexio-nes sísmicas cercanas al pozo. Ésta sería la infor-mación disponible de un levantamiento sísmicosin desplazamiento lateral de la fuente (izquierda).

Prof

undi

dad,

m

Densidad, g/cm3

X100

X200

X300

X400

X500

X600

X700

X800

X900

Y000

Y1002000 3000 4000 5000 1000 2000 2.2 2.41.8 2.0 2.6 2.8

Densidad, g/cm32.2 2.41.8 2.0 2.6 2.8

Prof

undi

dad,

m

Vp, m/seg Vs, m/seg

X100

X200

X300

X400

X500

X600

X700

X800

X900

Y000

Y1002000 3000 4000 5000 1000 2000

Desplazamiento, m

Tiem

po d

e trá

nsito

, mse

g

0–500–1000–1500–2000–2500

X800

X900

Y000

Y100

Y200

Y300

Y400

Y500

Y600

Y700

2500200015001000500

Vp, m/seg Vs, m/seg

< Incertidumbre de un VSP con desplazamientosucesivo de la fuente. Los datos de tiempo detránsito de un VSP con desplazamiento sucesivode la fuente (centro) fueron utilizados en unmodelo inverso para determinar los parámetrosde velocidad y de densidad. Se utilizaron losdatos de tiempo de tránsito, provenientes direc-tamente de la zona debajo del pozo (cuadronegro), para simular un VSP sin desplazamientode la fuente, lo cual condujo a amplias distribu-ciones de parámetros, convertidas del dominiodel tiempo al dominio de la profundidad (arriba).Cuando se utiliza todo el grupo de datos VSP, ladistribución de incertidumbre en el dominio de laprofundidad (abajo) es mucho más ajustada quepara los datos obtenidos sin desplazamiento dela fuente. Los resultados de las medicionesadquiridas durante la perforación (curvas rojas,arriba y abajo) concuerdan más con la predic-ción efectuada utilizando todo el grupo de datosque con la generada utilizando la porcióncorrespondiente a un desplazamiento cero.

VSP con desplazamiento sucesivo de la fuente

> Perfil sísmico vertical (VSP) con desplazamien-to sucesivo de la fuente. El receptor se encuen-tra fijo en el pozo y se dispara una serie de fuen-tes a medida que la ubicación del punto de tiro“se aleja” del equipo de perforación. En una con-figuración sin desplazamiento de la fuente (condesplazamiento cero), sólo se utiliza una fuentecercana al equipo de perforación.

La banda de incertidumbre asociada con las pro-piedades elásticas predichas es bastante ancha.La inclusión de todo el grupo de datos hace quela banda de incertidumbre sea mucho más ajus-tada; la información de velocidad obtenida de losdatos de longitud de onda larga proviene de lavariación de los tiempos de arribo de las reflexio-nes respecto del desplazamiento del VSP condesplazamiento sucesivo de la fuente. Estamejora en la incertidumbre representa elaumento del valor de la información obtenida conun VSP con desplazamiento sucesivo de la fuentefrente a un VSP sin desplazamiento lateral de lafuente. Esto puede combinarse con un análisisfinanciero global del proyecto para determinar lareducción del riesgo cuando se dispone de lanueva información.

Obtención del modelo correctoEn ciertos casos, la incertidumbre predominantequizás no radique en los parámetros de unmodelo de subsuelo sino en saber qué escenarioaplicar. Los datos disponibles probablemente noresulten adecuados para diferenciar el marcogeológico, tal como un depósito fluvial o un depó-sito de marea. La presencia y cantidad de fallas yfracturas puede ser incierta y la cantidad decapas que constituyen o descansan sobre unaformación puede ser confusa.

El mismo análisis Bayesiano es aplicable a laelección del escenario adecuado tal como se haaplicado a la determinación de probabilidades enun escenario determinado. Los posibles escena-rios son designados mediante una serie de hipóte-sis, Hi, donde el subíndice i designa un escenario.La probabilidad posterior de interés es la probabi-lidad de que un escenario Hi sea correcto cuandose conocen los datos P(Hi|d). El denominador en laregla de Bayes depende sólo de los datos, no delescenario. Por lo tanto, es una constante. Para lacomparación de escenarios utilizando la regla deBayes, hay que comparar el producto entre la pro-babilidad previa P(Hi) y la posibilidad, P(d|Hi), laprobabilidad de medir los datos d cuando el esce-nario Hi es verdadero.

La estadística Bayesiana puede ser aplicadaa distintos escenarios a fin de determinar eltamaño correcto para confeccionar un modelo deyacimiento sobre la base de los datos sísmicos.Las modernas técnicas de generación de imáge-

nes sísmicas 3D pueden resolver rasgos demenos de 10 m [33 pies] por 10 m. La confecciónde modelos de yacimientos con celdas tanpequeñas daría como resultado modelos enor-mes y ello generaría problemas computacionales

16 Oilfield Review

> Superficie fractal en un modelo de simulación. Se muestrea una superficiesintética, generada mediante la utilización de una función fractal en una retí-cula de 16 por 16, asumiendo que las líneas sísmicas viajan verticalmentedesde la superficie.

Loga

ritm

o de

la p

osib

ilida

d

Cantidad de celdas

Especificación insuficiente Especificación en exceso

10 100 1000

> Tamaño óptimo del modelo. Para un nivel de ruido equivalente a 5 mseg,existe un tamaño óptimo de retícula que consiste de 25 celdas (flecha). Losmodelos más pequeños carecen de especificación suficiente y la informaciónse pierde. Los modelos más grandes tienen un exceso de especificación y elruido se modela junto con los datos.

17. La ventaja de una superficie fractal para este análisisfue que, independientemente de la densidad de la retí-cula del modelo, éste nunca pudo ajustarse a la superfi-cie.

18. Bailey W, Mun J y Couët B: “A Stepwise Example of RealOptions Analysis of a Production Enhancement Project,”artículo de la SPE 78329, presentado en la 13ªConferencia Europea del Petróleo, Aberdeen, Escocia, 29al 31 de octubre de 2002.


y de visualización. Por otra parte, aunque losdatos se procesaran hasta ese nivel, hay ruidopresente en los mismos. El tamaño óptimo para laretícula del modelo debería ser más grande queel de la resolución de los datos de manera que elruido, o el error, no se propague en la retícula delmodelo.

El objetivo es obtener un modelo que con-tenga el grado de complejidad óptimo, alcan-zando un equilibrio entre la necesidad demantener el modelo pequeño y el requerimientode lograr el modelo más predictivo posible. Elanálisis estadístico permite que la informacióncontenida en los datos determine el tamaño delmodelo, dando cuenta de las mediciones, el ruidoy las predicciones deseadas.

Para ilustrar este concepto, se generó unasuperficie fractal para el modelado numérico(página anterior, arriba).17 Las mediciones sísmi-cas fueron simuladas utilizando rayos sísmicosverticales a partir de una retícula de 16 por 16,con un muestreo regular desde la superficie delvolumen hasta la superficie fractal. Se adicionó alas mediciones el ruido distribuido normalmentecon una desviación estándar conocida. Se proba-ron retículas cuadradas, de entre 2 y 16 celdaspor lado, utilizando la estadística Bayesiana parahallar el tamaño de retícula óptimo del modelo(página anterior, abajo). Para un nivel de ruidodado, los modelos con muy pocas celdas no seajustan adecuadamente a los datos; los modeloscon demasiadas celdas se ajustan tanto al ruidocomo a los datos.

En este caso, la probabilidad previa P(Hi) seráigual para todos los escenarios, ya que no existeinformación previa que favorezca un tamaño deretícula más que otro. El escenario con la canti-dad de celdas de la retícula que optimiza la posi-bilidad es el mejor. El número óptimo es unafunción de la cantidad de ruido presente en losdatos (arriba, a la derecha). Cuando se aplicó unnivel de ruido de 5 mseg a los datos de la super-ficie fractal, la retícula óptima resultó ser de 25celdas.

En este ejemplo se utiliza una retícula simple,pero la formulación Bayesiana puede aplicarse amodelos de complejidad arbitraria. Esto permiti-ría, por ejemplo, un refinamiento óptimo de laretícula en las adyacencias de un pozo donde se

dispone de mediciones más detalladas. La utili-zación de una retícula óptima a lo largo de todala secuencia de tareas de interpretación ofrecevarias ventajas, tales como:

• modelos más pequeños que no comprome-ten las mediciones

• resolución local variable para optimizar lautilización de los datos

• modelos que contienen intrínsecamenteinformación de incertidumbre.

Reducción de la incertidumbre futuraLa estadística Bayesiana fue desarrollada hacemás de 200 años, pero en la industria de explora-ción y producción, así como en muchas otras indus-trias, su utilización recién ha comenzado a crecer.Si bien la ecuación tiene una forma simple, su apli-cación puede requerir álgebra matricial compleja.Muchos problemas de nuestra industria implicangrandes cantidades de parámetros, lo cual generamatrices de gran tamaño y la necesidad de contarcon una capacidad computacional considerable.

La aplicación del formalismo Bayesiano a cier-tas situaciones, tales como un modelo de yaci-miento completo, quizás trascienda lascapacidades actuales. Sin embargo, la aplicaciónde un proceso estadístico riguroso a las partesaccesibles del modelo, permite que los modelos

más complejos se basen en ese fundamento,pudiéndose observar fácilmente, en cada paso, lassuposiciones y la información conocida. La esta-dística Bayesiana provee este formalismo riguroso.

La determinación de la incertidumbre en elresultado de un análisis de variables múltiplesconstituye un paso importante, pero no la totali-dad del recorrido. Puede proveer una diferencia-ción entre trayectorias; por ejemplo, la decisiónde adquirir más información o no. Resulta de uti-lidad para la evaluación de portafolios, en loscuales el grado de riesgo que implica el desarro-llo de un grupo de activos se compara con larecompensa potencial. El análisis de opcionesreales incluye el valor de la obtención de infor-mación en el futuro y el análisis Bayesiano puedecontribuir a indicar ese valor al mostrar el cambioen la incertidumbre.18

La industria de E&P ha vivido con riesgo desdesus comienzos. Estas nuevas herramientas no eli-minarán el riesgo, pero al cuantificar la incerti-dumbre y rastrear su propagación a través de unanálisis, las compañías podrán tomar mejoresdecisiones comerciales e inclinar la balanza de larelación riesgo-recompensa hacia la posición demayor recompensa-menor riesgo. —MAA

Fact

or d

e re

ducc

ión

de la

retíc

ula

Cant

idad

ópt

ima

de c

elda

s

Ruido, mseg

300

100

10

0.77

0.39

0.19

0.06

0.10

0 2 4 6 8 10

> Efecto del ruido sobre el tamaño del modelo. Si el ruido o el error de mediciónes mínimo, entonces se necesitan muchas celdas en la retícula del modelo paradescribir la información. Al aumentar el nivel de ruido, se requieren menos cel-das en la retícula para incluir toda la información relevante en un modelo.

18 Oilfield Review

Soluciones de largo plazo para el aislamiento zonal

Raafat AbbasErick CunninghamTrevor MunkClamart, Francia

Bente BjellandNorsk HydroBergen, Noruega

Vincent ChukwuekeNederlandse Aardolie Maatschappij B.V.Assen, Países Bajos

Alain FerriAberdeen, Escocia

Greg GarrisonHouston, Texas, EUA

Doug HolliesEnCana CorporationCalgary, Alberta, Canadá

Chris LabatChevronTexacoNueva Orleáns, Luisiana, EUA

Omar MoussaKuala Lumpur, Malasia

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Mario Bellabarba, La Haya, Países Bajos; LeoBurdylo, Roger Keese, Bill Miller, Erik Nelson y DonWilliamson, Sugar Land, Texas, EUA; Ryan Cammarata, BillDacres, Laurent Delabroy, James Jackson y Randy Tercero,Houston, Texas; Youssef El Marsafawi, Kuala Lumpur,Malasia; Simon James, Clamart, Francia; Brian Koons,Nueva Orleáns, Luisiana, EUA; Christian Mueller, Stavanger,Noruega; Ron Schreuder, Coevorden, Países Bajos; y DavidStiles, Calgary, Alberta, Canadá.CBT (herramienta de Registro de Adherencia del Cemento),CemCADE, CemCRETE, CemSTONE, DeepCEM, DeepCRETE,DuraSTONE, FlexSTONE, GASBLOK, GeoMarket, LiteCRETE,MUDPUSH, SCMT (herramienta Delgada de Construcciónde Mapas de Cemento), USI (generador de ImágenesUltrasónicas), Variable Density (registro de DensidadVariable), VDN (Densidad-Neutrón VISION) y WELLCLEAN IIson marcas de Schlumberger.

El mejoramiento de la integridad del pozo en el largo plazo constituye una prioridad

creciente. Las compañías de exploración y producción reconocen que un excelente

aislamiento zonal requiere un óptimo sistema de eliminación del lodo y un diseño

adecuado del procedimiento de cementación. Los nuevos programas de simulación

numérica, los sistemas de cementación primaria que no dañan el medio ambiente y

el soporte de campo que se brinda a nivel mundial, ayudan a las compañías a lograr

sus objetivos de construcción de pozos desde el principio, a la vez que optimizan la

protección del medio ambiente.

Las compañías de exploración y producción (E&P)se han esforzado por lograr un perfecto aisla-miento zonal desde el surgimiento de los sistemasde cementación de pozos. Las complejas relacio-nes existentes entre la geología, la química y lafísica de la terminación de cada pozo de petróleoo gas, plantean desafíos únicos que quizás no sepuedan resolver sino sólo con décadas de expe-riencia. Estos desafíos se ponen de manifiestotanto en los pozos nuevos como en los existentes.

La envergadura de los problemas de aisla-miento zonal corrientes es enorme. Las operacio-nes de perforación realizadas en todo el mundodurante el año 2001 abarcaron 74,000 pozos nue-vos, de los cuales 48,000 se perforaron enAmérica del Norte.1 Una de las principales preo-cupaciones es que muchos de los pozos estánexperimentando problemas de existencia de pre-sión detrás de las tuberías de revestimiento; unaindicación de que existe un canal entre unafuente de presión y un espacio anular. Solamenteen las áreas marinas del Golfo de México, 11,500espacios anulares en 8000 pozos podrían experi-mentar problemas de existencia de presión detrásde las tuberías de revestimiento.2 Los costos deremediación pueden alcanzar hasta un millón dedólares estadounidenses por pozo, incluyendo loscostos de equipos de reparación y los de detec-ción y remediación de pérdidas. En Canadá, elproblema de existencia de presión detrás de lastuberías de revestimiento afecta a una gran varie-dad de pozos en tierra, desde pozos someros degas hasta pozos de petróleo pesado. La solución

de estos problemas a nivel mundial puede impli-car un costo de hasta 2750 millones de dólaresestadounidenses a lo largo de 10 años.Indudablemente, es deseable evitar estos gastosde remediación.

El problema de existencia de presión detrásde la tubería de revestimiento puede tener distin-tas causas, tales como una cementación primariadeficiente, la vigencia de requisitos inadecuadoscuando se cementaron pozos más antiguos, o eldeterioro de la matriz de cementación con eltiempo. Independientemente de la causa, laindustria y las agencias reguladoras reconocen lanecesidad de proteger el medio ambiente frente apérdidas de fluidos de yacimiento. Un aislamientozonal deficiente puede ocasionar la pérdida del

1. “World Trends: Industry Pace Should Quicken,” WorldOil 223, no. 8 (Agosto de 2002): 33–37.Para obtener mayor información sobre datos de perfora-ción correspondientes al año 2001, consulte:http://www.worldoil.com/magazine/magazine_link.asp?ART_LINK=02-08_world-abraham_T2.htm#top.

2. Bourgoyne AT Jr, Scott SL y Manowski W: “A Review ofSustained Casing Pressure Occurring on the OCS,” estu-dio LSU solventado por el Servicio de Administración deMinerales, Departamento del Interior de EUA,Washington, DC, bajo Contrato Número 14-35-001-30749.

3. Para obtener mayor información sobre remediación depozos existentes, consulte: Barclay I, Pellenbarg J,Tettero F, Pfeiffer J, Slater H, Staal T, Stiles D, Tilling G yWhitney C: “El principio del fin: Revisión de las prácticasde abandono y desmantelamiento,” Oilfield Review 13,no. 4 (Primavera de 2002): 28–41.Boisnault JM, Guillot D, Bourahla A, Tirlia T, Dahl T,Holmes C, Raiturkar AM, Maroy P, Moffett C, Pérez MejíaG, Ramírez Martínez I, Revil P y Roemer R: “ConcreteDevelopments in Cementing Technology,” Oilfield Review11, no. 1 (Primavera de 1999): 16–29.


control del pozo o la contaminación de los acuífe-ros, lo cual resultaría catastrófico para el medioambiente y la población local. El mejoramiento dela cementación primaria en los nuevos pozos y lareparación de pozos con pérdidas, constituyenpasos lógicos destinados a mejorar el aislamientozonal y proteger el medio ambiente.3

En este artículo se analizan distintas solucio-nes que permiten mejorar el aislamiento zonal enla cementación primaria, comenzando con la tec-nología de eliminación del lodo. Ejemplos deoperaciones de campo demuestran el impacto delas nuevas técnicas y de los nuevos fluidos. Los

novedosos programas de simulación numérica yuna red mundial de laboratorios interconectadosque proveen soporte a las operaciones de campo,ayudan a los ingenieros a optimizar el diseño delos trabajos de cementación.

Optimización del sistema de eliminación del lodoLa eliminación efectiva del fluido de perforación esun requisito previo para el éxito de la cementaciónprimaria. Cuando la lechada de cementación fragua,el lodo que queda en el pozo puede impedir la for-mación de un sello hidráulico, lo cual a su vez puede

generar fenómenos adversos tales como: produc-ción de fluidos no deseados, pérdida de hidrocarbu-ros hacia zonas de baja presión, existencia depresión detrás de la tubería de revestimiento,reventones subterráneos o corrosión acelerada dela tubería de revestimiento. La solución de estosproblemas demanda gastos adicionales y general-mente inesperados. Además del estado general yde la calidad del pozo, entre los factores que afec-tan la eliminación del lodo se encuentran el acondi-cionamiento del mismo, los procedimientos dedesplazamiento, la geometría del pozo y la centrali-zación de la tubería de revestimiento.

Durante los pasos previos a la cementaciónde una tubería de revestimiento, una cuadrilla decementación bombea una serie de fluidos por latubería de revestimiento para desplazar el fluidode perforación del interior de la misma, y delespacio anular existente entre la tubería derevestimiento y la formación. El primer fluidobombeado suele ser un lavado químico o espa-ciador, que separa el fluido de perforación de lalechada de cementación.

La densidad y viscosidad de los lavados quí-micos son similares a las del agua o el petróleo;se puede utilizar agua, diesel, o petróleo comofluido base para los lavados químicos. Si se bom-bean adelante de la lechada de cementación,contribuyen a la eliminación del lodo porque lodiluyen, reducen su densidad y lo dispersan. Loslavados químicos pueden formularse de maneratal que eliminen tanto los fluidos de perforaciónbase agua como los fluidos base aceite. En últimainstancia, los lavados químicos mejoran la cali-dad de la adherencia entre la tubería de revesti-miento y el cemento, y entre el cemento y laformación. Los lavados químicos, como tienden atener baja viscosidad, se bombean en condicio-nes de flujo turbulento (derecha). Existen lavadosquímicos para una gran variedad de aplicaciones.

Los fluidos espaciadores también proveen untapón que resulta químicamente compatible tantocon el fluido de perforación como con la lechadade cementación durante el desplazamiento. Eldesplazamiento total del fluido de perforación porel espaciador es crucial para el establecimientodel aislamiento zonal; un desplazamiento incom-pleto puede conducir a la formación de un canalde lodo continuo en la zona de interés, creandovías de comunicación entre las distintas zonas.Esa comunicación conduce a la producción de flui-dos no deseados, la pérdida de hidrocarburos eincluso la migración de los fluidos hacia la super-ficie. Para los lodos base petróleo, los surfactan-tes utilizados en los lavados químicos y en losespaciadores modifican la mojabilidad de la tube-ría de revestimiento y de la formación alrededordel pozo, que pasa de la condición de mojada conpetróleo a mojada con agua. Esto contribuye amejorar la adherencia del cemento.

Los espaciadores MUDPUSH II son compati-bles con las lechadas de cemento, con los lodosbase agua y base petróleo, y con el agua dulce,de mar o salobre. Estos espaciadores puedendiseñarse con densidades de entre 1200 y 2400kg/m3 [10 y 20 lbm/gal] y para resistir temperatu-ras de hasta 149°C [300°F]. Los espaciadores handemostrado una excelente correlación entre lascaracterísticas de diseño de laboratorio y el ren-dimiento de campo, y son fáciles de mezclar en lalocalización del pozo.

Las propiedades del espaciador MUDPUSH IIse ajustan para minimizar el impacto ambiental,incluyendo la disminución de la toxicidad, elmejoramiento de la biodegradación y la reducciónde la acumulación biológica.4 Una menor cantidadde productos químicos que la requerida por otrosespaciadores produce las características de ren-dimiento deseadas. Se descargan o manipulanmenos productos químicos a medida que los flui-dos retornan a la superficie, además de reque-rirse menos espacio de almacenamiento ygenerarse menor cantidad de residuos.

La optimización de las propiedades reológicasde un fluido espaciador mejora el aislamientozonal y el desplazamiento del lodo. La aplicaciónWELLCLEAN II—Asesor de Soluciones deIngeniería—ahora posibilita una rápida seleccióny un ajuste de las concentraciones de aditivos enlos fluidos espaciadores. Este programa de com-putación reduce el tiempo y esfuerzo necesariospara optimizar las propiedades de los fluidos,sean éstos diseñados para flujo turbulento o flujolaminar. Los resultados de la simulación efec-tuada con la aplicación de diseño y evaluación dela cementación CemCADE—que se basan endatos reales—pueden ser importados en la apli-cación WELLCLEAN II.5 Cuando esta aplicación seutiliza para diseñar el trabajo de cementación, sereduce el riesgo de error y aumenta la eficacia.

En el diseño de un espaciador MUDPUSH IIconcebido para eliminar el lodo bajo un régimende bombeo de flujo turbulento, la aplicaciónWELLCLEAN II indica la concentración de aditivoóptima para estabilizar el espaciador de modo quelos agentes densificantes no precipiten y que laspropiedades reológicas no se alteren. Al mismotiempo, el programa fija las propiedades de losfluidos en el mejor nivel para lograr el flujo turbu-lento a bajas velocidades de bombeo. En ciertoscasos, las restricciones de la velocidad de bombeoconducen a un régimen de flujo laminar; el flujoturbulento generalmente se desarrolla a velocida-des de bombeo más altas. Si la estrategia a seguirimplica diseñar el espaciador para flujo laminar, elprograma ofrece propiedades de espaciadores yconcentraciones de aditivos optimizadas a la den-sidad y temperatura deseadas. El grado de elimi-nación del lodo y la presencia de canales de lodose vinculan más comúnmente con la geometría, larugosidad y los agrandamientos del pozo, asícomo con la viscosidad y densidad de los fluidoscontenidos en el pozo, que con el régimen de flujo.Simulaciones múltiples demuestran las conse-cuencias de las diversas concentraciones de aditi-vos sobre las propiedades de los espaciadores.Las propiedades de los espaciadores para un tra-bajo en particular siempre se conciben para queresulten compatibles con el lodo y el cemento.

Además de contener una base de datos inte-gral de pruebas de laboratorio, la aplicaciónWELLCLEAN II proporciona modelos matemáti-cos y un elemento de razonamiento que permitededucir las propiedades de los espaciadoresmediante la interpolación de los resultados adiversas temperaturas, densidades y concentra-ciones de aditivos (página siguiente). Esta aplica-ción incorpora distintos modelos reológicos.Entre ellos se encuentran los sistemas plásticosde Bingham, los que se comportan siguiendo unaley exponencial y los que siguen el modelo deHerschel-Bulkley.6

Las mediciones de campo de las propiedadesde los espaciadores diseñados con la aplicaciónWELLCLEAN II han demostrado ajustarse estre-chamente a los datos de diseño pronosticados.Por ejemplo, en un pozo de alta presión de MedioOriente, la densidad del lodo necesaria para con-trolar el pozo era de 2240 kg/m3 [18.7 lbm/gal].Un gradiente de fracturamiento cercano a la pre-sión de poro produjo pérdidas de fluido de perfo-ración en las zonas más débiles. El operadordecidió bajar y cementar una tubería de revesti-miento corta (liner) y solicitó un fluido espaciadoroptimizado de inmediato.

20 Oilfield Review

Flujo laminar Flujo turbulento

Fluido enmovimiento

Capa estáticade lodo

> Dinámica de los fluidos en la eliminación dellodo. En condiciones de flujo laminar (izquierda),las líneas de flujo son paralelas y las partículasindividuales recorren trayectorias paralelas. Laspartículas de lodo tienden a acumularse cerca dela pared del pozo, lo cual dificulta la eliminacióncompleta del mismo. En condiciones de flujo tur-bulento (derecha), los remolinos energéticosarrastran más partículas de lodo que las trayecto-rias de flujos laminares antes de saturarse. Lostorbellinos también mueven a los surfactantes odispersantes en el lavado químico o en el fluidoespaciador en todo el pozo, para deformar y elimi-nar la capa estática de lodo de la pared del pozo.


Normalmente, el diseño de un espaciadorpara esta situación demandaría un prolongadoproceso de laboratorio. Sin embargo, la aplica-ción WELLCLEAN II permitió optimizar rápida-mente el diseño del espaciador utilizando lascondiciones reales del pozo y las propiedades delos fluidos. La tubería de revestimiento corta fuecementada con éxito y el operador se vio favore-cido con el eficaz proceso de diseño de un espa-ciador efectivo para condiciones tan difíciles. Nohubo indicación alguna de pérdida de cementodurante las operaciones de cementación.

En las operaciones de cementación ordina-rias, el espaciador puede ser seguido de múlti-ples lechadas de cemento.7 La serie que incluyecolchón lavador-espaciador-lechada de cementa-ción, debe desplazar todos los fluidos del espacioanular para evitar la formación de canales delodo o de espaciador dentro del cemento fra-guado.8 Tales canales pueden permitir la migra-ción indeseable de fluidos de formación. Lapresencia de lodo también puede producir grietas

por contracción, reducir la resistencia a la com-presión o aumentar la permeabilidad y cualquierade estas situaciones puede afectar negativa-mente las propiedades del cemento fraguado.Una vez bombeada la lechada de cementación, selanza un tapón mecánico dentro de la tubería derevestimiento, que es desplazado hasta el fondodel pozo por otro fluido, normalmente el fluido deperforación necesario para perforar el siguientetramo del pozo. Al final de la operación, elcemento ocupa el espacio anular entre la tuberíade revestimiento y la formación atravesada desdeel fondo del pozo hasta el nivel deseado.

No es posible lograr una eliminación efectivadel lodo—etapa crucial de cualquier operaciónde cementación—sin considerar los efectos detodos los parámetros relevantes. La tecnología deSoluciones de Ingeniería WELLCLEAN II utilizaproductos y herramientas innovadores para mejo-rar el emplazamiento de cemento. En conjunto,estos sistemas de lavado químico optimizados,los espaciadores adaptados a las necesidades

específicas del cliente, los programas de compu-tación innovadores y una metodología de pruebadestinada a evaluar la eficacia de los colchoneslavadores en el desplazamiento de los fluidos deperforación, contribuyen a mejorar la eliminacióndel lodo y el aislamiento zonal.

Eliminación del lodo en acciónEn la madura región marina de Tampen, Noruega,los ingenieros de Norsk Hydro están aumentandola producción de petróleo gracias al mejoramientodel aislamiento zonal con la aplicación de la tec-nología WELLCLEAN II.9 Si bien la subsidencia, lacompactación y los grandes esfuerzos mecánicosexistentes en el subsuelo, que son comunes enesta área, podrían provocar la rotura del cemento,los ingenieros sospechaban que los problemasmás importantes radicaban en la formación decanales de fluido dentro del cemento. Estos cana-les de fluido eran producidos probablemente poroperaciones de cementación deficientes, llevadasa cabo en pozos muy desviados u horizontales.Los resultados del simulador WELLCLEAN II coin-cidían con los registros de cementación que indi-caban la mezcla de fluidos a lo largo de toda latubería de revestimiento corta y una pobre cober-tura de cemento del espacio anular.

4. Acumulación biológica es el enriquecimiento de una sus-tancia en un organismo, tal como la bioconcentraciónresultante de la exposición a la sustancia en el medioambiente o la absorción a partir de la cadena alimentaria.

5. Para obtener mayor información sobre el programa decomputación CemCADE, consulte: Fraser L, Stanger B,Griffin T, Jabri M, Sones G, Steelman M y Valkó P:“Seamless Fluids Programs: A Key to Better WellConstruction,” Oilfield Review 8, no. 2 (Verano de 1996):42–56.

6. Un modelo plástico de Bingham es un modelo reológicode dos parámetros muy utilizado en la industria de losfluidos de perforación, para describir las característicasde flujo de diversos tipos de fluidos. Los fluidos que obe-decen a este modelo se caracterizan por presentar uncomportamiento lineal del esfuerzo de corte y el índice decizalladura una vez alcanzado un umbral de esfuerzo decorte inicial. Un fluido que sigue el modelo de Herschel-Bulkley puede describirse matemáticamente mediante unmodelo reológico de tres parámetros. Se prefiere la ecua-ción de Herschel-Bulkley más que la ley exponencial olas relaciones de Bingham, porque genera modelos másexactos del comportamiento reológico cuando se disponede datos experimentales adecuados. Un fluido que siguela ley exponencial se describe mediante un modelo reoló-gico de dos parámetros de un fluido seudo plástico o unfluido cuya viscosidad disminuye al aumentar el índice decizalladura. Los lodos de polímeros base agua, especial-mente los hechos con el polímero XC, se ajustan mejor ala ley exponencial que al modelo plástico de Bingham uotros modelos de dos parámetros.

7. Las operaciones de cementación primaria pueden con-sistir de hasta cuatro lechadas, pero los trabajos condos lechadas, conocidas como lechada inicial y lechadade cola, son más comunes. “Inicial” se refiere a la pri-mera lechada bombeada durante las operaciones decementación primaria. “Cola” se refiere a la últimalechada bombeada durante las operaciones de cemen-tación primaria. Normalmente, la lechada de cola cubrela zona productiva y es más densa que la lechada inicial.

8. Bonett A y Pafitis D: “Getting to the Root of Gas Migration,”Oilfield Review 8, no. 1 (Primavera de 1996): 36–49.

9. Para obtener mayor información sobre las operacionesde la región de Tampen, consulte: Bjelland B, Hansen K y Abbas R: “Tampen Planning Gets ConcreteResults,”Hart’s E&P 75, no. 8 (Agosto de 2002): 70–72.

> Optimización del diseño de espaciadores. El programa de computaciónAsesor de Soluciones de Ingeniería WELLCLEAN II permite simplificar yacelerar el diseño de los espaciadores.

El simulador WELLCLEAN II constituye unapoderosa herramienta de simulación numéricabidimensional para mostrar resultados críticos,tales como el porcentaje de cobertura de cemento,las concentraciones de fluidos, el riesgo de teneruna película o canal de lodo al final del trabajo decementación y el tiempo de contacto en el flujoturbulento; todo como una función de la profundi-dad y el tiempo. El simulador contempla esosparámetros además de la geometría y la trayecto-ria, las propiedades y los volúmenes de los fluidosdel pozo, las velocidades de bombeo y la centrali-zación de la tubería de revestimiento. El simuladorluego predice la eficacia de la eliminación del lodoy evalúa la posibilidad de que se deje un canal delodo en el cemento. Las simulaciones se presen-tan como mapas bidimensionales que muestranlas ubicaciones y concentraciones de los fluidos,sus velocidades y el régimen de flujo. Las anima-ciones de las simulaciones muestran todo el pro-ceso de desplazamiento de fluidos para unaoperación de cementación.

Las predicciones del simulador WELLCLEAN IIhan sido validadas tanto por experimentos físicos

de laboratorio como por su comportamiento en elcampo. Los ingenieros especialistas en cementa-ción pueden utilizar estas simulaciones paramodificar sus diseños a fin de lograr la optimiza-ción del aislamiento zonal. Por ejemplo, el simu-lador ayuda a los ingenieros a optar entre unrégimen de flujo turbulento y un régimen de flujolaminar, o a decidir cómo evitar el contacto perju-dicial entre el lodo de perforación y el cementodurante las operaciones de bombeo.

Para mejorar el aislamiento zonal en un pozodel área Tampen durante el año 2001, los ingenie-ros de Norsk Hydro seleccionaron un sistemainnovador de colchón lavador con espaciadores debaja toxicidad, con una biodegradación más com-pleta y una menor acumulación biológica que lasofrecidas por otros sistemas. El nuevo pozo erahorizontal, similar a los pozos problemáticos ante-riores. Se colocaron centralizadores adicionalespara mejorar la separación respecto de la pareddel pozo y la distribución del cemento en torno ala tubería de revestimiento. Los resultados delprograma CemCADE demostraron que los centra-lizadores adicionales no generarían fuerzas exce-

sivas durante la bajada de la tubería de revesti-miento, las cuales constituyen una indicación dela posibilidad de que la tubería de revestimientoquede aprisionada al ser bajada en el pozo.

Norsk Hydro también quería mejorar las pro-piedades mecánicas del sistema de cementación.Los ingenieros de Norsk Hydro seleccionaron latecnología CemCRETE de cementación de pozospetroleros a base de concreto; un sistema conuna alta fracción de sólidos, altos valores de vis-cosidad plástica, baja permeabilidad y baja poro-sidad.10 Las simulaciones indicaban que no sefracturaría formación alguna utilizando una mez-cla del sistema de lechada CemCRETE de 1679kg/m3 [14 lbm/gal]. Además, se inyectarían 48 m3

[300 bbl] de agua dulce cuya densidad y viscosi-dad eran relativamente más bajas que las de lalechada, para diluir el lodo en el pozo y reducir laresistencia del gel.

Antes de la operación, las simulaciones predi-jeron que el diseño modificado mejoraría signifi-cativamente la eliminación del lodo. Además depredecir una cobertura de cemento superior al95% a lo largo de la mayor parte de la tubería de

22 Oilfield Review

Impedancia acústica sin procesarMapa de cemento con

clasificación de impedancia

Mínimo deimpedancia acústica

Mrayl 100

Promedio deimpedancia acústica

Mrayl 100

Máximo deimpedancia acústica

Líquido

Adherido

Mrayl 100

-500.00000.31250.62500.93751.25001.56251.87502.18752.50002.81253.12503.43754.06254.37504.68755.0000

-500.00000.31250.62500.93751.25001.56251.87502.18752.50002.81253.12503.43754.06254.37504.68755.0000

Líquido

Micro espacioanular de gas o seco

Micro pérdidade adherencia

Micro espacioanular de gas o seco


AdheridoImpedancia acústicasin procesar

Mapa de cementocon clasificaciónde impedancia

-1000.0-500.00.32.63.03.54.04.55.05.56.06.57.07.58.0

-1000.0-500.00.32.63.03.54.04.55.05.56.06.57.07.58.0

> Mejoramiento de la adherencia en pozos horizontales de Noruega. Los diseños de espaciadores comunes produjeron una adherencia inadecuada delcemento, tal como se advierte en el registro de evaluación del cemento de la izquierda. En particular, se observa una escasez de sección amarilla, o pobreadherencia en el Carril 2. Los diseños de cementación más efectivos, incluyendo la eliminación más completa del lodo mediante la utilización de espacia-dores MUDPUSH II, permitieron mejorar la adherencia del cemento, tal como lo indica la abundante sección amarilla del Carril 3 (derecha).


revestimiento de producción, los datos del simu-lador no indicaban riesgo alguno de que quedaralodo detrás del cemento. La operación de cemen-tación fue ejecutada con éxito. Los registros deevaluación de la adherencia del cemento de latubería de revestimiento de 7 pulgadas demostra-ron que los resultados eran superiores a los de lostrabajos de cementación previos; excelente adhe-rencia y ninguna indicación de la presencia decanales de fluidos (página anterior). Desde enton-ces, los pozos adicionales del área Tampen fueronterminados con éxito utilizando esta metodología.

En el Golfo de México, el logro de un aisla-miento zonal efectivo resultó crucial para cincocostosos pozos de alcance extendido que atrave-saban un contacto agua-petróleo en la zona conhidrocarburos. La adecuada adherencia entre elcemento y la tubería de revestimiento, y entre elcemento y la formación dentro de estas areniscasproductivas siempre habían representado un ver-dadero desafío; sólo existía buena adherencia enlas secciones de lutitas. Cualquier diseño de tra-bajo de cementación nuevo tendría que ser aptopara desviaciones de hasta 77 grados, lodo deperforación sintético y entrada de gas de la for-mación. La imposibilidad de aislar las zonas acuí-feras dentro de la arenisca productiva, causó lareducción de la producción de petróleo y el incu-rrir en costos adicionales para eliminar el aguaproducida. ChevronTexaco invirtió 200,000 dóla-res estadounidenses por pozo para las operacio-nes de cementación mediante inyección forzada(a presión) y tiempo de equipo de perforación parareparar los trabajos defectuosos de cementaciónprimaria en tres de los cinco pozos.

Con la ayuda de los programas del simuladorWELLCLEAN II, la aplicación CemCADE, y losregistros de calibración adquiridos durante la per-foración con la herramienta Densidad-NeutrónVISION VDN, los ingenieros de Schlumbergerlograron modificar los parámetros de diseño paramejorar la eliminación del lodo.11 Los ingenierosconsideraban particularmente importante laadquisición de datos de calibración porque losdiseños de trabajos previos dependían desupuestos acerca de la forma y el volumen delpozo; parámetros que inciden sustancialmente enla eliminación del lodo y en las predicciones delvolumen de lechada requerido. Los resultados delprograma CemCADE condujeron a cambios res-pecto del emplazamiento de los centralizadores,los fluidos espaciadores, las propiedades de la

lechada de cementación, los volúmenes de fluidoy las velocidades de bombeo. La lechada decementación incorporaba el sistema de cementa-ción para control de migración de gas GASBLOKy un agente de expansión. Estos aditivos elimi-nan la entrada de gas de la formación, controlanla pérdida de fluido hacia la misma y minimizanla reducción volumétrica durante el emplaza-miento y fraguado del cemento.

El mejoramiento de los diseños de los traba-jos y de los fluidos permitió optimizar considera-blemente el aislamiento zonal en los siguientestres pozos. Los resultados de la simulacionesWELLCLEAN II coincidían totalmente con losregistros de evaluación de la cementación(arriba). Los tres nuevos pozos no produjeronagua y no requirieron operaciones correctivas dela cementación. En otros sectores del Golfo de

10. Para una introducción a la tecnología CemCRETE, con-sulte: Boisnault et al, referencia 3.

11. El dispositivo VDN proporciona mediciones de neutróncompensado y litodensidad azimutal adquiridas durantela perforación. La imagen de densidad resultante tam-bién posibilita el análisis geológico estructural.

CCLdiscriminado

03 100-1 APIV

Rayos gamma

0 360grados

Orientación relativa SCMT

0 100mV 200

1.25

2.50

3.75

5.00

6.25

7.50

8.75

10.0

011

.25

12.5

013

.75

15.0

016

.25

17.5

018

.75

20.0

0

1200µs Imagen del mapa del cemento

Min MaxAmplitud

Densidad Variable CBT—5 piesAmplitud CBT—3 pies

0 10mV

Amplitud amplificada CBT—3 pies

0 100API

Tiempo de tránsito CBT—3 pies

11,80011,90012,00012,10012,20012,300

Prof

undi

dad,

pie

s

12,40012,500

Anch

o

Lodo

Cola

CW100

MUDPUSH WHTO

Ango

sto

Anch

o

12,60012,70012,80012,900

11,80011,90012,00012,10012,20012,300

Prof

undi

dad,

pie

s

12,40012,50012,60012,70012,80012,900

Anch

o

Alto

Medio

Bajo

Ninguno

Ango

sto

Anch

o

Mapa de concentración de fluidos Riesgo de presencia de lodo en la pared

12,000

12,100

> Mejoramiento de la eliminación del lodo en el Golfo de México. Los resultados del simulador WELLCLEAN II (arriba) indicaron que modificando la colocación de los centralizadores, los fluidosespaciadores, las propiedades de las lechadas de cemento, los volúmenes de fluidos y las velocida-des de bombeo, se mejoraría la eliminación del lodo y la cementación primaria. El mapa de cementosimulado de la izquierda, muestra una alta concentración de cemento (gris) alrededor del pozo; elárea de color verde en la simulación indica la eliminación completa del lodo. El mapa de cementomostrado en el Carril 5 del registro adquirido con la herramienta Delgada de Construcción de Mapasde Cemento SCMT (abajo) confirma el excelente emplazamiento del cemento alrededor de la tuberíade revestimiento. El despliegue del registro de Densidad Variable del Carril 4 muestra una buenaadherencia del cemento.

México, los resultados de las Soluciones deIngeniería WELLCLEAN II permitieron mejorar lacementación primaria (derecha).

