Otoño de 2008

Fracturamiento de múltiples zonas

Administración del agua subterránea

Resistividad triaxial

Oilfield Review

“L’huile, l’huile,” escribió el ingeniero francés Gilbert Deschâtre en noviembre de 1929: “Petróleo, petróleo.” Tradu-cida, esta carta enviada a París, su lugar de origen, desdeSeminole, Oklahoma, EUA, continúa así: “Si al menos tuviéra-mos un método para detectarlo, nuestros precios nunca seconsiderarían demasiado elevados. La pregunta que se nos formula permanentemente es: ¿saben cómo distinguir una arenisca petrolífera de una arenisca acuífera?...¡Obviamente,nosotros podemos indicar la diferencia siempre que primero senos diga que la capa corresponde a una arenisca!” Esto transmi-tió Deschâtre a la oficina central de la Société de prospectionélectrique durante las pruebas de una nueva tecnología demedición de las propiedades eléctricas de las rocas utilizandoinstrumentos suspendidos en un pozo.1

Dos años antes, un joven ingeniero de nombre Henri-GeorgesDoll había efectuado el primer experimento de “registraciónde núcleos eléctricos” en Pechelbronn, Francia, implemen-tando una idea concebida por Conrad Schlumberger y su hermano Marcel. Doll se unió a Deschâtre, en las frías llanurasdel campo petrolero Greater Seminole para la ejecución de laspruebas de campo de la técnica posteriormente conocidacomo adquisición de registros eléctricos (o perfilaje) de pozos.Esta nueva medición transformó la búsqueda del petróleo, conuna observación simple pero profunda: el agua es conductora;el petróleo es aislante. Refinada a lo largo de los años, estaobservación básica sigue siendo vital para la industria.

El primer método de obtención de registros eléctricos con-dujo a numerosas generaciones de herramientas de electrodos,que miden la resistencia local al flujo de corriente (la “resisti-vidad”) mediante la inyección de corriente eléctrica en el subsuelo. La más moderna de esta línea, la herramienta deinducción triaxial Rt Scanner, desciende directamente de undispositivo innovador que Doll inventó a fines de la década de1940. Utilizando los principios de la inducción electromagné-tica, su diseño crea corriente alterna en las rocas y de esemodo resuelve el problema de detectar, en forma remota, laresistividad alrededor de los pozos perforados con lodo a basede aceite, el cual no permite el pasaje de corriente directa(véase “La inducción triaxial: Un nuevo ángulo para una viejamedición,” página 64).

El llamado de Deschâtre aún resuena en nuestros días, perocon el eco del siglo XXI: “¡El petróleo pasado por alto!” o entérminos más simples: “¡Reservas! ¡Reservas!” A medida que lademanda de petróleo impone presión sobre su suministro⎯ysu precio⎯la industria actual requiere estimaciones cada vezmás precisas del volumen total de petróleo en sitio, o aún porrecuperar, en yacimientos más pequeños, más profundos y máscomplejos. Para lograrlo se necesitan métodos de evaluaciónde formaciones que resuelvan al menos tres variables inde -pendientes: la litología, la geometría y la saturación. El másimportante es la saturación⎯el porcentaje de hidrocarburospresentes en los poros⎯pero su cuantificación depende de la resolución de los dos primeros.

La litología: ¿Qué tipos de rocas están presentes? Los geólo-gos hoy pueden armar con seguridad el tipo y la composición

Inducción de los próximos desarrollos

1

1. En algo Deschâtre estaba equivocado: cuando él y Henri-Georges Doll se reunieron con el geólogo que había organizado las pruebas del método deadquisición de registros, se enteraron de que el cliente estaba encantado con los resultados y se encontraba ansioso por continuar el trabajo, pero sólo si el costo del servicio y la brigada se reducía de US$ 2,000 por mes aaproximadamente US$ 400.

de una roca yacimiento, junto con su porosidad, a partir de los registros nucleares, acústicos y de resonancia magnéticanuclear modernos; o a partir de muestras de núcleos, si todo lo demás falla.

La geometría: ¿Cuál es la configuración de la roca? El acer-tijo de la geometría compleja, en especial la geometría 3D delyacimiento existente alrededor de los pozos horizontales, per-manece obstinadamente fragmentada. Ahora, la herramientaRt Scanner aborda el problema de la geometría de frente: es laprimera herramienta de medición de la resistividad verdadera-mente 3D, capaz de inducir y medir los efectos de las corrien-tes eléctricas que circulan en cualquier dirección en el subsuelo. Su primera aplicación importante tendrá lugar enyacimientos laminados compuestos por arenas petrolíferasdelgadas entrelazadas con capas de lutitas aún más finas.Mediante la medición de las resistencias percibidas por lascorrientes que fluyen en sentido paralelo y perpendicular a la estratificación⎯que pueden diferir en un factor de 10 osuperior⎯la nueva herramienta puede proveer una estima-ción más precisa del petróleo total presente.

El desarrollo de la nueva herramienta de inducción fue posi-ble gracias a los avances impresionantes acaecidos en materiade componentes electrónicos y materiales, que permitieron lacreación de bobinas de inducción triaxiales, flexibles y com-pactas. Pero por sobre todas las cosas, su concepción y desa-rrollo hicieron uso de la nueva capacidad de procesamientopara modelar el dispositivo y su campo electromagnético entres dimensiones.

El desafío ahora reside firmemente en el dominio de lainversión: en las manos de los teóricos y los creadores demodelos que deben confrontar el problema de convertir lasmediciones físicas crudas en propiedades cuantitativas de lasrocas. El santo grial es un modelo que no plantea ningunahipótesis acerca de cómo se distribuyen las rocas ni los fluidosalrededor del pozo, sino que determina la geometría a partirde las mediciones. Ésta es aún una meta lejana, pero final-mente, la herramienta Rt Scanner provee la informaciónrequerida para ponerla en práctica.

Michael OristaglioAsesor de TecnologíaCentro de Investigaciones Doll de SchlumbergerCambridge, Massachusetts, EUA

Michael Oristaglio es asesor de tecnología del equipo de Fusiones y Adquisiciones de Schlumberger. Trabaja en el Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger (SDR) en Cambridge, Massachusetts, y es responsablede la búsqueda de firmas que desarrollan tecnología de fase temprana para laindustria energética. Ingresó en Schlumberger en 1982 en el departamento deElectromecánica de SDR, y ha trabajado como científico y gerente en las áreasde exploración sísmica, desarrollo de software, componentes electromagnéticosy comunidades técnicas. Desde el año 2000 hasta el año 2004, Michael trabajó en Witten Technologies, una compañía pequeña de desarrollo de radares que penetran en el terreno para el mapeo de las redes subterráneasde servicios públicos. Obtuvo una licenciatura y una maestría combinadas engeología y geofísica de la Universidad de Yale, en New Haven, Connecticut,EUA; una maestría en geoquímica de la Universidad de Oxford, en Inglaterra; y un doctorado en geofísica, también de Oxford.

Schlumberger

Oilfield Review4 El tratamiento correcto para el yacimiento correcto

En los últimos años, los operadores han recurrido al incremen-to del contacto con los yacimientos como forma de drenarlos demanera más eficiente. El fracturamiento hidráulico es a menu-do un componente clave de esta estrategia, pero ha demostradoser antieconómico cuando se lo utiliza con ciertos tipos de ter-minaciones. Este artículo describe los esfuerzos para superarese desafío financiero a través de técnicas y herramientas defracturamiento que mejoran la eficiencia.

18 El manejo de un recurso precioso

El agua subterránea constituye un porcentaje predominantedel aprovisionamiento de agua potable de la Tierra. La carac-terización de los acuíferos del subsuelo es esencial para laadministración y la sustentación de nuestro suministro deagua dulce. Las técnicas avanzadas de adquisición de regis-tros, muestreo y modelado—en algunos casos adoptadas omodificadas de aplicaciones establecidas para campos petro -leros—están demostrando ser vitales para la evaluación y elmanejo de este preciado recurso.