El rol de la tecnología de cementación avanzadaLa eliminación del lodo desempeña un rol crucialen el éxito de las operaciones de cementación,pero la selección de un tipo de cemento apro-piado también es crítica. Desde la primera opera-ción de cementación primaria realizada en 1903,las compañías de servicios han desarrolladovarios tipos de cementos para pozos de petróleoy de gas, concebidos para enfrentar las condicio-nes más extremas existentes en el subsuelo.12

Los sistemas de cementación deben tolerar losefectos de las presiones, de las temperaturas yde los fluidos de formación para proporcionar unaislamiento zonal duradero.

Aun cuando una lechada convencional seacorrectamente emplazada e inicialmente proveaun adecuado aislamiento zonal, los cambios enlas condiciones del pozo pueden inducir esfuerzosque comprometan la integridad del cemento fra-guado. Los esfuerzos tectónicos y los grandesaumentos de presión o temperatura del pozo pue-den fisurar el cemento e incluso reducirlo aescombros. El desplazamiento radial de la tuberíade revestimiento, causado por la contracción delcemento o por reducciones de temperatura o pre-sión, puede hacer que el cemento pierda adhe-rencia con la tubería de revestimiento o con laformación, y genere así un micro espacio anular.13

Las reducciones de la densidad del fluido durantelas operaciones de perforación y terminacióntambién causan la pérdida de adherencia. Lasoperaciones rutinarias de terminación de pozos,incluyendo operaciones de disparos (cañoneos,punzados) y fracturamiento hidráulico, afectannegativamente el revestimiento de cemento.14

24 Oilfield Review

12. Smith RC: “Preface,” en Nelson EB: Well Cementing.Sugar Land, Texas, EUA: Schlumberger Dowell (1990): 1–6.

13. Para obtener mayor información sobre contracción apa-rente del cemento, consulte: Thiercelin M, Baumgarte Cy Guillot D: “A Soil Mechanics Approach to PredictCement Sheath Behavior,” artículo de las SPE/ISRM47375, presentado en la Eurock de las SPE/ISRM de1998, Trondheim, Noruega, 8 al 10 de julio de 1998.

14. Para obtener mayor información sobre la respuestamecánica del cemento al esfuerzo en el fondo de pozo,consulte: Thiercelin MJ, Dargaud B, Baret JF y RodriguezWJ: “Cement Design Based on Cement MechanicalResponse,” artículo de la SPE 38598, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE 1997,San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997.

15. Para obtener mayor información sobre los tapones dedesviación DuraSTONE, consulte: Al-Suwaidi A, Hun C,Babasheikh A y Cunningham E: “Cement Aids ChallengingSidetracks,” Hart’s E&P 75, no. 2 (Febrero de 2002): 51–53.

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

56

Cobertura del cemento, %

60 64 68 72 76

Trabajo original sin optimización

Ancho Angosto Ancho

Mapa deconcentración

de fluidos

LodoEspaciadorCemento

22,000

23,000

24,000

Prof

undi

dad,

pie

sPr

ofun

dida

d, p

ies

Ancho Angosto Ancho

Riesgo de presenciade lodo en la

pared del pozo

AltoNinguno

70


80 90 100

22,000

23,000

24,000

Ancho Angosto Ancho

AltoNinguno

Trabajo optimizado mediante la utilización del programa de computación WELLCLEAN II

Ancho Angosto Ancho

LodoEspaciadorCemento


de fluidos

Riesgo de presenciade lodo en la

pared del pozo


60 80 100


de fluidos Registro CBTRegistro de

Densidad Variable

Ancho Angosto Ancho

Prof

undi

dad,

pie

s

23,600

23,540

23,480

23,420

DieselLavado químico

EspaciadorCemento

> Exitosa eliminación del lodo en el Golfo de México. En otro sector del Golfo de México, la simulacióndel diseño inicial con el simulador WELLCLEAN II indicó la probabilidad de que se formara un canal delodo en el cemento fraguado (arriba). Después de optimizar la colocación de los centralizadores, las pro-piedades de los espaciadores y las lechadas, así como las velocidades y volúmenes de desplazamiento,el simulador demostró que el nuevo diseño del trabajo impediría la formación de canales (centro). Losregistros de evaluación de la cementación confirman el mejoramiento del aislamiento zonal (abajo).


Los avances más recientes—los sistemas detecnología de cementación avanzada CemSTONE—proporcionan un aislamiento zonal confiable en ellargo plazo a pesar de las condiciones cambian-tes del pozo. Estos sistemas tienen propiedadesde cemento fraguado predecibles, tales como fle-xibilidad, expansión y resistencia al impactoluego del fraguado, de modo que pueden dise-ñarse para tolerar esfuerzos que destruirían a loscementos ordinarios.

Los aditivos patentados y las mezclas proba-das de partículas fabricadas de los sistemasCemSTONE satisfacen requisitos específicos entérminos de propiedades mecánicas, tales comoelasticidad, expansibilidad, resistencia a la com-presión y a la tensión, durabilidad y resistencia alimpacto. Así como en las lechadas CemCRETE,las distribuciones de los tamaños de las partícu-las de los sistemas CemSTONE los hace fácilesde mezclar y bombear.

La integridad del cemento lograda en formarutinaria con los sistemas CemSTONE ayuda areducir los costos de mantenimiento, asegura elaislamiento para los tratamientos de estimula-ción, reduce la posibilidad de que se acumulepresión anular durante la vida productiva de lospozos de gas, y prolonga la vida útil de los pozosde inyección de vapor de agua y de los pozos ubi-cados en áreas tectónicamente activas. Este altogrado de integridad del cemento también mejorael aislamiento para las conexiones de pozos mul-tilaterales, permite ahorrar tiempo y reducir lasdificultades que plantea la colocación de cuñasdesviadoras mecánicas, además de eliminar eldesmoronamiento del cemento detrás de la tube-ría de revestimiento cuando se abren ventanas yse perforan formaciones incompetentes (véase“Nuevos aspectos de la construcción de pozosmultilaterales,” página 56).

Actualmente hay dos tipos de tecnologíaCemSTONE en uso. El sistema de tecnologíaavanzada de cemento durable DuraSTONE y elsistema de tecnología avanzada de cemento flexi-ble FlexSTONE. Cada sistema combina partículasespecialmente dimensionadas y de materialesespeciales, lo cual genera un sistema de cemen-tación que ofrece mayor flexibilidad y más durabi-lidad. A septiembre de 2002, se habían bombeadoen todo el mundo más de 90 sistemas FlexSTONEy 25 lechadas DuraSTONE para enfrentar unaamplia gama de desafíos operativos.

Concebidos para conexiones de pozos multila-terales, tapones de desviación y pozos querequieren cemento resistente al impacto, los sis-temas DuraSTONE mezclan partículas de diferen-tes tamaños fabricadas con tecnología demicrocintas metálicas de alta resistencia. Elresultado es un cemento fraguado, dos a tres

veces más duro y con una resistencia al impactohasta 20 veces mayor que la de los cementosPórtland comunes. En Abu Dhabi, EAU, los tapo-nes de cemento DuraSTONE permitieron mejorarsustancialmente las tasas de éxito de iniciaciónde desviaciones en más de 20 trabajos realizadoshasta la fecha.15 Las mejoras logradas incluyeronla reducción del tiempo requerido para iniciar ladesviación y el aumento de la tasa de éxito de lostapones de desviación, porque los taponesDuraSTONE son muy difíciles de perforar.

Los sistemas FlexSTONE combinan la distri-bución del tamaño de partículas perfectamenteseleccionadas de los sistemas CemCRETE con laspartículas flexibles que se adaptan a amplios ran-gos de temperatura, presión y densidad de fluido.Estas partículas especiales reducen el módulo de

elasticidad de Young, aumentando la flexibilidaddel cemento fraguado (arriba).16 Cuando se pro-cura la expansión, estos sistemas pueden conce-birse para producir una expansión lineal de hastael 3% después de la hidratación completa delcemento; los sistemas comunes de cementoexpandido permiten una expansión lineal inferioral 1%. El mejoramiento de las propiedadesmecánicas hace que los sistemas FlexSTONEresulten ideales para pozos de inyección devapor de agua y pozos ubicados en regiones tec-tónicamente activas.

Las propiedades de las formaciones desem-peñan un papel crucial en el rendimiento de lossistemas de cementación de pozos. La optimiza-ción de la relación entre las propiedades mecáni-cas de la formación y las propiedades mecánicas

F

F

F

F

∆r

∆l

l

r

∆l

l

Relación de Poisson v = – ∆l∆r

Esfu

erzo

axi

al F

(ten

sión

)

Deformación axial I (tensión)

Módulo de Young (e)

Resistenciaa la tensión

Deformación axialEsfuerzo axiale =

> Propiedades del cemento. El módulo de elasticidad de Young describe larelación entre esfuerzo y deformación en una prueba de esfuerzo uniaxial(arriba). Para el cemento, cuanto menor es el módulo de Young, más flexiblees el cemento. La relación de Poisson es la relación entre la deformacióntransversal (∆r) y la deformación axial (∆l) (abajo). La deformación debida ala tracción se considera positiva y la deformación causada por la compre-sión se considera negativa. La definición de la relación de Poisson contieneun signo negativo de modo que los materiales comunes tienen una relaciónpositiva, que para el cemento oscila comúnmente entre 0.15 y 0.25. La resis-tencia a la tensión se refiere a la capacidad que posee el material para esti-rarse antes de la rotura.

del cemento fraguado constituye un requisito parala integridad del cemento en el largo plazo durantelos cambios de presión, los cambios de tempera-tura o la expansión del cemento. Dado que no esposible alterar las propiedades de la formación,los ingenieros deben en cambio manipular las pro-piedades mecánicas del cemento fraguado paralograr la combinación correcta de flexibilidad yexpansión. La tecnología FlexSTONE y el cuida-doso diseño de los trabajos de cementación lohacen posible.

Un nuevo sistema de modelado bidimensionalayuda a los ingenieros a simular el comporta-miento del cemento fraguado en regímenes depresión y temperatura diferentes, y en diversasconfiguraciones de pozos. Los datos de entradadel programa de computación incluyen la configu-ración del pozo, los puntos de interés, las propie-dades del cemento, las propiedades de laformación y las propiedades de la tubería derevestimiento. El programa de computación com-bina esta información con una base de datos delas propiedades del cemento para generar undiseño de cementación optimizado. Conocidocomo Modelo de Análisis de Esfuerzos (SAM, porsus siglas en inglés), este programa permite cal-cular las propiedades necesarias para que elcemento mantenga la integridad, y contribuye adetectar los riesgos de fisuramiento por esfuerzode tensión, ruptura por esfuerzo de compresión ola formación de un micro espacio anular.

Aislamiento entre las formaciones agotadas y las formaciones productivasEl aislamiento de formaciones con presiones muyvariables constituye un desafío, sin embargo,dicho aislamiento es imperativo. En los PaísesBajos, Nederlandse Aardolie Maatschappij B.V.(NAM, una operación de riesgos compartidosentre Shell y Exxon) se enfrentó ante la dificultadde tener que aislar la formación carbonatadaagotada Zechstein 2, de la productiva FormaciónLimburg. La estimulación por fracturamientohidráulico de la Formación Limburg presenta eldesafío adicional de tener que mantener la inte-gridad del cemento fraguado.

El Pozo Coevorden 57, localizado en un áreaterrestre del noreste de los Países Bajos, se des-vía hasta 64 grados respecto de la vertical en sutrayectoria hacia una profundidad medida de3998 m [13,177 pies] en la arenisca Limburg(abajo a la izquierda). Los elementos críticos para

26 Oilfield Review

PAÍSES BAJOS

M a r d e l N o r t e

FRANCIA

BÉLGICA

ALEMANIA

Coevorden

0

0 240 km16080

100 150 millas50

Tubería de revestimientocorta de 41⁄2 pulgadas

Profundidad, m Superficie

GrupoMar del Norte

Grupo Creta

Tubería derevestimiento de

133⁄8 pulgadas

Tubería de revestimientode 95⁄8 pulgadas

Tubería de revestimientocorta de 7 pulgadas

Zechstein

Rijnland

Altena

Keuper

Limburg

0

500

1000

3000

2500

2000

1500

> Ubicación del Pozo Coevorden 57, Países Bajos.El Pozo Coevorden 57 atraviesa las rocas carbo-natadas agotadas Zechstein y el yacimiento pro-ductivo Limburg, tal como se muestra en la sec-ción transversal. El aislamiento permanente deestas formaciones entre sí en un pozo desviadoy fracturado hidráulicamente implica un grandesafío.

Amplitud

Densidad Variable Imagen del mapa de cemento

mVµs

Min Max

200 1200

Amplitud mínima en el mapa

mV0 100

Amplitud

Rayos gammaCCL

discriminadoV3 -1 API0 150

Amplitud CBT

mV0 100

Orientación relativa

grados0 360

Amplitud máxima en el mapa

mV0 1000

Tiempo de tránsito CBT 3—pies

µs100 600

Amplitud promedio en el mapa

mV0 100

Tiempo de tránsitomínimo en el mapa

µs100 600

Amplitud CBT

mV0 10

Tiempo de tránsitomáximo en el mapa

µs100 600

1.25

2.50

3.75

5.00

6.25

7.50

8.75

10.0

011

.25

12.5

013

.75

15.0

016

.25

17.5

018

.75

20.0

0

> Evaluación de una cementación FlexSTONE en los Países Bajos. El registroSCMT muestra excelentes resultados, con amplitudes en el mapa (guioneslargos en el Carril 3) que oscilan entre 3 y 10 mV, lo cual indica una excelenteadherencia entre el cemento y la tubería de revestimiento. El despliegue delregistro de Densidad Variable (Carril 4) muestra fuertes arribos de la forma-ción, lo cual demuestra buena adherencia entre la formación y el cemento.


la cementación exitosa de la tubería de revesti-miento de 41⁄2 pulgadas fueron la eliminacióncompleta del lodo y un sistema de cementaciónque toleraría el aumento de presión durante unaoperación de fracturamiento hidráulico, mante-niendo al mismo tiempo el aislamiento a largoplazo de las formaciones con presiones de yaci-miento diferentes.

Se colocaron los centralizadores de la tuberíade revestimiento de manera tal que había trescentralizadores cada dos uniones de la tubería derevestimiento entre 3386 y 3923 m [11,109 y12,871 pies] y dos centralizadores por unión de latubería de revestimiento entre 3924 y 3998 m[12,874 y 13,117 pies]. La colocación de estoscentralizadores garantizaba la cobertura de latubería de revestimiento por parte del cemento,incluso en las secciones muy desviadas, donde latubería de revestimiento tiende a descansar en ellado bajo del pozo. El cemento se extenderíadesde la profundidad final hasta 150 m [492 pies]por encima del tope del colgador de la tubería derevestimiento, ubicado a una profundidad de3372 m [11,063 pies].

Los ingenieros especialistas en cementaciónutilizaron el simulador WELLCLEAN II y la aplica-ción CemCADE para optimizar el diseño del tra-bajo (derecha). Al comienzo de la operación, seinyectaron 3.18 m3 [20 bbl] de agua dulce paracomenzar a limpiar el pozo. El fluido espaciadorMUDPUSH seguiría al lodo para reforzar la lim-pieza del pozo y evitar que el fluido de perfora-ción contaminara la lechada de cementación.Este tren de desplazamiento sería seguido delechada FlexSTONE de 1.63 g/cm3 [13.6 lbm/gal]de densidad; la primera aplicación de la tecnolo-gía FlexSTONE en Europa. Se utilizó el dispositivoSCMT para evaluar la adherencia del cementoluego del trabajo de cementación y los registrosconfirmaron la excelente adherencia existenteentre la tubería de revestimiento y el cemento, yentre la formación y el cemento (página anterior,abajo a la derecha). El dispositivo SCMT es unaherramienta de adquisición de registros para eva-luar la cementación. La herramienta posee sen-sores múltiples y genera una imagen cartográficadel cemento de 360°.

1 2

3 4

5 6

> Simulación de la secuencia de bombeo de fluido para el Pozo Coevorden 57. Las corridas del simu-lador WELLCLEAN II ayudaron a optimizar la selección de fluidos y el esquema de bombeo para elPozo Coevorden 57. En todas las imágenes, cada par de ilustraciones del simulador muestra la efica-cia de la eliminación del lodo (derecha) y predice la distribución del cemento (izquierda). En todas lasilustraciones de las concentraciones de fluidos, el color marrón representa el fluido de perforación, el azul corresponde al lavado químico, el verde es el espaciador MUDPUSH y el gris representa la lechada FlexSTONE. En la última ilustración (6), el simulador predice que se habrán eliminado todoslos demás fluidos de perforación y que la lechada FlexSTONE cubrirá totalmente la pared del pozo;resultados que fueron confirmados por los registros del pozo.

Cementación de pozos de inyección de vapor de aguaEn el noreste de Alberta, Canadá, EnCanaCorporation está construyendo la primera fase desu Proyecto Térmico del Lago Cristina (derecha).Se espera que este emprendimiento produzca másde 11,123 m3/día [70,000 barriles por día] de bitu-men de las areniscas petrolíferas Athabasca de laFormación McMurray del Cretácico, utilizando dre-naje gravitacional asistido con vapor de agua(SAGD, por sus siglas en inglés). La primera fasedel proyecto permitirá que la compañía evalúe elrendimiento de la tecnología SAGD y las barrerasde flujo dentro del yacimiento. Esta informaciónayudará a la compañía a optimizar los diseños depozos, su emplazamiento y la recuperación de flui-dos en las siguientes fases del proyecto.17

La tecnología SAGD es una tecnología emer-gente, simple en concepto pero compleja encuanto a su aplicación (véase “Yacimientos depetróleo pesado,” página 32). Los pozos donde seaplica la tecnología SAGD se perforan en pares.Los pozos son paralelos entre sí, con una separa-ción que oscila entre 20 y 200 m [66 y 656 pies]entre las secciones horizontales del pozo (abajo ala derecha). El pozo horizontal superior se utilizapara inyectar vapor. El calor proveniente del vaporinyectado permite que el crudo espeso fluya máslibremente con asistencia de la fuerza de grave-dad, hacia el pozo productor inferior.

28 Oilfield Review

17. Para obtener mayor información sobre el ProyectoTérmico del Lago Cristina, consulte: Suggett J, Gittins S yYoun S.: “Christina Lake Termal Project,” artículo de lasSPE/Petroleum Society of CIM 65520, presentado en laConferencia Internacional sobre Tecnología de PozosHorizontales de las SPE/Petroleum Society of CIM 2000,Calgary, Alberta, Canadá, 6 al 8 de noviembre de 2000.

18. Para obtener mayor información sobre simulacionesSAM, consulte: Stiles D y Hollies D: “Implementation ofAdvanced Cementing Techniques to Improve Long TermZonal Isolation in Steam Assisted Gravity DrainageWells,” artículo de las SPE/Petroleum Society ofCIM/CHOA 78950, presentado en el SimposioInternacional de Operaciones Térmicas y de PetróleoPesado, y en la Conferencia Internacional de Tecnologíade Pozos Horizontales SPE 2002, Calgary, Alberta,Canadá, 4 al 7 de noviembre de 2002.

19. Los sistemas GASBLOK controlan la migración de gas enel espacio anular durante la cementación. Estos siste-mas incluyen un líquido no retardador que provee pro-piedades de control de pérdida de fluido y control demigración de gas para lechadas de cemento a tempera-turas que oscilan entre 27 y 71°C [80 y 160°F], en unamplio intervalo de densidades (de hasta 1258 kg/m3

[10.5 lbm/gal]). El aditivo GASBLOK es una suspensión demicrogeles poliméricos que actúan como reductores depérdida de fluido, taponando rápidamente las gargantasde poros del revoque de filtración de cemento. Losmicrogeles en el agua intersticial de la matriz de cemen-tación reducen la permeabilidad de esta última y dismi-nuyen la continuidad entre los poros durante la fasecrítica de transición de líquido a sólido, limitando aúnmás la migración de gas.

20. Si bien los CSLs brindan soporte en términos de cemen-tación y estimulación, este artículo se refiere a su rol enlas operaciones de cementación.

C A N A D Á

ALBERTALagoCristina

0

0 400 800 1200 1600 km

200 400 600 800 1000 millas

> Ubicación del Proyecto Térmico del Lago Cristina, Alberta, Canadá.

Tope de la lechada inicial en la superficie

Tubería de revestimiento desuperficie de 133⁄8 pulgadashasta +/- 175 m de profundidadvertical verdadera

Tubería de revestimiento intermediade 95⁄8 pulgadas hasta +/- 590 m de profundidad vertical verdaderaPunto de

iniciaciónde la desviación a +/- 200 m

Tope de la lechadade cola flexible a +/- 250 m de profundidad medida Tubería de revestimiento ranurada de

7 pulgadas, +/- 750 m de sección horizontal

> Par de pozos típicos para aplicación de la tecnología SAGD. El cementoconvencional protege a la tubería de revestimiento de superficie de 133⁄8pulgadas, que se asienta a 175 m [574 pies] de profundidad. El tramo inter-medio, donde el ángulo del pozo aumenta pasando de vertical a horizontal,se extiende hasta los 590 m [1936 pies] e implica desafíos en términos deeliminación del lodo y cementación. La tubería de revestimiento de 95⁄8 pul-gadas se cementa con lechada inicial LiteCRETE que provee baja densidady alta resistencia a la compresión. Una lechada de cola FlexSTONE brindaflexibilidad en gran parte del tramo de agujero descubierto y mantiene elaislamiento zonal en la zapata de la tubería de revestimiento de 95⁄8 pulga-das. Los sistemas FlexSTONE bombeados en el proyecto del Lago Cristina,se mezclaron en la localización del pozo; primer lugar del mundo enhacerse esto. Debajo de la zapata de la tubería de revestimiento de 95⁄8 pul-gadas, la sección horizontal de 83⁄4 pulgadas se extiende a lo largo de 750 m[2461 pies] del yacimiento, que tiene entre 20 y 58 m [entre 66 y 190 pies] deespesor. Luego, los pozos se terminaron con tubería de revestimiento ranu-rada sin cementar, para el control de la producción de arena.


Para el éxito de la tecnología SAGD, es crucialuna cementación primaria libre de defectos. Laentrada de gas en el espacio anular mientras fra-gua el cemento, puede producir la canalizacióndel vapor. Los pozos en los que se aplica la tec-nología SAGD normalmente experimentan expan-sión térmica y contracción, lo cual puede producirla rotura del cemento. En este caso, el operadordebe optar entre realizar costosos trabajos deremediación con resultados impredecibles oabandonar el pozo. EnCana procuró mejorar lacalidad de la cementación primaria de modo queno se produjera canalización del vapor ni roturadel cemento.

Los ingenieros utilizaron el programa de com-putación SAM para evaluar las posibilidades derotura del cemento como consecuencia de lacompresión, la tensión o la formación de un microespacio anular, y diseñar la mejor lechada posiblepara los pozos del proyecto del Lago Cristina enlos que se utilizó la tecnología SAGD. Las simula-ciones del Modelo de Análisis de Esfuerzos indi-caban que el cemento Pórtland Clase G,térmicamente estabilizado, sufriría rotura portracción al ser expuesto a temperaturas de entre14 y 260°C [57 y 500°F]; valores anticipados paralos pozos con tecnología SAGD.18 Otra simulaciónSAM, que incorpora la misma temperatura, pre-sión, tiempo y otras condiciones utilizadas en lasimulación anterior, demostró que un sistema decementación flexible no experimentaría roturapor tracción.

En el área del Lago Cristina, se cementarontres pares de pozos utilizando una combinaciónde lechada inicial LiteCRETE y lechada de colaFlexSTONE. EnCana seleccionó los sistemasFlexSTONE debido a sus mejores propiedadesmecánicas, particularmente su capacidad parasuperar la expansión térmica de la tubería derevestimiento y del cemento fraguado. Para con-trarrestar los problemas de migración de gassomero, típicos del oeste de Canadá, los siste-mas LiteCRETE y FlexSTONE incorporaron la tec-nología GASBLOK.19 La lechada inicial LiteCRETEse coloca normalmente desde los 250 m [820pies] hasta la superficie. El sistema de colaFlexSTONE se bombea entre los 590 m [1936pies] y los 250 m aproximadamente.

Los registros de evaluación de la cementaciónde los seis pozos construidos para utilizar tecno-logía SAGD indicaron una buena adherencia enlas zonas consideradas críticas para el aisla-miento del yacimiento. Durante las operacionesde reparación de uno de los pozos, se extrajo latubería de revestimiento ranurada y se corrieronel generador de Imágenes Ultrasónicas USI y laherramienta de evaluación de Adherencia delCemento CBT para evaluar la calidad de aislación

del cemento luego de la exposición al vapor(arriba). El registro no indica deterioro de la cali-dad del cemento y muestra fuerte adherenciaentre el cemento y la formación, y entre elcemento y la tubería de revestimiento. No hayindicación alguna de migración de gas o de flujoshacia la superficie debido a ventilaciones de latubería de revestimiento.

El rol de los laboratorios de soporte alcliente en la cementación de pozosLa implementación exitosa de la nueva tecnologíade cementación depende mucho de una red inter-nacional de especialistas en cementación.Schlumberger opera Laboratorios de Soporte alCliente (CSLs, por sus siglas en inglés) enHouston, Texas, EUA; Aberdeen, Escocia; y KualaLumpur, Malasia.20 Los CLSs forman un enlaceesencial entre el desarrollo de productos y lasoperaciones de campo al sustentar la introducciónde nueva tecnología, asistiendo en la capacitacióndel personal de campo y proporcionando retroali-mentación durante el desarrollo de productos.

Toda vez que es posible, los CSLs emprendenproyectos a corto plazo de manera que los cen-tros de productos se puedan concentrar en acti-vidades de más largo plazo. El personal de losCSLs trabaja con las organizaciones de losGeoMarket de Schlumberger para apoyar los pro-cesos de llamado a licitación o de presentaciónde propuestas para las compañías de E&P y a finde aprovechar las oportunidades de desarrollo deproductos en un entorno de colaboración mutua.Todo esto se traduce en productos y servicios demejor calidad, además de innovaciones efectua-das con fines específicos.

Los proyectos típicos de los CSLs incluyendesarrollos de bajo costo, sin embargo, ciertosproyectos han sido establecidos para apoyaralianzas. Los clientes a menudo ponen en marchaproyectos de corto plazo para satisfacer sus requi-sitos técnicos o ambientales específicos. Muchosde esos proyectos implican la colaboración conproveedores de productos regionales para que losproductos de disponibilidad inmediata se ajustena los requisitos específicos del operador.

Micro espacioanular degas o seco

Índice deadherencia

discriminado Curva del registro sónicode densidad variable

Amplitud

01Mrayl 100mm 12292

mm 92122

mm

Excentricidadde la

herramienta

Radio internopromedio

mm 92122

Radio internomáximo

mm 92122

Radio externopromedio

mm 92122

Radio internomínimo

mm 12292

Radio internopromedio

mm 12292

Radio internomáximo

mm 12292

Radio internomínimo

Radio externopromedio

Amplitud deleco menos elvalor máximo

Promedio deimpedancia

acústica

dB/m 500

mm 133

dB/m 500

Atenuacióndiscriminada

Mapa delcemento con

clasificación deimpedancia

-01 µs 1200200

MaxMin

-500.0 -1000.0-500.00.32.63.03.54.04.55.05.56.06.57.07.58.0

0.5-0.4-0.8-1.2-1.6-2.0-2.4-2.8

-4.8-5.2-5.6-6.0

-3.2-3.6-4.0-4.4

API

Rayos gamma

1000

mm

Localizador decoples de tubería de

revestimiento

Señales delprocesamiento

101

0.50001.50002.50003.50006.5000

dB/m 500

Seudo atenuacióncercana

Seudo atenuacióncorta

Promediode espesor

Líquido

Adherido


> Evaluación de la cementación en un pozo para inyección de vapor. Se corrieron el generador deImágenes Ultrasónicas USI y la herramienta de evaluación de Adherencia del Cemento CBT para eva-luar la calidad del cemento luego de la exposición al vapor. El registro no indica deterioro de la cali-dad del cemento y muestra fuerte adherencia entre la formación y el cemento, y entre el cemento y latubería de revestimiento.

En relación con el soporte de las operacionesde campo, todos los CSLs están equipados paraseguir los procedimientos estándar establecidospor el Instituto Americano del Petróleo (API, porsus siglas en inglés) para la realización de estu-dios intensivos de formulación de productos.Estos procedimientos incluyen aseguramiento dela calidad y control de calidad del cemento, prue-bas de compatibilidad de fluido y medicionestales como tiempo de espesamiento, resistenciaa la compresión, pérdida de fluido y agua libre,bajo las condiciones de presión y temperaturaobservadas en el subsuelo (arriba a la izquierda).Existen equipos para simular virtualmente todaslas condiciones de cementación del pozo que per-miten aplicar altas temperaturas y altas presio-nes a las lechadas de cemento. La evaluación delcomportamiento de la lechada bajo condicionesdinámicas de pozo asegura que la lechada per-manezca fluida hasta su adecuado emplaza-miento en el pozo (arriba a la derecha).

La transferencia de tecnología es una funciónclave para los CSLs, porque la diseminación delas lecciones que se aprenden también ayuda a lared mundial de aproximadamente 100 laborato-rios de área y de distrito a mejorar sus operacio-nes. Si bien muchos de los cursos ofrecidos porlos CSLs están destinados a los ingenieros deSchlumberger, ciertos seminarios se ofrecen aclientes. Los CSLs también evalúan equipos y téc-nicas novedosas antes de desplegarse a nivellocal. Por ejemplo, el CSL de Houston participa enel diseño de todos los sistemas FlexSTONE bom-beados en América del Norte y América del Sur.

El CSL de Houston ofrece capacitación téc-nica, implementación de nueva tecnología ysoporte de cementación para operaciones decampo internacionales y para clientes en Américadel Norte y América del Sur. Este laboratorio cum-plimenta los proyectos de ingeniería a cortoplazo, a solicitud del cliente, y desarrolla solucio-nes específicas para problemas locales. Reciente-

mente, expertos en cementación del CSL deHouston y del Centro de Productos Riboud deSchlumberger, ubicado en Clamart, Francia,desarrollaron el sistema de aditivos de cementa-ción líquidos de aguas profundas, DeepCEM, deaplicación mundial. Esta tecnología, que incluyeun dispersante no retardador y un mejorador defraguado de cemento, ha demostrado ser unasolución óptima para la cementación de sartassomeras en aguas profundas. Ha sido implemen-tada con éxito en los mercados de aguas profun-das de todo el mundo. El CSL ofrece un cursobásico de laboratorio—un módulo avanzado deservicios para cementación—introducción denuevas tecnologías en cursos de capacitaciónofrecidos en el Centro de Capacitación deKellyville, Oklahoma, EUA y capacitación para noespecialistas. Debido a su ubicación, disponibili-dad de equipos y proximidad a los proveedoresde productos de campos petroleros, el CSL deHouston desempeña un rol vital en relación conel soporte de operaciones internacionales paralas compañías con base en Houston.

El CSL de Houston también cuenta con equi-pos de laboratorio especializados para el diseñoy la evaluación del comportamiento de lechadasde cemento para un amplio rango de temperatu-ras y presiones; entre 2 y 316°C [35 y 600°F] yhasta 276 MPa [40,000 lpc]. Recientemente, elCSL de Houston adquirió un analizador ultrasó-nico de cemento de dos elementos (próximapágina a la izquierda). Otras adquisiciones deequipos incluyen el analizador de migración defluidos y el reómetro de alta presión y alta tem-peratura (HPHT, por sus siglas en inglés) (próximapágina a la derecha). El reómetro HPHT ayuda aevaluar el comportamiento del fluido frente a unaamplia gama de condiciones de pozo, para ase-gurar la eliminación óptima del lodo en condicio-nes extremas.

El CSL de Kuala Lumpur, que brinda soportede operaciones en una región que se extiendepor el este de África, Medio Oriente y Asia, cubreel territorio más extenso de los tres CSLs. Entrelos proyectos típicos del laboratorio de KualaLumpur se encuentran las pruebas de fluidos decementación a temperaturas altas y bajas, prue-bas de compatibilidad y mezcla de fluidos; todasen conformidad con las especificaciones del API.Entre los proyectos recientes se encuentran losdiseños de sistemas FlexSTONE para MedioOriente, los sistemas LiteCRETE de alta presiónpara China, la cementación de pozos geotérmicosy un sistema DeepCRETE de cementación salina,de baja densidad, para aguas profundas utilizadoen la India, cuya densidad es de 1198 kg/m3 [10lbm/gal]. Debido a que el CSL de Kuala Lumpur

30 Oilfield Review

> Predicción del comportamiento del cemento. Elconsistómetro que se muestra en esta foto tieneun amplio rango de presión y temperatura de operación; de hasta 150 MPa [22,000 lpc] y 204°C[400°F]. Este equipo, que se encuentra ubicado enel CSL de Houston, puede fijarse a un enfriadorque permite provocar un enfriamiento controlado.Otros consistómetros de estas instalaciones pue-den alcanzar temperaturas y presiones más altas.Los CSLs de Aberdeen y Kuala Lumpur tambiéntienen consistómetros.

> Análisis de la migración de fluidos. La migra-ción de líquidos o gases a través de las lechadasde cemento hidratantes, constituye una de lascausas principales de fallas de terminación depozos. El analizador de migración de fluidos quese muestra en esta foto ofrece adquisición y análisis de datos de última generación y permitecorrer la celda de prueba con cualquier ángulopara simular la desviación del pozo. Este disposi-tivo, que se encuentra ubicado en el CSL deHouston, mide la pérdida de fluido a través de fil-tros (cedazos) estándar o en muestras de núcleosde rocas. El análisis y despliegue de los datos semejoran gracias a la captación de más de docecanales de datos, incluyendo presiones absolutasy diferenciales, flujo de gas y líquido y temperatura.


soporta más de 23 laboratorios de campo queatienden a 35 países, la capacitación de ingenie-ros y técnicos de laboratorio constituye una acti-vidad muy significativa.

El CSL de Aberdeen ofrece soporte al clientey pruebas similares a las ofrecidas por las insta-laciones de Houston y Kuala Lumpur, y participaintensamente en actividades de capacitación. Lainstalación de Aberdeen ofrece soporte a Europa,los países de la ex-Unión Soviética (CIS) y ÁfricaOccidental. Su trabajo en el Mar del Norte plan-tea numerosos desafíos y oportunidades dealcanzar soluciones que no dañen el medioambiente, en el entorno donde se aplican las nor-mativas ambientales más exigentes del mundo.En Noruega, por ejemplo, todos los productosquímicos utilizados en los campos petrolerosdeben ser biodegradables, por lo cual el CSL deAberdeen contribuyó a desarrollar agentesantiespuma, surfactantes y retardadores biode-gradables. Respecto de otras áreas, este centroha apoyado la introducción de tecnologías decementación especializadas, tales como las tec-nologías FlexSTONE, LiteCRETE y DeepCRETE. Elcontrol de calidad de los aditivos de las lechadasde cemento, la novedosa optimización del rendi-miento de las mezclas y el desarrollo de aditivosde cemento nuevos y adaptados a las necesida-des específicas de los clientes locales, constitu-yen funciones clave del CSL de Aberdeen.

El CSL de Aberdeen también brinda capacita-ción para la utilización adecuada y la calibración delos equipos, así como para ejecutar los procedi-mientos de pruebas. Se ofrecen cursos básicos yavanzados varias veces por año, y también sebrinda capacitación personalizada cuando resultapertinente, especialmente para la introducción denueva tecnología. Por ejemplo, se puede ofrecercapacitación especializada a los ingenieros decampo cuando su distrito adquiere equipos nuevos.El CSL de Aberdeen también realiza auditoríasregulares de los procedimientos y resultados de laspruebas. Para estas auditorías, cada distrito lleva acabo pruebas específicas, que luego se controlanpara determinar la consistencia de los resultados.

Si bien los tres CSLs tienen distintas capaci-dades y enfoques levemente diferentes, compar-ten el objetivo de mejorar continuamente lacalidad del servicio, transferir y sustentar tecno-logía y capacitar al personal para atender mejor alos clientes. Los líderes de los CSLs se reúnendos veces al año con el grupo de desarrollo deproductos de cementación en el Centro deProductos Riboud de Schlumberger. Estas reunio-nes permiten que los profesionales especialistasen cementación de todo el mundo presenten losproyectos de campo en curso, analicen las nece-

sidades apremiantes, intercambien ideas acercade la implementación de nueva tecnología y pro-vean información para los proyectos de investi-gación y desarrollo, actuales y futuros.

Mejoramiento del aislamiento zonal desde el principioEn un futuro dominado por el desarrollo de cam-pos maduros o “marrones,” las compañías opera-doras necesitarán, como nunca antes, producirpetróleo y gas más eficazmente y con mayoresréditos económicos. Cada pozo juega un papelcrucial en este entorno comercial. Cada opera-ción, se trate de la perforación misma del pozo,la eliminación del lodo, la cementación, la esti-mulación o cualquier otra, desempeña un rolclave en el rendimiento del pozo: cada operacióndebe ser exitosa desde el principio para evitar losaltos costos de remediación.

Así como lo demuestran los ejemplos de esteartículo, la implementación sensata de nueva tec-nología permite solucionar problemas muy costo-sos o técnicamente difíciles de resolver contecnología más antigua. Los operadores se compro-meten a eliminar problemas tales como existenciade presión detrás de la tubería de revestimientosiempre que resulte posible; en muchos casos pres-tando más atención a la optimización de los siste-mas de eliminación del lodo y a la cementación enlas primeras etapas del diseño de pozos.

Schlumberger continúa promoviendo el desa-rrollo de tecnología para asegurar productos deeficiencia y competencia sin precedentes en lasoperaciones de campo. Con innovaciones quecomplementen los productos y servicios existen-tes, se dispondrá de abundantes tecnologías ultraeficientes para abordar los difíciles yacimientos decampos maduros de los próximos años. —GMG

> Evaluación del incremento de la resistencia delcemento. Este analizador de cemento ultrasóni-co de dos elementos permite la determinaciónno destructiva de la evolución de la resistenciadel cemento mientras se tratan las muestras bajocondiciones de temperatura y presión de fondo.El dispositivo mide el cambio de velocidad de lasseñales ultrasónicas transmitidas a través de lasmuestras de cemento a medida que éstas se en-durecen. Al aumentar la resistencia de la mues-tra de cemento, se reduce el tiempo de tránsitode la señal ultrasónica a través de la muestra.Luego se calcula la resistencia relativa del cemen-to utilizando algoritmos empíricos patentados.

> Medición de las propiedades reológicas. Estereómetro de alta presión y alta temperatura, que se encuentra ubicado en el CSL de Houston,ofrece gran capacidad de medición de la visco-sidad debido a los altos rangos del transductordel esfuerzo de torsión (esfuerzo de corte) y dela velocidad del motor (índice de cizalladura).Esto permite medir las propiedades reológicasde una variedad de fluidos diferentes con límitesde presión y temperatura de 138 MPa [20,000lpc] y 232°C [450°F]. En la cementación de pozos,es crucial conocer las propiedades reológicas encondiciones de presión y temperatura de fondode pozo, para colocar correctamente el cementosin poner en peligro la integridad del pozo.

32 Oilfield Review

Yacimientos de petróleo pesado

Carl CurtisRobert KopperPetrozuataPuerto La Cruz, Anzoátegui, Venezuela

Eric DecosterCaracas, Venezuela

Angel Guzmán-GarcíaExxonMobilHouston, Texas, EUA

Cynthia HugginsOccidental of Elk Hills, Inc.Tupman, California, EUA

Larry KnauerMike MinnerChevronTexacoBakersfield, California

Nathan KupschPetro-CanadaCalgary, Alberta, Canadá

Luz Marina LinaresOperadora Cerro NegroCaracas, Venezuela

Howard RoughBakersfield, California

Mike WaiteChevronTexaco Overseas PetroleumPuerto La Cruz, Anzoátegui, Venezuela

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Steve Askey, Yakarta, Indonesia; GeorgeBrown, Southampton, Inglaterra; Eric Ferdiansyah y TaiNguyen, Duri, Indonesia; Alejandro Haiek y Gary Harkins,Bakersfield, California, EUA; Steven Jenkins,ChevronTexaco Overseas Petroleum, Atyrau, Kazajstán;David Stiles, Calgary, Alberta, Canadá; Jeff Williams,California Conservation Commission, Bakersfield, California;Mike Wilt, ElectroMagnetic Instruments, Inc., Richmond,California; y Tom Zalan, ChevronTexaco OverseasPetroleum, Duri, Indonesia. CMR (herramienta Combinable de Resonancia Magnética),EPT (herramienta de Propagación Electromagnética),FlexSTONE, Jet BLASTER, PropNET, RST (herramienta deControl de Saturación del Yacimiento) y SENSA son marcasde Schlumberger.

Los productores de petróleo que invierten en la recuperación de petróleo pesado

enfrentan retos de producción especiales. Sin embargo, las técnicas innovadoras de

perforación, terminación, estimulación y vigilancia rutinaria de pozos contribuyen

para que los yacimientos de petróleo pesado se conviertan en activos rentables.