34 Las inyectitas de arena

Bajo ciertas condiciones, la arena no consolidada puede serremovilizada y obligada a desplazarse hacia arriba a través delas capas impermeables suprayacentes. Estas arenas inyectadas,conocidas como inyectitas, pueden formar excelentes zonasproductivas y mejorar la conectividad de los yacimientos. Losgeólogos y otros profesionales de E&P están utilizando los aflo-ramientos de las inyectitas, junto con los datos de núcleos, lasimágenes de la pared del pozo y los datos sísmicos de superficiepara comprender la forma y la distribución de las inyectitas enel subsuelo. Algunos ejemplos de EUA, el Mar del Norte y elGolfo de Guinea muestran el aspecto de las inyectitas y laforma en que pueden incidir en el desarrollo de los yacimientos.

Editor ejecutivoMark A. Andersen

Editor consultorLisa Stewart

EditoresMatt VarhaugRick von FlaternVladislav GlyanchenkoTony Smithson

ColaboradoresRana RottenbergGlenda de LunaJudy JonesDavid Allan

Diseño y producciónHerring DesignSteve Freeman

IlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

Traducción y producciónLynx Consulting, Inc.

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

TraducciónAdriana RealEdiciónAntonio Jorge TorreSubediciónNora RosatoDiagramaciónDiego Sánchez

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

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Sussumu NakamuraTeléfono: (55) 21 3824 7461 (Patricia)Directo: (55) 21 3824 7460Facsímile: (55) 21 2112 4601E-mail: snakamura@slb.com

Enlaces de interés:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Reviewwww.slb.com/oilfieldreview

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

Otoño de 2008Volumen 20

Número 2

85 Colaboradores

88 Próximamente en Oilfield Review

89 Nuevas publicaciones

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50 El transporte de gas natural a través de los océanos

Las compañías con reservas de gas natural en sitios remotosahora pueden entregarlo a los consumidores de mercados alejados. Este gas, alguna vez considerado desarrollado pero no explotado, se licua y transporta como gas natural licuado(GNL) en grandes embarcaciones diseñadas a medida de lasnecesidades. La nueva tecnología está transformando cada unode los eslabones de la cadena del GNL, desde las plantas delicuefacción altamente eficientes hasta las nuevas terminalesde importación marinas.

64 La inducción triaxial: Un nuevo ángulo para una vieja medición

Un nuevo servicio de obtención de registros de resistividadderivados de mediciones de inducción triaxial, permite superar muchas de las deficiencias de las herramientas deinducción de previa generación. Si bien los registros de resistividad han sido utilizados para identificar depósitos depetróleo y gas durante más de 80 años, ahora es posible eva-luar los yacimientos eléctricamente anisotrópicos en formamás adecuada y medir la resistividad con mayor precisión enpozos de alto ángulo. Además, los datos de echados estructuralesde alta calidad lejos de la pared del pozo, constituyen un resultado directo con este nuevo servicio.

Abdulla I. Al-KubaisySaudi AramcoRas Tanura, Arabia Saudita

Dilip M. KaleONGC Energy CentreNueva Delhi, India

Roland HampWoodside Energy, Ltd.Perth, Australia

George KingRimrock Energy LLCDenver, Colorado, EUA

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Jacques Braile SaliésPetrobrasHouston, Texas, EUA

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Consejo editorial

En la portada:

En este afloramiento situado cerca deSanta Cruz, en California, EUA, unaarenisca oscura formada por la removilización de los sedimentos seencuentra encastrada dentro de una fangolita más clara. La arena,proveniente de una capa generadorasituada a mayor profundidad, se desplazóhacia la superficie a través de diques yluego se inundó con hidrocarburos que leconfirieron un color oscuro. La capaoscura continúa en la imagen posterior.El inserto de la izquierda exhibe lageometría de una inyección de arenahipotética. A la derecha, un insertodespliega una nueva herramienta deinducción triaxial utilizada para calcularlas resistividades horizontal y vertical, yel echado estructural para cualquierdesviación del pozo.

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

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

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

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

4 Oilfield Review

El tratamiento correcto para el yacimiento correcto

Bader Al-MatarMajdi Al-MutawaMuhammad AslamMohammad DashtiJitendra SharmaKuwait Oil CompanyAhmadi, Kuwait

Byung O. LeeJ. Ricardo SolaresSaudi AramcoUdhailiyah, Arabia Saudita

Tom S. NemecGoodrich PetroleumHouston, Texas, EUA

Jason SwarenSugar Land, Texas

Loris TealdiEni Congo S.A.Pointe Noire, República del Congo

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Michael Dardis, Longview, Texas; Phil Duda yDonald Smith, Houston; Matt Gillard, Moscú; Shrihari Kelkar, Al-Khobar, Arabia Saudita; Hai Liu, Ahmadi, Kuwait; yBradMalone, Pointe-Noire, Congo.AbrasiFRAC, ABRASIJET, ACTive, CoilFRAC, Contact,DeepSTIM, DivertaMAX, InterACT, PCM, POD, RapidSTIM,StageFRAC, StimMAP, SuperX, SXE, VDA (Ácido DivergenteViscoelástico) y VSI (generador Versátil de ImágenesSísmicas) son marcas de Schlumberger.PerfFRAC es una marca de Schlumberger, tecnología conlicencia de ExxonMobil Upstream Research Company.

En la mayoría de los pozos, las tasas de flujo se incrementan de manera significativa

después del fracturamiento hidráulico. En ciertas configuraciones de terminación de

pozos—notablemente en los pozos de múltiples zonas y en los pozos de alto ángulo y

largo alcance—las erogaciones de capital y los costos operativos a menudo impiden

obtener beneficios económicos de los procesos de recuperación mejorada o producción

acelerada. Este inconveniente hoy se está abordando mediante la combinación de

herramientas y servicios más eficientes de fracturamiento de múltiples zonas con

capacidades de monitoreo en tiempo real.

Entre las estrategias utilizadas en nuestros díaspara producir una proporción mayor de las reser-vas originales en sitio, se encuentran los pozos dealto ángulo y alcance extendido, los pozos conmúltiples zonas y las reterminaciones de pozosdestinadas a explotar depósitos de petróleo y gaspreviamente antieconómicos o descubiertos perono desarrollados. Las mejoras introducidas re-cientemente en la tecnología de geonavegaciónpermiten perforar los pozos de alto ángulo hasta

distancias cada vez más grandes, a la vez que evi-tan que la trayectoria del pozo penetre los límitessuperior e inferior de la zona productiva. Esto per-mite incrementar en forma significativa el con-tacto del pozo con la formación y de ese modo semejora sustancialmente el drenaje.

El incremento del contacto con la formación esesencial para el éxito de muchos de estos pozos la-terales largos. Esto se debe a que la mayoría de lasformaciones que aportan fácilmente hidrocarburos

>Mejoramiento del contacto con la formación en pozos verticales y horizontales. Un pozo vertical de81⁄2 pulgadas de diámetro y 31 m [100 pies] de espesor, se traduce en aproximadamente 20.6 m2 [222 pies2]de contacto con la formación (extremo izquierdo). Un pozo horizontal de 81⁄2 pulgadas de diámetro y610 m [2,000 pies] de largo perforado dentro de la formación, incrementa el contacto con la formación20 veces más que el pozo vertical de 100 pies (centro, a la izquierda). Una longitud de fractura de 45 m[150 pies] en el pozo vertical, incrementa el contacto con la formación 270 veces con respecto al delpozo vertical sin tratar, y 13.5 veces con respecto al del pozo horizontal de 2,000 pies sin tratar (centro,a la derecha). Cuando el pozo horizontal de 2,000 pies es tratado con diez fracturas de 23 m [75 pies]de longitud, el contacto con la formación aumenta hasta 1,013 veces con respecto al del pozo verticalsin tratar y 50 veces con respecto al del pozo horizontal sin tratar (extremo derecho).