El petróleo pesado generalmente se deja de ladocomo recurso energético debido a las dificultadesy costos asociados con su producción. Pero exis-ten más de 6 trillones de barriles [1 trillón de m3]de petróleo en sitio atribuidos a los hidrocar-buros más pesados—equivalente al triple dereservas combinadas de petróleo y de gas con-vencionales del mundo—que merecen una aten-ción más esmerada.

Si bien otros factores tales como la porosidad,la permeabilidad y la presión determinan cómo secomportará un yacimiento, la densidad y la visco-sidad del petróleo son las propiedades que dictanel enfoque de producción que tomará una compa-ñía petrolera. Los petróleos densos y viscosos,denominados petróleos pesados, presentan retosde producción especiales pero no insuperables.

Los petróleos crudos naturales exhiben unamplio espectro de densidades y viscosidades.La viscosidad a la temperatura de yacimiento esgeneralmente la medida más importante para unproductor de hidrocarburos porque determinacuán fácilmente fluirá el petróleo. La densidad esmás importante para el refinador de petróleo por-que es un mejor indicador de los derivados de ladestilación. Desafortunadamente, no existe unacorrelación clara entre las dos. Un crudo demediana, o baja densidad, con alto contenido deparafina en un yacimiento frío y somero puedepresentar una viscosidad más alta que un petró-leo crudo pesado, libre de parafina, en un yaci-miento profundo y con alta temperatura. Laviscosidad puede variar en gran medida con latemperatura. La densidad varía poco con la tem-


peratura, y se ha convertido en el parámetroestándar del campo petrolero más comúnmenteutilizado para categorizar los petróleos crudos.

La densidad se define usualmente en térmi-nos de grados API (Instituto Americano delPetróleo) y está relacionada con la gravedadespecífica; mientras más denso es el petróleo,más baja es la densidad API.1 Las densidades APIdel hidrocarburo líquido varían desde los 4° parael bitumen rico en brea hasta los 70° para loscondensados. El petróleo pesado abarca un vastorango a lo largo de este espectro que existe entreel petróleo ultrapesado y el petróleo liviano(derecha). El Departamento de Energía de losEstados Unidos de Norteamérica (DOE, por sussiglas en inglés), define al petróleo pesado comoaquél que presenta densidades API de entre10.0° y 22.3°.2 Sin embargo, la naturaleza noreconoce tales límites. En algunos yacimientos,el petróleo con una densidad tan baja como 7 u8°API se considera pesado más que ultrapesado,porque puede ser producido mediante métodosde producción de petróleo pesado. En este artí-culo, se discuten los yacimientos con petróleoscuyas densidades varían entre 7 y 20°API, loscuales se producen mediante técnicas que sonatípicas para los petróleos medianos o livianos.Los depósitos más viscosos de brea, alquitrán obitumen de densidades API aún más bajas, gene-ralmente requieren métodos típicos de la mineríapara su explotación económica.

Originalmente, cuando la roca generadora pro-duce petróleo crudo, éste no es pesado. Losexpertos en geoquímica generalmente coincidenen que casi todos los petróleos crudos comienzancon densidades de entre 30 y 40°API. El petróleose vuelve pesado sólo luego de una degradaciónsustancial ocurrida durante la migración y luegodel entrampamiento. La degradación se produce através de una variedad de procesos biológicos,químicos y físicos. La bacteria transportada por elagua superficial metaboliza los hidrocarburosparafínicos, nafténicos y aromáticos en moléculasmás pesadas.3 Las aguas de formación tambiénremueven hidrocarburos por solución, eliminandolos hidrocarburos de menor peso molecular, loscuales son más solubles en agua. El petróleo

crudo también se degrada por volatilizacióncuando un sello de pobre calidad permite que lasmoléculas más livianas se separen y escapen.

El petróleo pesado se produce típicamente deformaciones geológicamente jóvenes; Pleistoceno,Plioceno y Mioceno. Estos yacimientos tienden aser someros y poseen sellos menos efectivos,exponiéndolos a condiciones que conducen a laformación de petróleo pesado. La naturalezasomera de la mayoría de las acumulaciones depetróleo pesado se debe a que muchas se descu-brieron tan pronto como se establecieron laspoblaciones en sus proximidades. La recolecciónde crudo de chapopoteras (manaderos de petró-leo) y la excavación a mano constituyeron las for-mas más tempranas de recuperación, seguidasde la perforación de túneles y la minería.

A principios de la década de 1900, estos méto-dos dieron lugar al avance de técnicas empleadashoy para producir yacimientos de petróleo pesado.La mayoría de los operadores tratan de producir lamayor cantidad de petróleo posible utilizandométodos de recuperación primaria; etapa denomi-nada de producción en frío y a temperatura deyacimiento. Los factores de recuperación típicospara la producción en frío varían de 1 a 10%.Dependiendo de las propiedades del petróleo, laproducción en frío con levantamiento artificial—incluyendo la inyección de un petróleo liviano, odiluyente, para disminuir la viscosidad—puederesultar exitosa. Muchos yacimientos producenmás eficientemente con pozos horizontales. Enalgunos casos, se prefiere un plan de producciónfomentando la producción de arena junto con la depetróleo. La elección de la estrategia óptima deproducción en frío requiere una comprensión delas propiedades del fluido y del yacimiento, asícomo de la física de la producción.4

Una vez que la producción en frío ha alcan-zado su límite económico, el próximo paso esgeneralmente la recuperación asistida termal-mente. Aquí también, se dispone de varios méto-dos. La técnica de inyección cíclica de vaporconsiste en estimular los pozos productores coninyección de vapor y luego ponerlos otra vez enproducción. La inyección cíclica de vapor puedeelevar los factores de recuperación de 20 a 40%.

En los yacimientos con inyección de vapor, elvapor bombeado dentro de pozos inyectorescalienta el petróleo viscoso, el cual es luego pro-ducido por los pozos productores. Los pozosinyectores y productores pueden ser verticales uhorizontales. El emplazamiento del pozo y losprogramas de inyección dependen de las propie-dades del fluido y del yacimiento. En algunasoperaciones de inyección de vapor de agua, losfactores de recuperación pueden alcanzar el 80%.

1. La formula que relaciona la gravedad específica (S.G,por sus siglas en inglés) con la densidad API es:Densidad API = (141.5/S.G.)-131.5. Por lo tanto, el agua,con una gravedad específica de 1, posee una densidadAPI de 10. (De Conaway C: The Petroleum Industry: ANontechnical Guide. Tulsa, Oklahoma, EUA: PennwellPublishing Co., 1999.) Aquellos petróleos más densos que el agua se denominan ultrapesados o extrapesados.

2. Nehring R, Hess R y Kamionski M: The Heavy OilResources of the United States. R-2946-DOE (Febrero de 1983).

3. Los hidrocarburos parafínicos poseen un contenido altode cera, un alto punto de escurrimiento y no son reacti-

vos. Los hidrocarburos nafténicos, por el contrario,poseen bajo contenido de cera, un bajo punto de escu-rrimiento y no son reactivos. Los hidrocarburos aromáti-cos son reactivos y poseen mayor solvencia que loshidrocarburos parafínicos o nafténicos. (De Tissot BP yWelte DH: Petroleum Formation and Occurrence. Berlín,Alemania: Springer-Verlag, 1978.)

4. Ehlig-Economides CA, Fernández BG y Gongora CA:“Global Experiences and Practice for Cold Production ofModerate and Heavy Oil,” artículo de la SPE 58773, pre-sentado en el Simposio Internacional de la SPE sobreControl del Daño de Formación, Lafayette, Luisiana, EUA,23 al 24 de febrero de 2000.

Mayonesa

Viscosidad, centipoise0.1

1.0

10

100

1000

10,000

100,000

1,000,000

Ketchup

Mantecade maní

Chocolate

Benceno

Leche

Crema

Jugode tomate

Miel

Pegamento

Bitumen

Aceite vegetal

Aceitede motor

Agua

Densidad en grados API70

60

50

40

30

20

0

10

Petróleosultrapesados

Petróleopesado

Petróleo negro

Aceite volátil

Condensados

Bitumen

Aceite de oliva

Aceite vegetal

Agua

Mayonesa

> Densidades y viscosidades de los hidrocarbu-ros y de otros líquidos. Las densidades API de loshidrocarburos líquidos varían entre 4° para loshidrocarburos ricos en bitumen y 70° para loscondensados. El petróleo pesado puede poseeruna viscosidad similar a la de la miel.

Para los productores de petróleo dedicados ala recuperación de petróleo pesado, el emprendi-miento requiere una inversión de largo plazo. Laalta viscosidad del petróleo pesado aumenta lasdificultades de transporte y de obtención de pro-ductos comerciables, requiere técnicas de refina-miento especiales y por ende más costosas. Elvalor de la tecnología depende de su habilidadpara reducir el costo total. Debido a que la mayo-ría de los campos de petróleo pesado son some-ros, los costos de perforación no han constituidoel factor dominante, pero el uso creciente depozos horizontales y multilaterales complejosestá introduciendo algunos costos en esta etapadel desarrollo. El costo primario reside típica-mente en la energía necesaria para generar einyectar el vapor requerido para movilizar lospetróleos viscosos. En muchos casos, estos cos-tos operativos están proyectados para continuarpor 80 años o más.

Cada región posee petróleo con diferentespropiedades físicas y se halla en una etapa dife-rente del proceso de maduración, de modo quecada una utiliza diferentes técnicas de desarrolloy de producción. Este artículo describe cómo lascompañías operadoras en áreas seleccionadas—los EUA, Indonesia, Venezuela y Canadá—estánobteniendo lo mejor de sus activos de petróleopesado.

California, EUA—Produciendo por más de un sigloA fines de la década de 1800, los pobladores yexploradores descubrieron petróleo en Californiaperforando yacimientos someros de petróleopesado y de brea cercanos a la superficie. Tres delos seis campos súper gigantes de California soncampos de petróleo pesado: Midway-Sunset,Kern River y South Belridge ya han producido másde 160 millones de m3 [mil millones de barriles]de petróleo cada uno.

El Campo Kern River, ubicado cerca deBakersfield, California, se descubrió en 1899cuando el pozo descubridor cavado a manoencontró petróleo a 13 m [43 pies] de profundi-dad. El campo es de unos 10 km de largo por 6.4km de ancho [6 millas por 4 millas], y producepetróleo pesado de la Formación Kern River, deedad Miocena a Pleistocena (arriba a la derecha).Las areniscas de la Formación Kern River poseíanuna saturación de petróleo inicial promedio de50%. La porosidad promedio es de 31%, y la per-meabilidad varía entre 1 a 10 darcies. El campocontenía unos 640 millones de m3 [4 mil millones]

de barriles de petróleo originalmente en sitio(POES). Sin embargo, la densidad del petróleo de10 a 15°API y la viscosidad de 500 a 10,000 cp[0.5 a 10 Pa-s], combinadas con las bajas tempe-raturas y la presión inicial del yacimiento, dieroncomo resultado una baja recuperación primaria.

La producción del Campo Kern River alcanzóun pico de casi más de 6356 m3/d [40,000 B/D] a

principios de la década de 1900 (abajo). El pobrecomportamiento del yacimiento y la bajademanda de crudo pesado, causaron que la pro-ducción declinara a bajos niveles hasta el adve-nimiento de técnicas de refinamiento másavanzadas de petróleo pesado, ocurrido a princi-pios de la década de 1950. La llegada de calen-tadores de fondo de pozo a mediados de la

34 Oilfield Review

5. Brelih DA y Kodl EJ: “Detailed Mapping of Fluvial SandBodies Improves Perforating Strategy at Kern RiverField,” artículo de la SPE 20080, presentado en la 60ta

Conferencia Regional de California de la SPE, Ventura,California, EUA, 4 al 6 de abril de 1990.

Bakersfield

CA

LI

FO

RN

IA

Campo Kern River

> Campo Kern River, operado por ChevronTexaco cerca de Bakersfield,California, EUA. El afloramiento, observado desde el oeste, muestra arenis-cas de colores claros y limolitas de colores oscuros de la Formación KernRiver, que buza de 3 a 5 grados hacia el suroeste. Las areniscas producenpetróleo y las limolitas actúan como barreras de permeabilidad al movi-miento del petróleo y del vapor.

160,000

Prod

ucci

ón d

e pe

tróle

o, B

/D

140,000

120,000

100,000

80,000

60,000

40,000

20,000

01900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990

Inyección de vapor

Año

Historia de producción del Campo Kern River

> Historia de la producción de petróleo del Campo Kern River. La baja recu-peración primaria que utilizaba técnicas de producción en frío finalizó en ladécada de 1960, cuando los métodos de inyección de vapor rejuvenecieronel campo; un programa que continúa actualmente.


década de 1950 aumentó la producción. La expe-rimentación con inyección de vapor a principiosde la década de 1960 ayudó a comprobar elpotencial de los métodos de recuperación termal.El crudo del Campo Kern River responde conside-rablemente bien al calor: la viscosidad de 12,000cp [12 Pa-s] a la temperatura de yacimiento de32°C [90°F], se reduce por un factor de 600, a 20cp [0.02 Pas-s] a la temperatura de inyección devapor de agua de 128° C [260°F].5 En 1973, el75% de la producción del Campo Kern River pro-venía de proyectos de desplazamiento por vaporde agua.

El crecimiento proyectado para la produccióndel campo requiere muy buen manejo del calor, ola utilización del vapor de la forma más eficiente.La relación vapor-petróleo (SOR, por sus siglas eninglés) es un factor importante cuando se evalúala eficiencia de la recuperación. La relación SORse define como el número de barriles de vapor—en términos de agua fría equivalente, (CWE, porsus siglas en inglés)—requerido para producir unbarril de petróleo. La relación SOR y el costo aso-ciado con la generación de vapor afectan directa-mente la rentabilidad del proyecto (derecha).Cuando el precio del gas, el combustible requeridopara la generación de vapor, es demasiado alto, yel precio de petróleo pesado es bajo, las opera-ciones de inyección de vapor se ven restringidas.

Para ChevronTexaco—el operador del CampoKern River—la vigilancia del yacimiento consti-tuye un elemento crítico en el manejo del calor. Senecesitan descripciones exactas y oportunas de ladistribución de calor dentro del yacimiento paracalcular la cantidad apropiada de vapor inyectado.

La inyección de vapor típica se realiza con unpatrón de 5 puntos que cubre un área de 10,120 m2

[2.5 acres], con un pozo productor en cadaesquina y un pozo inyector en el centro. Las varia-ciones de esta configuración incluyen los patro-nes de 9 puntos y patrones combinados. El vaporinyectado se eleva desde los disparos (cañoneos,perforaciones, punzados) en el pozo inyectorhasta que se encuentra con una barrera litológica

impermeable. Luego el vapor se extiende lateral-mente hasta que irrumpe en un pozo productor.Mientras el petróleo se produce por drenaje gra-vitacional, la cámara de vapor, o volumen satu-rado de vapor, crece en dirección descendente(arriba). En la realidad, las heterogeneidadesgeológicas y las complejidades del pozo permitenque el vapor viaje a lo largo de trayectorias noplanificadas.

Cost

o de

l vap

or, U

S$/b

bl

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0

7

6

5

4

3

2

1

8

Rela

ción

vap

or-p

etró

leo

Precio del gas combustible, US$/millones Btu

Efecto del costo del combustible y de la relaciónvapor-petróleo en el costo de producir petróleo

> Costo del combustible y relación vapor-petróleo (SOR, por sus siglas en in-glés) y su efecto en el costo de la producción de petróleo pesado. La relaciónSOR se define como el número de barriles de vapor equivalentes a agua fría(CWE, por sus siglas en inglés), requeridos para producir un barril de petró-leo. Su valor se determina por el yacimiento y la eficiencia del proceso deinyección de vapor. La intersección entre el precio del combustible (gas, enel caso de California) y la relación SOR (líneas de color) determina el costodel vapor por barril de petróleo producido. Los operadores pueden utilizaresta gráfica para determinar el precio máximo del combustible para el cualla producción se mantiene rentable.

Pozoinyector

Pozo deobservación

Pozo productor

Vapor Petróleo y agua

Salida de flujoVapor

Sobrecarga

Petróleo y agua

Entradade flujo

Pozoproductor Pozo de

observaciónPozo

inyector

Pozoproductor Pozo

inyector

LimolitaZona de petróleo

> Escenarios ideales y reales para el movimiento del vapor inyectado. Idealmente (izquierda), el vapor se eleva desde los disparos (cañoneos, perforacio-nes, punzados) en el pozo inyector hasta que alcanza una barrera impermeable, luego se distribuye lateralmente hacia los pozos productores hasta queirrumpe en los mismos. Después, el volumen de vapor se desplaza hacia abajo a medida que el petróleo es producido por drenaje gravitacional. Más co-múnmente (derecha), las complejidades del yacimiento y del pozo causan que el vapor viaje a lo largo de trayectorias desconocidas. Estas complejidadesincluyen barreras discontinuas de limolita, que permiten contactos entre las areniscas, las cuales actúan como conductos a zonas productivas superiores;tareas de cementación inadecuadas y aislamiento zonal incompleto; el influjo de agua, que requiere altos volúmenes de vapor para elevar la temperatura;y el contacto con areniscas llenas de aire, que provocan altas pérdidas de calor.

El Campo Kern River posee más de 15,000pozos inyectores y productores, y una red de 540pozos de observación (arriba). Existe aproximada-mente un pozo de observación por cada cincopatrones de inyección. En cada pozo perforado, sehan adquirido recientemente resistividades aagujero descubierto, registros de densidad-neu-trón y de Propagación Electromagnética EPT. Losregistros de pozo entubado obtenidos siguiendoun programa preestablecido en los pozos deobservación son útiles para vigilar rutinariamenteel progreso del vapor. Éstos incluyen registros detemperatura para observar la variación de la tem-peratura del yacimiento en función de la profun-didad, y registros de la herramienta de Control deSaturación del Yacimiento RST para determinar lasaturación de petróleo utilizando relaciones car-bono-oxígeno (C/O).6 Estos registros se utilizanpara crear modelos tridimensionales (3D) de latemperatura, de la saturación de petróleo y de ladistribución del vapor. Estos modelos, combina-dos con un modelo litológico generado a partir deregistros de resistividad de agujero descubierto,se utilizan para crear secciones transversales y

modelos de visualización que facilitan las estima-ciones de los regímenes de inyección de calor.Los registros de temperatura se adquieren cadatres meses porque la temperatura puede cambiarrápidamente en proyectos de inyección de vapormuy activos y es importante reaccionar rápida-mente: la modificación de los regímenes de inyec-ción en el momento correcto puede significar unimportante ahorro de costos.

En el Campo Kern River, los geólogos deChevronTexaco ingresan datos de pozos de obser-vación en las herramientas de visualización 3Dpara manipular el modelo, realizar cálculos volu-métricos y administrar el calor (próxima página,abajo). En este ejemplo, se han utilizado datos deresistividad para modelar la distribución de lascapas de limolita y arenisca en un proyectopequeño del Campo Kern River. La gráfica muestraun solo plano vertical a través del modelo 3D dedistribución de la temperatura, integrado con unmodelo geológico. Aquí se muestra que en el pozoAcme 14 la arenisca inferior R1 y la arenisca Gcontienen buenas saturaciones de petróleo a unatemperatura relativamente baja. Esta combinación

es atractiva para una operación de inyeccióncíclica de vapor en una zona aislada con empaca-dores. Antes del trabajo, el pozo Acme 14 produ-cía 3 m3/d [20 bppd]. Este valor es mayor que elpromedio de 2.2 m3/d [14 bppd] para el campo.Después de inyectar vapor en este intervalo, elpozo Acme 14 respondió con un adicional de 6.4m3/d [40 bppd]; un aumento de 300%, cayendo asídentro del grupo de pozos que producen el 90% omás del valor del pozo de mayor producción.

Estas herramientas de visualización permitena los miembros del equipo de activos determinarla distribución de vapor, ajustar los regímenes deinyección de vapor y optimizar los disparos en losproyectos existentes, al igual que en los proyec-tos futuros.

Algunos operadores de California están eva-luando otras formas de controlar el movimientodel vapor. Desde 1996, se han instrumentadovarios campos de petróleo pesado con medidoresde fibra óptica de la distribución de la tempera-tura (DTS, por sus siglas en inglés) SENSA. Lafibra óptica sirve tanto de medidor como de sis-tema de transmisión y permite efectuar lecturas

36 Oilfield Review

15,242 pozos en el Campo Kern River

Pozos de observaciónde la temperatura enel Campo Kern River

0

1.0

km

0

1.6

millas

> Pozos inyectores y productores (puntos negros) del Campo Kern River. El inserto de la derecha mues-tra la densidad de los pozos de observación (puntos rojos) en la parte sureste del Campo Kern River.


de temperatura a intervalos de 1 m [3.3 pies]. Elsistema ha sido utilizado en numerosos pozosque producen por bombeo mecánico a temperatu-ras de hasta 249°C [480°F]. Cuando se despliegaen pozos productores, el sistema DTS puede ins-talarse en un tubo de acero inoxidable de 1⁄4 pul-gadas, sujetado en la parte exterior de la tuberíade revestimiento o de la tubería de producción.En un caso, el sistema de fibra óptica detectóindicaciones de pérdida de vapor detrás de latubería de revestimiento; la pérdida fluía hacia lasuperficie. El pozo se intervino para reparar lapérdida antes de que se produjera una rupturapor alta temperatura en la superficie.

En otro caso, se controló la inyección de vaporen tres areniscas desde un pozo de observación.Cuando comenzó la vigilancia, el vapor habíaalcanzado dos de las areniscas en la posición delpozo de observación (derecha). Luego de 15meses, el sistema DTS detectó irrupción de vaporen la arenisca superior. Además, se han instaladosistemas de fibra óptica SENSA para controlar elmovimiento del vapor en más de 150 pozos, inclu-yendo proyectos en Indonesia, Venezuela,Canadá y Omán, en pozos verticales de produc-ción y de observación y en pozos horizontales.

ChevronTexaco y otros productores de petró-leo pesado en California están probando conlevantamientos electromagnéticos (EM, por sussiglas en inglés) transversales como otra formade confeccionar mapas de la saturación de petró-leo residual y determinar los factores que contro-lan el flujo de vapor y de petróleo. El método delevantamientos EM transversales está diseñadopara confeccionar un mapa de la distribución dela conductividad entre los pozos. Un sistema decampo para efectuar levantamientos EM trans-versales consiste de una herramienta transmi-sora bajada en un pozo y una herramientareceptora bajada en otro pozo, localizado a 1 km[0.6 millas] de distancia del pozo emisor. Lasherramientas se despliegan con equipos estándarpara operaciones a cable y se conectan a superfi-cie mediante telemetría convencional. Posicio-nando las herramientas transmisora y receptoraarriba, abajo y dentro de la zona de interés, sepueden obtener datos para la inversión tomográ-fica, dando como resultado un modelo de conduc-tividad entre los pozos.

6. Albertin I, Darling H, Mahdavi M, Plasek R, Cedeño I,Hemingway J, Richter P, Markley M, Olesen J-R, RoscoeB y Zeng W: “The Many Facets of Pulsed NeutronCased-Hole Logging,” Oilfield Review 8, no. 2 (Verano de 1996): 28–41.Harness P, Shotts N, Hemingway J, Rose D y van derSluis R: “Accurate Oil Saturation Determination andMonitoring in a Heavy Oil Reservoir,” artículo de la SPE 46245, presentado en la Conferencia Regional deOccidente de la SPE, Bakersfield, California, EUA, 10 al 13 de mayo de 1998.

Sección transversalde temperatura Acme 14

Acme 25

Visualización 3D, de este a oeste

Barrerasde limolita

Saturación depetróleo > 30%

Petróleo pasadopor alto en lazona R1

Estimulacionescon empacadorde la zona R1

Arena GTe

mpe

ratu

ra, º

F

280230215200150110100

> Vista tridimensional de areniscas, limolitas y temperatura en una porción del proyecto del CampoKern River. Las areniscas con saturaciones de petróleo mayores a 30% se muestran en color verde.Las limolitas, con resistividades inferiores a 10 ohm-m, se muestran en color celeste. Esta vista indicaque la zona inferior R1 todavía posee buena saturación de petróleo y su temperatura es relativamentebaja. Esto convierte a la zona en un candidato potencial para efectuar una inyección cíclica de vapor,aislando el intervalo con un empacador.

500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000 1050 11000

3

6

9

12

15

18

Profundidad, pies

Tiempo

, mes

es

500

550

600

650

700

750

800

850

900

950

1000

1050

Prof

undi

dad,

pie

s Irrupción de vapor a los 650 piesluego de 15 meses de inyección

Temperatura, °F

300 a 400400 a 500

200 a 300100 a 200

> Control de la temperatura con fibra óptica en un pozo de observación deun proyecto de inyección de vapor. El vapor se inyectó en tres areniscas(inserto), y al comienzo de este período de vigilancia rutinaria, ya habíaalcanzado las dos areniscas inferiores en la localización del pozo de obser-vación. El sistema de medidores de fibra óptica de la distribución de la tem-peratura (DTS, por sus siglas en inglés), detectó la irrupción de vapor en laarenisca superior luego de 15 meses de comenzada la inyección.

ElectroMagmnetic Instruments, Inc. ha condu-cido levantamientos EM transversales en varioscampos petroleros en operación. En un levanta-miento ejecutado en el Campo Kern River seregistraron datos de inducción EM entre trespares de pozos, incluyendo los pozos de observa-ción T04 y T05, entubados con fibra de vidrio y unpozo productor, T65, entubado con tubería deacero. Los registros convencionales de inducción-resistividad permiten diferenciar las areniscas(de resistividad más alta, 8 a 50 ohm-m) de laslimolitas (de resistividad más baja, 2 a 8 ohm-m),y facilitan la identificación de los principalesintervalos del yacimiento bajo inyección de vapor(arriba). Debido a la baja salinidad del agua con-nata, no es posible distinguir las fases acuosas ypetrolíferas en los registros de resistividad solos.Sin embargo, los intervalos saturados de vapor sepueden distinguir de los intervalos saturados deagua fría o de petróleo, principalmente porque laalta temperatura reduce la resistividad de la for-mación en más del 40%. Por ejemplo, los regis-tros de inducción a través de las areniscas G, K yK1 muestran correlación entre los Pozos T05 yT04, pero las resistividades de las areniscas son30 a 40% más bajas en el Pozo T05. El Pozo T04se perforó en un inesperado “punto frío;” las tem-

peraturas eran 56°C [100°F] más bajas en el PozoT04 que en el T05. Por alguna razón, el vaporinyectado había pasado por alto los intervalosproductivos en el Pozo T04, dejando una altasaturación de petróleo. Los geólogos del CampoKern River han identificado varias áreas semejan-tes, y para ellos es prioritario descubrir la causadel aislamiento en sus intentos por maximizar laproducción.

Durante la inversión de los datos del levanta-miento EM transversal se toma un modelo inicialde conductividad (recíproca de la resistividadeléctrica) entre pozos, generalmente derivada delos registros de resistividad obtenidos en los dospozos, luego se ajusta el modelo hasta que losdatos observados y calculados coinciden dentrode una determinada tolerancia. El modelo finalindica alguna variación estratigráfica y una posi-ble variación estructural en la región entre pozos(próxima página, arriba). El espesor de la capa delimolita de alta conductividad que separa las dosunidades productoras aumenta sustancialmente,pero en forma discontinua a mitad de caminoentre los pozos de observación. Este engrosa-miento discontinuo puede corresponder a una fallapequeña que está provocando que el vapor pasepor alto los intervalos productivos en el Pozo T04.

La inversión y generación de imágenes tomo-gráficas constituyen nuevas técnicas y áreas deinvestigación activas.7 Las inversiones no arrojanresultados exclusivos; esto significa que variosmodelos de resistividad pueden satisfacer losdatos observados. Los resultados mejorancuando se utilizan datos adicionales, tales comosecciones transversales provenientes de levanta-mientos sísmicos, para limitar la inversión. Afines de 2002, ElectroMagnetic Instruments con-dujo nuevos levantamientos EM transversales enesta área del Campo Kern River para ensayar laidea de que las fallas de la formación podríanestar influenciando la eficiencia de barrido.

38 Oilfield Review

7. Wilt M, Lee K, Alumbaugh D, Morrison HF, Becker A,Tseng HW y Torres-Verdin C: “Crosshole Electro-Magnetic Tomography—A New Technology for Oil FieldCharacterization,” The Leading Edge 14, no. 3 (Marzo de 1995): 173–177.Wilt M, Lee KH, Becker A, Spies B y Wang B: “CrossholeEM in Steel-Cased Boreholes,” Resúmenes Expandidos,66ta Reunión Internacional Anual de la SEG, Denver,Colorado, EUA (10 al 15 de noviembre de 1996): 230–233.

8. Gael BT, Gross SJ y McNaboe GJ: “DevelopmentPlanning and Reservoir Management in the Duri SteamFlood,” artículo de la SPE 29668, presentado en laConferencia Regional Occidental de la SPE, Bakersfield,California, EUA, 8 al 10 de marzo de 1995.

Pozo de observaciónPozo productorPozo inyector

TO5 TO4

TO1

T65

704 p

ies

375 pies

1 10 100

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Prof

undi

dad,

pie

s

1 10 100

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1 100ohm-m 1 100ohm-mResistividad Resistividad

TO5 TO4

Areniscas G, K y K1

Areniscas R y R1

> Registros de resistividad en pozos seleccionados para un levantamiento electromagnético (EM)transversal del Campo Kern River. Los registros de resistividad convencionales distinguen las arenis-cas de mayor resistividad (8 a 50 ohm-m) de las limolitas de menor resistividad (2 a 8 ohm-m), e identi-fican los principales intervalos del yacimiento bajo inyección de vapor: G, K, y K1; y R y R1. El levanta-miento EM transversal comprendió registros de inducción electromagnética entre tres pares de pozos(inserto), incluyendo los pozos de observación entubados con tubería de fibra de vidrio, T04 y T05, y elpozo productor, T65, entubado con tubería de acero.

CAMBOYA

VIETN

AM

TAILANDIA

MALASIA

Malaysi

a

SUMATRA

Borneo

M A R M E R I D I O NA

LD

EC

HI N

A

GOLFO DETAILANDIA

LAOS

BIRMANIA

CampoDuri

0

300

km

0 millas

480

1211 13

10

8

5

4

93

2

1

7

6

Campo Duri


Indonesia—El mayor proyecto de inyección de vaporEl petróleo pesado en Indonesia es prácticamentesinónimo de Duri, un gran campo somero aso-ciado con la operación de inyección de vapor másgrande del mundo en términos de producción depetróleo y de vapor inyectado (derecha). El CampoDuri, descubierto en 1941, no fue puesto en pro-ducción hasta la instalación de una tubería deconducción en 1954. La producción primaria, lamayor parte proveniente de empuje por expan-sión del gas disuelto y por compactación, alcanzóun pico de 10,300 m3/d [65,000 bppd] a mediadosde la década de 1960 y se planificó para alcanzaruna recuperación final de sólo el 7% del POES.8 Laestimulación cíclica de vapor demostró ser útil enpozos individuales, y esto motivó la iniciación deun proyecto piloto de inyección de vapor en 1975.Luego de que el proyecto piloto permitió recupe-rar con éxito el 30% del POES, el primer gran pro-yecto se comenzó en 1985. El Campo Duri ahoraproduce cerca de 36,500 m3/d [230,000 bppd] depetróleo y se inyectan 950,000 BCWE/D de vapor.En algunas áreas el factor de recuperación totalalcanza el 70%. Actualmente, hay 4000 pozosproductores, 1600 pozos inyectores y 300 pozosde observación. El Campo Duri es operado por PT.Caltex Pacific Indonesia (CPI) bajo un contrato deproducción compartida con el Gobierno deIndonesia.

Aren

isca

s G,

K y

K1

Aren

isca

s R

y R1

0 50 100 150 200 250 300 350Distancia, pies

Sección transversal de conductividad EM TO4TO5

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

300

Pro

fund

idad

, pie

s

0.050.50 0.140.230.41 0.32 Conductividad, S/m

Resistividad, ohm-m2.0 20.0

> Resultados de la inversión del levantamiento EM transversal entre los pozos de observación, T04 yT05. El color azul indica baja conductividad (alta resistividad) y el amarillo señala mayor conductivi-dad (menor resistividad). El espesor de la capa de limolita (amarillo-verde) que separa las unidadesproductoras aumenta sustancialmente casi a mitad de distancia entre los pozos de observación, locual puede explicar el menor flujo de vapor hacia el Pozo T04.

> Campo Duri en Sumatra Central operado por PT.Caltex Pacific Indonesia (CPI). El campo se divideen 13 áreas, de las cuales 10 (color marrón) sehallan en alguna etapa del proceso de inyecciónde vapor. Se han efectuado levantamientos sísmi-cos en varias porciones del campo, en algunoscasos en forma repetida, para el control del yaci-miento mediante la aplicación de la técnica delapsos de tiempo.

Las formaciones del Campo Duri comprendentres grupos principales; Rindu, Pertama-Kedua yBaji-Jaga-Dalam (derecha). Debido a que esteúltimo grupo sólo contiene petróleo en unaspocas elevaciones estructurales en el sur y a quela inyección de vapor comenzó sólo reciente-mente en el Grupo Rindu, la mayor parte de laproducción proviene de los Grupos Pertama yKedua. La inyección de vapor se ha aplicado a tra-vés de todo el campo, con 10 de 13 áreas actual-mente en alguna etapa de la inyección de vapor.El volumen total de vapor inyectado ha permane-cido constante desde mediados de la década de1990, de modo que se abren nuevas áreas sólocuando un área existente ha sido suficientementeinvadida; generalmente luego de aproximada-mente 10 años. La mayoría de los esquemas deinyección son patrones invertidos de 9 puntos,extendiéndose a través de una superficie de másde 250 m por 250 m [15.5 acres]. En áreas conmenor espesor productivo, se utiliza un patrón de5 puntos que cubre la misma superficie, mientrasque diseños anteriores utilizaban un patrón inver-tido de 7 puntos a través de una superficie de 217m por 217 m [11,625 acres].

La producción ocurre principalmente comoconsecuencia de la presión ejercida por el vaporantes de irrumpir en los pozos productores. Luegode unos pocos meses de inyección, la producciónde petróleo aumenta rápidamente a valores cer-canos a cinco veces las producciones obtenidasantes de comenzar la inyección de vapor, con gra-dientes de presión horizontales de más de 1lpc/pie [22.6 kPa/m] entre pozos inyectores y pro-ductores. Los pozos inyectores se terminan demodo que la cantidad de vapor inyectado dentrode una capa sea proporcional al petróleo netoestimado en sitio. Aún así, los frentes de vaporgeneralmente son bien definidos, irrumpiendoprimero en los intervalos de mayor permeabili-dad, tal como se espera.

La irrupción de vapor ocurre en una capa par-ticular de un patrón luego de que se inyecta apro-ximadamente un volumen de poro (PVI, por sussiglas en inglés) de vapor. A continuación, lainyección de vapor dentro de esa capa continúa aun régimen más bajo hasta alcanzar cerca de 1.4PVI. El vapor luego se distribuye en otras áreas.Posteriormente a la irrupción, los gradientes depresión horizontales promedio disminuyen pordebajo de 0.2 lpc/pie [4.5 kPa/m], de manera quela producción depende del drenaje gravitacional ydel calentamiento de las capas adyacentes. Elpetróleo pesado del Campo Duri es relativamenteliviano (de 17 a 21°API) y posee una viscosidadrelativamente baja (300 cp a 100°F) [0.3 Pa-s a38°C]. La reducción máxima de viscosidad es de

perfil de inyección del vapor. La irrupción delvapor en los pozos productores se detecta por latemperatura y presión de boca de pozo y por latasa de flujo, al igual que por los registros detemperatura y del medidor de flujo. Estas técni-cas han crecido recientemente gracias al adveni-miento de los medidores de flujo a molinete dealta temperatura, utilizados en los pozos inyecto-res, así como a los registros de temperatura efec-tuados con fibra óptica y a la determinación delas huellas del petróleo.

Sin embargo, ninguna de estas técnicasofrece una visión más allá del pozo y, aún en com-binación, pueden ser insuficientes para ofrecer unpanorama preciso de la eficacia de desplaza-miento de los fluidos. La vigilancia sísmicamediante la aplicación de la técnica de lapsos detiempo es una técnica que puede revelar la distri-bución areal y entre pozos del vapor. Esta técnicaha sido utilizada extensamente en el Campo Duri.

40 Oilfield Review

40 veces, mucho menos que en California. El dre-naje gravitacional se encuentra limitado debido aque las areniscas son relativamente delgadas yheterogéneas, y como consecuencia del bajorelieve estructural y el largo espaciamiento delpatrón.

Los técnicos de CPI pronto percibieron queuna buena recuperación dependía de la compren-sión de la eficacia de desplazamiento vertical yareal del vapor. Al mismo tiempo, el éxito econó-mico dependía del manejo eficiente del calor.Además de una planificación cuidadosa, de laadecuada implementación y del manejo apro-piado del yacimiento, es importante vigilar rutina-riamente el progreso del vapor tan celosamentecomo sea posible.

Los pozos de observación en el Campo Durihan sido vigilados rutinariamente desde el princi-pio del proyecto, utilizando las mismas técnicasque en California. En los pozos inyectores, loslevantamientos con marcador radioactivo, utili-zando gas criptón como marcador, registran el

Profundidad promedio 500 pies

Presión del yacimiento antesde la inyección de vapor

100 lpc

Temperatura del yacimiento antesde la inyección de vapor

100°F

Espesor neto promediode la zona productora

120 pies

Porosidad promedio 0.34 vol/vol

Saturación inicial promediode petróleo

0.53 vol/vol

Permeabilidad promedio 1500 mD

Compresibilidad de la roca 57 x 10-6 lpc-1

Densidad promedio del petróleo 20°API

Relación gas-petróleo 15 pc/bbl

Viscosidad del petróleo a 100ºF 330 cp

Propiedades promedio del yacimiento

Viscosidad del petróleo a 300ºF 8.2 cp

Rayos Gamma Resistividad

Registro tipo

X400

X300

X500

X600

X700

X800

Prof

undi

dad,

pie

s

Form

ació

nB

angk

oFo

rmac

ión

Bek

asap

Form

ació

n D

uri

Dalam

Jaga

Baji

Kedua

Pertama

Rindu 3

Rindu 2

Rindu 1

> Registro tipo de los yacimientos delCampo Duri y propiedades promedio paralas unidades Kedua y Pertama.


Vigilancia sísmica con la técnica de lapsos detiempo—La vigilancia sísmica mediante la apli-cación de la técnica de lapsos de tiempo en elCampo Duri comenzó con un proyecto piloto en1994.9 Se registró un levantamiento 3D de refe-rencia sobre un patrón de inyección un mes antesde que comenzara la inyección de vapor, y se repi-tió cinco veces durante los siguientes 20 meses.Los datos de laboratorio y la física acústica de laroca indican que el aumento de temperatura y lafase vapor asociados con la inyección de vapordisminuyen la velocidad sísmica, provocando quelas reflexiones dentro y debajo de la zona convapor se observen a mayor profundidad, o demo-radas en el dominio del tiempo. Por otra parte, elaumento de presión causado por la inyección devapor disuelve nuevamente el gas liberadodurante la producción primaria, incrementandoasí la velocidad sísmica y elevando artificial-mente los reflectores. En este campo, se observóla superposición de tales efectos (arriba). Elfrente de presión se mueve más rápido que elfrente de temperatura, haciendo que los reflecto-res cercanos al pozo inyector se eleven modera-damente previo a profundizarse demasiado amedida que se calienta la formación.

Los cambios en la velocidad sísmica tambiénmodifican las amplitudes de reflexión. Una vezque el vapor está presente, la respuesta sísmicaes similar al punto brillante clásico del gas; unareflexión negativa de alta amplitud (valle) corres-pondiente al tope de la zona, seguida de unareflexión positiva de alta amplitud (pico). Estospuntos brillantes pueden ayudar a identificarzonas de vapor, pero es menester correlacionar-los cuidadosamente con los datos del pozo antesde interpretarlos como formaciones humedecién-dose con vapor.

Siguiendo el éxito del proyecto piloto, seregistraron levantamientos 3D en diferentesáreas del proyecto y a distintos tiempos. Un casoparticular ilustra porqué la vigilancia efectuadautilizando información del pozo es generalmenteinsuficiente para comprender y manejar la efica-cia de desplazamiento cuando se inyecta vapor.10

En este patrón, las temperaturas de cabeza depozo por encima de 121°C [250°F] en los dospozos productores, P1 y P2, indican irrupciónindeseable de vapor luego de sólo 7 meses deinyección (abajo). El perfil de inyección en el pozo

9. Jenkins SD, Waite MW y Bee MF: “Time-LapseMonitoring of the Duri Steamflood: A Pilot and StudyCase,” The Leading Edge 16, no. 9 (Septiembre de 1997):1267–1273.

10. Waite MW, Sigit R, Rusdibiyo AV, Susanto T, Primadi H ySatriana D: “Application of Seismic Monitoring toManage an Early-Stage Steamflood,” artículo de la SPE37564, SPE Reservoir Engineering 12, no. 4 (Noviembre de 1997): 277–283.