Pozo vertical de100 pies sin tratar

222 pies2

de contacto

Pozo horizontal de2,000 pies sin tratar

20 x vertical

Pozo vertical de 100 piestratado con fractura de 150 pies

270 x vertical13.5 x horizontal

Pozo horizontal de 2,000 piestratado con 10 fracturas de 75 pies

1,013 x vertical50 x horizontal

Otoño de 2008 5

fueron descubiertas y desarrolladas hace algunosaños. Esto fomenta la producción de petróleo y gasde fuentes no convencionales o de baja permeabi-lidad, tales como las lutitas o las zonas externas delos campos maduros donde la calidad del yaci-miento puede ser baja.1 Si bien los pozos de alcanceextendido desempeñan un rol significativo en elmejoramiento del contacto con los yacimientos, laexposición a la formación puede incrementarseaún más con las fracturas hidráulicas.

En los pozos verticales, los tratamientos defracturamiento hidráulico permiten incrementarel contacto con los yacimientos varios cientos deveces. En los pozos horizontales, el mejoramientoes exponencial (página anterior).2 Si bien los re-sultados de la perforación de pozos de alto ánguloy largo alcance son alentadores, muchos de estostratamientos a menudo no proveen los beneficioseconómicos o los incrementos de producción es-perados. Este resultado es una función de los mé-todos de terminación de pozos utilizados: paramaximizar el contacto entre el pozo y la formación,estos pozos son tradicionalmente terminados en

agujero descubierto, o con tuberías de revesti-miento cortas (liners) ranuradas o disparadas pre-viamente a través de la zona de producción.

En una terminación en agujero descubierto, escasi imposible efectuar un tratamiento de estimu-lación efectivo a lo largo del pozo horizontal uti -lizando los métodos tradicionales de bombeoforzado. Esto se debe a que es difícil colocar losfluidos y ácidos de fracturamiento en forma pre-cisa dentro de la formación. Habitualmente, conla utilización de los métodos estándar, sólo se tra-

tan las secciones superiores, o el talón, del pozo yes poco el fluido que alcanza los intervalos inter-medios o inferiores (abajo).3

Cuando los operadores optan por terminar lospozos horizontales con liners cementados, laszonas individuales pueden ser aisladas y tratadascon mayor facilidad. No obstante, como sucedecon cualquier tratamiento de múltiples zonas, loscostos que implican múltiples y prolongados viajespor zona a menudo exceden el valor del incre-mento de producción resultante.

1. Para obtener más información sobre la producción a partir de lutitas gasíferas, consulte: Boyer C, KieschnickJ, Lewis RE, Suarez-Rivera R y Waters G: “Producción degas desde su origen,” Oilfield Review 18, no. 3 (Inviernode 2006/2007): 36–49.

2. Chariag B: “Maximize Reservoir Contact,” Hart’s E&PMagazine (Enero de 2007): 11–12.

3. Al-Naimi KM, Lee BO, Bartko KM, Kelkar SK, Shaheen M, Al-Jalal Z y Johnston B: “Application of a Novel Open-Hole Horizontal Well Completion in Saudi Arabia,”artículo SPE 113553, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica del Petróleo y el Gas de India de laSPE, Mumbai, 4 al 6 de marzo de 2008.

> Fracturamiento de pozos horizontales terminados en agujero descubierto. Durante el tratamiento deun pozo horizontal terminado en agujero descubierto en la Formación Barnett Shale, se captaronalgunos eventos microsísmicos. Los sensores de componentes múltiples, colocados en los pozos demonitoreo (verde), indican que casi todo el tratamiento fue absorbido en el talón, o sección superior,del pozo (azul). Como resultado, la mayor parte de la formación Barnett Inferior quedó sin tratar.

8,500

8,000

7,500

7,000

6,500

–500 0 500 1,000 1,500

Distancia a lo largo del pozo, pies

2,000 2,500 3,000 3,500

Prof

undi

dad,

pie

s

Formación Barnett Inferior

Pozo de tratamiento

Disparos

A pesar de estos obstáculos, y dado que lostratamientos de fracturamiento hidráulico siste-máticamente se traducen en incrementos de pro-ducción, la demanda de esta práctica en todos lostipos de pozos continúa creciendo. En un esfuerzopor obtener mejores resultados—tanto desde elpunto de vista de los costos como de la produc-ción—las compañías de servicios están ofre-ciendo sistemas de fracturamiento que permitenel acceso, la estimulación y el aislamiento de nu-

merosas zonas en terminaciones de pozos de al-cance extendido y verticales, cementadas y enagujero descubierto, con una sola operación de in-tervención.