0

100

200

300

Yacimientosuperior

Contactoagua-petróleo

Tiem

po, m

s

350 m

Levantamientode referencia

Después de 2 meses Después de 5 meses Después de 9 meses Después de 13 meses Después de 19 meses

> Datos sísmicos del levantamiento de referencia del Campo Duri registrado antes de que comenzara la inyección de vapor, y cinco levantamientos de vi-gilancia rutinaria registrados posteriormente. La sección sísmica atraviesa la localización del pozo inyector (línea punteada blanca) y el intervalo de inyec-ción de vapor (color rosa). A medida que avanza la inyección de vapor, las menores velocidades sísmicas que se observan en las áreas tratadas causanuna flexión aparente en los reflectores. Al mismo tiempo, la impedancia acústica alterada aumenta la intensidad de reflexión. El avance del vapor inyec-tado está precedido por una zona con aumento de presión. Esto incrementa las velocidades sísmicas y causa una pequeña elevación aparente de losreflectores.

I2

A

A’

P2

P1

OB1

I3

Pozo de observación

Cobertura visual

Pozo productor, 100°F

Pozo productor >250°F

Pozo inyector

Corte A A’

0 125m

0 410pies

> Patrón de inyección que muestra la localización de los pozos inyectores (I),de producción (P) y de observación (OB), y el corte AA’. Se espera que seproduzca la irrupción de vapor en los pozos productores cuando la tempera-tura se eleva por encima de los 250°F, como ocurre en los Pozos P1 y P2.

inyector cercano I3 mostró que los GruposPertama Superior e Inferior estaban recibiendo lamayor parte del vapor. Un registro de tempera-tura en el pozo de observación OB1 mostró unpico relacionado con el vapor en el GrupoPertama Superior, pero nada de vapor en lasotras zonas. Según lo observado en el Pozo OB1,el desplazamiento más rápido del frente de vaporen el Grupo Pertama Superior, se correspondíacon el análisis petrofísico, según el cual la per-meabilidad promedio más alta de las tres zonascorrespondía a dicho grupo (izquierda).

De estos registros, una posible interpretaciónes que el vapor producido en los Pozos P1 y P2proviene del Grupo Pertama Superior. Una estra-tegia reparadora consistiría en cerrar esta zonaen los dos pozos productores, forzando al vapor aexpandirse a otras áreas del patrón. Sin embargoesta interpretación no es la única posible. Paraarribar a esta conclusión, se asume que el PozoI3 es la fuente de vapor, en vez de los Pozos I2 oI4, y que el vapor que está siendo inyectado en elGrupo Pertama Inferior se está moviendo haciaotros patrones, en dirección sur y este.

Al mismo tiempo que se obtuvieron los regis-tros de pozos, se registró un levantamiento sís-mico 3D. Los datos se procesaron comoondículas de fase cero, filtrándolos hasta hacer-los coincidir con un perfil sísmico vertical (VSP,por sus siglas en inglés), adquirido al mismotiempo en el pozo de observación. Una imagenexpandida a través del yacimiento indica variastrayectorias del vapor (valle rojo sobre pico azul),pero no en las direcciones esperadas. Es posibleobservar dos trayectorias procediendo del PozoI3; una en el Grupo Pertama Superior hacia elpozo de observación, lo cual explica entonces elregistro de temperatura, y la otra en el GrupoPertama Inferior hacia el Pozo P2. El Pozo P1parece no recibir vapor del Pozo I3, recibiéndoloen cambio en el Grupo Pertama Inferior del PozoI2 en dirección norte. En base a esta información,se concluye que es el Grupo Pertama Inferior elque debería cerrarse en los Pozos P1 y P2; unaconclusión diferente a la que se había arribadoanalizando solamente los datos de los pozos.

Esta interpretación ha sido aún más refinadacon el objetivo de comprender mejor la eficaciade desplazamiento para cada capa (próximapágina, arriba). La gráfica muestra la presencia oausencia de vapor en base a una función discri-minadora derivada de atributos sísmicos y deinformación de los pozos.11 Con esta información,se pueden tomar las acciones apropiadas paramejorar el barrido vertical y areal. Además deaislar los intervalos que muestran irrupción en

42 Oilfield Review

P1 OB1I3

P2

A’A

GrupoPertamaSuperior

GrupoPertamaInferior

Grupo Kedua

190

180

200

210

220

230

Prof

undi

dad,

pie

s 24

27

9

Perfil deinyección, PVI

Registro detemperatura

254°F270°F

Oeste

Norte50 m

A

P1 OB1I3

P2

A’A

190

180

200

210

220

230

Prof

undi

dad,

pie

s

254°F270°F

Vapor desde el Pozo I3

Oeste

Norte50 m



GrupoKedua

B

Amplitud sísmicaNegativa Positiva

Prof

undi

dad,

pie

s

P2OB1 I3

P1

A’A

170

180

190

200

210

220

230



GrupoKedua

Registro detemperatura

Norte Oeste50 m

C

> A) Sección transversal AA’ del mapa de la página anterior que muestra losdatos de registros de pozo: registros de resistividad (color verde), de rayosgamma (color amarillo) y de temperatura (color rosa) en el Pozo OB1 y perfilde inyección de vapor del Pozo I3 en porcentaje de volumen de poro inyec-tado (PVI, por sus siglas en inglés), para cada formación. B) La interpretaciónconsistente más simple de los datos de registros, sugiere que el vapor prove-niente del Grupo Pertama Superior es la fuente de calor en ambos pozos, P1 yP2. C) La sección sísmica a lo largo del mismo corte muestra indicadores devapor de alta amplitud con tres colores rojos distintos sobre el color azul;esto indica tres diferentes trayectorias de vapor entre los pozos. Estos resul-tados son consistentes con los datos del pozo, pero muestran que la fuentede vapor en los Pozos P1 y P2 es el Grupo Pertama Inferior, no el Superior.


los pozos productores, la eficacia de desplaza-miento se mejora modificando los perfiles deinyección de los pozos inyectores, estimulandocíclicamente a los pozos productores con vapor, yrestringiendo nuevamente a los productores demodo que el vapor se vea forzado a desplazarsehacia áreas no barridas. La interpretación de losdatos sísmicos 3D y de los que surgen de la apli-cación de la técnica de lapsos de tiempo, ha eli-minado gran parte de la incertidumbre existentesobre la distribución del vapor, y más reciente-mente, ha sido aplicada para detectar petróleopasado por alto.12

Desempeño de la producción—Los proyectosde inyección de vapor son particularmente sensi-bles a ciertos problemas de producción. Debido aque la inyección de vapor casi siempre se realizaen areniscas someras no consolidadas, la pro-ducción de arena es un tema preocupante. Elvapor es reactivo e introduce grandes cambios en

la temperatura y en la presión; condiciones queson favorables a la corrosión y a la formación deincrustaciones. El Campo Duri no constituye unaexcepción para estos problemas y, debido a sutamaño, los efectos son de importancia. En unasemana típica de operaciones en el Campo Duri seperforan 10 nuevos pozos, se reparan o acondicio-nan 100 pozos, se remueven 300 camionadas dearena y se consumen 132 m3 [35,000 galones] deácido. Con tantos pozos, cualquier mejora efectivaen materia de costos introducida en las técnicasde producción puede tener un impacto importanteen la rentabilidad del proyecto.

En el Campo Duri, se han utilizado varias téc-nicas para mejorar la productividad de los pozosy controlar la producción de arena. Desde elcomienzo de la inyección de vapor, los pozos hansido terminados utilizando filtros (cedazos) deexclusión de arena convencionales y empaquesde grava efectuados a pozo abierto, o en algunos

casos empaques de grava efectuados a pozoentubado (abajo). A mediados de la década de1990, CPI introdujo tratamientos de fractura-miento hidráulico seguidos de empaques degrava en pozos entubados. Estos tratamientoscrearon fracturas hidráulicas cortas y anchas enareniscas productivas, utilizando técnicas decontrol del crecimiento longitudinal de la fractura(TSO, por sus siglas en inglés). La producción dearena se controló mediante tuberías ranuradas ya veces también empacando arenas curablescubiertas con resina dentro de las fracturas.13 Sibien se observaron algunas mejoras, la efectivi-dad en materia de costos no resultaba clara en ellargo plazo.14

Recientemente, las técnicas de fractura-miento hidráulico han sido mejoradas utilizandotubería flexible para asegurar que todos los dis-paros sean correctamente empacados y empla-zando materiales, tales como aditivos PropNETpara el empaque de apuntalante en las fracturas;todo esto para controlar la producción de arena.15

11. La función discriminadora se deriva de una combina-ción de varios atributos, tales como el error cuadráticomedio, la amplitud máxima, mínima y media, y variosatributos basados en el trabajo de Hilbert.

12. Sigit R, Satriana D, Peifer JP y Linawati A: “SeismicallyGuided Bypassed Oil Identification in a MatureSteamflood Area, Duri Field, Sumatra, Indonesia,” artí-culo de la SPE 57261, presentado en la Conferencia deRecuperación Asistida de Petróleo del Pacífico Asiático,Kuala Lumpur, Malasia, 25 al 26 de octubre de 1999.

13. Putra PH, Nasution RD, Thurston FK, Moran JH y MaloneBP: “TSO Frac-Packing: Pilot Evaluation to Full-ScaleOperations in a Shallow Unconsolidated Heavy Oil

Reservoir,” artículo de la SPE 37533, presentado en elSimposio Internacional de Operaciones Térmicas y dePetróleo Pesado, Bakersfield, California, EUA, 10 al 12 de febrero de 1997.

14. Butcher JR: “New Area Development Strategy for DuriField: Evaluation of Gravel Pack/Frac Pack,” artículo dela SPE 68633, presentado en la Conferencia y Exhibiciónde Petróleo y de Gas del Pacífico Asiático de la SPE,Yakarta, Indonesia, 17 al 19 de abril de 2001.

15. Degenhardt KF, Stevenson J, Gale B, González D, Hall S,Marsh J y Zemlak W: “Aislamiento y estimulación selec-tivos,” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002):60–80.



Norte

Oeste

P2OB1P1 I3

270°F254°FI2

> Visualización de la eficiencia de desplazamiento de la inyección devapor para los Grupos Pertama Superior e Inferior. La gráfica muestra un desarrollo altamente no uniforme del frente de vapor inyectado. Estavisualización se basa en una clasificación binaria (de vapor o no), deri-vada de atributos sísmicos múltiples extraídos dentro de cada capa y dela información del pozo. El vapor se muestra en color rojo.

Tubería deproducción de41/2 pulgadas

Tubería guía de24 pulgadas

Tubería derevestimientode superficie

de 16 pulgadas

Tubería derevestimientode producción

de 103/4 pulgadas

Tubería derevestimiento

ranurada de65/8 pulgadas

con una aberturade 0.007 pulgadas

Bomba operadamecánicamente

Empaque degrava con

malla estándarnorteamericana

40-60Profundidad

total = 720 pies

Form

ació

nRi

ndu

Form

acio

nes

Perta

ma

y Ke

dua

> Terminación típica a través de la FormaciónRindu y de la interfaz entre las Formaciones Per-tama y Kedua. En este caso, la interfaz entre lasFormaciones Pertama y Kedua posee un empa-que de grava a pozo abierto, mientras que en laFormación Rindu se efectuó un tratamiento defracturamiento hidráulico, seguido de un empa-que de grava a pozo entubado.

En algunos pozos, estas técnicas eliminan lanecesidad de un filtro o de un empaque de grava,lo cual reduce la cantidad de elementos de termi-nación necesarios y facilita las tareas de repara-ción o el control de las zonas individualmente enel futuro. Si bien los resultados iniciales resultanprometedores, el empaque de grava a pozoabierto es todavía el método de terminaciónestándar para los pozos nuevos.

Se han utilizado también varias técnicas pararemover la incrustación que se forma a lo largo delas tuberías ranuradas y dentro de los tubularesde producción (arriba). El reemplazo de los filtroses costoso en términos de tiempo de reparación yde pérdida de producción. La acidificación escomplicada y onerosa, y muestra sólo un éxitomoderado. En el año 2001 se comenzaron a utili-zar exitosamente herramientas lanza chorros contubería flexible.16

Los procesos lanza chorro, tales como el servi-cio de remoción de incrustaciones Jet BLASTER,consisten en tratar el filtro con un chorro hidráu-lico de alta velocidad mientras el filtro está siendorotado y extraído del pozo con tubería flexible. Losfluidos utilizados son cuidadosamente diseñadospara remover las capas de calcita y de materialorgánico encontrado en los filtros y tuberías delpozo. Las pruebas de superficie demostraron quela aplicación sucesiva de tres fluidos daría losmejores resultados sin dañar la tubería ranurada.

Una solución de 2% de KCI remueve gran parte delas incrustaciones en la pared interna por laacción del chorro; el KCI es inerte de modo que suutilización en lugar del ácido reduce el problemade la eliminación de desechos. Una combinaciónde solvente de xileno y asfalteno remueve lascapas de incrustación orgánica, mientras que elHCI con una concentración del 15% disuelve lascapas de calcita. Estos fluidos se aplican ennueve etapas, utilizando bastante tiempo y volú-menes suficientes para asegurar que ellos pene-

44 Oilfield Review

16. Ali SA, Irfan M, Rinaldi D, Malik BZ, Tong KK yFerdiansyah E: “Case Study: Using CT-Deployed ScaleRemoval to Enhance Production in Duri Steam Flood,Indonesia,” artículo de la SPE 74850, presentado en laConferencia y Exhibición de Tubería Flexible de laSPE/ICoTA, Houston, Texas, EUA, 9 al 10 de abril de 2002.

17. El tiempo de recuperación de la inversión se computacomo el costo promedio del tratamiento (US$ 30,000), divi-dido por la ganancia de petróleo (bppd) y por el precio delpetróleo (tomado a US$ 17).

18. Ferdiansyah E: “Single Trip Scale Removal andInhibition—A Unique Approach,” artículo de IngenieríaGeneral de Campo de Schlumberger, presentado enDubai, EAU, 9 de septiembre de 2002.

Bfpd

pro

med

io

Bppd

pro

med

io

120

Petróleo (bppd)Fluido (bfpd)100

80

60

40

20

060 30 0 30 60

Tratamiento Días despuésDías antes

600

400

200

0

800

> Valores promedio de la producción de 39 pozos antes y después deltratamiento diseñado para eliminar las incrustaciones. A los 46 días deiniciado el tratamiento, la ganancia en producción de petróleo ya habíapagado el costo del tratamiento.

Rociado con JetBLASTER

B

Tubería base antes del tratamiento

Enrejado antes del tratamiento

A

Tubería base después del tratamiento con JetBLASTER

Enrejado después del tratamiento con JetBLASTER

C

> Remoción de incrustaciones utilizando la herramienta JetBLASTER. Se observa incrustación de buen espesor (A) en ambas partes de la tubería ranu-rada; en el enrejado, además de llenar los orificios en la tubería base (inserto). La fuerte acción de la herramienta JetBLASTER (B) eyecta fluido a chorrodesde una boquilla a razón de 0.6 m3/min [4 bbl/min]. Las pruebas de taller muestran los resultados de la técnica con los fluidos seleccionados (C). Seobserva que la incrustación ha sido removida no sólo de los orificios de la tubería base sino también del enrejado.


tren la matriz de empaque de grava. Este procedi-miento se desarrolló para pozos que habían sidointervenidos para agregar producción del GrupoRindu a la de los Grupos Pertama y Kedua. Los dosúltimos grupos están calientes por la inyección devapor; cuando el agua fría, rica en calcio delGrupo Rindu ingresa en el pozo, es muy posibleque se origine una incrustación de calcita.

A principios de 2002, se habían tratado 111pozos aplicando la técnica lanza chorros con tube-ría flexible. Se seleccionaron estos pozos porque,en base al análisis del agua producida y de las tem-peraturas de cabeza de pozo, se creía que podíandesarrollar incrustaciones, y habían mostrado

Venezuela—La acumulación de petróleopesado más grande del mundoEl primer campo venezolano importante de petró-leo pesado, Mene Grande, se descubrió en 1914.Las areniscas someras que se encuentran a 168 m[550 pies] de profundidad, produjeron petróleo de10.5°API, con regímenes de hasta 42 m3/d/pozo[264 B/D] por pozo. La inyección de vapor seprobó en Mene Grande en 1956, pero el vapor dela formación somera irrumpió en la superficie. Laprueba se detuvo, y cuando los pozos inyectoresse abrieron para liberar la presión, produjeronpetróleo. Esto condujo al descubrimiento fortuitode los beneficios de la inyección cíclica de vapor;técnica a veces denominada huff and puff o deempapado con vapor (steam-soak).

Venezuela posee muchos yacimientos de pe-tróleo pesado, siendo el más importante el depó-sito de petróleo pesado y ultrapesado másgrande del mundo; la Faja del Orinoco de 55,000km2 [21,240 millas cuadradas] (abajo). Un pozodescubridor del año 1935 produjo crudo de 7°APIa razón de 6 m3/d [40 B/D], pero la Faja no seestudió en detalle hasta 1968. Estos estudioscondujeron a Petróleos de Venezuela S.A (PDVSA)a realizar una importante campaña de cinco años,durante la cual se evaluaron varias técnicas deproducción en frío y caliente. Se comprobó quelas propiedades del yacimiento eran típicas deareniscas someras, no consolidadas de petróleopesado (izquierda). Las estimaciones originalesindicaron que no más del 5% del petróleo de 7 a10°API originalmente en sitio podría recuperarsesin calentamiento. A fines de la década de 1980,el costo de calentamiento no favoreció la viabili-dad comercial de desarrollar la Faja.

V E N E Z U E L A Machete

Zuata HamacaCerroNegro

Instalación demejoramiento

del crudo

CiudadGuayana

CaracasPuertoLa Cruz

0 400km

0 250millas

O C É A N O A T L Á N T I C O

F a j a d e l O r i n o c o

> Ubicación de la faja de petróleo extra pesado del Orinoco—la Faja Petrolífera del Orinoco—común-mente denominada la Faja. El área se divide en cuatro zonas, explotadas por cuatro compañías queoperan bajo un esquema de riesgos compartidos.

A

B

C

Registro tipo

X100

X000

X200

X300

X400

X500

X600

X700

Rayos Gamma ResistividadPr

ofun

dida

d, p

ies

Propiedades típicas del yacimiento

Relación gas-petróleo 60 a 70 pc/bbl

Viscosidad, muerta 5000+ cp

Viscosidad, viva 1200 a 2000 cp

Carácter de la arenisca No consolidada

Compresibilidad 80 a 90 x 10-6 lpc-1

Presión inicial 630 a 895 lpc

Densidad 8.4 a 10°API

Temperatura 100 a 135°F

Permeabilidad 1 a 17 D

Porosidad 30 a 35%

Profundidad 1700 a 2350 pies

> Propiedades típicas del yacimiento y registrotipo de la Faja; en este caso del área Zuata. Esteregistro tipo se construyó con datos de trespozos, por lo cual los intervalos de profundidadno coinciden exactamente. Las areniscas debuen espesor y de alta resistividad (A y B) provie-nen muy posiblemente de un ambiente fluvial,mientras que las areniscas más irregulares hantenido mayor influencia marina.

una declinación constante de la producción. Laproducción de arena y la eficiencia de bombeo nocausaban problemas. El análisis económico de 39pozos mostró un beneficio promedio de la produc-ción de petróleo de 6 m3 [38 bbl] por pozo duranteal menos 60 días y un tiempo de recuperación dela inversión de 46 días (página anterior, abajo).17

La técnica lanza chorros ha sido claramenteprovechosa y ha contribuido a producir petróleoadicional. Sin embargo, los beneficios general-mente se pierden luego de varios meses cuandoprecipitan las incrustaciones. Debido a que losinhibidores convencionales de incrustaciones hanresultado sólo moderadamente exitosos, se hantratado cuatro pozos recientes con un inhibidorespecial a base de fosfonato, colocado comoetapa final luego del tratamiento lanza chorros.18

Los primeros resultados fueron alentadores.

Más tarde, varios factores se combinaron paramejorar la situación. El crudo de la Faja posee unaviscosidad menor a cualquier densidad API que lamayoría de los petróleos pesados (derecha).Entonces, a pesar de poseer una densidad APIextremadamente baja, fue posible bombear petró-leo sin el costo de calentamiento y obtener pro-ducciones de unos pocos cientos de barriles pordía.19 Se necesitaban producciones más altas paraun desarrollo económicamente viable, pero losregímenes de producción más altos provocabanuna importante producción de arena y requeríanbombas de fondo de pozo más poderosas. Lospozos horizontales resolvieron el primer problema,permitiendo tasas de flujo más altas con menoscaída de presión, y por lo tanto, minimizando losproblemas de producción de arena. La producciónen frío de los pozos horizontales también podíaofrecer un factor de recuperación similar al de lainyección cíclica de vapor en pozos verticales, aun costo mucho más bajo. A mediados de ladécada de 1990, los pozos horizontales habíancomenzado a resultar efectivos en materia de cos-tos, mientras que las bombas de cavidad progre-siva y las eléctricas sumergibles habíanevolucionado para manejar crudos pesados ygrandes volúmenes. La tecnología resultabaentonces apropiada para el desarrollo comercialdel petróleo pesado de la Faja.

Hoy, se estima que la región contiene 216 milmillones de m3 [1.36 trillones de barriles] depetróleo en sitio. La Asociación Estratégica dePetróleo Pesado del Orinoco que se formó paradesarrollar las reservas del Orinoco, consiste decuatro compañías que operan bajo un esquemade riesgos compartidos.20 Operadora Cerro Negro,que incluye a ExxonMobil, Veba Oil & Gas y

PDVSA, permanece activa en el área de CerroNegro; Petrozuata (ConocoPhilips y PDVSA) ySincor (TotalFinalElf, Statoil y PDVSA) estándesarrollando concesiones en el área Zuata; yAmeriven (ConocoPhillips, ChevronTexaco yPDVSA) en Hamaca. El objetivo es alcanzar unaproducción de petróleo pesado de 95,300 m3/d[600,000 B/D] para el año 2005 y mantener esterégimen por 35 años.

Plan básico de desarrollo—Petrozuata fue el pri-mero de cuatro proyectos en entrar en operación,comenzando sus actividades en 1997. Los estudiosefectuados previos al desarrollo indicaron que parael desarrollo primario de esta zona, era mejor utilizarpozos horizontales con producción en frío en vez deinyección cíclica de vapor en pozos verticales u hori-zontales. El modelo de yacimiento original, cons-truido con datos limitados de registros de pozos yningún dato sísmico, se componía de una sucesión

de extensos depósitos fluviales que coalescieronpara formar cuerpos de arenisca continuos bienconectados. Se estimaba que estos cuerpos de are-nisca tenían por lo menos 15 m [50 pies] de espesory residían en fajas de canales de varios kilómetrosde ancho, con rumbo suroeste-noreste.

Petrozuata dividió sus 300 km2 [74,000 acres]de concesión en rectángulos de drenaje de 1600 mpor 600 m [5249 pies por 1968 pies] y planificó per-forar dos pozos horizontales en un solo cuerpo dearenisca desde una localización de pozos múlti-ples (pad) ubicada en los límites de dos rectángu-los de drenaje. Cada pozo poseía una secciónhorizontal de 1200 a 1500 m [3940 a 4921 pies] delargo, perforada de este a oeste para atravesarvarios canales. Estas secciones estaban termina-das con una tubería ranurada (izquierda). Debido aque los cuerpos de arenisca podrían estar local-mente aislados, era importante desarrollar más deun cuerpo de arenisca dentro de cada rectángulo.Cada localización contenía entonces entre 4 y 12pozos. El primer pozo es un pozo estratigráfico ver-tical, perforado solamente para obtener informa-ción. En este pozo se adquieren registros y a vecesse extraen núcleos, y después se abandona. Luegode correlacionar el pozo estratigráfico con otrospozos y con los datos sísmicos 3D, se seleccionanlas mejores areniscas para el emplazamiento delos pozos horizontales; las mejores significan ini-cialmente las de mayor espesor en y alrededor dela localización, acorde con las restricciones delplan de desarrollo del yacimiento. Como se verá,el diseño de los pozos horizontales evolucionóconsiderablemente durante el proyecto.

Cada pozo es equipado con una bomba eléc-trica sumergible o una bomba de cavidad progre-siva para levantar el crudo a la superficie. Seinyecta un diluyente—nafta, o petróleo liviano de47°API—en algún momento para reducir la visco-sidad y mejorar la deshidratación. Se agrega un

46 Oilfield Review

1600 m 1600 m

1200 m

Localización de pozos múltiples (pad)

600

m

1200 m

Vista en plantaTubería de

revestimiento de133/8 pulgadas


95/8 pulgadas

Tubería ranuradade 7 pulgadas

Inyección de un dilyuente parala bomba eléctrica sumergible

Bomba eléctricasumergible o de

cavidad progresiva

> Pozo horizontal terminado con un solo tramo lateral. La vista en plantamuestra el esquema inicial de desarrollo: dos pozos perforados en direccióneste-oeste de 1200 m [3940 pies] de longitud desde la localización de pozosmúltiples (pad) drenan dos rectángulos, cada uno de 1600 por 600 m [5249 por1968 pies]. Estos pozos drenan una arenisca, otros pozos de la misma locali-zación de pozos múltiples están emplazados verticalmente por encima o pordebajo para drenar otras areniscas. Dentro del pozo se agrega una línea a laterminación (color negro) para inyectar un diluyente; esto sólo si se instalauna bomba eléctrica sumergible.

Densidad, grados API5 10 15 20 25

Visc

osid

ad, c

p

100,000

10,000

1000

100

10

1

CanadáFaja del OrinocoLago de MaracaiboOtros

> Relación entre la viscosidad y la densidad API para diferentes áreas depetróleo pesado. (Adaptado de Ehlig-Economides et al, referencia 4.)


diluyente adicional a los centros de recolecciónde la localización antes de que las bombas multi-fásicas envíen la mezcla de 16°API a una plantacentral de procesamiento y luego a la instalaciónde mejoramiento del crudo situada en la costanorte de Venezuela. El aditivo de mejoramientodel crudo sintetiza el petróleo mediano y otrosproductos de exportación, extrayendo al mismotiempo la nafta para retornarla al campo.

Multilaterales—El éxito económico del pro-yecto depende de la perforación de pozos hori-zontales de alta productividad y de mínimo costo.Petrozuata había esperado obtener una produc-

ción promedio de entre 190 y 238 m3/d [1200 y1500 B/D] por pozo. Desafortunadamente, el pro-medio de los primeros 95 pozos laterales simplesalcanzó sólo 127 m3/d [800 B/D]. Quedaba claroque algo no se hallaba acorde con el plan.

El primer indicio radica en los registros depozos adquiridos mientras se perforaban lospozos horizontales.21 Algunos pozos poseíanintervalos largos y continuos de arenisca de altacalidad, mientras que otros penetraban interva-los más cortos de areniscas separadas por largosintervalos de limolita no productiva (arriba). Losintervalos cortos de areniscas significaban que el

pozo estaba penetrando yacimientos delgadosconectados a volúmenes de petróleo pequeños.Las resistividades en estas areniscas eran gene-ralmente bajas, lo cual indicaba la mala calidaddel yacimiento. Estos factores explicaron elpobre comportamiento del pozo y mostraron quela geología era más complicada de lo que origi-nalmente se esperaba.

A fines de la década de1998, Petrozuata lanzóun amplio programa de adquisición de datos paracaracterizar mejor el yacimiento. Se adquirierondatos adicionales de registros y de núcleos ennuevos pozos estratigráficos, perforados en laslocalizaciones de los pozos y entre localizacio-nes.22 Los estudios mostraron que el yacimientocontenía no solo depósitos fluviales sino tambiéndepósitos de canales distributarios y de estuariosde marea.23 Estos últimos dos poseen una relaciónentre espesor bruto y espesor neto muy variable,una relación entre la permeabilidad horizontal yvertical, kv/kh, más baja, y una menor conectivi-dad. Como resultado, se percibió que el espesorpromedio de la capa era de 9 m [30 pies] y no de15 m como se pensaba, con la mayor parte delpetróleo producible almacenado en capas de 6 a12 m [20 a 39 pies] de espesor. Los datos prove-nientes de los 149 pozos estratigráficos tambiénsuministraron la información necesaria para eva-luar la distribución de los cuerpos de arenisca.

19. En una arenisca de alta calidad, la permeabilidad puedeser de 20 D y la viscosidad del petróleo vivo de 2000 cp,lo que corresponde a una movilidad de 10 mD/cp, com-parable a la que se observa en muchos yacimientos depetróleo liviano.Trebolle RL, Chalot JP y Colmenares R: “The OrinocoHeavy-Oil Belt Pilot Projects and Development Strategy,”artículo de la SPE 25798, presentado en el SimposioInternacional de Operaciones Térmicas de la SPE,Bakersfield, California, EUA, 8 al 10 de febrero de 1993.

20. Layrisse I: “Heavy-Oil Production in Venezuela: HistoricalRecap and Scenarios for the Next Century,” artículo dela SPE 53464, presentado en el Simposio Internacionalde la SPE de Química del Campo Petrolero, Houston,Texas, USA, 16 al 19 de febrero de 1999.

21. Stalder JL, York GD, Kopper RJ, Curtis CM, Cole TL yCopley JH: “Multilateral-Horizontal Wells Increase Rateand Lower Cost Per Barrel in the Zuata Field, Faja,Venezuela,” artículo de la SPE 69700, presentado en el

Rayo

s gam

ma

3000Prof., pies 4000

5000

6000

7000

3000Prof., pies

020

00

200

API

0.2

2000

Resis

tivida

d

0.2

2000

ohm

-mAP

I

Resis

tivida

doh

m-m

Rayo

s gam

ma

Rojo = petróleo neto: resistividad > 20 ohm-m

Amarillo = arenisca en los registros de rayos gamma

Verde = limolita o lutita no productiva: resistividad < 20 ohm-m

Verde = limolita o lutita no productiva en los registros de rayos gamma40

00

5000

6000

A

B

> Registros adquiridos durante la perforación de dos pozos horizontales. El pozo A atraviesa unaarenisca continua de alta calidad a lo largo de la sección de 1525 m [5000 pies] de longitud; el pozo Bmuestra intervalos cortos de arenisca generalmente de menor resistividad, con intercalaciones delimolita. Estas areniscas cortas poseen probablemente sólo unos pocos metros de espesor vertical-mente. Las areniscas delgadas y de baja calidad se observan principalmente en depósitos de unambiente influenciado por el mar.

Simposio Internacional de Operaciones Térmicas y dePetróleo Pesado de la SPE, Porlamar, Isla Margarita,Venezuela, 12 al 14 de marzo de 2001.

22. Para mediados del año 2001 el conjunto de datos incluía:149 pozos estratigráficos, 298 laterales, 291 km2 de datossísmicos 3D, 18 estudios de tiros de pruebas de veloci-dad, 3 VSPs, 137 sismogramas sintéticos, 8 pozos connúcleo completo (4 fuera del área), 6 registros de imáge-nes (3 en pozos con núcleos), 2229 núcleos laterales de51 pozos, bioestratigrafía en 335 muestras de 17 pozos,geoquímica en 243 muestras de 23 pozos, y 12 muestrasde petróleo y 6 muestras de gas.

23. Kopper R, Kupecz J, Curtis C, Cole T, Dorn-López D,Copley J, Muñoz A y Caicedo V: “ReservoirCharacterization of the Orinoco Heavy Oil Belt: MioceneOficina Formation, Zuata Field, Eastern VenezuelaBasin,” artículo de la SPE 69697, presentado en elSimposio Internacional de Operaciones Térmicas y dePetróleo Pesado de la SPE, Porlamar, Isla Margarita,Venezuela, 12 al 14 de marzo de 2001.

Para drenar areniscas más delgadas y másdiscontinuas, era obvio que se necesitarían tra-mos laterales adicionales y diseños de pozosmás complejos. Debido al costo de un pozo nuevocompleto, los pozos multilaterales ofrecían unasolución atractiva (véase “Nuevos aspectos de la

construcción de pozos multilaterales,” página 56).Sin embargo, más tramos laterales no seríanefectivos si no se desarrollaba la habilidad deubicarlos con exactitud. Tres factores clave hancontribuido a maximizar el conteo de arenisca yoptimizar el emplazamiento: primero, una conver-

sión de tiempo a profundidad precisa de losdatos sísmicos 3D utilizando registros de lospozos estratigráficos; segundo, una identificacióny correlación de los marcadores geológicos prin-cipales a través de todo el campo; y tercero, unconocimiento del espesor neto esperado y su dis-tribución areal obtenido de un mejor modelo defacies sedimentarias. Luego, durante la perfora-ción, los registros de resistividad y de rayosgamma adquiridos durante la perforación (LWD,por sus siglas en inglés) se integran con el volu-men sísmico 3D y con los estudios de caracteri-zación de yacimientos para comparar laformación hallada con la predicción geológica. Sifuera necesario, la trayectoria del pozo se modi-fica, o se desvía para optimizar la cantidad dearenisca perforada.

Con un mejor emplazamiento lateral, se pue-den utilizar diferentes tipos de pozos multilatera-les para distintos propósitos y diferentesambientes geológicos (izquierda). Todos los late-rales, excepto las ramificaciones tipo espina dor-sal, se terminan con una tubería de revestimientoutilizando conexiones del Nivel 3.24 La bomba secoloca por encima del lateral superior, siempreque no quede a más de 45 m [148 pies] del late-ral más profundo. Los pozos multilaterales tipoespina dorsal son particularmente aptos paraexplotar cuerpos de arenisca delgados y multi-capa, depositados en un ambiente casi marino.Las ramificaciones tipo espina dorsal del proyectoPetrozuata generalmente se perforan hacia arribaen forma de arco hasta unos 300 m [984 pies] dedistancia de la espina, y se elevan verticalmenteunos 7 a 15 m [23 a 50 pies], para penetrar dife-rentes lentes dentro del cuerpo de arenisca y a finde facilitar el drenaje gravitacional del petróleonegro al tronco principal. Se han utilizado ramifi-caciones más largas para explotar areniscas del-gadas y aisladas hasta 122 m [400 pies] arriba dellateral. El pozo multilateral promedio con ramifi-caciones tipo espina dorsal incluye una red de

48 Oilfield Review

24. Una conexión del Nivel 3 posee un pozo entubado ycementado con un tramo lateral entubado, pero nocementado.Bosworth S, El-Sayed HS, Ismail G, Ohmer H, Stracke M,West C y Retnanto A: “Key Issues in MultilateralTechnology,” Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998):14–28.

25. Teóricamente, podría ser posible aumentar la longitudde un solo tramo lateral. En la práctica, esto no inter-cepta tantas areniscas de poco espesor y no fue unaopción por los problemas de producción de arena y porla dificultad de emplazar tuberías a distancias mayoresde 1850 m [6070 pies]. Además, la caída de presión porfricción durante la producción causaría un menorretorno por la longitud incrementada.

26. Summers L, Guaregua W, Herrera J y Villaba L: “HeavyOil Development in Venezuela—Well Performance andMonitoring,” presentado en la Conferencia Periódica dePozos Multilaterales Petróleo y de Gas, Galveston,Texas, EUA, 5 al 7 de marzo de 2002. http://www.global-energy-events. com/multilateral/proceedings.htm

Dual apilado

Dual tipo ala de gaviota

Costo respecto deun solo tramo lateral

1.58

1.67

2.54

1.18(9 espinas)

Características

Permite perforar dentro un rectángulode drenaje adyacente, eliminando así lanecesidad de una localización de pozosmúltiples (pad). Esto ahorrará entre50 y 70 localizaciones de pozos múltiples(US$ 43 millones).

El pie central intercepta el petróleodirectamente debajo de un rectángulo dedrenaje adyacente que no se drenaríade otro modo.

Triple tipo pie de cuervo

Dual tipo horquilla

Triple apilado

Tipo espina dorsal

Menos común, aunque se utiliza cuandolas otras opciones no se ajustan bien a lageología local.

La trayectoria del petróleo hacia el pozo esmás corta a través de una ramificaciónque a través de la roca. Esto ocurre enareniscas homogéneas y más aún enareniscas heterogéneas con barreras ycapas impermeables. Las ramificacionespueden agregarse a cualquier lateral.

Tipo de pozo

Puede también estar en tres dimensiones;un ejemplo es el triple tipo pie de cuervoque se muestra a continuación.

Accede a tanta arenisca como dos lateralessimples, pero a un costo total menor.

> Diferentes tipos de pozos multilaterales utilizados para explotar más petróleo y máseconómicamente en la Faja. Por ejemplo, las ramificaciones de los dos tramos latera-les opuestos deberían contribuir el doble que un lateral único por sólo un 58% más decosto. La elección del tipo de multilateral depende de la geología esperada. En áreascon cuerpos de areniscas de menor espesor y más desconectados, los pozos multila-terales permiten acceder a mayor cantidad de arenisca.


6100 m [20,000 pies] de pozo, mientras que elrécord de un solo pozo alcanza los 19,200 m[63,000 pies]. El desarrollo práctico combina dife-rentes tipos de pozos multilaterales desde unasola localización de pozos múltiples (izquierda).

Las ramificaciones tipo espina dorsal tambiénhan sido utilizadas para explorar yacimientos enla proximidad de un lateral. Debido a que loslaterales más profundos se perforan primero, lasramificaciones exploratorias verticales permitenevaluar la sección superpuesta y, en consecuen-cia, es posible optimizar o cancelar la perforaciónde laterales subsiguientes más someros. Lasramificaciones exploratorias proveen informaciónacerca de la presencia y del espesor de areniscasa un costo mucho menor que el de un pozo estra-tigráfico tradicional perforado verticalmentedesde la superficie. En general, la adopción exi-tosa por parte de Petrozuata y Schlumberger depozos multilaterales tipo espina dorsal repre-senta un paso importante en la técnica de desa-rrollo de campos.

Los pozos multilaterales aumentan clara-mente el largo de la arenisca abierta a la produc-ción por pozo, a cambio de sólo un moderadoincremento en los costos.25 Para Petrozuata, lasproducciones promedio de los pozos multilatera-les han sido consistentemente el doble de las depozos con un solo tramo lateral (izquierda).26 Enparticular, los cuerpos de arenisca más delgadosy más marinos producen tres veces más con mul-tilaterales. La ventaja de los pozos multilateralesse capta mejor examinando el índice de producti-vidad normalizado (NPI, por sus siglas en inglés);tasa de producción normalizada por la caída depresión y el largo de la arenisca. El NPI inicial de50 días de pozos con un solo tramo lateral perfo-rado en areniscas fluviales es el doble que el deareniscas marinas, pero sólo el 66% del de pozosmultilaterales que penetran todas las areniscas.

Prod

ucci

ón d

e pe

tróle

o, b

ppd

2500

2000

1500

1000

500

00 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

Todos los laterales en canales fluvialesTodas las areniscasPor lo menos un lateral en una arenisca marina

Canales fluvialesTodas las areniscasAreniscas marinas

Multilaterales

Un solo tramo lateral

4

3

2

1

0Un lateral,

fluvial(14 pozos)

Un lateral,marino

(20 pozos)

Multilateral

(6 pozos)

50 días500 días

Índi

ce d

e pr

oduc

tivid

ad n

orm

aliza

do,

bppd

/lpca

/100

0 pi

es

Días activos acumulados

Multilaterales – producciónpromedio de petróleo

Un solo tramo lateral – producción promedio de petróleo

< Comparación entre el comportamiento de po-zos con un solo tramo lateral y pozos con tramoslaterales múltiples. Los pozos multilaterales pro-ducen claramente más que los pozos con un solotramo lateral, particularmente en las areniscasmarinas más pobres (arriba). Esto no sorprende,porque el conteo de arenisca es mayor. Cuandola productividad se normaliza por el conteo dearenisca, la ventaja de los pozos multilateralesno resulta tan clara. Sin embargo, los pozos mul-tilaterales producen con menos caída de presiónpromedio que los pozos con un solo tramo lateral.Una vez que tanto el conteo de arenisca como lacaída de presión se incluyen en el índice de pro-ductividad normalizado (abajo), los pozos multila-terales muestran mejor comportamiento despuésde 50 días en todas las areniscas, y después de500 días en las areniscas marinas. En areniscasfluviales de mayor espesor, los pozos con un solotramo lateral y los pozos multilaterales se com-portan de manera similar luego de 500 días.

Lateral triple tipo pie decuervo con ramificacionestipo espina dorsal

Dos laterales apiladosDos laterales tipoala de gaviota

> Trayectorias reales de diez pozos multilaterales, de los cuales cuatroposeen ramificaciones tipo espina dorsal, perforados desde dos localizacio-nes de pozos múltiples en el área Zuata de la Faja. La habilidad para perforarestos pozos complejos ha dado como resultado una explotación de los cuer-pos de areniscas más efectiva y una mayor producción.

Para el flujo en condiciones seudo estables a los500 días, la productividad de los pozos multilate-rales es similar a la de pozos con un solo tramolateral perforado en areniscas fluviales de buenespesor, pero es superior en areniscas marinas.

La normalización de la recuperación acumu-lada por el largo efectivo de la espina dorsalindica que las ramificaciones sobrepasan en granmedida al pozo con un solo tramo lateral pene-trando el mismo paquete fluvial (derecha). Elmejor rendimiento del pozo justifica el aumentode 10 a 20 % en el costo del pozo por agregado deramificaciones. Sin embargo, la normalización porel largo total efectivo—espina y ramificaciones—indica que el rendimiento de las ramificacionescae por debajo del de un pozo promedio con unsolo tramo lateral. Esto sugiere que la interferen-cia del flujo ocurre entre la espina y los segmen-tos de las ramificaciones cerca de la espina,especialmente en un paquete de areniscas bienconectadas entre sí. Por esta razón, la perforacióntipo espina dorsal se ha concentrado en apuntar amenos facies marinas bien conectadas entre sí.