Algunas de estas técnicas de fracturamiento demúltiples zonas también están diseñadas para re-solver los problemas relacionados con los tubula-res desgastados y el control de la colocación delfluido de fracturamiento mediante la utilización desistemas de transporte de herramientas tales comola tubería flexible (TF) o la tubería enroscada.4

Este artículo describe los sistemas de fractura-miento y terminación de pozos que permiten quelos operadores superen las barreras económicas ytecnológicas del fracturamiento hidráulico en cier-tos tipos de pozos que son cada vez más abundan-tes. Algunos ejemplos de América del Norte, África,Arabia Saudita y Kuwait demuestran cómo estosenfoques innovadores se han traducido en trata-mientos de fracturamiento y acidificación eficien-tes y económicamente viables en yacimientosalguna vez considerados candidatos pobres para di-chos procedimientos. Examinaremos además lasinnovaciones recientes que permiten a los opera-dores modelar y luego monitorear y refinar sus tra-tamientos de fracturamiento en tiempo real.

La mirada en el crecimientoComo sucede en muchas operaciones petroleras,las prácticas de integración con el monitoreo entiempo real han mejorado considerablemente laefectividad del fracturamiento hidráulico. En elpasado, las presiones de fondo de pozo se deriva-ban de mediciones obtenidas en la superficie y ex-trapoladas a las condiciones de fondo de pozo.Hoy, estas mediciones se adquieren directamentefrente a la formación, en tiempo real, utilizandotubería flexible equipada con un cable de fibra óp-tica (izquierda). La obtención de las medicionesresulta exitosa a pesar del ambiente de fondo depozo extremadamente riguroso creado durante elfracturamiento hidráulico.

Los sistemas de tubería flexible equipados confibra óptica (FOCT) presentan un paquete de sen-sores de fondo de pozo que envía datos de profun-didad, temperatura y presión de fondo de pozo a lasuperficie en tiempo real. Además, la fibra ópticapermite obtener lecturas de la distribución de latemperatura a intervalos de 1 m [3 pies]. Los datosson transmitidos desde la sarta de herramientas,a través del cable de fibra óptica, hasta un pa-quete de componentes electrónicos que conviertela señal de la fibra óptica en una señal inalám-brica. Esto, a su vez, permite la transmisión de losdatos a una cabina de control donde la informa-ción puede analizarse en forma remota medianteun programa de software de tipo comando y ad-quisición.5

Los operadores también pueden extraer consi-derable valor de la definición exacta de la geome-tría del sistema de fracturas a medida que éstas secrean. Provistos de ese conocimiento, los ingenierospueden diseñar operaciones de fracturamiento su-cesivas dentro de un campo para evitar resultadosindeseados. En el pasado, el mapeo de las fracturasse efectuaba a través de mediciones derivadas delanálisis posterior al fracturamiento, tales como losregistros de temperatura, los trazadores radioacti-vos y los levantamientos con inclinómetros. Peroestas herramientas poseen deficiencias. Los regis-tros de temperatura o los trazadores radioactivosproveen solamente la altura y el ancho de la frac-tura en la región vecina al pozo. Y, si bien la infor-mación sobre el azimut y la simetría de la fracturase puede obtener de procesos de mapeo con incli-nómetros de superficie y fondo de pozo, estos mé-todos no evalúan con precisión la altura, longitudy ancho de la fractura.6

Más recientemente, las compañías de servi-cios desarrollaron la capacidad para describir lageometría de las fracturas utilizando métodos desísmica de pozo.7 El servicio de diagnóstico de lasoperaciones de estimulación por fracturamientohidráulico StimMAP utiliza receptores de compo-nentes múltiples en un pozo vecino, para registrarla actividad microsísmica causada por la creaciónde fracturas hidráulicas en el pozo tratado. A finde obtener el modelo de velocidad necesario parael análisis y el procesamiento de los datos micro-sísmicos, se efectúa un levantamiento en un pozode monitoreo cercano, cuyo objetivo consiste enobtener un modelo de velocidad sísmicamente ca-librado. Este levantamiento sísmico de pozo selleva a cabo antes del fracturamiento.