En este desarrollo de petróleo pesado, lospozos multilaterales han demostrado ser unmétodo efectivo en materia de costos para acele-rar la producción y explotar reservas acumuladasen areniscas más delgadas. En el futuro, estospozos permitirán un agotamiento mayor del yaci-miento antes de que se alcance el límite econó-mico.27 Los pozos multilaterales y su mejor

emplazamiento en los cuerpos productivos ayuda-ron a Petrozuata a alcanzar su producción objetivode 19,070 m3/d [120,000 B/D] a fines de 2001.

Evaluación de formaciones—Los pozos multi-laterales mejoraron la producción de Petrozuata yaque permitieron explotar intervalos de arenisca

más largos en cada tramo horizontal. Mientrasque las areniscas delgadas pueden representarmenos problemas en otras áreas de la Faja, la vis-cosidad del petróleo y la calidad de la arenisca sonfactores importantes en todas partes. La viscosi-dad del petróleo y por ende, la movilidad, pueden

50 Oilfield Review

Núcleo saturado conpetróleo a 54ºC

Poro

sida

d in

crem

enta

l, % Petróleo puro a 54ºC

Tiempo de relajación T2, ms0.1

0

2

4

6

8

10

1 10 100 1000

A

Agua irreducible


0.1 1 10 100 1000

Poro

sida

d in

crem

enta

l, %

0

2

4

6

8

10

Tiempo de relajación T2, ms

B


0.1


1 10 100 1000

Poro

sida

d in

crem

enta

l, %

0

2

4

6

8

10

Tiempo de relajación T2, ms

C

0.1 1 10 100 1000 10,000 100,000Viscosidad, cp

0.0001

0.001

0.01

0.1

0.1

1.0

T2 (TE = 0.2 ms)

D

Tiem

po d

e re

laja

ción

T1 o

T2,

s

< Mediciones en muestras de petróleo y taponesde núcleos, que demuestran que la viscosidaddel petróleo se puede determinar a partir de larespuesta de mediciones de RMN de la rocayacimiento. La distribución de T2 del núcleo satu-rado de petróleo (A) es mucho menor que la delpetróleo puro, lo cual refleja la menor cantidadde petróleo en el núcleo. Sin embargo, los picosocurren al mismo tiempo, lo que indica que elpetróleo en la muestra del núcleo no se halla sig-nificantemente afectado por la relajación super-ficial y refleja la relajación volumétrica del petró-leo. Esto implica que la señal de RMN se originaprincipalmente del petróleo que no está en con-tacto con la roca, como ocurre en un yacimientomojado por agua. (B) El tapón del núcleo se lim-pia, luego se llena con agua y se centrifuga pararemover todo menos el agua irreducible. En are-niscas buenas y productivas como éstas, el volu-men de agua irreducible es mucho menor que elvolumen de petróleo. (C) El desplazamiento en T2se explica casi completamente por la disminu-ción de la viscosidad a medida que aumenta latemperatura. Nótese que a 27°C [80°F], en parti-cular, la distribución todavía está declinando a0.1 ms, lo cual indica que alguna señal se harelajado demasiado rápido como para sermedida. (D) La correlación más comúnmente uti-lizada se muestra entre la viscosidad y la medialogarítmica de T2 de los petróleos, con algúnajuste por encima de los 100 cp para dar cuentade los efectos del petróleo pesado.

1000

bbl

de

petró

leo

por

1000

pie

s >

20 o

hm-m

250

200

150

100

50

00 6 12 18 24

Meses

Sólo longitud de la espinade 2 pozos con ramificacionestipo espina dorsal

2 pozos con ramificacionestipo espina dorsal:espina + longitud deramificaciones laterales

14 pozos con unsolo tramo lateral

> Comparación de la producción de petróleo acumulada cada 1000 pies[304 m] de arenisca de 14 pozos con un solo tramo lateral (color negro) yde dos pozos con ramificaciones tipo espina dorsal perforados en lamisma arenisca. Si al calcular solamente el conteo de arenisca se toma encuenta sólo el largo de la espina, el rendimiento tipo espina dorsal (colormorado) es mucho mejor que el de los pozos con un solo tramo lateral, locual muestra que las ramificaciones contribuyen en forma significativa ala producción. Si se utiliza la longitud total de la espina y las ramificacio-nes (color verde), el rendimiento es más bajo, lo cual indica que las ramifi-caciones no contribuyen tanto como la espina. Debido a que la curva delos pozos con un solo tramo lateral yace entre las dos curvas de pozos conramificaciones tipo espina dorsal, es posible estimar que la contribuciónpor cada 1000 pies de arenisca de una ramificación es cerca de la mitadde la contribución de la espina.


variar entre las areniscas tanto vertical como hori-zontalmente a través de toda la Faja.28 Algunasareniscas, generalmente las que están muy próxi-mas al agua, contienen petróleo con una viscosi-dad bastante mayor. El grado al cual el agua “halavado” el petróleo puede controlar la densidad, laviscosidad y la química del petróleo. En el áreaZuata, existe un contacto agua-petróleo bastante

mientas modernas, incluyendo la herramientaCombinable de Resonancia Magnética CMR. Laresonancia magnética nuclear (RMN) es la téc-nica de adquisición de registros más directa paraestimar la viscosidad del petróleo y la saturaciónde agua irreducible en sitio, y ha probado ser exi-tosa en otras partes de la Faja.30 Es bien sabidoque el tiempo de decaimiento de la señal deRMN, T2, del petróleo medio y liviano se halladirectamente relacionado con la viscosidad delpetróleo. Los resultados de laboratorio confirmanque las mediciones de RMN se pueden utilizarpara estimar la viscosidad de petróleos pesadosencontrados en la Faja (página anterior, abajo). Apesar de que la exacta transformación necesitaser refinada, se considera que la predicción rela-tiva es confiable.

Las herramientas de adquisición de registrosde RMN registran la distribución de T2 continua-mente en sitio (arriba). La herramienta CMR

27. Supongamos que el límite económico de un pozo es de 8 m3/d [50 B/D]. Este valor puede alcanzarse cuando laproducción de cada rama de un pozo con dos tramoslaterales opuestos es de 4 m3/d [25 B/D]; claramentemucho más tarde que para un pozo lateral simple.

28. Kopper et al, referencia 23.29. Guzman-García AG, Linares LM y Decoster E:

“Integrated Evaluation of the Cerro Negro Field forOptimized Heavy Oil Production,” Transcripciones del43er Simposio Anual de Adquisición de Registros de laSPWLA, Oiso, Japón, 2 al 5 de junio de 2002, artículo T.

30. Carmona R y Decoster E: “Assessing ProductionPotential of Heavy Oil Reservoirs from the Orinoco Beltwith RMN Logs,” Transcripciones del 42do SimposioAnual de Adquisición de Registros, Houston, Texas, EUA,17 al 20 de junio de 2001, artículo ZZ.

Calibre

-2 8pulg

Prof.pies

X500

X600

RXO

Rt

InvasiónRevoque

defiltración

Agranda-miento

LL somero

0.2 2000ohm-mLL profundo

0.2 2000ohm-m

0.2 2000ohm-m

0.2 2000ohm-m

Permeabilidad k-Lambda

mDPermeabilidad de núcleo

Petróleo ocultoHidrocarburo desplazado

Agua irreducible

Análisis de fluidos

Agua

0.5 0vol/volPorosidad de núcleo

50 0

Hidrocarburo desplazadoAgua irreducible

Agua

Petróleo ocultoCalcitaCuarzoCarbón

Agua ligadaKaolinita

Ilita

Análisis volumétrico

1 0vol/vol

Distribución de amplitud

Limitador de T2

0.1 3000ms

Viscosidaddel petróleo

2000 20,000cp


0.1 30002000 20,000cp


Petróleo

Petróleo

ms

T2

300,000 1mD

300,000 1

Agua

Petróleo

> Registros y resultados interpretados de un pozo estratigráfico de la Faja. En el Carril 1, la resistivi-dad identifica claramente la zona de agua; en el Carril 2, las permeabilidades derivadas del registro ydel núcleo coinciden bien, particularmente en la zona de agua. Los Carriles 3 y 4 muestran los fluidosy el análisis volumétrico total junto con la porosidad del núcleo. Nótense el alquitrán y las fraccionesdel petróleo más pesado “no percibidas” por el registro de RMN debido a la muy rápida declinación,y al hidrocarburo desplazado (calculado del volumen de filtrado observado en la distribución de T2por encima de los 33 ms). Las distribuciones de T2 en el Carril 5 se promedian a lo largo de 0.6 m [2 pies], y las del Carril 7 a lo largo de 3 m [10 pies]. La señal de petróleo se transforma en viscosidaden el Carril 6. Los resultados de ambas carreras, la principal y la repetida, coinciden bien.

predecible, pero no es así en cualquier otra partede la Faja. Las areniscas con agua se puedenencontrar entre las areniscas con petróleo; enalgunas areniscas, el agua se puede encontrar porencima del petróleo pesado; algo no muy sorpren-dente, debido a que el agua es más liviana. Enotras areniscas más pobres, no es obvio si el aguaes irreducible o de libre movilidad. Existen tambiénareniscas delgadas con gas. Finalmente, la calidadde la arenisca varía y sus permeabilidades cubrenun rango de menos de 1 D a más de 10 D.

Operadora Cerro Negro, otra compañía opera-dora en la Faja, descubrió que el desarrollo exi-toso dependía de la identificación de areniscasque contienen petróleo, de la determinación de laviscosidad del petróleo y de la predicción delpotencial de producción de agua.29 Con estascuestiones en consideración, se extrajeronnúcleos de una serie de pozos estratigráficos y seadquirieron registros en los mismos con herra-

puede registrar la distribución de T2 hasta los 0.1ms, el mismo rango que los instrumentos de labo-ratorio, de modo que los resultados derivados dellaboratorio pueden aplicarse a los registros. Enlas areniscas con petróleo, la distribución de T2

obtenida a partir de registros es similar a la obte-nida de núcleos saturados con petróleo, peroincluye una señal importante por encima de los33 ms. Luego de que se aísla la señal de petróleo,la media logarítmica de T2 del pico de petróleo secalcula y convierte a viscosidad. La viscosidad esmoderadamente alta para el área, y aumentaconstantemente hasta el contacto agua-petróleo.

En el ejemplo previo, la zona de agua es cla-ramente identificada por el registro de resistivi-dad. En cualquier otra parte, la resistividadmuestra cantidad significante de agua, pero noestá claro si esta agua se encuentra a saturaciónirreducible (arriba). En yacimientos de areniscascon petróleo liviano, el volumen de agua irreduci-ble se estima de la señal de RMN por debajo de

los 33 ms, pero es difícil extraer esta informaciónen petróleos pesados porque la señal de aguairreducible se halla mezclada con la señal depetróleo. Seleccionando cuidadosamente loslimitadores (valores de corte, cuttoffs), es posiblerealizar estimaciones suficientemente precisaspara distinguir las areniscas con agua irreduciblede las que contienen agua libre.

Por una razón similar—mezcla de señales deagua irreducible y de petróleo—las estimacionesde la permeabilidad a partir de mediciones deRMN no son precisas en yacimientos de petróleopesado. En cambio, Operadora Cerro Negroestimó exitosamente la permeabilidad utilizandola forma mineralógica del método k-Lambda.31

Esta técnica depende de la medición de los volú-menes de los principales minerales presentes, enparticular las arcillas, ya que éstas contribuyenfuertemente con el área superficial y por lo tantocon la permeabilidad. A partir de análisis denúcleos, se ha detectado que la kaolinita y la ilita

son las arcillas más comunes de la Faja. Éstas,además del cuarzo y la calcita, se pueden cuanti-ficar fácilmente mediante espectroscopía naturalde rayos gamma y otros registros nucleares. Losresultados coinciden con las mediciones denúcleos en zonas con agua, y también con la per-meabilidad inferida a partir de las pruebas deincremento de presión, registradas durante laobtención de muestras de agua con probadoresde la dinámica de la formación operados a cable.Mediante un programa adecuado de adquisiciónde datos en pozos estratigráficos, los ingenierosde Operadora Cerro Negro han sido capaces dederivar estimaciones preliminares de la viscosi-dad del petróleo y de la permeabilidad del yaci-miento a partir de los registros, así como decomprender la producibilidad de las areniscasque contienen petróleo. Estos datos son funda-mentales para la optimización exitosa del desa-rrollo de Operadora Cerro Negro.

52 Oilfield Review

RXO

Rt

Invasión

LL somero

0.2 2000ohm-mLL profundo

0.2 2000ohm-m

0.2 2000ohm-m

0.2 2000ohm-m

1 0vol/vol 0.1 3000ms 2000 20,000cp

X100

Porosidad de núcleo

50 0 0.1 3000ms

T2

mD

300,000 1mD

300,000 1

A

B

Calibre

-2 8pulg

Prof.pies

Revoquede

filtración

Agranda-miento

Permeabilidad k-Lambda

Permeabilidad de núcleo

Petróleo ocultoHidrocarburo desplazado

Agua irreducible

Análisis de fluidos

Agua

0.5 0vol/vol

Petróleo

Hidrocarburo desplazadoAgua irreducible

Agua

Petróleo ocultoCalcitaCuarzoCarbón

Agua ligadaKaolinita

IlitaAnálisis volumétrico

Petróleo


Limitador de T2



> Registros y resultados interpretados de un pozo que posee una arenisca con agua libre (A) porencima de una arenisca sin agua libre y por ende, a saturación de agua irreducible (B). El volumen deagua irreducible se determina de la señal de RMN debajo de los 33 ms, luego de tener en cuenta laseñal de petróleo pesado y el agua ligada a la arcilla. El volumen total del agua se determina a partirde la resistividad.


Canadá—Enormes depósitos somerosCon 400 mil millones de metros cúbicos [2.5 tri-llones de barriles], Canadá posee la porción másgrande de las reservas de bitumen y de petróleoultrapesado del mundo.32 El depósito más cono-cido son las areniscas petrolíferas Athabasca, enAlberta, Canadá (arriba). Los exploradores y caza-dores reportaron por primera vez haber encon-trado afloramientos de areniscas llenas dealquitrán a fines de la década de 1700. A princi-pios de la década de 1900, aparecieron métodosal estilo minería para explotar el petróleo tipoasfalto como material de pavimentación.Actualmente, varias compañías están desarro-llando proyectos para explotar estas areniscas,que contienen bitumen de 7.5 a 9.0°API, cuya vis-cosidad alcanza hasta 1,000,000 cp a tempera-tura de yacimiento (15°C) [59°F]. La explotaciónminera de superficie de las areniscas es una

industria importante y en crecimiento en el área,donde compañías como Syncrude Canada,Suncor Energy y Shell Canada extraen crudo deminas. Las areniscas petrolíferas Athabasca pro-veen actualmente cerca de un tercio de la pro-ducción total de petróleo de Canadá y se esperaque provean el 50% para el año 2005.33

Varios operadores están invirtiendo en yaci-mientos más profundos que sólo se pueden alcan-zar a través de pozos. La alta viscosidad de loscrudos de Athabasca no hace posible la produc-ción en frío de los pozos. Sin embargo, una vezque el petróleo se calienta, fluye fácilmente, demodo que las compañías están invirtiendo en ins-talaciones de inyección de vapor de agua desde elprincipio de la explotación de estos yacimientos.

EnCana es la primera de las tres fases delProyecto Termal del Lago Cristina, el cual, seestima que a lo largo de sus 30 años de vida, pro-ducirá unos 95 millones de m3 [600 millones debarriles] de petróleo de las areniscas de laFormación McMurray.34 La producción se llevará acabo a través de drenaje gravitacional asistidopor vapor (SAGD, por sus siglas en inglés), unatécnica desarrollada en Canadá y probada envarios estudios piloto. Pares de pozos horizonta-les paralelos apilados constituyen los elementosbásicos del concepto SAGD (abajo). El vaporinyectado en el pozo superior calienta un volumende petróleo circundante, disminuyendo su viscosi-dad lo suficiente como para permitirle fluir haciael pozo inferior, el cual es un pozo productor.

Petró

leo

Vapo

r

Roca sello

Arenisca

Lutita

Inyección de vapor

El petróleo pesado calentadofluye hacia el pozo

> Concepto del drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD, por sussiglas en inglés). Los pozos horizontales perforados en pares apiladosconstituyen la unidad básica del proyecto SAGD (arriba). El vapor inyec-tado dentro del pozo superior derrite el petróleo circundante (abajo). Lafuerza de gravedad provoca que el petróleo movilizado fluya hacia el pozoinferior para su producción. Los pares de pozos SAGD se pueden perforarpara seguir las características sedimentarias o en patrones para optimizarla recuperación.

31.Herron MM, Johnson DL y Schwartz LM: “A RobustPermeability Estimator for Siliciclastics,” artículo de laSPE 49301, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA,27 al 30 de septiembre de 1998.

32. Canadian Petroleum Communications Foundation,http://www.pcf.ab.ca/quick_answers/default.asp

33. Gobierno de Alberta,http://www.energy.gov.ab.ca/com/Sands/default.htm

34. Suggett J, Gittins S y Youn S: “Christina Lake ThermalProject,” artículo de la SPE/Sociedad Petrolera de CIM65520, presentado en la Conferencia Internacional deTecnología de Pozos Horizontales de las SPE/SociedadPetrolera de CIM, Calgary, Alberta, Canadá, 6 al 8 denoviembre de 2000.

FortMcMurray

Edmonton

Calgary

AreniscasAthabasca

A L B E R T A

> Areniscas petrolíferas Athabasca de Alberta,Canadá.

Se han perforado casi 75 pozos estratigráficosy se han efectuado levantamientos sísmicos 2D y3D. Las areniscas McMurray poseen entre 20 y58 m [65 y 190 pies] de espesor, 30 a 35% deporosidad y una permeabilidad que varía entre 3y 10 D. La alta calidad y el buen espesor de laarenisca productiva convierte a estos yacimien-tos en buenos candidatos para la utilización de latécnica SAGD. Sin embargo, el análisis denúcleos muestra la presencia de algunas capasde lodolitas dentro de la arenisca productiva.Estas capas actuarán probablemente como barre-ras para el vapor ascendente. La extensión lateraly continuidad de las lodolitas impermeables aúnse desconocen y se espera que ejerzan influenciaen la velocidad de ascenso del vapor.

Como con cualquier proyecto de inyección devapor, el objetivo es producir tanto petróleo comosea posible con el mínimo capital y con los meno-res costos de producción. La relación vapor-petró-leo (SOR, por sus siglas en inglés) es la variablemás importante que afecta la rentabilidad econó-mica del proyecto. El objetivo clave de la Fase 1 esreducir la incertidumbre en el pronóstico de larelación SOR del proyecto, que actualmente seespera que promedie 1.9. (Para obtener mayorinformación acerca de la reducción de incertidum-bres, véase “Comprensión de la incertidumbre,”página 2). EnCana planifica vigilar la producciónutilizando sísmica 4D, secciones sísmicas trans-versales y levantamientos EM transversales.

EnCana espera perforar de 250 a 360 pares depozos SAGD, cada uno con una sección horizontalde 500 a 750 m [1640 a 2460 pies] de largo. Lospozos inyectores y productores se terminan contuberías ranuradas en las secciones horizontales.El resto del pozo se termina con una tubería derevestimiento cementada. Uno de los desafíos enun proyecto termal consiste en mantener la inte-gridad del sello del cemento. Esto previene lacomunicación entre las formaciones y hacia lasuperficie. Las operaciones de cementación inicia-les pueden proveer un buen sello hidráulico, perolos cambios de presión y de temperatura que sedesarrollan como consecuencia de la inyección devapor pueden inducir esfuerzos y destruir la inte-gridad del cemento. Los cambios en las condicio-nes de los esfuerzos en el subsuelo que ocurrendurante la vida de un pozo SAGD son extremos.Las altas temperaturas y la alternancia entre lainyección de vapor y la producción de petróleopueden originar daño mecánico y falla extrema.

Un nuevo sistema de cemento de Schlumbergerque ofrece una mayor flexibilidad resiste el agrie-tamiento. La tecnología avanzada de cemento fle-xible FlexSTONE mantiene altas resistencias a la

compresión y a la tracción respecto de las ofreci-das por los cementos convencionales.35 Seispozos en la Fase 1 del proyecto del Lago Cristinahan sido cementados con cemento FlexSTONE,diseñado para mantener la impermeabilidad y fle-xibilidad a los efectos de permitir la expansióntermal de la tubería de revestimiento y delcemento (véase “Soluciones de largo plazo parael aislamiento zonal,” página 18).

Petro-Canada está siguiendo un enfoque simi-lar para desarrollar las areniscas de petróleo enel Campo MacKay River. Los levantamientos sís-micos, los núcleos y registros de más de 200pozos de delineación, ayudan a identificar la pre-sencia, el espesor y la extensión areal del petró-leo.36 Las formaciones ricas en petróleo, quecontienen reservas estimadas de 36 a 47 millonesde m3 [230 a 300 millones de bbl], se encuentrana unos 122 m [400 pies] de profundidad, y susespesores varían entre 50 y 250 pies aproximada-mente. El crudo de 7 a 8°API será producido conel método SAGD. Se perforarán pares de pozoshorizontales SAGD de unos 1000 m [3280 pies] delongitud: uno cerca de la base del yacimiento, a 1m [3.5 pies] del fondo más o menos, y otro a 4.5m [15 pies] encima de aquél. Los pozos secomienzan con un ángulo de 45°en la superficie,de modo que pueden convertirse en horizontalesa los 400 pies de profundidad (arriba y próximapágina). El control de la producción de arena es

un tema de preocupación en las areniscas no con-solidadas con porosidades de 34% y permeabili-dades de 5 a 10 darcies. Los pozos se completanen las secciones horizontales con tuberías ranura-das no cementadas. Algunos pozos poseen doscolumnas de tuberías de producción para produciro inyectar desde la punta o el talón del pozo.

54 Oilfield Review

Petró

leo

Vapo

r

> Equipo de perforación en ángulo en el somero Campo MacKay River, operado por Petro-Canada(derecha). Los pozos se inician con una inclinación de 45°, de modo que pueden volverse horizon-tales a la profundidad objetivo de 122 m [400 pies] (izquierda).

35. Stiles D y Hollies D: “Implementation of AdvancedCementing Techniques to Improve Zonal Isolation inSteam Assisted Gravity Drainage Wells,” artículo de lasSPE/Sociedad Petrolera de CIM/CHOA 78950, preparadopara su presentación en el Simposio Internacional deOperaciones Térmicas y de Petróleo Pesado de la SPE y la Conferencia Internacional de Tecnología de PozosHorizontales, Calgary, Alberta, Canadá, 4 al 7 de noviembre de 2002.

36. Stott J: “Canada’s Oil Sands Revival Special Report,” Oil& Gas Journal 100, no. 23 (10 de junio de 2002): 24–29.

37. Urgeli D, Durandeau M, Foucault H y Besnier J-F:“Investigation of Foamy-Oil Effect from LaboratoryExperiments,” artículo de la SPE 54083, presentado en elSimposio Internacional de Operaciones Térmicas y dePetróleo Pesado de la SPE, Bakersfield, California, EUA,17 al 19 de marzo de 1999.


Petro-Canada espera que sus pozos sean pro-ductores de alto volumen; de 318 a 477 m3/d defluido por día [2000 a 3000 bbl]. Actualmente exis-ten 25 pares de pozos en el Campo MacKay River.La inyección de vapor comenzó en el tercer tri-mestre de 2002 y la producción a fin de esemismo año. Se han planificado hasta 100 pares depozos adicionales para mantener la planta ope-rando a plena capacidad durante toda la vida delproyecto, que se estima en 25 años. Los planes devigilancia del yacimiento incluyen el control ruti-nario con medidores de temperatura de fibraóptica instalados en el fondo del pozo, pozos ver-ticales de observación y control sísmico mediantela aplicación de la técnica de lapsos de tiempo.

La técnica SAGD permite a los operadorescanadienses desarrollar sus recursos de arenis-cas petrolíferas en forma más completa y cau-sando menos daño al medio ambiente encomparación con los métodos de minería desuperficie.

Mayor producción de petróleo pesadoLas grandes cantidades de petróleo pesado yultrapesado dominan las reservas de hidrocar-buro del mundo, pero los recursos de petróleo yde gas convencionales que se producen másfácilmente, sobrepasan sus pesadas contrapar-tes en cuanto a los niveles de producción actua-les. Gran cantidad de reservas de loshidrocarburos más pesados aguardan nuevastecnologías que transformarán su explotación enproyectos económicamente posibles.

La comprensión de los mecanismos de pro-ducción en areniscas no consolidadas es un áreade estudio activo. Algunos yacimientos produceninesperadamente a altos regímenes y grandesvolúmenes cuando se estimula la producción dearena. A pesar de que este mecanismo no seentiende por completo, se asume que ocurrecuando los espacios que dejan los granos dearena desalojados coalescen para formar túneles,denominados “agujeros de gusano” (wormholes).

Los agujeros de gusano se propagan y formanredes similares a las fracturas, mejorando por lotanto la permeabilidad y la porosidad. Constituyeun reto para los productores de petróleo pesadopromover la formación de agujeros de gusano ala vez que se asegura la estabilidad de la forma-ción. El manejo de la arena producida constituyeotra preocupación.

Muchos investigadores están estudiando elcomportamiento del petróleo pesado “espu-moso.” Al disminuir la presión del yacimiento, elgas disuelto se dispersa como burbujas peque-ñas atrapadas por el petróleo viscoso. El petróleoespumoso resultante—con la consistencia de unmousse de chocolate—posee una viscosidadbaja.37 Se ha publicado que los yacimientos concomportamiento de petróleo espumoso ofrecenfactores de recuperación más altos que los espe-rados.

Los métodos mejorados de recuperación asis-tida de petróleo pueden destrabar los hidrocar-buros atrapados en muchos yacimientos depetróleo pesado. La inyección de agua calienteha tenido un éxito limitado. El agua no transfiereel calor tan efectivamente como lo hace el vapor,y la gran diferencia de viscosidad entre el agua yel petróleo pesado da como resultado un barridomenos que óptimo. También se ha probado enproyectos piloto la inyección de agua alternadacon la de gas o vapor (WAG o WAS, por sussiglas en inglés). Se ha probado la combustión ensitio, conocida como fireflooding, pero no seaplica extensivamente; se inyecta aire u otrocombustible gaseoso y se enciende el petróleo.El petróleo entibiado es desplazado hacia unpozo productor, dejando atrás los componentesmás pesados en una zona carbonizada.

Los métodos que pueden craquear los petró-leos pesados en sitio, es decir, separar las gran-des moléculas de las pequeñas en el fondo delpozo en lugar de en las instalaciones de superfi-cie, son el sueño de muchos especialistas enpetróleo pesado. La combinación de éstos conlas tecnologías existentes ayudarán a compren-der el valor entrampado en los trillones de barri-les de petróleo pesado que existen en nuestromundo. —LS, JS

56 Oilfield Review

Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales

José Fraija Hervé Ohmer Tom Pulick Rosharon, Texas, EUA

Mike Jardon Caracas, Venezuela

Mirush Kaja Eni AgipMilán, Italia

Ramiro Paez China National Offshore Operating Company(CNOOC)Yakarta, Indonesia

Gabriel P. G. Sotomayor Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras)Río de Janeiro, Brasil

Kenneth Umudjoro TotalFinaElfPort Harcourt, Nigeria

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Axel Destremau, Port Harcourt, Nigeria; RobertDillard y Jim Fairbairn, Rosharon, Texas, EUA; JamesGarner, Sugar Land, Texas; Gary Gill, Calgary, Alberta,Canadá; Heitor Gioppo y Joe Miller, Río de Janeiro, Brasil;Tim O’Rourke, Yakarta, Indonesia; y John Spivey,Universidad de Wyoming, Laramie, EUA. Herramienta de Adherencia del Cemento (CBT), DiscoveryMLT, ECLIPSE, FloWatcher, MultiPort, MultiSensor, NODAL,PowerPak XP, QUANTUM, RAPID (Acceso Confiable queProvee Drenaje Mejorado), RapidAccess, RapidConnect,RapidExclude, RapidSeal, RapidTieBack, USI (generador de Imágenes Ultrasónicas) y VISION475 son marcas deSchlumberger.

Los pozos de drenaje múltiples que emergen de un pozo principal ayudan a maximizar el contacto con el yacimiento.

Además de proporcionar un área de drenaje más extensa que la provista por un pozo individual, estas terminaciones

de pozos multilaterales pueden reducir el riesgo global de perforación y el costo total. Para satisfacer los objetivos

específicos de desarrollo de campos de petróleo y de gas en las exigentes condiciones actuales, los operadores

requieren conexiones (juntas, uniones, junturas) confiables entre la tubería de revestimiento primaria del pozo

principal y las tuberías de revestimiento de las ramificaciones laterales.

En aras de optimizar la producción, reducir loscostos y maximizar la recuperación de las re-servas, las compañías operadoras de la industriapetrolera están asignando cada vez más impor-tancia a las terminaciones de pozos multilaterales;ramificaciones o pozos de drenaje, perforadosdesde un pozo primario. Más del 10% de los68,000 nuevos pozos que se perforan cada añoson candidatos para este tipo de terminación. Latecnología de pozos multilaterales también seutiliza en operaciones de re-entrada en pozosexistentes.

Las formas básicas de pozos multilaterales seconocen desde la década de 1950, pero los pri-meros métodos de perforación y los equipos determinación iniciales resultaban adecuados sólopara ciertas aplicaciones. Las mejoras introduci-das en las técnicas de construcción de pozosdurante la década de 1990 permitieron a los ope-radores perforar y terminar cada vez más pozoscon ramificaciones laterales múltiples.1 En laactualidad, los pozos principales y los tramoslaterales pueden perforarse verticalmente, conaltos ángulos, u horizontalmente para afrontar lasdistintas condiciones del subsuelo.

Las configuraciones de los pozos multilatera-les varían desde un solo pozo de drenaje hastaramificaciones múltiples en arreglos de tipo aba-nicos horizontales, apilados verticalmente, o dostramos laterales opuestos (página siguiente). Laterminación de los tramos laterales se realiza aagujero descubierto o con tuberías de revesti-miento “desprendidas”—tuberías de revesti-miento que no están conectadas al pozoprincipal—cementadas o sin cementar. Otrosdiseños de terminación utilizan arreglos mecáni-cos para lograr una adecuada conexión, integri-dad hidráulica y acceso selectivo en las

conexiones entre las tuberías de revestimientode los tramos laterales y la tubería de revesti-miento primaria del pozo principal.

Como cualquier otra terminación de pozo, lastuberías de revestimiento para los tramos latera-les suelen incluir empacadores externos paragarantizar el aislamiento zonal o filtros (cedazos)mecánicos para el control de la producción dearena. La producción proveniente de los tramoslaterales individuales puede mezclarse entre sí ofluir hacia la superficie a través de sartas de pro-ducción independientes. Hoy en día, los pozostambién pueden incluir elementos de terminaciónde vanguardia para controlar y vigilar rutinaria-mente el flujo proveniente de cada ramificaciónlateral. En consecuencia, los riesgos de perfora-ción y terminación varían con la configuración delpozo, la complejidad de las conexiones, las nece-sidades de terminación del pozo y el equipo defondo.

Los tramos laterales múltiples permitenaumentar la productividad porque contactan unárea más extensa del yacimiento que un solopozo. En ciertos campos, la tecnología de perfora-ción de pozos multilaterales ofrece ventajas conrespecto a otras técnicas de terminación, talescomo los pozos verticales y horizontales conven-cionales, o los tratamientos de estimulación porfracturamiento hidráulico. Los operadores utilizanpozos multilaterales para alcanzar diversas for-maciones o más de un yacimiento, que represen-tan el objetivo, y para explotar reservas pasadaspor alto con un solo pozo. La tecnología de pozosmultilaterales a menudo constituye el únicomedio económico para explotar compartimentosgeológicos aislados, campos satélites remotos yyacimientos pequeños que contienen volúmenesde reservas limitados.

Los pozos multilaterales resultan especial-mente adecuados para conectar rasgos verticalesy horizontales del subsuelo, tales como fracturasnaturales, formaciones laminadas y yacimientosestratificados. Los pozos de drenaje múltiples, dealto ángulo u horizontales, intersectan más frac-turas naturales y a menudo permiten incrementarla producción más que si se utilizara un solo pozohorizontal o la estimulación por fracturamientohidráulico. La perforación de pozos multilateralesdebería contemplarse en entornos en los queresultan adecuados los pozos direccionales uhorizontales. Los pozos direccionales, horizonta-les y multilaterales optimizan el contacto delpozo con el yacimiento y permiten generar regí-menes de producción más altos y con menos caí-das de presión que los pozos verticales uhorizontales.

No obstante, existen límites respecto de lalongitud que puede tener una sola sección hori-zontal más allá de los cuales la fricción en lasparedes del pozo, en la tubería de revestimientoo de producción limita la producción del pozo. Lospozos multilaterales reducen las caídas de pre-sión por fricción durante la producción ya que elflujo se dispersa a través de dos o más ramifica-ciones laterales más cortas. Por ejemplo, dos tra-mos laterales opuestos reducen la caída de


presión durante el flujo respecto de la originadaen un solo pozo horizontal que tiene el mismocontacto con el yacimiento e igual régimen deproducción que los tramos laterales (véase“Consideraciones clave de diseño,” página 73).

Los pozos multilaterales exigen una inversióninicial adicional en equipos pero permiten bajarpotencialmente las erogaciones de capital totalesy los costos de desarrollo, así como los gastosoperativos debido a la menor cantidad de pozosnecesarios. Esta tecnología reduce las necesida-des en términos de cabezales de pozo, tubos ele-vados de las plataformas y terminacionessubmarinas, lo cual permite reducir los costos yoptimizar la utilización de las bocas de cabezalesde pozo (slots) en las plataformas marinas o elempleo de plantillas submarinas. Los pozos multi-laterales también permiten minimizar la exten-sión, o las huellas, de las localizaciones desuperficie y mitigar el impacto ambiental en tierra.Una menor cantidad de pozos reduce la exposiciónreiterada a los riesgos de perforaciones someras.

Las conexiones laterales constituyen un ele-mento crítico de las terminaciones de pozos mul-tilaterales y pueden fallar bajo la acción de losesfuerzos existentes en el subsuelo y ante lasfuerzas inducidas por la temperatura y las presio-nes diferenciales que se desarrollan durante la

producción del pozo. Las conexiones se dividenen dos grupos generales: aquellas que no pre-sentan integridad hidráulica (Niveles 1, 2, 3 y 4) ylas que sí lo hacen (Niveles 5 y 6). El éxito de lospozos multilaterales depende de la durabilidad, laversatilidad y la accesibilidad de las conexiones.

Los sistemas del Nivel 3 y el Nivel 6 surgieroncomo las conexiones multilaterales preferidas.2

Las conexiones del Nivel 3 traen incorporado unempalme y una conexión mecánica entre la tube-ría de revestimiento del tramo lateral y la tuberíade revestimiento primaria que permite el accesoselectivo y el reingreso a las ramificaciones late-rales. Las conexiones del Nivel 6 forman parteintegrante de la sarta de revestimiento primariaque ofrece integridad hidráulica y acceso a lostramos laterales.

Yacimientos someros,agotados, o de petróleo pesado

Yacimientoslaminados o estratificados

Yacimientos de baja permeabilidado naturalmente fracturados

Pozo principal

Dos tramos laterales opuestos

Tramos lateralesverticalmente apilados

Conexiones

Tramos laterales detipo abanico horizontal

> Configuraciones básicas de pozos multilaterales. Los tramos laterales horizontales, que conforman arreglos de tipo horquilla, abanico o espina dorsal, tie-nen como objetivo una sola zona y están destinados a maximizar la producción de yacimientos someros de baja presión o yacimientos de petróleo pesado,y campos con agotamiento parcial. Los tramos laterales apilados verticalmente resultan efectivos en formaciones laminadas o en yacimientos estratificados;la mezcla de la producción de varios horizontes aumenta la productividad del pozo y mejora la recuperación de hidrocarburos. En formaciones de baja per-meabilidad y naturalmente fracturadas, los dos tramos laterales opuestos pueden intersectar más fracturas que un solo pozo horizontal—especialmente sise conoce la orientación de los esfuerzos en el subsuelo—y también pueden reducir la caída de presión por fricción durante la producción.

1. Bosworth S, El-Sayed HS, Ismail G, Ohmer H, Stracke M,West C y Retnanto A: “Key Issues in MultilateralTechnology,” Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998):14–28.

2. Betancourt S, Shukla S, Sun D, Hsii J, Yan M, Arpat B,Sinha S y Jalali Y: “Developments in CompletionTechnology and Production Methods,” artículo de la SPE74427, presentado en la Conferencia y ExhibiciónInternacional del Petróleo de la SPE, Villahermosa,México, 10 al 12 de febrero de 2002.

Las nuevas técnicas de construcción de cone-xiones permiten la utilización de pozos multilate-rales en una gama más amplia de condiciones desubsuelo y para un número creciente de aplica-ciones en yacimientos. Sin embargo, la mayorcomplejidad de los equipos y de las configuracio-nes de pozos presenta obstáculos técnicos, ries-gos operativos y consideraciones económicasque los operadores y las compañías de serviciosdeben encarar. En este artículo se examinan lasaplicaciones y clasificaciones de los pozos multi-laterales. También se analizan los sistemas deconexiones e instalaciones a través de resulta-dos de pruebas de pozos y de ejemplos decampo tomados de EUA, Canadá, Venezuela,Brasil, Nigeria e Indonesia.

Aplicaciones en yacimientosLos pozos multilaterales reemplazan a uno o máspozos individuales. Por ejemplo, un pozo con dostramos laterales opuestos reemplaza a dos pozoshorizontales convencionales, cada uno perforadodesde la superficie con columnas de revesti-miento y cabezales de pozo independientes. Enáreas con riesgos de perforación someros, yaci-mientos profundos o campos petroleros situadosen zonas de aguas profundas, un solo pozo prin-cipal elimina el riesgo y el alto costo de perforarhasta la profundidad final (TD, por sus siglas eninglés) dos veces. En tierra firme, esto reduce lacantidad de cabezales de pozos y las dimensio-nes de las localizaciones de superficie. En áreasmarinas, los pozos multilaterales permiten con-servar las bocas de cabezales de pozo de las pla-

taformas de perforación o de las plantillas sub-marinas, y reducen los requerimientos de las ins-talaciones de superficie y el espacio en cubierta.

Una de las ventajas fundamentales de lospozos multilaterales es el máximo contacto con elyacimiento, lo cual aumenta la productividad o lainyectividad y permite mejorar los factores de recu-peración. Varios pozos de drenaje laterales inter-sectan y conectan rasgos de yacimientosheterogéneos, tales como fracturas naturales, filo-nes de mayor permeabilidad, formaciones lamina-das o yacimientos estratificados y bolsonesaislados de petróleo y de gas. La maximización delcontacto con el yacimiento aumenta el área de dre-naje del pozo y reduce la caída de presión, lo cualmitiga la entrada de arena y la conificación de aguao gas en forma más efectiva de lo que lo hacen lospozos verticales y horizontales convencionales.

Toda tecnología nueva implica elementos deriesgo y complejidad técnica, de modo que sedeben abordar tanto las ventajas como las des-ventajas.3 La pérdida de un pozo multilateralprincipal produce pérdidas de la producción pro-veniente de todas las ramificaciones. Las termi-naciones de pozos multilaterales son máscomplejas desde el punto de vista mecánico quelas de los pozos convencionales y dependen deherramientas y sistemas de fondo de pozo nue-vos. El control del pozo durante la perforación o laterminación de tramos multilaterales puede pre-sentar dificultades. Además, hay mayores riesgosrelacionados con el acceso al pozo en el largoplazo para efectuar tareas correctivas u operacio-nes de manejo de yacimientos.

Después de considerar los aspectos positivos ynegativos de la tecnología de perforación de pozosmultilaterales, así como su impacto en el largoplazo sobre el desarrollo de campos petroleros, sevislumbran varias aplicaciones en yacimientos.Los pozos con tramos laterales múltiples resultanparticularmente adecuados para campos conreservas de petróleo pesado, baja permeabilidad ofracturas naturales, formaciones laminadas o yaci-mientos estratificados, hidrocarburos pasados poralto en distintos compartimentos estructurales oestratigráficos y con producción madura o conagotamiento parcial.4

El desarrollo económico de reservas de petró-leo pesado se encuentra limitado por la bajamovilidad del petróleo, la eficiencia de barrido dela inyección de vapor y los factores de recupera-ción (véase “Yacimientos de petróleo pesado,”página 32). En los yacimientos de petróleopesado u otros yacimientos de baja movilidad,los pozos de drenaje laterales ofrecen ventajassimilares a los tratamientos de fracturamientohidráulico en las zonas gasíferas de baja perme-abilidad. El mayor contacto del pozo con el yaci-miento estimula la producción de petróleo. Lostramos laterales horizontales también reducenlas caídas de presión frente a la formación, ate-núan la conificación de agua y mejoran la inyec-ción de vapor en estos yacimientos (abajo a laizquierda).

Los yacimientos de baja permeabilidad y na-turalmente fracturados se asocian frecuente-mente con un nivel de productividad limitado, demanera que la anisotropía de la formación cons-

58 Oilfield Review

> Yacimientos de petróleo pesado. Además demejorar la inyección de vapor, los tramos lateraleshorizontales maximizan la producción y mejoranla recuperación de depósitos de petróleo pesadoy de yacimientos delgados, someros o agotados,mediante el incremento del área de drenaje delpozo. En yacimientos con columnas de petróleodelgadas, los tramos laterales horizontales miti-gan la irrupción prematura de agua o gas, o laconificación.

> Yacimientos de baja permeabilidad o natural-mente fracturados. Los tramos laterales horizon-tales aumentan la probabilidad de intersectarfracturas naturales y de terminar un pozo renta-ble en formaciones naturalmente fracturadas confracturas cuyas orientaciones se desconocen. Sise conoce la orientación de los esfuerzos en elsubsuelo, los dos tramos laterales opuestos per-miten optimizar el contacto del pozo con el yaci-miento.

> Yacimientos satélites. Los pozos multilateralesconstituyen una forma eficaz y económica deexplotar campos remotos y yacimientos peque-ños que contienen volúmenes de hidrocarburoslimitados.


tituye un factor importante para el diseño depozos multilaterales. Las fracturas hidráulicasyacen paralelas, no perpendiculares, a las fractu-ras naturales. En consecuencia, los pozos produ-cen como si las fracturas apuntaladas fueranmucho más cortas que en un yacimiento homogé-neo. Los tramos laterales horizontales perforadosen forma perpendicular a las fracturas naturalesmejoran sustancialmente la productividad delpozo ya que intersectan más fracturas (páginaanterior al centro).

En zonas laminadas y en yacimientos estrati-ficados o formaciones heterogéneas, los pozoscon tramos laterales apilados verticalmente per-miten mejorar la productividad y la recuperaciónde reservas, ya que conectan múltiples intervalosproductivos separados por barreras verticales ocontrastes de permeabilidad y gradaciones (abajoa la izquierda). La explotación simultánea dezonas múltiples ayuda a mantener los regímenesde producción por encima del límite económicode las instalaciones de superficie o de las plata-formas marinas, y prolonga la vida económica delos pozos y campos petroleros.

Con pozos multilaterales se pueden explotarreservas pasadas por alto en distintos comparti-mentos geológicos creados por ambientes sedi-mentarios, la diagénesis formacional y fallas queactúan como sello (abajo a la derecha). Cuandolos volúmenes de reservas contenidos en bloquesindividuales no justifican un pozo para cada blo-que, las terminaciones de tramos multilateralesson una opción viable ya que permiten conectarvarios compartimentos geológicos. La comparti-

mentalización geológica también se producecuando el agua de acuíferos naturales o el aguainyectada barren más allá de las áreas de bajapermeabilidad, dejando bolsones de petróleo yde gas que pueden recuperarse mediante la cons-trucción de pozos multilaterales.

En forma similar, los pozos multilaterales per-miten el desarrollo de yacimientos pequeños ycampos satélites remotos sin posibilidades deser explotados con pozos verticales, de alto ángu-lo u horizontales convencionales (página anteriora la derecha). Los operadores también utilizanpozos multilaterales para explotar yacimientos debaja presión y yacimientos parcialmente agotados,particularmente para la perforación de pozos derelleno y de re-entrada.5

En campos petroleros maduros, los pozos mul-tilaterales mejoran la perforación de pozos de re-lleno ya que tienen como objetivo áreas cuyaexplotación no resulta económica con pozos indi-viduales. Cuando la producción se estabiliza, laperforación de ramificaciones laterales desdepozos existentes permite explotar hidrocarburosadicionales sin sacrificar los niveles de produc-ción corriente. Esta estrategia mejora los nivelesde producción de un pozo y aumenta las reservasrecuperables, permitiendo la explotación econó-mica de yacimientos maduros.

Los pozos con ramificaciones múltiples ayudana modificar el drenaje del yacimiento en proyectosde recuperación terciaria que utilizan la inyecciónde agua o vapor. Las ramificaciones laterales des-viadas a partir de pozos existentes controlan lalocalización del influjo y permiten mejorar los

esquemas de inyección a medida que la eficienciade barrido cambia con el tiempo. La producción dehidrocarburos pasados por alto y la realineaciónde los esquemas de inyección con las ramificacio-nes laterales elimina la necesidad de forzar lasreservas hacia los pozos de producción existentes.

Los pozos multilaterales también ayudan acontrolar la entrada de gas y de agua. Las ramifi-caciones laterales múltiples perforadas con lon-gitudes variables en diferentes capas permitenmejorar el barrido vertical de los hidrocarburos yla recuperación de reservas. Los tramos lateraleshorizontales atenúan la conificación de gas y deagua en ciertos yacimientos, especialmente enaquellos que tienen zonas con hidrocarburos del-gadas, casquetes de gas o empuje de agua defondo. Los pozos multilaterales permiten mejorarla recuperación durante la despresurización delcasquete de gas en las últimas etapas de la vidaútil del campo y también ayudan a mejorar la pro-ductividad en proyectos de almacenamiento degas en el subsuelo.6

Los operadores utilizan incluso los pozos mul-tilaterales en exploración para muestrear la cali-dad del yacimiento horizontal y su extensiónareal, y evaluar las trampas estratigráficas. Otrode los roles de estos pozos es la delineación deyacimientos. Mediante la planificación de dos omás tramos laterales perforados desde un pozoprincipal, se puede explorar directamente unárea más extensa desde una sola localización desuperficie. Este procedimiento genera mayor fle-xibilidad durante la delineación del campo ya quepermite que cada tramo lateral sea planificadoen base al conocimiento adquirido durante laperforación del pozo principal y de los tramoslaterales precedentes.

Además de seleccionar las configuracionesde pozos multilaterales necesarias para abordaraplicaciones específicas en yacimientos, los in-genieros deben determinar el grado de integridad

3. Vij SK, Narasaiah SL, Walia A y Singh G: “Multilaterals:An Overview and Issues Involved in Adopting ThisTechnology,” artículo de la SPE 39509, presentado en laConferencia y Exhibición del petróleo y del gas de la SPEde India, Nueva Delhi, India, 17 al 19 de febrero de 1998..

4. Ehlig-Economides CA, Mowat GR y Corbett C:“Techniques for Multibranch Well Trajectory Design inthe Context of a Three-Dimensional Reservoir Model,”artículo de la SPE 35505, presentado en la ConferenciaEuropea de Modelado 3D de Yacimientos, Stavanger,Noruega, 16 al 17 de abril de 1996.Sugiyama H, Tochikawa T, Peden JM y Nicoll G: “TheOptimal Application of Multi-Lateral/Multi-BranchCompletions,” artículo de la SPE 38033, presentado en laConferencia del Petróleo y el Gas de la SPE del PacíficoAsiático, Kuala Lumpur, Malasia, 14 al 16 de abril de 1997.

5. Hill D, Neme E, Ehlig-Economides C y Mollinedo M:“Reentry Drilling Gives New Life to Aging Fields,” Oilfield Review 8, no. 3 (Otoño de 1996): 4–17.

6. Bary A, Crotogino F, Prevedel B, Berger H, Brown K,Frantz J, Sawyer W, Henzell M, Mohmeyer K-U, Ren N-K,Stiles K y Xiong H: “Almacenamiento subterráneo de gasnatural,” Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): 3–19.

> Formaciones laminadas o yacimientos estrati-ficados. En yacimientos estratificados, variostramos laterales apilados verticalmente contac-tan un área más extensa del yacimiento que unsolo pozo vertical y pueden explotar múltiplesformaciones productivas. Mediante la modifica-ción de la inclinación de los tramos laterales yde la profundidad vertical de cada pozo de dre-naje, es posible drenar múltiples formacionesdelgadas.

> Compartimentos geológicos aislados. Los pozosmultilaterales suelen ser más eficaces que los po-zos individuales para explotar hidrocarburos pasa-dos por alto en distintos compartimentos geológi-cos o como resultado del agotamiento parcial delas reservas.

mecánica e hidráulica que se requiere en las cone-xiones laterales para optimizar la producción ymaximizar la recuperación (arriba).7 Schlumbergerofrece soluciones de pozos multilaterales que vandesde la perforación de pozos de re-entrada y tra-mos laterales terminados a agujero descubiertohasta las avanzadas conexiones de AccesoConfiable que Proveen Drenaje Mejorado RAPID,las cuales proporcionan conectividad, resistencia,exclusión de arena e integridad hidráulica.

Ventanas precortadas y conectividad de las conexiones El sistema prefabricado RapidTieBack de perfora-ción y terminación de tramos multilaterales sinfresado, utiliza ventanas en la tubería de revesti-miento maquinadas con anticipación y cubiertascon una camisa perforable interna para construirtramos laterales estrechamente espaciados enpozos nuevos (próxima página). Este sistema deconexiones puede instalarse rápidamente conmínimo tiempo de inmovilización del equipo deperforación en pozos con ángulos de inclinaciónhasta la horizontal. Una de las ventajas funda-mentales de este sistema es la capacidad de per-mitir la terminación de hasta cuatro tramos

laterales en ángulo recto, con ventanas adyacen-tes en la tubería de revestimiento, ubicadas a 1.8m [6 pies] de distancia entre sí.

Las conexiones cuádruples RapidTieBack hansido concebidas para emplazar las conexionesdentro de un yacimiento y perforar pozos de dre-naje de alto ángulo, utilizando arreglos de perfo-ración de radio de curvatura corto. Este sistemade pozos multilaterales también puede colocarsepor encima del yacimiento, lo cual reduce elincremento angular y la inclinación del tramolateral para minimizar el esfuerzo ejercido sobrelas conexiones.

Dado que se eliminan las operaciones de fre-sado, las ventanas precortadas proveen salidasrápidas y consistentes en la tubería de revesti-miento, impiden la formación de recortes de aceroy reducen el riesgo de rotura de la tubería de reves-timiento. Las barrenas con ensanchadores de pozoreducen aún más el riesgo durante la reperforacióndel tapón de cemento y de la camisa provisoriarellena de uretano. Se utiliza una herramienta delavado, especialmente diseñada con un dispositivode orientación, para asegurar que los niples de per-fil RapidTieBack de la tubería de revestimientoprincipal estén libres de escombros.

La instalación de una camisa de empalmemecánico permite conectar las tuberías de reves-timiento de los tramos laterales con la tubería derevestimiento central para una mayor estabilidady provee acceso selectivo a las ramificacionesdel pozo a fin de realizar trabajos de remedia-ción. Los tramos laterales pueden permanecer apozo abierto o terminarse con tubería de revesti-miento cementada o sin cementar, tuberías derevestimiento ranuradas y filtros de exclusión dearena para lograr mayor estabilidad del pozo. Unmayor diámetro interno del empalme de la tube-ría de revestimiento en el pozo principal permitealojar un equipo de terminación de mayores

60 Oilfield Review

Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3

Nivel 4 Nivel 5 Nivel 6

Nivel 1 –Nivel 2 –

Nivel 3 –

Pozo de re-entrada sin entubar o conexión sin soporte. Pozo principal entubado y cementado con tramo lateral terminado a agujero descubierto o con tubería de revestimiento desprendida. Pozo principal entubado y cementado con tramo lateral entubadoy sin cementar, con tubería de revestimiento conectada mecánicamente al pozo principal (color rojo).

Nivel 4 –

Nivel 5 –

Nivel 6 –

Pozo principal entubado y cementado con tramo lateral entubado y cementado, con tubería de revestimiento del tramo lateral conectada mecánicamente al pozo principal.Pozo principal entubado y cementado y tramo lateral entubado, cementado o sin cementar, donde la integridad y el aislamiento hidráulico están provistos por los componentes de terminación adicionales ubicados dentro del pozo principal (empacadores, sellos y tubulares).Pozo principal entubado y cementado y tramo lateral entubado, cementado o sin cementar, donde la integridad y el aislamiento hidráulico están provistos por la tubería de revestimiento primaria en la intersección de la tubería de revestimiento del tramo lateral sin componentes de terminación adicionales dentro del pozo principal.

> Clasificación de las conexiones. Los pozos multilaterales se caracterizan de acuerdo con las definiciones establecidas en el Foro deAvance Técnico de Pozos Multilaterales (TAML, por sus siglas en inglés), celebrado en Aberdeen, Escocia, el 26 de julio de 1999, y re-cientemente actualizado en una propuesta efectuada en julio de 2002. Estos estándares clasifican a las conexiones en seis niveles,Nivel 1, 2, 3, 4, 5 ó 6, según el grado de complejidad mecánica, conectividad y aislamiento hidráulico.

7. Technical Advancement of Multilaterals, Foro “AvanceTécnico de los Pozo Multilaterales” (TAML) Forum,Aberdeen, Escocia, 26 de julio de 1999.Hogg C: “Comparison of Multilateral CompletionScenarios and Their Application,” artículo de la SPE38493, presentado en la Conferencia Europea de ÁreasMarinas de la SPE, Aberdeen, Escocia, 9 al 10 de septiembre de 1997.Brister R y Oberkircher J: “The Optimum Junction Depthfor Multilateral Wells,” artículo de la SPE 64699, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Internacional delPetróleo y el Gas de la SPE, Pekín, China, 7 al 10 denoviembre de 2000.Westgard D: “Multilateral TAML Levels Reviewed,Slightly Modified,” Journal of Petroleum Technology 54,no. 9 (Septiembre de 2002): 22–28.


dimensiones, un equipo de levantamiento artifi-cial de gran volumen y herramientas de re-entrada para futuras operaciones de pozo.

Un mayor diámetro interno permite que lasherramientas y componentes de terminación condiámetros externos más grandes, tales comobombas eléctricas sumergibles de gran volumen,

válvulas de control de flujo operadas en formahidráulica o eléctrica y recuperables mediantelínea de acero (línea de arrastre, slickline) o conla tubería de producción, pasen a través de lasconexiones cuádruples RapidTieBack. La coloca-ción del equipo de levantamiento artificial amayor profundidad aumenta la caída de presión a

fin de lograr una mayor productividad y reduce lapresión de abandono final, lo cual incrementa larecuperación de reservas.

Los sistemas cuádruples RapidTieBack hansido muy utilizados en la explotación de petró-leos pesados, pero también son aplicables enterminaciones de pozos multilaterales, en yaci-

3Perforar

ramificación lateral.

Ranura deorientación

Ranura de orientación

Camisaperforableinterna

Ventanaprecortadacon coberturacompuesta

1Cementar sección dela ventana de salida.

Cuña dedesviación

Herramienta de bajada al pozo

Barrena Herramienta de monoposicionamiento

2Limpiar tubería de revestimiento

e instalar cuña de desviación.

Tubería de revestimiento

Herramientade desplieguede re-entrada

(RDT)

Empalme de la tubería de revestimiento

Herramienta de asentamiento de la tubería de revestimiento

Camisainterior

Sarta de cementación interna

4Instalar tubería de revestimiento

del tramo lateral y empalmar.

Perfilsuperior

Rellenode uretano

5 –6 –7 –

Desenganchar la herramienta de colocación de la tubería de revestimiento y retirar la sarta de cementación interna. Repasar con tubo lavador la herramienta RDT con el pescasondas, desenganchar la herramienta de monoposicionamiento y recuperar la herramienta RDT.Instalar la camisa de la plantilla interior para mantener la tubería de revestimiento lateral en el lugar adecuado.

1 –2 –

3 –

4 –

Instalar la conexión a la profundidad propuesta. Orientar las ventanas en base a mediciones giroscópicas y cementar la tubería de revestimiento primaria.Perforar la camisa interna y el cemento. Asentar la cuña de desviación recuperable y la herramienta de monoposicionamiento en el perfil ubicado debajo de la sección de la ventana. Recuperar la herramienta de bajada al pozo.Perforar el tramo lateral y extraer el arreglo de perforación. Reorientar la cuña de desviación para perforar el tramo lateral opuesto. Recuperar la cuña de desviación y la herramientade monoposicionamiento. Limpiar el pozo principal. Repetir el procedimiento para el siguiente grupo de ventanas.Colocar el arreglo de tubería de revestimiento, la herramienta de despliegue de re-entrada (RDT) y la herramienta de monoposicionamiento en el perfil ubicado debajo de la ventana.Desprender el arreglo de la herramienta RDT y bajar la tubería de revestimiento en el tramo lateral. Asentar la herramienta de colocación de la tubería de revestimiento en el perfilsuperior y trabar el empalme de la tubería de revestimiento en la ventana precortada.

5Tubería de revestimiento

cementada, opcional.

6Extraer la herramienta RDT.

7Terminar conexión.

Pescasondas

> Ventanas precortadas en la tubería de revestimiento. Las aplicaciones para las conexiones cuádruples RapidTieBack incluyen pozos nuevos que requie-ren conexiones de diámetro completo en yacimientos someros de petróleo pesado, formaciones de baja permeabilidad o naturalmente fracturadas y cam-pos maduros con agotamiento parcial. Este sistema no requiere el fresado de la tubería de revestimiento de acero, conecta las tuberías de revestimientode los tramos laterales a la tubería de revestimiento primaria de un pozo principal y permite la cementación de las tuberías de revestimiento laterales.

6 pies


del tramo lateral

CANADÁ

EUA

AMÉRICADEL SUR

ALBERTA

Caracas

Calgary

VENEZUELA

Pozo principal

> Terminaciones de tramos laterales cuádruples. Los operadores han instalado más de 220 conexionescuádruples RapidTieBack en Venezuela y Canadá (izquierda). El emplazamiento de ventanas precorta-das en una sección tangencial corta mejora el proceso de construcción de conexiones y facilita elacceso a los tramos laterales. Este sistema ofrece la opción de terminar hasta cuatro tramos lateralesa agujero descubierto o con las tuberías de revestimiento conectadas al pozo principal mediante unacamisa de empalme mecánico, lo cual aumenta la resistencia y estabilidad de las conexiones (dere-cha). Un sistema de derivación orientado colocado en un perfil de referencia permite el acceso selec-tivo para reingresar en las ramificaciones laterales, a fin de realizar intervenciones en el pozo.

mientos de baja permeabilidad, naturalmentefracturados y parcialmente agotados, para mejo-rar la productividad del pozo y la recuperación dereservas mediante el aumento del área de dre-naje del pozo y la reducción de la caída de pre-sión en los intervalos productivos.

Sistemas cuádruples RapidTieBack: Canadá y Venezuela En los procesos térmicos de recuperación asistida(EOR, por sus siglas en inglés) se inyecta vaporpara calentar las formaciones, reducir la viscosi-dad del petróleo pesado y estimular el flujo de losfluidos. Las ramificaciones laterales múltiplespermiten maximizar el contacto con el yacimientoy aumentar la productividad de los métodos deinyección cíclica de vapor de agua y producción,proceso que se conoce tradicionalmente comoestimulación cíclica con vapor (huff and puff).Esta técnica consiste en la inyección de vapordurante un mínimo de dos meses, con un posibleperíodo de cierre y “empapado,” seguido por seismeses o más de producción.

Si bien su costo es aproximadamente el cuá-druplo de un solo pozo en estas aplicaciones, lospozos laterales cuádruples normalmente permi-ten aumentar la productividad más de seis veces.Estas terminaciones de pozos multilaterales limi-tan además el impacto ambiental ya que se redu-ce la cantidad de pozos, lo cual también permiteminimizar las instalaciones de superficie, talescomo tuberías de vapor y redes de recolección.Durante los últimos seis años, los sistemas cuá-druples RapidTieBack se han utilizado con éxitoen la construcción de más de 220 conexionesmultilaterales para pozos radiales estimuladoscon vapor en Canadá y pozos de estimulacióncíclica con vapor (CSS, por sus siglas en inglés)en Venezuela (derecha).8

La conexión cuádruple RapidTieBack permiteiniciar y perforar los tramos laterales a través deventanas de salida estrechamente espaciadasentre sí en un tramo corto de la tubería de reves-timiento primaria, lo cual facilita el direcciona-miento horizontal antes de alcanzar el fondo deun intervalo productivo. Los operadores utilizaneste sistema para perforar tramos laterales direc-cionales saliendo de la tubería de revestimientoprimaria por encima del yacimiento y realizandola horizontalización luego de ingresar en laszonas productivas.

La combinación de los procesos de recupera-ción asistida de petróleo con la tecnología de per-foración de pozos multilaterales resulta enextremo efectiva. En la mayoría de los casos, losresultados económicos de la producción y recu-peración de reservas superan las expectativas, demodo que los operadores de Canadá y Venezuela

tienen proyectado seguir perforando y termi-nando pozos multilaterales en los próximos años.Los operadores en América del Norte y Américadel Sur también están considerando los sistemascuádruples RapidTieBack para aplicaciones determinación de pozos en yacimientos distintos alos de petróleo pesado.

Fresado de ventanas orientadasEl sistema de terminación de pozos multilateralesRapidAccess, que ofrece acceso selectivo al pozode drenaje, ayuda a orientar las ventanas fresadasde salida de la tubería de revestimiento para lostramos laterales terminados a agujero descu-bierto, las tuberías de revestimiento desprendidasy las instalaciones de conexiones más complejas(próxima página). Además, ofrece acceso selec-tivo a los tramos laterales para las operacionesde re-entrada. Esta técnica de fresado de venta-nas, simple y de bajo costo, utiliza un niple deperfil característico, cupla o cople de tubería derevestimiento indexado (ICC, por sus siglas eninglés), que se instala en las sartas de revesti-miento centrales para orientar las cuñas de des-viación recuperables disponibles en el mercado.La utilización de un cople ICC elimina la necesidadde orientar las ventanas precortadas mediante elgirado y posicionamiento de una sarta de revesti-miento desde la superficie.

El cople ICC de diámetro completo provee unareferencia permanente para el fresado de venta-nas en las tuberías de revestimiento y la perfora-ción de tramos laterales a partir de sartas derevestimiento primarias de 7 y 95⁄8 pulgadas, uotro diámetro estándar. La instalación de más deun cople ICC permite la construcción de variasconexiones laterales y permite múltiples pene-traciones del yacimiento para un desarrolloóptimo del campo. Cinco perfiles diferentes ofre-cen puntos adicionales de comienzo de la des-viación y acceso selectivo a los tramos laterales,a fin de optimizar la construcción y terminacióndel pozo, y lograr flexibilidad en la producción.Los perfiles del cople ICC pueden instalarse encualquier secuencia y a cualquier profundidadpara verificar la orientación de la herramientadurante toda la vida útil del pozo.

El cople ICC no requiere procedimientos deinstalación u operación especiales. Por el contra-rio, se instala y opera como una unión corta detubería de revestimiento. Este diseño integralcon las dimensiones para tubulares del Instituto

62 Oilfield Review

8. Stalder JL, York GD, Kopper RJ, Curtis CM, Cole TL yCopley JH: “Multilateral-Horizontal Wells Increase Rateand Lower Cost Per Barrel in the Zuata Field, Faja,Venezuela,” artículo de la SPE 69700, presentado en elSimposio Internacional de Operaciones Térmicas y dePetróleo Pesado de la SPE, Portamar, Isla Margarita,Venezuela, 12 al 14 de marzo de 2001.


Limpiar el pozo principal. Colocar la herramienta de despliegue de re-entrada (RDT) y la de asentamiento selectivo en el cople ICC para desviar los arreglos de perforación y las herramientas de adquisición de registros a través de la ventana de la tubería de revestimiento. Perforar el pozo lateral. Instalar la tubería de revestimiento en la sarta de perforación con la guía de la herramienta RDT para lograr la estabilidad de la perforación y el aislamiento zonal. Bombear cemento a través de la columna de perforación y de la tubería de revestimiento dentro del espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la pared del pozo, hasta un punto ubicado debajo del receptáculo de diámetro interior pulido (PBR), por encima de la tubería de revestimiento. Desenganchar la sarta de perforación de la tubería de revestimiento y recuperar la herramienta de bajada al pozo antes de que fragüe el cemento.Recuperar la herramienta RDT y la de asentamiento selectivo.

4 –

5 –

6 –

Colocar el cople ICC en la tubería de revestimiento debajo de la profundidad del tramo lateral propuesta y cementar la tubería de revestimiento. El cople ICC no se orienta con anticipación. Cementar la tubería de revestimiento.Perforar el cemento. Un revestimiento patentado impide la adherencia del cemento al perfil ICC. Normalmente el cople ICC se limpia con tapones limpiadores, pero también se dispone de una herramienta de limpieza a chorro para limpiar los perfiles ICC. Determinar la orientación de un cople ICC con imágenes y registros adquiridos con las herramientas USI y CBT.Agregar la cuña de desviación recuperable y la herramienta de asentamiento selectivo al arreglo de fresado. Trabar la herramienta de asentamiento selectivo con la chaveta de orientación ajustada para posicionar correctamente las herramientas en el perfil ICC. Liberar la cuña de desviación y fresar la ventana a través de la tubería de revestimiento. Extraer el arreglo de fresado y recuperar la cuña de desviación.

1 – 2 – 3 –

Herramienta de despliegue de re-entrada

(RDT)

ICC

Cuña de desviación

Arreglo de fresado

Barrena

Barrena

Sonda deadquisiciónde registros

Imagen USI

Herramienta de asentamiento selectivo

1Instalar el cople de tubería

de revestimiento indexado (ICC).

2Limpiar el perfil del cople

ICC y determinar la orientación.

3Instalar la cuña de desviación recuperable y

fresar la salida de la tubería de revestimiento.

4Instalar el sistema de derivación y perforar la ramificación lateral.

5Opciones de tuberías de revestimiento:

desprendidas, cementadas y sin cementar.

Pescasondas

6Extraer la herramienta RDT

y la de asentamiento selectivo.

> Fresado de ventanas en la tubería de revestimiento. El sistema RapidAccess utiliza un niple con un perfil característico, denominado cupla o cople detubería de revestimiento indexado (ICC, por sus siglas en inglés), instalado en la tubería de revestimiento primaria para fresar las ventanas de salida utiliza-das para construir los tramos laterales. El cople ICC sirve como referencia permanente de la profundidad y de orientación direccional para las operacionesde perforación y de re-entrada. Este sistema permite un acceso de diámetro completo en tuberías de revestimiento de 7 y 95⁄8 pulgadas y constituye un com-ponente clave de las conexiones RapidConnect y RapidExclude.

Americano del Petróleo (API, por sus siglas eninglés) simplifica la logística y permite la ejecuciónde operaciones de cementación convencionales.El cople ICC no restringe el diámetro interno delpozo, ni limita el vaivén y la rotación de la tube-ría de revestimiento durante la cementación, locual contribuye a garantizar la adecuada adhe-rencia del cemento.

Después de cementada la tubería de revesti-miento, las herramientas de ejecución de medicio-nes durante la perforación (MWD, por sus siglasen inglés) o de registros adquiridos con cable eléc-trico determinan la profundidad del cople ICC y laorientación direccional, de manera que una herra-mienta de asentamiento selectivo puede orientaruna cuña de desviación y un arreglo para fresar enuna dirección específica a la profundidad seleccio-nada. La posición del cople ICC también puededeterminarse a partir de los datos del generadorde Imágenes Ultrasónicas USI, a menudo adquiri-dos durante las evaluaciones de adherencia delcemento, lo cual elimina una carrera extra deadquisición de registros.

Las técnicas de salida de la tubería de reves-timiento anteriores requerían la instalación de unempacador provisorio que servía como referenciay plataforma para el fresado de ventanas en latubería de revestimiento. Con los sistemas basa-dos en empacadores, la profundidad y la orienta-ción direccional se pierden después de recuperarel empacador. El acceso futuro al tramo lateralresulta extremadamente costoso, por no decirimposible. Ahora, el concepto ICC ofrece la verifi-cación positiva de la orientación de la herra-mienta y otorga mayor confiabilidad durante elproceso de construcción de pozos multilaterales.

Es posible fresar una ventana en la tubería derevestimiento hasta 27 m [90 pies] por encima deun cople ICC. Se pueden indexar dos o tres venta-nas desde el mismo cople ICC a diferentes orien-taciones siempre que se encuentren dentro de los27 m de distancia. Las funciones redundantes derecuperación de la herramienta aseguran elacceso a los tramos laterales inferiores. La colo-cación del cople ICC a la profundidad correcta esla consideración esencial durante la instalación.

Un proceso de dos etapas que utiliza una cuñade desviación, seguida por una herramienta espe-cial de despliegue de re-entrada (RDT, por sussiglas en inglés), permite mejorar aún más el fre-sado de las ventanas y la construcción de lasconexiones, respecto de los sistemas que utilizansólo una cuña de desviación. El diámetro externode la herramienta RDT es más pequeño y en con-secuencia, su recuperación es más fácil que la delequipo estándar, lo cual minimiza el volumen deescombros y los problemas de recuperación deherramientas después de la perforación.

El cople ICC es un elemento importante en elmantenimiento de pozos multilaterales, en la plani-ficación del desarrollo de campos petroleros a largoplazo y en el manejo de yacimientos. La colocaciónde un derivador orientado en el cople ICC permite elacceso selectivo a las conexiones para el reingresoa los tramos laterales. Dado que constituye unpunto de referencia permanente y ofrece soportepara el acceso a los tramos laterales a través de latubería de producción, el cople ICC reduce el costoy riesgo de futuros trabajos de remediación y deconstrucción de conexiones. Las conexiones depozo abierto RapidAccess son aplicables en lutitasy en formaciones consolidadas competentes. Elcople ICC constituye además el fundamento del sis-tema de terminación de pozos multilateralesRapidConnect de Schlumberger—que ofrece conec-tividad y acceso selectivo a los tramos de dre-naje—y es la base de la conexión multilateralRapidExclude para la exclusión de sólidos (véase“Conectividad y estabilidad de las conexiones” pró-xima columna y “Resistencia de las conexiones yexclusión de arena,” página 69).

Conectividad y estabilidad de las conexiones En las primeras conexiones multilaterales, elmantenimiento del acceso selectivo a las rami-ficaciones sólo era posible con ventanas pre-cortadas o conexiones más complejas. Estodificultaba la planificación de futuros tramoslaterales porque la profundidad de las conexio-nes tenía que determinarse por anticipado. Porotra parte, las ventanas precortadas con camisasperforables limitaban la integridad de la tuberíade revestimiento. Basadas en las soluciones defresado de ventanas RapidAccess, las conexio-nes RapidConnect y RapidExclude crean unaconexión estructural entre las tuberías de reves-timiento de los tramos laterales y la tubería derevestimiento primaria que permite el accesoselectivo a las ramificaciones del pozo y al pozoprincipal. Se entuban todas las ramificacionesdel pozo, pero sólo se cementa el pozo principal.

Los sistemas de anclaje convencionales concolgadores de tuberías de revestimiento mecáni-cos o mecanismos de enganche, a menudo se

64 Oilfield Review

Sección transversal de la conexión

Plantilla

Mantiene la integridad mecánica después quela formación colapsa sobre la conexión.

Conexión RapidConnect

Sección transversal de la conexión

Tubería de revestimiento fresada convencional

Análisis por el método de elementos finitos

Deflexión de 3.51 pulgadasen el pozo principal con

una carga de 10 lpc

Deflexión despreciablecon una carga

de 1000 lpc

Análisis por el método de elementos finitos

Conector Tubería de revestimiento

La conexión sin soporte se desplaza hacia el pozo principal después que la formación colapsa sobre la conexión.

> Comparación entre las conexiones RapidConnect y la tubería de revestimiento fresada. La construc-ción de una conexión lateral mediante el fresado de la parte superior de una tubería de revestimientoque se extiende dentro del pozo principal plantea numerosas desventajas (arriba a la izquierda). Lasfuerzas de la formación tarde o temprano empujan las tuberías de revestimiento dentro del pozo prin-cipal, lo cual restringe el acceso por debajo de ese punto o hace colapsar completamente a la cone-xión. Los conectores y plantillas RapidConnect y RapidExclude mejoran la integridad mecánica y laconfiabilidad de la conexión (abajo a la izquierda). Estas conexiones toleran presiones entre 100 y 150veces superiores a las toleradas por una conexión fresada. El peso que se ejerce sobre la conexiónse transfiere a la tubería de revestimiento primaria a través de los perfiles de bloqueo del conector yde la plantilla. El análisis por el método de elementos finitos permitió verificar la integridad estructuraldel sistema RapidConnect. Una carga de 69 kPa [10 lpc] sobre una conexión fresada produce más de3.5 pulgadas de deflexión en la tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas (arriba a la derecha). Sinembargo, una carga de 6.9 MPa [1000 lpc] sobre una conexión RapidConnect produce una deflexióndespreciable (abajo a la derecha).


extendían dentro del pozo principal, impidiendo elacceso a éste y a los tramos laterales. Las tuberíasde revestimiento fresadas permitían el acceso pro-visorio al tramo lateral y al pozo principal, peroestas conexiones con el tiempo colapsaban comoconsecuencia de las cargas impuestas por las tem-peraturas y los esfuerzos existentes en el subsuelo,la caída de la presión del yacimiento, la subsiden-cia y el alto diferencial de presión desarrolladocuando se utilizan bombas eléctricas sumergiblesde gran volumen. Por el contrario, los diseñosRapidConnect y RapidExclude ofrecen integridadmecánica en la conexión en caso de inestabilidad ymovimiento de la formación durante toda la vidaútil de un pozo (página anterior).

Estos dos sistemas logran la conectividad enlas ventanas fresadas de la tubería de revesti-miento mediante el montaje de los componentesde las conexiones en el fondo del pozo a fin decerrar las tolerancias dimensionales. Las conexio-nes resultantes, de alta resistencia, son aptas paraaplicaciones de pozos multilaterales perforadosen formaciones inestables, no consolidadas, pococonsolidadas o incompetentes. Estos sistemastienen dos componentes principales: una plantillay un conector que se ajustan entre sí para brindarla conectividad consistente de las conexiones.

La plantilla con una ventana precortada y rie-les guía se coloca al lado de una ventana desalida fresada en la tubería de revestimiento.Estos rieles se ajustan a los perfiles de un conec-tor. La plantilla se instala en un cople ICC comoparte de la terminación del pozo principal y laventana precortada se orienta en forma adya-cente a la ventana de la tubería de revestimientopreviamente fresada para construir un tramo late-ral. La utilización de niples con perfiles ICC per-mite la orientación precisa de la herramientadurante la instalación.

Los rieles guía y los perfiles del conector tra-bados orientan y desvían la tubería de revesti-miento y el conector a través de la ventana de laplantilla hacia el interior del tramo lateral. Laparte superior del conector luego se enclava en ellugar adecuado, en la sección superior de la plan-tilla, para resistir el movimiento de la tubería derevestimiento. El concepto es similar al de lasconexiones de tipo macho-hembra.

Esta técnica genera una fuerte conexiónestructural. La conexión RapidConnect logra unaresistencia al colapso de 10 MPa [1500 lpc]. Lasuave transición del pozo principal a los tramoslaterales facilita las posteriores operaciones dereingreso y reparación. El acceso integral a los tra-

mos laterales a través de la tubería de produccióny el aislamiento selectivo simplifican las operacio-nes futuras y facilitan el control de la producción.

Un cople ICC opcional, instalado con anticipa-ción a un costo mínimo, otorga la flexibilidadnecesaria para perforar y terminar otras ramifica-ciones laterales en el futuro. A diferencia de lasventanas precortadas, el cople ICC ofrece integri-dad total de la tubería de revestimiento hastaque se fresa una ventana de salida. Si se requie-ren tramos laterales no planificados en un pozodonde no existe cople ICC alguno, es posible ins-talar el sistema RapidConnect utilizando unempacador convencional como punto de referen-cia y plataforma de herramientas.

Schlumberger evaluó el equipo y los procedi-mientos RapidConnect y RapidExclude en un pozoexperimental construido en las instalaciones delInstituto de Tecnología del Gas (GTI, por sussiglas en inglés) situado en Catoosa, Oklahoma,EUA, a fin de validar el proceso de construcciónde conexiones para las ventanas fresadas en latubería de revestimiento (arriba). Esta prueba enescala natural se sumó a las pruebas convencio-nales de aptitud de componentes, subarreglos ynivel del sistema, realizadas durante el procesoestándar de desarrollo de productos. La instala-

Plantilla Conector

1Instalar plantilla.

2Instalar conector.

Niple de perfilcaracterístico

Empacador superior

Plantilla RapidConnect

Conector RapidConnect Acceso selectivoa través de la tubería (STTA)

Herramienta de asentamiento selectivo

Empacador inferior

5Acceso y reingreso

opcionales al tramo lateral.

6Aislamiento opcional

del tramo lateral superior.

4Instalar componentes

de terminación restantes.

3Conexión completa.

Colocar la plantilla y la herramienta de asentamiento selectivo en el cople ICC o en un empacador debajo de la ventana fresada después de bajar los componentes de la terminación inferior. Posicionar la abertura de la plantilla en la ventana de salida de la tubería de revestimiento. Recuperar las herramientas de bajada al pozo de la plantilla. Insertar el conector en el fondo del pozo hasta que el extremo inferior engrane en el receptáculo de diámetro interior pulido (PBR) instalado en el tope de la tubería de revestimiento desprendida y hasta que el extremo superior se asiente en la plantilla. Recuperar las herramientas de bajada al pozo. Completar la instalación de la conexión.

1 –

2 –

3 –

Colocar la tubería de producción y el empacador para el tramo lateral superior. Conectar al receptáculo PBR de la plantilla si se requiere aislamiento hidráulico en la conexión.Colocar un dispositivo de acceso selectivo a través de la tubería de producción (STTA) con un perfil de cierre y un sistema de desviación en la plantilla para dirigir las herramientas hacia el interior del tramo lateral en caso de que se efectúen intervenciones para trabajos de remediación.Instalar una camisa interna para aislar un tramo lateral del pozo principal.

4 –

5 –

6 –

> Conectividad y resistencia de las conexiones. Los sistemas RapidConnect y RapidExclude utilizan perfiles ICC RapidAccess para construir conexiones queconectan las tuberías de revestimiento de los tramos laterales con las ventanas de salida fresadas en las columnas de revestimiento primarias. Una cone-xión de alta resistencia se construye en el pozo; no es prefabricada. Dos componentes principales se montan en el fondo del pozo para aproximarse a lastolerancias dimensionales sin ventanas precortadas y orientando la tubería de revestimiento desde la superficie. El primer componente, una plantilla conuna ventana precortada y rieles guía, se coloca a través de una ventana fresada. El segundo componente, un conector, permite el anclaje físico de las tube-rías de revestimiento de los tramos laterales a la plantilla.

66 Oilfield Review

Cople detubería derevestimientoindexado


de 9 5⁄8 pulgadas Empacador deproducción QUANTUM


Herramienta deasentamientoselectivo

Empacador de producción QUANTUM

Conector RapidConnect

Camisa corredizacon niple de

perfil característicoCollar conorificios

PBR Collar conorificios

Empacadores externospara tubería de revestimiento

Filtros deexclusión de arena

Tubería derevestimientode 7 pulgadas

Cemento

Filtros de exclusión de arena


Empacador de empaque de grava QUANTUM

Empacador de empaque de grava QUANTUM

Empacador de fondo

Cemento

160

0

320

480

640

800

960

1120

1280

1440

1600

1760

1920

2080

2240

24000 200 400 600 800

Distancia horizontal, m

Tubería derevestimientodel tramo lateralde 4 pulgadas


Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

(TVD

), m

1000 1200 1400 1600 1800

Tramo lateral planificadoPozo principal realPozo principal planificado

1280

1120

960

800

640

480

320

160

0

0 160 320 480 640 800 960 1120 1280

Dist

anci

a no

rte-s

ur, m

Distancia oeste-este, m

Tubería derevestimientode 9 5⁄8 pulgadas

Tubería derevestimientode 9 5⁄8 pulgadas

Tubería de revestimiento de 24 pulgadas

Tubería derevestimiento de 24 pulgadas

N

ÁFRICA

NIGERIA

PortHarcourt

Lagos

> Terminación de un pozo multilateral en un área marina de Nigeria. TotalFinaElf instaló un sistema RapidConnectpara la terminación del pozo Ofon 26 en Nigeria, África Occidental (centro). Se diseñó la trayectoria del pozoprincipal para alcanzar dos zonas productivas; una sola ramificación lateral permitió explotar una sección aislada por fallas de la zona superior (arriba). Las dos zonas inferiores se terminaron con filtros estándar deexclusión de arena y ambas zonas se empacaron con grava en forma individual. El operador bajó una tuberíade revestimiento desprendida que consta de filtros de enrejado autónomos, un empacador externo para tube-ría de revestimiento primaria (ECP, por sus siglas en inglés) y uno de respaldo, para aislar la formación antesde la cementación, dos collares con orificios, un receptáculo de diámetro interior pulido (PBR, por sus siglasen inglés) y un dispositivo para desenganchar la sarta de bajada al pozo, así como una tubería de revesti-miento provisoria de 41⁄2 pulgadas para estabilizar el tramo lateral durante las operaciones de terminación(abajo). Luego se colocó una tubería de revestimiento de empalme de 4 pulgadas en el receptáculo PBR de la tubería de revestimiento desprendida y se la trabó en la plantilla RapidConnect.


ción del sistema y la construcción de las conexio-nes resultaron exitosas y el sistema se manteníatotalmente operativo luego de ser recuperado delpozo de prueba. Varias instalaciones de conexio-nes RapidConnect efectuadas en el campo y unaprueba en escala natural de las conexionesRapidExclude realizada en las instalaciones deCatoosa, confirmaron el desempeño de las cone-xiones y los procedimientos de despliegue de lasmismas.9

Conexión RapidConnect: Nigeria En marzo de 2000, TotalFinaElf bajó la primeraconexión RapidConnect de 7 pulgadas en el pozoOfon 26; un pozo nuevo ubicado en el áreamarina de Nigeria (página anterior).10 El pozoprincipal atravesó dos intervalos productivos.Una sola ramificación lateral tenía como objetivouna sección de la zona superior aislada por fallas.El diseño del pozo requería un pozo principalentubado y cementado con la tubería de revesti-miento del tramo lateral conectada mecánica-mente a la tubería de revestimiento primaria,pero sin cementar en la conexión.