El mapa de estos eventos microsísmicos per-mite a los ingenieros comprender mejor el desa-rrollo de las fracturas inducidas en el tiempo y elespacio. El proceso de mapeo provee además va-liosos conocimientos geológicos acerca de la for-mación tratada.8

Los ingenieros pueden comunicarse desde elpozo de monitoreo o de tratamiento con otras loca-lizaciones a través del sistema de conectividad, cola-boración e información InterACT. Las localizacionesde oficinas remotas pueden ser incluidas en el en-lace de comunicaciones para el procesamiento einterpretación de los datos en forma instantánea.

El sistema StimMAP utiliza datos en tiemporeal para localizar eventos microsísmicos automá-ticamente en el espacio 3D (próxima página).9 Lacomparación de la fractura mapeada mediante elservicio StimMAP con un modelo de software dediseño y evaluación de tratamientos de fractura-miento provee información valiosa para el mejora-miento de los tratamientos futuros. Las leccionesaprendidas permiten a los operadores optimizar

6 Oilfield Review

> Datos en tiempo real. El cable de fibra ópticaque se encuentra dentro de la tubería flexibleofrece un perfil de la distribución de la tempera -tura a lo largo de todo el pozo. Las variaciones detemperatura proveen información que muestra pordónde los fluidos de fracturamiento están ingre -sando en el yacimiento. En tratamientos contasas de bombeo relativamente bajas, se puedenobtener mediciones de desempeño en el pozocon el servicio ACTive a medida que el trata -miento de fracturamiento se bombea directamentepor la tubería flexible. Durante las operacionescon alto régimen de bombeo―más de 204,117 kg[450,00 lbm] de arena bombeados a razón de 1.6 m3/min [10 bbl/min]―el haz de fibras, conocidocomo amarra, comienza a avanzar y curvarse,produciendo su falla. Para tales operaciones, elsistema monitorea las condiciones a medida quela arena es bombeada por el espacio anularexistente entre la tubería flexible y la tubería derevestimiento. El paquete de sensores que semuestra en esta gráfica incluye una batería(blanco), un tablero de circuitos con sensor detemperatura (verde) y transductores de presión(azul claro).

Otoño de 2008 7

los costos de los tratamientos de estimulación depozos y adquirir conocimientos para las nuevasoportunidades de perforación en una concesiónnueva de un campo existente.

El sistema StimMAP se aplicó recientementeen una operación de fracturamiento de múltipleszonas llevada a cabo en un pozo horizontal deleste de Texas. Durante el tratamiento de estimu-lación destinado a la tercera zona, los ingenierosobservaron actividad microsísmica involuntariaen la región de lo que sería una quinta zona.Luego de intentar en vano redirigir la fractura, lacompañía suspendió las operaciones.

Los ingenieros combinaron los servicios Stim-MAP Live⎯una aplicación específica del sistemaStimMAP que permite monitorear y, si es necesa-rio, modificar los tratamientos de fracturamientoa medida que se ejecutan⎯con los datos de bom-beo para diagnosticar los problemas mecánicos quepromovían la desviación de la fractura respecto dela dirección planeada. El trabajo se reanudó luegoy se trataron tres zonas más. Sin los conocimientosaportados a los ingenieros a través del proceso deretroalimentación en tiempo real, se habrían bom-beado seis tratamientos de fracturamiento en lamisma zona. En cambio, el operador logró salvartres de los cinco tratamientos restantes, evitandolos costos de varias semanas de operaciones de re-paración con fines de diagnóstico que, de lo con-trario, hubieran sido necesarias.