Antes de perforar y terminar el tramo lateralen el intervalo superior, TotalFinaElf realizó elempaque con grava de las dos zonas productivasen el pozo principal debajo del tramo lateral pro-puesto. La colocación de un empacador de aisla-miento entre los dos ensamblajes de filtropermitía la producción selectiva desde cualquierade los dos intervalos. Para acomodar los compo-nentes de pozos multilaterales y facilitar las ope-raciones de terminación, la tubería de revestimientode producción de 7 pulgadas del pozo principal,asentada a 2883 m [9459 pies], incluía un copleICC que actuaría como punto de referencia de laprofundidad y facilitaría la orientación direccional.

El operador orientó una cuña de desviacióncomercial en el cople ICC, fresó una ventana enla tubería de revestimiento de 7 pulgadas, entre1916 y 1920 m [6286 y 6299 pies], y perforó unpozo de drenaje lateral de 6 pulgadas hasta los2730 m [8957 pies]. El mantenimiento de la esta-bilidad de la formación y la conectividad deltramo lateral a esta profundidad de la conexión ycon esta alta inclinación, constituía una de lasprincipales preocupaciones de la operación.

En el tramo lateral de 6 pulgadas se bajó unatubería de revestimiento desprendida de 4 pulga-das, fijada a una tubería de revestimiento provi-soria de 41⁄2 pulgadas. La tubería de revestimientosuperior impidió la pérdida de diámetro del pozoo su colapso entre la ventana de la tubería derevestimiento de 7 pulgadas y la tubería de reves-

timiento desprendida durante las operaciones decementación. Los filtros de exclusión de arenaautónomos sin empaque de grava controlaron laentrada de arena y permitieron estabilizar sufi-cientemente el intervalo productivo, sin embargo,fue necesario aislar de la conexión una zona deagua ubicada por encima del filtro. El operadoroptó por utilizar empacadores externos para tube-ría de revestimiento a fin de aislar la formaciónantes de la cementación. La utilización de colla-res con orificios permitió emplazar el cemento enel espacio anular para aislar la zona de agua.

El ensamblaje de la tubería de revestimientode 4 pulgadas incluía filtros de enrejado estándarpara el control de la producción de arena, unempacador externo para tubería de revestimiento(EPC, por sus siglas en inglés) primario y otro derespaldo, dos collares con orificios, un receptá-culo de diámetro interior pulido (PBR, por sussiglas en inglés) para acomodar una posteriortubería de revestimiento de empalme y un dispo-sitivo de desconexión rápida para liberar la tube-ría de revestimiento de 41⁄2 pulgadas. Lautilización de un tubo lavador interno de 23⁄8 pul-gadas de diámetro facilitó la circulación de fluidoy la cementación. El empleo de una camisa corre-diza en la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulga-das permitió la circulación de cemento fuera delespacio anular, debajo de la conexión.

La sarta de maniobras, la tubería de revesti-miento de 41⁄2 pulgadas y el tubo lavador de 23⁄8pulgadas fueron recuperados luego de cementarla tubería de revestimiento desprendida y una vezeliminado el excedente de cemento por encimadel PBR de empalme del lateral de 4 pulgadas.Esto dejaba la tubería de revestimiento despren-dida de 4 pulgadas en el tramo desnudo del pozode 6 pulgadas, a una distancia de 18 m [59 pies]de la ventana de la tubería de revestimiento de 7pulgadas. La conexión se desplegó en dos carre-ras: la primera, para colocar una plantillaRapidConnect adyacente a la ventana fresada enla tubería de revestimiento de 7 pulgadas; lasegunda, para efectuar el empalme de la tuberíade revestimiento desprendida y completar laconexión con un conector RapidConnect.

En el primer viaje, la plantilla se asentó en elempacador de aislamiento superior, debajo de laconexión. En el segundo viaje, se insertó un selloen la tubería de revestimiento de empalme den-tro del PBR de 4 pulgadas instalado en la tuberíade revestimiento desprendida, y se trabó elconector dentro de la plantilla. Una camisa corre-diza colocada en la cánula RapidConnect y des-plazada mediante tubería flexible permitió el

bombeo de geles químicos especiales dentro delespacio anular para sellar aún más la conexión eimpedir el ingreso de agua.

Los tubulares de producción y los componen-tes de terminación para la porción superior delpozo principal se conectaron al tope de la plantillaRapidConnect, y se colocó una camisa de aisla-miento en la conexión RapidConnect para aislar eltramo lateral. La tecnología de pozos multilatera-les logró aumentar la productividad de este pozo yprolongar su vida útil ya que posibilitó la produc-ción selectiva de múltiples zonas.

Conexión RapidConnect: IndonesiaEl desarrollo de campos en áreas marinas remo-tas del Sudeste Asiático permite agregar con-siderable producción de petróleo y reservasrecuperables para la región. Sin embargo, estosyacimientos a menudo se encuentran más allá delos patrones de desarrollo existentes. Los opera-dores instalan plataformas pequeñas con ins-talaciones mínimas para reducir los costos, peroesto limita las bocas de cabezales de pozo dispo-nibles en la plataforma para la perforación depozos de desarrollo y de relleno.

9. Ohmer H, Brockman M, Gotlib M y Varathajan P:“Multilateral Junction Connectivity Discussion andAnalysis,” artículo de la SPE 71667, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

10. Ohmer et al, referencia 9.

Por ejemplo, la plataforma del campo EastRama situada en el Mar de Java, Indonesia, teníaocho bocas para cabezales de pozos y una capa-cidad de carga limitada (abajo). Ya estaban utili-zadas seis bocas cuando dos pozos verticales “desacrificio,” perforados por la embarcación de ser-vicios multipropósito (MPSV, por sus siglas en

inglés) Bima de Schlumberger, identificaron un blo-que de reservas de petróleo sin explotar. El desa-rrollo óptimo del campo y el drenaje de las reservasexigían cinco puntos de entrada al yacimiento.

Repsol YPF, ahora China National OffshoreOperating Company (CNOOC), llegó a la conclusiónque la mejor solución era perforar dos pozos mul-

tilaterales. En carácter de contratista principal,Schlumberger, en colaboración con DiamondOffshore Drilling, M-I Drilling Fluids, TAMInternational y Weatherford, llevaron adelanteeste proyecto. Cada uno de los dos tramos latera-les para el pozo East Rama AC-06—el primerpozo multilateral—tenía como objetivo dos inter-

68 Oilfield Review

Empalme

Dist

anci

a no

rte-s

ur, p

ies

Distancia oeste-este, pies

1000

2000

3000

4000

5000

6000

3000

2000

1000

0

1000

0

01000 20001000 40003000 60005000

1000 2000 30002000 1000

1000

0

Tubería derevestimiento de 95⁄8 pulgadas Tubería de

revestimiento de 7 pulgadas

Tubería derevestimientode 95⁄8 pulgadas


de 95⁄8 pulgadas

Empacador del colgador de la tubería de revestimiento


Empacador externopara tubería derevestimiento



Tubería derevestimiento de 133⁄8 pulgadas


de 16 pulgadas


7497 pies MD

7499 pies MD

8655 pies MD

8655 pies MD

Tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas

Tubería derevestimientode 16 pulgadas

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

(TVD

), pi

es

Desviación horizontal, pies

PlanificadaReal

Planificada Real

Empacador del colgadorde la tubería de revestimiento


Conector RapidConnect



INDONESIA

ASIA

AUSTRALIA

N

Yakarta Mar de Java

> Terminación de un pozo multilateral en Indonesia. Repsol YPF, ahora China National Offshore Operating Company (CNOOC), instaló un sistemaRapidConnect para la terminación del pozo AC-06 del campo East Rama, en el Mar de Java, Indonesia (arriba a la izquierda). Cada ramificaciónlateral tenía como objetivo dos intervalos productivos (izquierda y derecha). El tramo lateral inferior de 6 pulgadas se terminó con una tubería derevestimiento que consta de un arreglo de filtro de exclusión de arena expansible (ESS, por sus siglas en inglés) de 4 pulgadas y camisa de aisla-miento expansible (EIS, por sus siglas en inglés) Weatherford, y una cañería hermética de 41⁄2 pulgadas ubicada debajo de un empacador paratubería de revestimiento de 7 pulgadas anclado a 2406 m [7894 pies] MD. La terminación del tramo lateral superior de 6 pulgadas se realizó con unarreglo de tubería de revestimiento que consta de un filtro ESS de 4 pulgadas, 22 m [72 pies] de una camisa EIS de 4 pulgadas, una cañería hermé-tica de 41⁄2 pulgadas y un empacador externo para tubería de revestimiento (ECP, por sus siglas en inglés) TAM International de 41⁄2pulgadas que seconectó al pozo principal y a la plantilla RapidConnect mediante una tubería de revestimiento de empalme y el conector RapidConnect (centro).


valos productivos. Esta terminación no requeríaaislamiento hidráulico en la conexión, de modoque el operador optó por el sistema RapidConnect.

En enero de 2002, se instaló una conexiónRapidConnect durante la terminación del pozoAC-06.11 Después de cementar la tubería derevestimiento intermedia de 95⁄8 pulgadas a unaprofundidad medida (MD, por sus siglas eninglés) de 1875 m [6152 pies]—correspondientea una profundidad vertical verdadera (TVD, porsus siglas en inglés) de 1196 m [3924 pies]—Diamond Offshore Drilling perforó un pozo direc-cional de 81⁄2 pulgadas hasta 2430 m [7973 pies]MD, justo por encima del yacimiento. El contra-tista de perforación luego cementó una sarta derevestimiento de 7 pulgadas que incluía un copleICC primario y uno de respaldo con diferentesperfiles. El primer cople ICC se colocó a 1890 m[6201 pies] MD y el segundo cople ICC se instaló19 m [62 pies] más abajo para cubrir posiblescontingencias.

El primer tramo lateral de 6 pulgadas se per-foró direccionalmente hasta los 2608 m [8557pies] MD utilizando un fluido de perforación sin-tético base petróleo de M-I Drilling Fluids y el sis-tema VISION475 de 43⁄4 pulgadas de ejecución demediciones y adquisición de registros durante laperforación (MWD/LWD, por sus siglas en inglés)de Schlumberger. Después de alcanzar la profun-didad final (TD, por sus siglas en inglés), se ins-taló la tubería de revestimiento del tramo lateralcon un arreglo de filtro de arena expansible de 4pulgadas (ESS, por sus siglas en inglés) y camisade aislamiento expansible (EIS, por sus siglas eninglés) Weatherford, y una cañería hermética de41⁄2 pulgadas, debajo de un empacador para tube-ría de revestimiento de 7 pulgadas a 2406 m[7894 pies] MD.

Después de colocado el empacador para tube-ría de revestimiento y una vez expandidos el filtroESS y la camisa EIS, se colocó un empacador deempaque de grava QUANTUM de 7 pulgadas conun tapón en el pozo principal a 1920 m [6300 pies]MD, para aislar el primer tramo lateral y la termi-nación inferior durante la perforación y terminacióndel tramo lateral superior. Se hizo circular un fluidode alta viscosidad por encima del empacador deaislamiento como barrera para los escombros.

Una herramienta de asentamiento selectivobajada junto con el sistema VISION475 deSchlumberger permitió determinar con exactitudla orientación del cople ICC superior en el fondodel pozo. En la bajada siguiente, se colocó laherramienta de asentamiento selectivo y unacuña de desviación Weatherford en la cupla ICCsuperior a 1890 m MD. En la tubería de revesti-miento de 7 pulgadas se fresó una ventana entre1880 y 1884 m [6168 y 6181 pies] MD, en menosde 21⁄2 horas, utilizando un motor de fondo orien-table de potencia extendida PowerPak XP deSchlumberger. El tramo lateral superior de 6 pul-gadas se perforó direccionalmente con el mismotipo de fluido de perforación que el utilizado en eltramo lateral inferior.

Se procedió a bajar un empacador QUANTUMde 7 pulgadas y una tubería de revestimiento pro-visoria por encima de 78 m [256 pies] de un filtroESS de 4 pulgadas, 22 m [72 pies] de una camisaEIS de 4 pulgadas, una cañería hermética de 41⁄2pulgadas y un empacador externo para tubería derevestimiento TAM International de 41⁄2 pulgadas,que fue colocado a 6300 pies MD. Se expandie-ron el filtro ESS y la camisa EIS frente a la for-mación y se infló el empacador ECP con cemento.Se soltó el dispositivo de desconexión de la tube-ría de revestimiento y se recuperaron el empaca-

dor superior QUANTUM y la tubería de revesti-miento provisoria. También se recuperaron delpozo la cuña de desviación y el tapón del empa-cador QUANTUM.

La instalación de una plantilla y un conectorRapidConnect en una tubería de revestimiento deempalme permitió conectar el arreglo de termi-nación del tramo lateral superior con el pozo prin-cipal y terminar la conexión del Nivel 3. Laterminación finalizó con una bomba eléctricasumergible colocada en la tubería de revesti-miento de 95⁄8 pulgadas, por encima del colgadorde la tubería de revestimiento de 7 pulgadas; semezcló la producción proveniente de cada ramifi-cación lateral. Este pozo fue terminado en tiemporécord; 36 días desde el inicio de la perforaciónhasta la primera producción.

A un régimen estabilizado de 874 m3/d [5500B/D] de petróleo y 128,864 m3/d [4.5 MMpc/D]de gas, el pozo AC-06 produce tres o cuatroveces más petróleo que los mejores pozos con-vencionales del campo. Este pozo multilateraltambién alcanzó el nivel de productividad másalto—0.74 m3/d/kPa [32 B/D/lpc]—para elcampo East Rama. Las productividades de lospozos AC-02 y AC-03 terminados en forma con-vencional alcanzaron 0.16 y 0.28 m3/d/kPa [7 y 12B/D/lpc], respectivamente. El incremento de laproductividad experimentado por este pozodemostró que la tecnología de pozos multilatera-les es eficaz en materia de costos para el desa-rrollo de campos satélites y la explotación dereservas pasadas por alto.

Resistencia de las conexiones y exclusión de arenaLas conexiones multilaterales pueden experimen-tar problemas de conectividad debido a la pre-sencia de formaciones inestables y grandescargas mecánicas que afectan negativamente suintegridad mecánica. En formaciones propensas ala producción de arena, las partículas de sólidosque ingresan a través de las conexiones causanproblemas serios. Schlumberger desarrolló un sis-tema multilateral para construir conexiones queexcluyen la arena y soportan mejor las cargas cre-adas por la inestabilidad de la formación.

Basada en los conceptos comprobados de lossitemas RapidAccess y RapidConnect, la cone-xión multilateral RapidExclude para exclusión desólidos impide la entrada de arena (izquierda).

Receptáculo de diámetro interior pulido (PBR)

Secciones transversalesde las conexiones

ConexiónRapidExclude

> Conexiones de alta resistencia y de exclusión de la arena. El sistema RapidExclude se basa en los di-seños RapidAccess y RapidConnect. Un perfil de riel guía modificado permite excluir la arena y ofreceintegridad mecánica adicional. Este sistema resiste cargas de hasta 17 MPa [2500 lpc] en las conexionesy excluye partículas de tan sólo 40 micrones. Este perfil transversal muestra el acople entre la plantilla yel conector de un sistema RapidExclude de 95⁄8 pulgadas (arriba). De izquierda a derecha, estas seccio-nes transversales representan cortes del arreglo desde arriba hacia abajo (abajo). Los dos componentescomienzan como tuberías concéntricas y luego divergen hasta convertirse en dos diámetros separados.

11. Caretta F, Drablier D y O’Rourke T: “Southeast Asia’s FirstMultilateral with Expandable Sand Screens,”OffshoreEngineer (Abril de 2002): 55–56.Tanjung E, Saridjo R, Provance SM, Brown P y O’RourkeT: “Application of Multilateral Technology in Drilling anOffshore Well, Indonesia,” artículo de la SPE 77829, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y elGas de la SPE del Pacífico Asiático, Melbourne,Australia, 8 al 10 de octubre de 2002.

Este sistema constituye una herramienta de termi-nación adicional para yacimientos estratificados,fallados y compartimentalizados, incluyendo pozosque atraviesan zonas con diferentes grados de ago-tamiento. El acople permanente entre una plantilla-riel de fijación modificada y un perfil conector,permite excluir los granos de formación y las partí-culas de sólidos. El sistema RapidExclude controlala entrada de arena en yacimientos no consolidadoso poco consolidados. Esta conexión de alta resis-tencia también es estable frente a lutitas inestableso en formaciones sometidas a grandes esfuerzos.

La mayoría de las conexiones convencionalesmuestran una resistencia al colapso que varía entre0.07 y 0.7 MPa [10 y 100 lpc] y poseen una aberturade más de 2.5 cm [1 pulgada]. Esta conexión mejo-rada presenta una resistencia al colapso superior a17 MPa [2500 lpc] y excluye granos de arena y par-tículas de sólidos de tan sólo 40 micrones.

En junio de 2002, se habilitó un sistemaRapidExclude de 95⁄8 pulgadas en las instalacionesdel GIT en Catoosa, Oklahoma. Se terminó un pozode prueba con tubería de revestimiento de 95⁄8 pul-gadas que incluía un cople ICC RapidAccess. Seutilizaron procedimientos comprobados en elcampo de instalaciones RapidConnect previaspara fresar la ventana de salida de la tubería derevestimiento y construir una conexión a 295 m[970 pies] en una arenisca arcillosa. Los compo-nentes de la conexión fueron recuperados como

parte de esta prueba de aptitud en escala naturalpara evaluar la reversibilidad de la instalación.

El conector se recuperó con un arpón conven-cional, aplicando un esfuerzo de tracción directo.A continuación se recuperó la plantilla, tambiéncon esfuerzo de tracción directo. Ambos compo-nentes se hallaban en buen estado y funcionabanperfectamente. El dispositivo de desviación parael reingreso selectivo, las herramientas de inter-vención y una camisa de aislamiento se bajaron yrecuperaron con éxito, utilizando una unidad delínea de acero para complimentar los requisitosnecesarios para su habilitación comercial. Eldesempeño del sistema RapidExclude fue elesperado y el mismo quedó aprobado para su ins-talación comercial. En noviembre de 2002,Schlumberger instaló con éxito una conexiónRapidExclude en Venezuela.

Integridad hidráulica de la conexiónEl sistema prefabricado de terminación de pozosmultilaterales RapidSeal, que provee accesoselectivo al pozo de drenaje y conectividad conuna unión aislada hidráulicamente, forma unaconexión simétrica de alta resistencia con inte-gridad hidráulica entre dos tramos lateralesadyacentes y el pozo principal. Este sistema sedesarrolló mediante un proyecto de investigacióny desarrollo conjunto entre Agip, una división deEni, y Schlumberger.

Las primeras conexiones del Nivel 6 consta-ban de dos tuberías de revestimiento de diáme-tro completo, adosadas a una conexión detubería de revestimiento primaria. Esta configu-ración permitió simplificar la construcción de lasconexiones, pero requería un pozo de gran diá-metro que ocasionaba la pérdida de dos o másdiámetros de tuberías de revestimiento interme-dias. El cambio abrupto de la gran tubería derevestimiento central a las tuberías de revesti-miento más pequeñas de los tramos lateralestambién constituía una limitación.

Schlumberger y Agip lograron superar estaslimitaciones, desarrollando una tecnología innova-dora de aleación de metales. A diferencia de lossistemas RapidConnect y RapidExclude, que seensamblan en el fondo del pozo, una conexiónRapidSeal se fabrica por anticipado como una solapieza. Actualmente, este sistema combina dossalidas de 7 pulgadas debajo de la tubería derevestimiento de 95⁄8 pulgadas, o dos salidas de 95⁄8pulgadas debajo de la tubería de revestimiento de133⁄8 pulgadas, para formar una conexión.

El proceso de fabricación reduce el diámetroexterno inicial del sistema, ya que, en una prensamecánica especial, comprime plásticamente lasdos salidas laterales a diámetros menores quesus diámetros expandidos. Esto garantiza distri-buciones de esfuerzos uniformes, una geometríaconsistente del sistema y tolerancias dimensio-

70 Oilfield Review

1Instalar conexión.

3Instalar retenedor de cemento y cementar

la tubería de revestimiento primaria.

2Expandir salidas de conexión.

Perforar el pozo principal. Ensanchar y agrandar el tramo desnudo del pozo en la ubicación de la conexión. Colocar el sistema RapidSeal en la tubería de revestimiento primaria.Posicionar los soportes de la herramienta de expansión operada por cable en las salidas RapidSeal. Verificar la orientación direccional de la conexión para asegurar la correctaexpansión de las salidas. Controlar el proceso en tiempo real desde la superficie para confirmar la expansión simultánea y la geometría final de las salidas. Recuperar la herramienta de expansión.Mediante la utilización del perfil RapidSeal para la verificación de la profundidad, colocar el retenedor de cemento transportado por cable por encima de la conexión para evitar diferencias de presiones y aumentar la confiabilidad. Cementar la conexión.

1 – 2 –

3 –

SistemaRapidSeal

Herramienta de expansión operada por cable

Retenedorde cemento

Taponeslimpiadores

> Integridad hidráulica de la conexión. El sistema RapidSeal se fabrica por anticipado—no se construye en el fondo del pozo—para lograr integridadhidráulica. Este sistema TAML Nivel 6 incluye una sección prefabricada de tubería de revestimiento central con dos salidas más pequeñas. Las salidassimétricas se comprimen para que pasen por la tubería de revestimiento precedente y luego se las hace retornar a su tamaño y geometría originales(proceso de reformación) mediante una herramienta de expansión modular operada por cable. El proceso de expansión se controla desde la superficieen tiempo real y se lleva a cabo en un solo viaje.


nales exactas, además de permitir que la cone-xión comprimida pase a través de la sarta derevestimiento precedente, lo cual minimiza elefecto telescópico del pozo.

El diseño híbrido único de esta conexión dedoble salida permite aumentar la resistenciatanto a la presión interna como a las presiones decolapso externas. Dos salidas se encuentran sol-dadas a un tensor, o miembro estructural, cons-truido de material de alta resistencia. Sólo lassalidas dúctiles, no el tensor, soportan la defor-mación plástica. Un proceso patentado garantizala penetración completa de la soldadura a lolargo de la interfaz tensor-salida.

El sistema RapidSeal utiliza una combinaciónde componentes dúctiles resistentes para reducirlas averías y los esfuerzos en las salidas de lostubulares, y mantener la resistencia de la cone-xión luego de ser comprimida y retornada a sutamaño y forma cilíndrica originales (proceso dereformación). Cuando este sistema se despliegaa la profundidad adecuada, una herramienta deexpansión operada por cable reforma las salidasen un solo viaje (página anterior y arriba). Encomparación con los sistemas que utilizan unmandril mecánico, esta técnica reduce sustan-cialmente el tiempo de instalación.

El proceso de reformación, que insume unos45 minutos, es controlado en tiempo real desde lasuperficie. Este procedimiento asegura una

expansión suave y confirma que la geometríafinal de la salida satisfaga las especificacionesAPI en lo que respecta a dimensiones internas delos tubos. Los pistones de los dos soportes de laherramienta de expansión aplican fuerza paraabrir y reformar simultáneamente ambas salidasen forma simétrica. La energía eléctrica prove-niente del cable hace funcionar una bomba en laherramienta que provee suficiente presiónhidráulica para desarrollar una fuerza de 6.6millones de N [1.5 millones de lbf] en una cone-xión RapidSeal de 133⁄8 pulgadas.

Un adaptador provee una transición suave deuna sola abertura a las dos salidas y conecta lassalidas a la abertura de la conexión principal. Laparte inferior del ensamblaje de la conexión es unarmazón de acero alojado dentro de una guía defibra de vidrio que funciona como una zapata guíaestándar y protege las salidas durante la instala-ción. El armazón de acero también actúa comocuña de desviación para guiar las herramientasfuera de los orificios de salida de la conexióndurante las operaciones de perforación y termi-nación de cada ramificación lateral.

El diseño simétrico de las conexionesRapidSeal asegura una suave transición desde elpozo principal hacia cada una de las ramificacio-nes, permitiendo que las herramientas de perfo-ración y los ensamblajes de terminación estándarpasen a través de la conexión. La presión de ser-

vicio para las conexiones RapidSeal de 95⁄8 y 133⁄8pulgadas es de 8 MPa [1200 lpc] y 15 MPa [2200lpc], respectivamente.

Luego de efectuar vastas pruebas de labora-torio, se instaló, expandió y cementó con éxitouna conexión RapidSeal con tubería de revesti-miento central de 95⁄8 pulgadas y dos salidas de 7pulgadas, en un pozo experimental desviado delcentro de pruebas del GTI en Catoosa,Oklahoma.12 Desde la conexión, se perforaron dosramificaciones direccionales de 61⁄8 pulgadas. Laprimera ramificación se terminó con una tuberíade revestimiento de 4 pulgadas, sin cementar, yla segunda con una tubería de revestimiento de 4pulgadas cementada. El objetivo de la prueba eraevaluar el sistema RapidSeal antes de la primerainstalación comercial en el campo. Durante laejecución de esta prueba, el desempeño de loscomponentes, las herramientas y los procedi-mientos fue exitoso. El sistema RapidSeal de133⁄8 pulgadas satisfizo los requisitos para suhabilitación comercial en pruebas de laboratorio.

4Perforar retenedor de

cemento y tapones limpiadores.

7Terminar conexión e

instalar equipo de producción.

5Perforar y terminar la

primera ramificación lateral.

6Perforar y terminar la segunda salida lateral.

Limpiar el pozo principal hasta el tope de las salidas de la conexión. El perfil RapidSeal provee un indicador de profundidad positivo.Colocar y orientar el desviador en el perfil RapidSeal para desviar la barrena y el arreglo de tubería de revestimiento hacia la primera salida. Limpiar el cemento y perforar el primer tramo lateral. Bajar el empacador del colgador de la tubería de revestimiento y la tubería de revestimiento. Instalar el tapón con línea de acero en el niple de perfil característico debajo del colgador de la tubería de revestimiento para aislar el tramo lateral. Recuperar el desviador.Colocar y orientar el desviador en el perfil RapidSeal para desviar la barrena y el arreglo de tubería de revestimiento hacia la segunda salida. Limpiar el cemento y perforar el segundo pozo lateral. Bajar el empacador del colgador de la tubería de revestimiento y la tubería de revestimiento en la segunda ramificación lateral. Instalar el tapón con línea de acero en el niple de perfil característico debajo del colgador de la tubería de revestimiento para aislar el tramo lateral. Recuperar el desviador.Colocar el sistema DualAccess en el pozo principal para la terminación de ambas ramificaciones laterales.

4 –5 –

6 –

7 –

Barrena

PerfilRapidSeal

Empacador delcolgador de la tubería de revestimiento

Desviador Sistema de empacador DualAccess

12. Ohmer H, Follini J-M, Carossino R y Kaja M: “WellConstruction and Completion Aspects of a Level 6Multilateral Junction,” artículo de la SPE 63116, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, Dallas, Texas, USA, 1 al 4 de octubre de 2000.

Conexiones RapidSeal: Brasil, Nigeria e Indonesia Petrobras instaló el primer sistema RapidSealcomercial en un pozo terrestre ubicado enMacau, Brasil. Esta conexión de 95⁄8 pulgadas seorientó e instaló por encima del yacimiento, a 518m [1700 pies] MD. Las dos salidas se expandieronhasta alcanzar su geometría circular original den-tro de los valores de tolerancia dimensional API yluego se cementaron en el lugar apropiado. Elproceso de expansión consumió 6 horas, inclu-yendo el tiempo de viaje, con sólo 30 minutos detiempo no productivo. El operador perforó direc-cionalmente dos ramificaciones laterales de 7pulgadas, utilizando un motor de desplazamiento

positivo (PDM, por sus siglas en inglés) PowerPakXP y barrenas excéntricas de 6 por 7 pulgadas deun compuesto policristalino de diamante (PDC,por sus siglas en inglés) (abajo).

La primera ramificación con una tubería derevestimiento de 41⁄2 pulgadas se extendía 644 m[2112 pies] y se cementó para lograr el aisla-miento zonal. La segunda ramificación se extendía568 m [1864 pies] y también se entubó con unatubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas cemen-tada. Un sistema DualAccess con empacadores deaislamiento colocados en cada tramo lateral y unempacador de producción MultiPort en el pozoprincipal, fue conectado hidráulicamente me-diante sartas de producción independientes a un

Discriminador de Intervención y a un empacadorde derivación MultiPort con orificios múltiplesubicados por encima de los tramos laterales. Lasválvulas hidráulicas de control de flujo permitenel aislamiento selectivo o la producción de lasramificaciones laterales superior e inferior.Sensores de producción integrados permanentesFloWatcher vigilan rutinariamente la presión, latemperatura y la producción de cada ramificación.

El sistema DualAccess es recuperable parapermitir el acceso al pozo principal y el reingresoa ambas ramificaciones. Luego de realizar inten-sas y exitosas pruebas de ambos tramos latera-les para verificar la integridad hidráulica y laaccesibilidad, se recuperó el equipo de termina-ción DualAccess para disparar (cañonear, punzar)y terminar el pozo. La primera ramificación late-ral se terminó con tubería de producción de 31⁄2pulgadas y una bomba de cavidad progresiva(PCP, por sus siglas en inglés). La terminación dela segunda ramificación lateral se realizó contubería de producción de 31⁄2 pulgadas y unabomba eléctrica sumergible.

Petrobras y Schlumberger están trabajandoen conjunto con el objetivo de desarrollar proce-dimientos para la instalación y operación enáreas marinas de un sistema RapidSeal de 133⁄8pulgadas en Brasil. Schlumberger también hainstalado sistemas RapidSeal en Nigeria paraAgip y en Indonesia para CNOOC.

Agip instaló recientemente una conexión delNivel 6 para la terminación del pozo Idu ML 11,en el campo Idu en el área continental deNigeria. El objetivo era explotar dos intervalosindependientes—Zonas I y L—con dos ramifica-ciones laterales de un pozo principal. Agip per-foró hasta la profundidad propuesta de 2000 m[6562 pies] para la instalación de la conexión yensanchó el pozo hasta 171⁄2 pulgadas para per-mitir la expansión del sistema RapidSeal.

La conexión se orientó antes de expandir lassalidas y cementar la tubería de revestimientoprimaria. El operador perforó ambas ramificacio-nes laterales con barrenas de PDC de 61⁄8 pulga-das, utilizando lodo sintético base petróleo(OBM, por sus siglas en inglés) y cementó lastuberías de revestimiento de 41⁄2 pulgadas en ellugar adecuado. El primer lateral se extendió 693m [2274 pies] y el segundo 696 m [2283 pies]. Seconectó cada salida a la superficie en formaindependiente utilizando un sistema de empaca-dor DualAccess (próxima página). Este pozo estáproduciendo en forma más eficaz que lo previstooriginalmente y como si se tratara de dos pozosdireccionales independientes. La producción ini-cial de la Zona L alcanzó 358 m3/d [2250 bppd] yla de la Zona I, 318 m3/d [2000 bppd].

72 Oilfield Review

0

900

800

700

600

500

400

300

200

100

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

(TVD

), m

Distancia horizontal, m200 300 400 500 600 700 800

PlanificadaReal

150Distancia este-oeste, m

Zona 2

Zona 2

Zona 1

Zona 1Zona 2

Zona 1Zona 2

Zona 1

Conexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas

Dist

anci

a no

rte-s

ur, m

0

450

300

150

0

Empacador de producción MultiPort de 95⁄8 pulgadas


Sistema de empacador DualAccess de 95⁄8 pulgadas

Disparos

Empacadores de colgadores de tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas

Empacador externo para tubería de revestimiento


Tubería de producción de 31⁄2 pulgadas

Válvulas hidráulicas de control de flujo de 31⁄2 pulgadas

Monitor de producción FloWatcher de 31⁄2 pulgadas (presión, temperatura y producción)

Válvula de alivio

Tubería de producción de 7 pulgadas

Discriminador de Intervención

Disparos

N

AMÉRICADEL SUR

BRASIL

Macau

Río de Janeiro

> Prueba de campo de un pozo multilateral Nivel 6 en Brasil. La primera instalación comercial de unsistema RapidSeal de 95⁄8 pulgadas se llevó a cabo en tierra para Petrobras, en Macau, Brasil (partesuperior derecha). Cada tramo lateral tenía como objetivo dos intervalos productivos (parte inferiorderecha). Se instaló provisoriamente un sistema de terminación DualAccess para la realización depruebas intensivas y para la evaluación de equipos avanzados de control de flujo y de vigilancia ruti-naria (izquierda). Este sistema consta de sartas de producción con arreglos de sello para cada tuberíade revestimiento del tramo lateral, un empacador para aislar el espacio anular entre las sartas de pro-ducción y la tubería de revestimiento primaria, y un Discriminador de Intervención para accederselectivamente a cada tramo lateral.


Los componentes de terminación de pozos devanguardia, o inteligentes, están evolucionandocada vez más para satisfacer las necesidades delos operadores; y las terminaciones de pozos mul-tilaterales son cada vez más sofisticadas.Muchos pozos ahora incluyen equipos de fondopara vigilar rutinariamente la producción, contro-lar selectivamente el flujo proveniente de lasramificaciones laterales y manejar los yacimien-tos en forma más eficaz.

CNOOC recientemente perforó y terminó elprimer pozo multilateral TAML Nivel 6 enIndonesia y la primera terminación inteligenteNivel 6 del mundo para incrementar las reservasrecuperables y reducir los costos de construcciónde pozos. Se instaló una conexión RapidSealdurante la terminación del pozo NE Intan A-24 enel Mar de Java (próxima página). La perforaciónde este pozo, bajo 23 m [75 pies] de agua, requi-rió menos tiempo—sólo 25 días—y costó aproxi-madamente 1 millón de dólares estadounidensesmenos que el pozo AC-06, un multilateral Nivel 3del campo East Rama, perforado hasta una pro-fundidad similar y tramos laterales equivalentesa los del pozo NE Intan A-24.

Luego de orientar, expandir y cementar laconexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas a una pro-fundidad de 2535 m [8317 pies], se perforaronambas ramificaciones laterales con lodo sintéticoOBM de M-I Drilling Fluids. El primer tramo late-ral se extendió 396 m [1300 pies] y se perforó conuna barrena de PDC de 61⁄8 pulgadas. El segundotramo lateral, que se extendió 701 m [2300 pies],se perforó utilizando una barrena bicéntrica de 6pulgadas por 7 pulgadas con un motor PowerPakPDM que tenía un ajuste angular de 1.83°.CNOOC terminó el primer tramo lateral con filtrosde control de producción de arena de 31⁄2 pulga-das, de calidad superior. Para el segundo tramolateral se utilizaron filtros de control de produc-ción de arena de 41⁄2 pulgadas, también de cali-dad superior. Cada ramificación incluyó unempacador ECP para el aislamiento zonal.

Los modernos componentes de terminación depozos, instalados por encima de la conexión, incluí-an válvulas hidráulicas de fondo para controlar elflujo y sensores para medir la presión, la tempera-tura y la producción de cada ramificación del pozo.Una bomba eléctrica sumergible de Schlumberger,con una unidad de vigilancia rutinaria de fondo depozo MultiSensor para terminaciones con bombasumergible y un controlador de la velocidad insta-lado en la superficie, levanta los hidrocarburoshasta la superficie a través de una tubería de pro-ducción de 41⁄2 pulgadas. Un sistema de control desuperficie y de adquisición de datos (SCADA, porsus siglas en inglés) y medidores de flujo multifási-co ubicados en la superficie, controlan los paráme-

tros de bombeo y el desempeño del pozo, y trans-miten los datos a CNOOC en tiempo real a travésde la Red.

Consideraciones clave de diseñoEl primer factor a considerar cuando se planificala terminación de pozos multilaterales es si setrata de un pozo nuevo o uno existente. Los pozosnuevos ofrecen a los ingenieros la libertad y fle-xibilidad de diseñar pozos multilaterales desde elfondo hacia la superficie. El sistema de análisis

de la producción NODAL y el modelado de yaci-mientos ayudan a establecer la longitud de lostramos laterales y el diámetro de la tubería deproducción óptimos, lo cual determina el diáme-tro de las tuberías de revestimiento primaria eintermedia. Las opciones de terminación y lasconfiguraciones de los pozos resultan más limita-das en el caso de pozos existentes, pero aún asímuchos pozos viejos son candidatos para opera-ciones de re-entrada utilizando tecnología depozos multilaterales.

Empacador del colgador de tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas


Disparos Zona I

Disparos Zona L

Conexión RapidSeal de95⁄8 pulgadas

Discriminadorde Intervención

Válvula de seguridaddel subsuelo controladadesde la superficie (SCSSV)

Sistema de empacadorDualAccess


Niple de perfilcaracterístico

2700

0 300

0

300

600

900

1200

1500

1800

2100

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

(TVD

), m

2400

Tubería derevestimiento de 185⁄8 pulgadas

Tubería derevestimientode 133⁄8 pulgadas


Zona L Zona I

Desviación horizontal, m

ÁFRICA

NIGERIA

0 100

100

0

100

200

Tubería de revestimiento de 133⁄8pulgadas


185⁄8 pulgadas

Dist

anci

a no

rte-s

ur, m

Distancia este-oeste, m

Zona I

Zona L


Tramo lateral 1Tramo lateral 2

N

PortHarcourt

Lagos

> Terminación de un multilateral Nivel 6 en Nigeria. Agip perforó dos ramificaciones laterales mediantela utilización de una conexión RapidSeal en el pozo terrestre Idu ML 11 (arriba). La primera ramificaciónse extendió 693 m [2274 pies]; el segundo tramo lateral se extendió 696 m [2283 pies] (derecha). Cadasalida se vinculó con la superficie en forma independiente, mediante la utilización de un sistema deempacador DualAccess (izquierda).

Otra consideración a tener en cuenta es eltipo de conexión, que depende del grado de inte-gridad mecánica e integridad hidráulica requeridoen cada tramo lateral, de los esfuerzos en elsubsuelo y de la necesidad de reingresar en lasramificaciones individuales. Un tramo lateral ter-minado a agujero descubierto sin conexión puedeser suficiente cuando la producción del tramolateral se mezcla con la del pozo principal, ocuando las conexiones se encuentran en forma-ciones competentes o no se requiere accesibilidadal tramo lateral. Un sistema del Nivel 6 puederesultar más adecuado si se desea producción o

inyección selectivas en cada tramo lateral, si laconexión está ubicada en una formación poco con-solidada o si se requiere accesibilidad al tramolateral.

El conocimiento del yacimiento es críticocuando se planifican pozos multilaterales. En lospozos de exploración o en pozos que se encuen-tran en las primeras etapas de desarrollo, quizásno se disponga de información suficiente paraplanificar una trayectoria de pozo compleja. Antetales circunstancias, los operadores pueden per-forar un pozo vertical de bajo costo con planes decontingencias para uno o más tramos laterales,

acorde con la información obtenida durante la per-foración y la terminación del pozo principal. Lospozos horizontales y multilaterales también se uti-lizan en esta etapa para delinear mejor el yaci-miento desde una sola localización de superficie.

74 Oilfield Review

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 500Distancia horizontal, m


Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

(TVD

), m

Dist

anci

a no

rte-s

ur, m

1000

1000 500Distancia este-oeste, m

0

1500

1000

500

0

500


Lateral 1Lateral 2


Lateral 1

Lateral 2


Empacador del colgador de latubería de revestimiento RapidSeal

Receptáculo de diámetro interior pulido

Empacadores externospara tubería de revestimiento

Desviador RapidSeal


Bomba eléctrica sumergible

Válvula hidráulica de control de flujo

Perfil de restricción interiorDispositivo dedesconexión por esfuerzo de corte

Sensor FloWatcher

Válvula de seguridad del subsuelocontrolada desde la superficie (SCSSV)

Empacador de aislamientode zonas múltiples MZ

Unidad MultiSensor

Empacador del colgador de la tubería de revestimiento RapidSeal

ASIA

AUSTRALIA

INDONESIA

N

Yakarta Mar de Java

> Terminación del primer pozo multilateral inteligente Nivel 6 del mundo. Recientemente, CNOOC perforó y terminó el pozo NE Intan A-24, el primer multila-teral Nivel 6 TAML perforado en el Mar de Java, Indonesia (parte inferior derecha). Después de orientar, expandir y cementar en el lugar adecuado laconexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas a 2535 m [8317 pies], el operador perforó dos ramificaciones laterales (parte superior derecha). La primera ramifica-ción se extendió 396 m [1300 pies]; el segundo tramo lateral se extendió 701 m [2300 pies]. Cada tramo lateral se terminó con un empacador externo para latubería de revestimiento y filtros de control de producción de arena. Un dispositivo de orientación, o desviador, permitió asegurar la inserción correcta delos componentes de terminación en las salidas de la conexión. Componentes de terminación de vanguardia—válvulas hidráulicas de control de flujo ysensores para medir la presión, la temperatura y la producción para cada ramificación del pozo, una bomba eléctrica sumergible Schlumberger con unsistema de vigilancia rutinaria de extracción artificial Phoenix y un variador de velocidad controlado desde la superficie—convirtieron a éste en el primerpozo multilateral Nivel 6 “inteligente” (izquierda).

13. Afilaka JO, Bahamaish J, Bowen G, Bratvedt K, Holmes JA,Miller T, Fjerstad P, Grinestaff G, Jalali Y, Lucas C, JiménezZ, Lolomari T, May E y Randall E: “Mejoramiento de losyacimientos virtuales,” Oilfield Review 13, no. 1 (Primavera de 2001): 26–47.

14. Brister R: “Screening Variables for MultilateralTechnology,” artículo de la SPE 64698, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo yel Gas de la SPE, Pekín, China, 7 al 10 de noviembre de 2000.


En las últimas etapas del desarrollo de uncampo, se dispone de un volumen considerablede información de yacimientos, de manera quese pueden diseñar trayectorias de pozos máscomplejas para alcanzar formaciones específi-cas, compartimentos geológicos o reservaspasadas por alto.

En términos económicos, los pozos multilate-rales no representan dos o más pozos por el pre-cio de uno. En ciertos casos, las terminaciones depozos multilaterales permiten duplicar la produc-ción del pozo pero, en base a los promedios de laindustria, son más factibles aumentos del 30 al60%. Históricamente, para que los pozos multila-terales resulten redituables, el incremento de laserogaciones de capital no debería superar el 50%.Esto significa que los resultados económicos glo-bales de construcción de pozos debería mejoraren un 40% aproximadamente. Las terminacionesde pozos multilaterales óptimas se basan en laevaluación económica de diversas alternativasque dependen de pronósticos de desempeño delyacimiento.

En muchos casos, es necesaria la simulaciónnumérica que utiliza un modelo de un solo pozo ode todo el campo, para formular un pronósticoexacto sobre el cual basar el análisis económicodel proyecto. La simulación numérica requiere unmayor conocimiento del yacimiento, implica mástiempo de configuración y demanda más tiempocomputacional que los modelos analíticos. Sinembargo, los modelos numéricos pueden darcuenta de efectos tales como flujo multifásico yefectos gravitacionales, geometrías de yacimien-tos complejas y yacimientos heterogéneos. Elmódulo de pozos de segmentos múltiples del pro-grama ECLIPSE de simulación de yacimientosmodela el flujo de fluidos y las pérdidas de pre-sión por fricción a través del pozo, de los espa-cios anulares, de las ramificaciones laterales y delas válvulas de terminación de pozos.13 Esta capa-cidad de modelado avanzado provee estimacio-nes más realistas del desempeño de pozosmultilaterales (arriba a la derecha).

Tecnología en evolución, creciente aceptaciónSiguiendo una tendencia similar a la aceptación delos pozos horizontales acontecida a principios dela década de 1990, los operadores comenzaron apreguntarse a fines de la misma década “¿por quéno perforar un pozo multilateral?” Hoy, en lugar depreguntar si es aplicable un pozo multilateral, lapregunta que a menudo se formula es “¿qué tipode configuración de pozo y sistema multilateralresulta más adecuado para satisfacer las necesi-dades de desarrollo y producción de un campopetrolero?” Los pozos multilaterales no constitu-

yen simplemente una tecnología aceptada sinouna herramienta esencial para el desarrollo de lasreservas de hidrocarburos en todo el mundo.

La explotación de yacimientos con pozos mul-tilaterales representa una forma viable de reducirlas erogaciones de capital totales y los costosoperativos del campo, y constituye un modo deaumentar sustancialmente la producción en losentornos petroleros más desafiantes que planteala actualidad. A medida que aumente la confiabi-lidad en la tecnología de pozos multilaterales, sedesarrollarán yacimientos más pequeños conpozos multilaterales, tales como los campos saté-lites actualmente considerados para su desarrolloen el Mar del Norte y los campos de fronterasituados en el Golfo de México, el SudesteAsiático, África Occidental y Medio Oriente.

Los sistemas de terminación de pozos multila-terales varían en lo que respecta a complejidad.Las conexiones RapidConnect y RapidExclude pro-veen características mejoradas de resistencia yexclusión de arena para una mayor durabilidad yun reingreso más confiable a las ramificacioneslaterales, tanto en pozos nuevos como en pozosexistentes. Los sistemas RapidSeal ofrecen la fle-xibilidad necesaria para optimizar el flujo prove-niente de cada tramo lateral en lo que respecta acontrol de producción, para explotar yacimientosindependientes con diferentes presiones inicialeso para inyectar en un tramo lateral mientras sehace producir el otro.

Existe una tendencia creciente hacia la minimi-zación de las intervenciones convencionales conequipo de perforación o terminación. Por ejemplo,existen herramientas operadas con tubería flexibleestándar, tales como el sistema de herramientasmultilaterales Discovery MLT, que proveen accesoselectivo a las conexiones laterales. Además, undispositivo activado por el flujo controla la orienta-ción de la herramienta, mientras que la retroali-mentación de la presión provee la confirmación entiempo real en la superficie de que se ha ingresadoen la ramificación correcta. La herramienta esresistente al ácido. Por lo tanto, permite el empla-zamiento de fluidos de tratamiento de pozo. Estesistema facilita las operaciones de re-entrada, lim-pieza y estimulación en los tramos laterales termi-nados a agujero descubierto, tuberías derevestimiento desprendidas o conexiones cons-truidas en pozos existentes.

Las terminaciones de pozos multilateralesconstituyeron una de las tecnologías clave de laindustria petrolera que emergieron en la décadapasada. Es extremadamente importante clasificary seleccionar los sistemas de terminación de pozosmultilaterales, dentro del contexto de las condicio-nes de yacimiento, los requisitos de desarrollo del

campo, el costo total y el riesgo global.14 Estas téc-nicas resultan de mayor utilidad a las compañíasde producción cuando se lleva a cabo un exhaus-tivo análisis de la relación riesgo-recompensa. Serequiere un equipo multidisciplinario integradopara planificar, diseñar e implementar adecuada-mente los pozos multilaterales.

En la actualidad, las compañías de serviciossiguen invirtiendo en investigación y desarrollo denuevos productos con el objetivo de brindar a losoperadores herramientas y sistemas más confia-bles para instalar puntos de drenaje múltiples enlos yacimientos. En el corto plazo, quedan dosdesafíos por superar: mayor optimización de losequipos y consistencia en la instalación. Esta tec-nología se encuentra todavía en evolución, pero enla medida que el incremento del valor presenteneto se mantenga como objetivo esencial delnegocio, la tecnología de perforación de pozosmultilaterales seguirá siendo una fuente líder deganancias económicas para toda la industria delpetróleo y el gas. —MET

2468

10

Mill

ón d

e ba

rrile

s de

pet

róle

o en

co

ndic

ione

s de

tanq

ue (S

TB)

1214161820

00 1 2 3

Tiempo, años4 5 6 7

Dos tramoslateralesopuestos

Pozo de drenaje horizontal único

Dos tramoslaterales opuestos

k1=k

2k2

>k1

k1

Pozo horizontalconvencional

k2

4000 pies

2000 pies2000 pies

Conexión del Nivel 6 y dostramos laterales opuestos

> Simulación de yacimientos y modelado de pozosmultilaterales. Mediante la utilización de la apli-cación ECLIPSE de simulación de yacimientos yde una retícula estructurada de baja resolución,se efectuó una comparación entre un pozo hori-zontal convencional que tiene una sola secciónlateral de 1220 m [4000 pies] y un pozo multilateralNivel 6 que tiene dos tramos laterales opuestosde 610 m [2000 pies] (arriba). La producción acu-mulada proveniente de un pozo lateral doble, supera sustancialmente al volumen producido poruna sola perforación horizontal cuando la perme-abilidad horizontal (k) varía (abajo). Para estimarcon exactitud los valores de producción, se debemodelar en detalle el área que rodea al pozo.Cada segmento discreto del pozo tiene su propiapresión local y sus propiedades de fluidos. Elsimulador ECLIPSE también utiliza una retícula dealta resolución y no estructurada para modelarlos segmentos del pozo y el flujo del yacimientoen torno a trayectorias multilaterales complejas.

Raafat Abbas reside en Clamart, Francia. Allí se de-sempeña como campeón de productos deSchlumberger, responsable de la introducción en elcampo de la aplicación de soluciones de ingenieríaWELLCLEAN* II y de los sistemas de control de pér-dida de circulación. Ingresó en la compañía en 1997como ingeniero de campo a cargo de los trabajos decementación en Arabia Saudita. Antes de ser trasla-dado a Clamart en el año 2001, ocupó diversos cargosrelacionados con el diseño y manejo de las operacio-nes de cementación y con la provisión de soporte téc-nico para operaciones de cementación en ArabiaSaudita. Raafat obtuvo una licenciatura en ingenieríaquímica de la Universidad Politécnica Estatal deCalifornia, en Pomona, EUA.

Bente Bjelland es ingeniero de perforación senior deNorsk Hydro, en Bergen, Noruega. Se desempeña comoasesor técnico para operaciones de cementación.Comenzó su carrera en 1992 como pasante de ingenie-ría para BJ Services en Stavanger, Noruega, y se gra-duó como ingeniero el año siguiente. Entre 1995 y1997, se desempeñó como ingeniero de distrito paraesa compañía, en Bergen. Ingresó en Norsk Hydro en1997 como ingeniero de perforación e ingeniero deperforación senior, para trabajar en los proyectos delos equipos de perforación West Vanguard y MaerskJutlander. También se desempeñó como asesor técnicoen asuntos relacionados con barrenas de perforación ycon optimización de operaciones. Bente obtuvo unalicenciatura en ingeniería química de la Escuela deMinas y Tecnología de Dakota Sur, en Rapid City, EUA.

Ian Bryant es director de mercadeo de SchlumbergerOilfield Services, US Land. Durante los últimos dosaños se desempeñó como gerente del departamentode Vigilancia y Control de Yacimientos, con base en elCentro de Investigaciones Doll de Schlumberger(SDR), Ridgefield, Connecticut, EUA. Comenzó sucarrera en 1984 en el Laboratorio de Shell Explorationand Production en Rijswijk, Países Bajos, como geó-logo de yacimiento dedicado a la investigación deldesarrollo de yacimientos clásticos. Entre 1989 y 1993,se desempeñó como geólogo de producción para Shellen Nueva Zelanda, donde trabajó en el desarrollo decampos de gas condensado y en el modelado de yaci-mientos. Ian posee una licenciatura en geografía físicacon geología y un doctorado en sedimentología, de laUniversidad de Reading, Inglaterra.

Vincent Chukwueke se desempeñó como tecnólogo deproducción senior para Nederlandse AardolieMaatchappij en Assen, Países Bajos. Ingresó en ShellPetroleum Development Company (SPDC) NigeriaLtd. en 1985 como ingeniero de pozo. Entre 1987 y1988, trabajó como ingeniero de operaciones, reali-zando la revisión y actualización de datos mecánicosde pozos. En 1988, trabajó en el análisis económico deproyectos de gas. En 1990, se convirtió en analistaeconómico y de información de gas, haciéndose cargodel análisis económico y de la predicción de volúme-

nes de gas comercial. Entre 1995 y 1997, se desem-peñó como tecnólogo de producción senior. Durante elaño siguiente, trabajó como líder del equipo de tecno-logía de producción de áreas continentales paraSPDC. También estuvo a cargo de tecnología de pro-ducción y operaciones de SPDC. Vincent obtuvo unalicenciatura en ingeniería mecánica del Politécnico deTrent de Nottingham, Inglaterra.

Erick Cunningham se desempeña como campeón deproductos para la tecnología de cementación avan-zada CemSTONE* y actualmente reside en Clamart,Francia. Allí participó de la capacitación, el soportetécnico y el mercadeo de esta línea de productos,tanto a nivel interno como externo, desde el año 2001.Comenzó su carrera en 1988 en el Centro deTecnología de Amoco Production Company en Tulsa,Oklahoma, EUA, donde trabajó en diversos proyectosde investigación. Ingresó en Schlumberger en 1997como líder de celda e ingeniero de campo, responsa-ble de las operaciones de construcción de pozos queinvolucran equipos de perforación de plataforma con-tinental y de aguas profundas para los clientes conbase en Houston. Antes de ocupar su cargo actual, sedesempeñó como ingeniero técnico de distrito prove-yendo soporte técnico y de mercadeo para todas lasoperaciones de cementación, estimulación de matri-ces y de tubería flexible en Pakistán. Erick obtuvo unalicenciatura en geología y una maestría de laUniversidad Estatal de Oklahoma en Stillwater.

Carl Curtis trabaja como geólogo de desarrollo deyacimientos en Petrozuata (una operación de riesgoscompartidos de ConocoPhillips), ubicada en Puerto LaCruz, Venezuela. Obtuvo una licenciatura en geologíade la Universidad Brigham Young de Provo, Utah, EUAen 1982 y una maestría, también en geología, de laUniversidad Estatal de Iowa, Ames, EUA, en 1984.Después de ingresar en Conoco en 1985, Carl trabajóen proyectos de desarrollo y exploración en las áreasde plataforma continental y de aguas profundas delGolfo de México. Luego fue transferido al Centro deTecnología de Exploración y Producción de Conoco, enHouston, Texas, EUA, donde realizó estudios de yaci-mientos para Dubai, Indonesia, Australia y Venezuela.

Eric Decoster se graduó como ingeniero en la EcoleCentrale de París, Francia, y obtuvo una maestría eningeniería civil de la Universidad de Wisconsin,Madison, EUA. Ingresó en Schlumberger como inge-niero de campo en Medio Oriente en 1978. Luego derealizar diversos trabajos de interpretación de regis-tros y mercadeo en varios lugares del mundo, Eric seconvirtió en 1996 en petrofísico principal para el áreade Venezuela y Trinidad, con base en Caracas,Venezuela. En tal carácter, supervisa el soporte petro-físico para todos los servicios de operaciones concable de Schlumberger y se desempeña como asesorde interpretación de la herramienta Combinable deResonancia Magnética CMR*.

Alain Ferri es gerente del Laboratorio de Soporte alCliente (CSL) para Europa, los países de la ex-UniónSoviética (CIS) y África (ECA) y reside en Aberdeen,Escocia. Comenzó su carrera en Dowell en 1980, tra-bajando en pruebas de pozos y operaciones de cemen-tación en Brasil. Entre 1985 y 1987, fue gerente deservicios de campo para operaciones de cementacióny estimulación en Macáe, Brasil. Después se desem-peñó como especialista en cementación en Hassi-Messaoud, Argelia (1987 a 1989) y luego como gerentede servicios de campo, especialista en estimulación(1989 a 1991). Pasó los siguientes siete años en África,trabajando en ventas, cementación y estimulación.Antes de ocupar su cargo actual en el año 2000, fuejefe de la sección de cementación del CSL para ECA.Alan se graduó en ingeniería civil en el CentroUniversitario para Ciencias y Técnicas de Clermont-Ferrand, Francia.

José Fraija se desempeña como campeón de produc-tos de las conexiones RapidExclude* para terminacio-nes de pozos multilaterales y reside en Rosharon,Texas. Ingresó en Schlumberger en 1993 y pasó lossiguientes cinco años trabajando en perforación direc-cional en América del Sur. Entre 2000 y 2001, fuegerente de desarrollo de negocios para servicios deperforación en Indonesia. Antes de ocupar su cargoactual en 2002, fue gerente de servicios de perforaciónen Malasia. José obtuvo una licenciatura en ingenieríade petróleo de la Universidad de América en Bogotá,Colombia, y recibió capacitación de postgrado en eco-nomía en la Universidad de Los Andes, también enBogotá.

Greg Garrison es gerente de Tecnología deCementación de Schlumberger para América delNorte y América del Sur y está radicado en Houston,Texas. Entre sus responsabilidades se encuentran lagerencia del CSL de Houston, la evaluación y el mer-cadeo de nueva tecnología y nuevos productos y laprovisión de soporte y capacitación de campo para elcliente. En 1993, luego de graduarse en química, conuna licenciatura de la Universidad Estatal de Missourien Springfield, EUA, y un doctorado de la UniversidadEstatal de Oklahoma, en Stillwater, ocupó el cargo dequímico de investigación en los Laboratorios deIsótopos Cambridge en Andover, Massachusetts, EUA.Tres años después, ingresó en Schlumberger en Alice,Texas, como gerente de laboratorio del Área del Surde Texas. Antes de ocupar su cargo actual en el año2000, Greg pasó dos años como ingeniero técnico deGeoMarket* para operaciones de cementación, res-ponsable del sector oriental y central de EUA. Titularde diversas patentes de EUA y autor de numerosaspublicaciones, su intervención resultó esencial en eldesarrollo del sistema de aditivos líquidos DeepCEM*.

Colaboradores

76 Oilfield Review

Mauro Gonfalini es profesional senior paraEvaluación de Formaciones. Supervisó las innovacio-nes tecnológicas y las actividades de investigación ydesarrollo de Eni Agip relacionadas con la adquisiciónde registros de pozos y petrofísica desde 1994.Residente en Milán, Italia, participa activamente denumerosos proyectos de investigación y desarrollo,tales como geoposicionamiento, interpretación petro-física a partir de la integración de datos adquiridosdurante la perforación y datos adquiridos con cable, elmodelado de resistividad y la reducción y cuantifica-ción de las incertidumbres respecto de la interpreta-ción petrofísica de los registros de pozos. Tambiénparticipa en programas educativos en Agip y en nume-rosas universidades de Italia. Ingresó en Agip en 1975luego de graduarse en geología en la UniversitàStatale de Milán. En 1999, Mauro recibió un premio dela SPWLA al logro técnico, por sus contribuciones a laindustria.

Angel Guzmán-Garcia obtuvo un doctorado en inge-niería química de la Universidad de Tulane, NuevaOrleáns, Luisiana, EUA. En 1990, ingresó en ExxonProduction Research Company donde pasó cuatroaños trabajando en investigación numérica y de labo-ratorio para determinar la respuesta de las herra-mientas de resistividad y de potencial espontáneo enareniscas arcillosas. Su siguiente función estuvo orien-tada a los fundamentos de la resonancia magnéticanuclear (RMN) y sus aplicaciones en la interpretaciónpetrofísica. Participó del diseño de trabajos de adqui-sición de registros de RNM de pozos de todo el mundoy también procesó datos de RMN para asegurar la con-sistencia del análisis y la interpretación. En abril de2000, ingresó en ExxonMobil Exploration Company,donde se dedica a la interpretación petrofísica depozos de las áreas marinas de África Occidental ycolabora en trabajos de resonancia magnética nuclearpara los pozos de ExxonMobil en todo el mundo. Ángelfue transferido recientemente a ExxonMobilDevelopment Company para efectuar el análisis petro-físico de los pozos de desarrollo Erha y Bosi deNigeria. Es editor asociado de RMN para Petrophysicsy editor técnico para la SPE.

Doug Hollies obtuvo una licenciatura en ingenieríaquímica de la Universidad de Calgary, Alberta,Canadá, en 1984. Trabajó en grupos de perforación yterminación de pozos para Gulf Canada, Husky Oil yCS Resources antes de ingresar en PanCanadian,ahora EnCana, en 1999. Durante su carrera, participóen proyectos de ingeniería de perforación en el pie demonte de las Montañas Rocallosas, en pozos multilate-rales en el Lago Pelicano, en perforación en condicio-nes de bajo balance con tubería flexible en AlbertaCentral y en pozos de re-entrada de diámetro reducidoen Rainbow Lake. También se desempeñó como supe-rintendente de operaciones de perforación y termina-ción de pozos de petróleo pesado, lo cual incluyóinstalaciones de drenaje gravitacional asistido convapor (SAGD, por sus siglas en inglés) en Senlac,Saskatchewan. Actualmente, Doug se encuentra radi-

cado en Calgary, donde se desempeña como ingenierode perforación para la región continental de areniscaspetrolíferas de América del Norte. Allí se responsabi-liza por los diseños de perforación y terminación depozos SAGD, construidos para explotar los depósitosde areniscas petrolíferas Athabasca en Foster Creek yLago Cristina.

Cynthia Huggins trabaja como geólogo paraOccidental of Elk Hills, Inc. en Tupman, California.Actualmente está trabajando en la formaciónMonterrey. Anteriormente, se desempeñó como geó-logo senior para Texaco y participó en proyectos deinyección de vapor de agua y recuperación de petróleopesado de la formación Kern River. Cynthia obtuvouna licenciatura en geología de la Universidad Estatalde California en Bakersfield.

Mike Jardon reside en Caracas, Venezuela. Allí dirigelas operaciones de terminación de pozos y productivi-dad de Schlumberger para Venezuela, Trinidad yTobago. Sus responsabilidades principales incluyen laintegración de las líneas de negocios relacionadas conpruebas de pozos tradicionales, terminaciones, levan-tamiento artificial, vigilancia y control de yacimientos,intervención de pozos y control de la producción dearena en el nuevo grupo de operaciones de disparosoperadas a cable. Comenzó su carrera en 1993 comoingeniero de campo especialista en operaciones concable en Casper, Wyoming, EUA, luego de graduarsecomo ingeniero mecánico y matemático en la Escuelade Minas de Colorado en Golden, EUA. Mike se desem-peñó como gerente de operaciones para el sector deSchlumberger Wireline & Testing en Kuwait, ocu-pando otros cargos a nivel de gerencia, personal y ope-raciones de campo. Antes de ocupar su cargo actualen el año 2002, fue gerente de desarrollo de negociosa nivel global para pozos multilaterales deSchlumberger.

Mirush Kaja es gerente del Proyecto de Tecnología dePozos Multilaterales para Eni AGIP y actualmentereside en Milán, Italia. Desde 1994, se desempeñacomo ingeniero de perforación y terminación de pozosen el departamento de investigación y desarrollo.Comenzó su carrera en 1979 como perforador y luegocomo ingeniero de perforación y terminación enAlbania. Permaneció en el departamento de ingenie-ría de perforación y terminación de pozos desde 1989.Mirush se graduó en ingeniería de petróleo en laUniversidad de Tirana en Albania.

Larry Knauer es geólogo senior de la Unidad deNegocios del Valle de San Joaquín de ChevronTexacoen Bakersfield, California. Se desempeña como geó-logo de campo en el Campo Kern River desde 1997.Anteriormente realizó trabajos de geología de desarro-llo en California para Gulf Oil en Bakersfield, paraChevron USA en Ventura, para Bechtel PetroleumOperations Inc. en Tupman y para Texaco enBakersfield. Larry obtuvo una licenciatura en geologíadel Whittier College de California y una maestría engeología de la Universidad de California en Los Ánge-

les. Fue presidente de la Sección del Pacífico de laAAPG y de la Sociedad Geológica de San Joaquín.

Robert Kopper es el actual líder de geociencias ygeocientífico en jefe del Proyecto de Petróleo Pesadode Petrozuata (ConocoPhillips). Reside en Puerto LaCruz, Venezuela. Allí coordina cuatro equipos de per-foración de un programa de perforación de pozos hori-zontales de desarrollo, un equipo de perforación de unprograma estratigráfico y un importante esfuerzo decaracterización y construcción de mapas de yacimien-tos. Ingresó en Conoco en 1980 después de obteneruna licenciatura en geología de la Universidad deIdaho, Moscú, EUA y adquirir experiencia como geó-logo de desarrollo en Exploration Logging Inc. EnConoco ha acumulado 22 años de experiencia entareas de exploración y desarrollo de campos tanto anivel internacional como local. En el año 2000, Bobrecibió el premio a la Excelencia Técnica de Conoco,por su papel en la revisión del desarrollo dePetrozuata mediante un esfuerzo acelerado de adqui-sición de datos y de caracterización de yacimientos, yla utilización de pozos multilaterales diseñados parasatisfacer propósitos específicos.

Nathan Kupsch es el actual líder del equipo demanejo de activos para el Proyecto MacKay River dePetroCanada. Reside en Calgary, Alberta, Canadá.Trabajó en este proyecto durante tres años, particular-mente en ingeniería de producción. También participóen ingeniería de yacimientos y de instalacionesdurante la planificación del proyecto, la construccióny operación del mismo. Antes de ingresar en Petro-Canada, Nathan pasó 20 años trabajando en activosconvencionales y activos de petróleo pesado para unaimportante compañía de petróleo y gas.

Chris Labat ingresó en Texaco, ahora ChevronTexaco,en 1982 luego de obtener una licenciatura en químicade la Universidad de Luisiana en Lafayette. Comenzóen la oficina de esa compañía en Nueva Iberia y tra-bajó como supervisor de perforación y como ingeniero.Chris ha permanecido en Nueva Orleáns 20 años.

Luz Marina Linares trabaja como geólogo petrofísicoen Operadora Cerro Negro S.A., una afiliada de ExxonMobil en Caracas, Venezuela. Comenzó su carrera en1981, como geólogo de exploración en Petróleos deVenezuela S.A. (PDVSA), en Venezuela. Entre 1995 y1999, fue asignada a Operadora Cerro Negro para tra-bajar en un proyecto de crudo sintético. Continuócomo contratista para Operadora Cerro Negro ingre-sando en la empresa como empleada en el año 2001.Luz se graduó en ingeniería geológica en laUniversidad de Oriente, Ciudad Bolívar, Venezuela, yobtuvo una maestría en estratigrafía secuencial de laUniversidad de Texas en Austin.


Alberto Malinverno es gerente de programas y cientí-fico principal de investigación del departamento deMatemáticas y Modelado del Centro deInvestigaciones Doll de Schlumberger en Ridgefield,Connecticut. Está trabajando en técnicas de inversiónpara construir un modelo de la tierra que combinediferentes fuentes de datos y sea compatible con lainformación disponible. Antes de ingresar en la com-pañía en 1992, Alberto pasó tres años como científicode investigación asociado en el Observatorio de laTierra Lamont-Doherty de la Universidad deColumbia, Palisades, Nueva York, EUA. Su licenciaturaen ciencias geológicas la obtuvo de la Università degliStudi di Milano, Italia; la maestría y el doctorado,también en ciencias geológicas, los obtuvo de laUniversidad de Columbia en Nueva York.

Mike Minner es geólogo de desarrollo de la Unidad deNegocios del Valle de San Joaquín de ChevronTexacoen el Campo Kern River. Allí utiliza el modelado com-putarizado de las propiedades de yacimientos paraoptimizar el plan de agotamiento de un yacimiento depetróleo pesado. Antes de ingresar en Texaco en 1998,participó de la perforación estratégica del Campo ElkHills de Bechtel Petroleum Operations (California)para mejorar el plan de agotamiento de un yacimientointensamente fallado. Mike obtuvo una licenciatura engeología de la Universidad Estatal de California enBakersfield.

James Moffat trabaja para Servicios de Datos yConsultoría de Schlumberger en Moscú, Rusia. Ha sidoasignado al Centro de Planificación de Desarrollo deCampos de Sibneft como asesor en geociencias paratrabajar en los campos de Siberia Occidental. En elaño 2000, ingresó en Schlumberger en Londres,Inglaterra, luego de desempeñarse 20 años como con-sultor con base en Cambridge, Inglaterra. Jamesobtuvo una licenciatura en geología (con menciónhonorífica) de la Universidad de Cambridge enInglaterra.

Omar Moussa es gerente de Desarrollo de Negociosde Cementación para Medio Oriente y Asia. Reside enel centro de Tecnología de Campos Petroleros deSchlumberger en Kuala Lumpur, Malasia. Entre susprincipales responsabilidades se encuentran la provi-sión de soporte técnico y la introducción de nuevastecnologías en el campo. Ingresó en Schlumberger en1990 y pasó los siguientes cinco años trabajando enoperaciones de campo en África del Norte. Entre 1996y 1997, fue instructor en el Centro de CapacitaciónKellyville en Oklahoma. También se desempeñó comogerente de operaciones en Túnez (1998 a 1999) ygerente de cementación en Arabia Saudita (2000 al2002). Omar obtuvo una licenciatura en ingenieríamecánica de la Universidad Americana de Beirut,Líbano.

Trevor Munk es gerente de Implementación deNuevas Tecnologías para Operaciones deCementación. Reside en el Centro de ProductosRiboud de Schlumberger en Clamart, Francia. Allídirige el despliegue de tecnologías en el campo y pro-vee soporte y capacitación internos y para clientes.Comenzó su carrera en 1985 como técnico de procesoen Petro-Canada. Trevor ocupó diversos cargos deingeniería y manejo de proyectos en CanadianWestern Natural Gas, Home Oil y en el InstitutoCanadiense para el Desarrollo de la IndustriaPetrolera. Trabajó como ingeniero de desarrollo denegocios para Imperial Oil antes de ingresar enSchlumberger en 1998 como líder de celda de servi-cios de pozo en Gabón, convirtiéndose en ingeniero acargo en el sur de África. Antes de ocupar su cargoactual, fue gerente de desarrollo de negocios de con-trol de producción de arena en África Occidental ySudáfrica. Trevor obtuvo un diploma con menciónhonorífica de técnico en ingeniería de petróleo delInstituto de Tecnología de Alberta del Norte enCanadá y una licenciatura en ingeniería de petróleo yuna maestría en manejo de ingeniería de laUniversidad de Alberta.

Hervé Ohmer es jefe del departamento de Desarrollode Productos de Sistemas Multilaterales del Centro deTecnología de Yacimientos de Schlumberger enRosharon, Texas. Allí maneja un grupo de ingenieríaresponsable del diseño y el desarrollo de tecnología deconexiones de pozos multilaterales. Ingresó en la com-pañía en 1977 en Clamart, Francia, como ingeniero deproyecto para herramientas de pozo operadas a cabley posteriormente realizó diversas tareas como gerentede proyecto de Schlumberger en Francia y luego enTexas. En 1995, pasó a formar parte de un nuevoequipo de ingeniería en Sugar Land, Texas, a cargo deldesarrollo de tecnología de pozos multilaterales.Ocupó su cargo actual en enero de 1999. Hervé es gra-duado en ingeniería mecánica del Instituto Nacionalde Ciencias Aplicadas (INSA, por sus siglas en fran-cés) en Lyon, Francia. Posee patentes por varios con-ceptos nuevos para aplicaciones de multilaterales delNivel 3 y el Nivel 6.

Ramiro Paez es el actual gerente de Producción de laUnidad de Negocios Norte para la Compañía Nacionalde Operaciones Marinas de China. Está radicado enYakarta, Indonesia. Sus 21 años de experiencia en laindustria petrolera incluyen manejo de operaciones decampo, mantenimiento, generación de energía, inge-niería y proyectos de construcción. Ramiro trabajópara diversas compañías en Ecuador, Indonesia y EUA,en la operación y mantenimiento de instalaciones deproceso, plataformas de áreas marinas y continentalesy sistemas de manejo de Calidad, Salud, Seguridad yMedio Ambiente (QHSE, por sus siglas en inglés).Además de graduarse en ingeniería mecánica, obtuvouna maestría en economía en el Instituto Francés delPetróleo en Rueil-Malmaison, Francia.

Michael Prange trabaja como científico principal deinvestigación en el Centro de Investigaciones Doll deSchlumberger (SDR) en Ridgefield, Connecticut. Allíse dedica a herramientas para validar y clasificar losmodelos compartidos del subsuelo en función de todoslos datos disponibles. Michael obtuvo un doctorado engeofísica del Instituto de Tecnología de Massachusetts(MIT, por sus siglas en inglés) en Cambridge, en 1989,y ocupó cargos posdoctorales en Elf Aquitaine, en Pau,Francia en 1990 y en el Laboratorio de Recursos de laTierra del MIT, en 1991. Ingresó en SDR en 1991.

Thomas Pulick se desempeña como campeón de pro-ductos para el sector de pozos multilateralesRapidSeal* de Schlumberger y está radicado enRosharon, Texas. En 1984, luego de trabajar comoingeniero de calificación de emisiones para FordMotor Company, ingresó en Schlumberger como inge-niero de campo en el área de la Costa del Golfo deMéxico. Posteriormente se desempeñó como gerentede operaciones en Alaska (1988 a 1991); ingeniero deventas en la Costa del Golfo de México (1991 a 1993);y gerente de campo en Ecuador y luego en Trinidad(1993 a 1997). Entre 1998 y 2000, fue gerente de ope-raciones del segmento de negocios de Perforación yMediciones de Schlumberger en Perú, Colombia yEcuador. Antes de ocupar su cargo actual en el año2002, fue gerente de operaciones en África Occidentaly Sudáfrica. Tom obtuvo una licenciatura en química ygeología de la Universidad del Norte de Michigan enMarquette, EUA.

Howard Rough es coordinador de la alianzaChevronTexaco y dirige las líneas de productos deSchlumberger Oilfield Services para ChevronTexacoen Bakersfield, California. Se incorporó a las operacio-nes terrestres de Schlumberger en 1981, para trabajaren exploración de gas profundo en Sacramento,California. Posteriormente trabajó en áreas marinasde California y se desempeñó como especialista enterminación de pozos en Bakersfield. Entre 1992 y1994, trabajó en ventas de campo en Vernal, Utah.Pasó los siguientes cuatro años desarrollando undepartamento de contratación de técnicos paraSchlumberger. Antes de ocupar su cargo actual en elaño 2001, fue coordinador de productos de Serviciosde Campos Petroleros para Texaco en Bakersfield.Howard es graduado del American River College enSacramento.

78 Oilfield Review

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

Gabriel P.G. Sotomayor trabaja como ingeniero depetróleo en Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) E&P-Corp/ENGP/TEP en Río de Janeiro, Brasil. Comenzósu carrera de 17 años en Petrobras en 1985 y poseeuna maestría en ciencias.

Dennis Swager es presidente y geólogo de TeamEnergy, LLC, y Swager & Associates, Ltd., Bridgeport,Illinois, EUA. Actualmente gerencia siete compañías yse desempeña como geólogo consultor. Tiene 25 añosde experiencia en petróleo y gas como presidente eje-cutivo (CEO), gerente, operador, consultor y geólogopara diversos proyectos de interpretación sísmica,inyección de agua, evaluación geológica y caracteriza-ción de yacimientos. Dennis obtuvo una licenciatura yuna maestría en geología de la Universidad deKentucky en Lexington, EUA.

Philippe Theys es gerente de calidad de datos paraSchlumberger Oilfield Services. Se graduó en ingenie-ría en la Ecole Centrale de París, en economía en laUniversidad de París-Assas, y en física del plasma enla Universidad París-Orsay; todas en Francia. Ingresóen Schlumberger en 1972, luego de trabajar para laComisión de Energía Atómica de Francia. Después deocupar varios cargos en ingeniería de campo, geren-cia, desarrollo de interpretación y mercadeo, se con-centró en los diferentes aspectos de la calidad. Esautor del libro de texto Adquisición de Datos deRegistros y Control de Calidad. Philippe ocupó diver-sos cargos en la junta directiva de la Sociedad deAnalistas Profesionales de Registros de Pozos(SPWLA, por sus siglas en inglés), incluyendo la presi-dencia, y fue vicepresidente del Consorcio deCaracterización de Registros.Kenneth Umudjoro se desempeña como ingeniero deperforación en TotalFinaElf (Elf Petroleum NigeriaLtd.) en Port Harcourt, Nigeria, donde trabaja en elproyecto Amenam-Kpono. Este trabajo implica la inge-niería de pozo detallada de una campaña de desarro-llo de más de 30 pozos a tres años. Ingresó en lacompañía en 1993 y trabajó en la Unidad deIntervenciones de Pozos en abandono de pozos y ope-raciones con tubería flexible. Entre 1996 y 1997, fuesupervisor asistente de equipos de perforación tantoen las unidades de perforación marinas como en lasterrestres. Entre 1998 y 1999, se desempeñó comosupervisor senior de equipos de perforación en unequipo de perforación en tierra. Pasó el siguiente añorealizando estudios de factibilidad, evaluaciones téc-nicas y estimaciones de costos para los proyectos dedesarrollo propuestos. Antes de ocupar su cargo

actual en 2001, trabajó en ingeniería de pozos para lasactividades de perforación exploratoria. Kennethposee una licenciatura en ingeniería eléctrica (conmención honorífica) de la Universidad de Lagos enNigeria y una maestría (con mención honorífica) eningeniería de petróleo y manejo de proyectos delInstituto Francés del Petróleo en Rueil-Malmaison,Francia.

Francesca Verga ha trabajado como instructor deingeniería de yacimientos en el programa deIngeniería de Petróleo del Politécnico de Torino,Italia, desde 1999. Actualmente, es líder técnico devarios proyectos de investigación referidos a caracteri-zación y simulación de yacimientos. Su experienciaincluye caracterización de suelos, caracterizaciónpetrofísica a partir de registros de pozos, geoestadís-tica, pruebas de pozos, simulación de yacimientos yalmacenamiento subterráneo de gas. Francesca tam-bién ha trabajado como investigador en el departa-mento de Ingeniería de Yacimientos de la división deE&P de Eni Agip (1998). Autor de numerosos artícu-los, posee una maestría en ingeniería civil (hidráu-lica) y un doctorado en ingeniería geotécnica delPolitécnico de Torino.

Michael W. Waite trabaja actualmente como asistentede ChevronTexaco en el proyecto de petróleo pesadode Hamaca, en Venezuela, para Petrolera Ameriven.Desde que ingresó en ChevronTexaco en 1982, ocupócargos relacionados con adquisición y procesamientode datos sísmicos, desarrollo y aplicación de técnicasde generación de imágenes del subsuelo, evaluaciónde áreas prospectivas, caracterización de yacimientosutilizando datos sísmicos 3D y 4D, y construcción demodelos geoestadísticos. Entre 1997 y 1998, se desem-peñó como Conferenciante Ilustre de la SPE en vigi-lancia sísmica aplicando la técnica de lapsos detiempo. Mike obtuvo una licenciatura en física de laUniversidad de Nueva Orleáns en Luisiana.


Próximamente en Oilfield Review

Soluciones de sísmica de pozo. Vislumbrar laextensión, el contenido y el comportamiento deun yacimiento, requiere la integración de informa-ción espacialmente extensa, derivada de loslevantamientos sísmicos combinados con regis-tros de pozos muestreados verticalmente y prue-bas de pozos. Los levantamientos sísmicos depozo tienen la particularidad que permiten forjaresta vinculación mediante la provisión de res-puestas calibradas y de alta resolución en formaoportuna para la toma de decisiones relacionadascon la perforación y la producción. A través deejemplos de campo, se muestra cómo las herra-mientas utilizadas en la localización del pozo y losnuevos programas de procesamiento de datosayudan a los ingenieros a utilizar los levantamien-tos de pozos para optimizar la localización depozos, identificar zonas ricas en hidrocarburos yvigilar rutinariamente la producción.

Vigilancia permanente. Las nuevas y emergen-tes tecnologías de sensores instalados en formapermanente permiten vigilar continuamente lospozos, los sistemas de producción y los yacimien-tos. Los datos provenientes de estos sensores tie-nen múltiples usos, incluyendo la vigilancia entiempo real del desempeño del pozo para el diag-nóstico oportuno de los problemas existentes ypara la adopción de medidas correctivas. En esteartículo, se analizan los avances registrados enmateria de sensores permanentes y los beneficiosque éstos aportan a la industria.

Control de fondo de pozo. Las válvulas de segu-ridad son componentes esenciales en los pozosde áreas marinas y terrestres, ubicados en zonassensibles o peligrosas. Diseñadas como dispositi-vos de cierre de emergencia a prueba de fallas,las válvulas de seguridad se cierran para detenerla producción de fluidos en caso de que las válvu-las de superficie se dañen o dejen de funcionar. Eléxito de la selección, instalación, operación y con-fiabilidad de las válvulas de seguridad resulta cru-cial para el desempeño eficiente y seguro delpozo. Este artículo se centra en la historia y eldesarrollo de las válvulas de seguridad, los méto-dos de operación y los sistemas de instalación, yproporciona ejemplos de campo.

Actualización en aguas profundas. Después demás de dos décadas de actividad, se ha logradodesmistificar de alguna manera la abrumadoratarea de producción de hidrocarburos de acumula-ciones situadas debajo de aguas profundas. Losavances que hacen posible la producción en áreasde aguas profundas surgen tanto de la innovaciónpura como de la modificación de la tecnología apli-cada en otros entornos operativos. En este artículo,se destaca la nueva tecnología específica de aguasprofundas y se examinan los avances técnicos quepermiten llevar adelante proyectos que de lo con-trario resultarían antieconómicos.

comprensión de la incertidumbre mejoramiento del aislamiento

Documents