Cómo hacer redituables los tratamientos de múltiples zonasEn los períodos de aumento de los precios de losproductos básicos, los operadores se sienten na-turalmente ansiosos por extraer el máximo prove-cho de sus activos mediante la producción de todoel volumen de hidrocarburos que sea factibledesde el punto de vista económico. Para hacerlo,a menudo terminan numerosas zonas con un solopozo o exponen intervalos de formación largosmediante la perforación de pozos horizontales ode alto ángulo. Como se analizó precedentemente,los resultados de los procedimientos tradiciona-les de fracturamiento de estos pozos quizás no lle-guen a satisfacer las expectativas del operador pormotivos económicos o tecnológicos.

El fracturamiento de múltiples zonas, en con-traposición con los métodos tradicionales que in-cluyen múltiples viajes por zona, se centra en losproblemas económicos y tecnológicos. A través deprácticas eficientes y nuevas técnicas, estos servi-cios permiten reducir los costos del equipo de ter-minación, de semanas a días, o incluso eliminarpor completo la necesidad de utilizar equipos dereparación o perforación de pozos. Las prácticasde fracturamiento de múltiples zonas además per-miten optimizar el contacto con la formación por-que pueden colocar los tratamientos con másprecisión sin sumar riesgos.

Las compañías de servicios poseen sistemasdiseñados a medida para abordar los diversostipos de pozos de múltiples zonas que los operado-res necesitan tratar. Schlumberger ha creado un

4. Para obtener más información sobre tratamientos deestimulación con tubería flexible, consulte: DegenhardtKF, Stevenson J, Gale B, Gonzalez D, Hall S, Marsh J yZemlakW: “Aislamiento y estimulación selectivos,” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 60–80.

5. Julian JY,West TL, Yeager KE, Mielke RL, Allely JN, Jenkins CN, Perius PD, Bucher RL, Foinquinos CI, Forcade KC, Fagnant JA, Montgomery DB, McInnis JG ySack JK: “State-of-the-Art Coiled Tubing Operations atPrudhoe Bay, Alaska,” artículo IPTC 11533, presentadoen la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo, Dubai, Emiratos Árabes Unidos, 4 al 6 dediciembre de 2007.

6. Le Calvez JH, Klem RC, Bennett L, Erwemi A, Craven M y Palacio JC: “Real-Time Microseismic Monitoring ofHydraulic Fracture Treatment: A Tool To Improve Completion and Reservoir Management,” artículo SPE106159, presentado en la Conferencia de Tecnología deFracturamiento Hidráulico de la SPE, College Station,Texas, 29 al 31 de enero de 2007.

7. Para obtener más información sobre aplicaciones de sísmica de pozo, consulte: Blackburn J, Daniels J, Dingwall S, Hampden-Smith G, Leaney S, Le Calvez J, NuttL, Minkiti H, Sanchez A y Schinelli M: “Levantamientos desísmica de pozos: Más allá del perfil vertical,” OilfieldReview 19, no. 3 (Invierno de 2007/2008): 20–37.

8. Le Calvez et al, referencia 6.9. Para obtener más información sobre mapeo

microsísmico, consulte: Blackburn et al, referencia 7.Bennett L, Le Calvez J, Sarver DR, Tanner K, BirkWS,Waters G, Drew J, Michaud G, Primiero P, Eisner L, JonesR, Leslie D, Williams MJ, Govenlock J, Klem RC y TezukaK: “La fuente para la caracterización de fracturas hidráulicas,” Oilfield Review 17, no. 4 (Primavera de2006): 46–61.

>Mapeo de la fractura. Se muestra una vista en planta (izquierda) y una vista transversal (derecha) de las localizaciones microsísmicas durante un trata -miento de estimulación de cuatro etapas con agua oleosa, efectuado en la Formación Barnett Shale. Los servicios StimMAP fueron escogidos para crearun diseño de fractura óptimo utilizando la geometría precisa de la imagen de la fractura hidráulica a medida que se desarrollaba. Los datos microsísmicosfueron adquiridos con el generador Versátil de Imágenes Sísmicas VSI para múltiples grupos, y se procesaron en la localización del pozo para generaruna imagen computacional 3D del sistema de fracturamiento. Esto permitió el rediseño de los tratamientos de estimulación de las etapas subsiguientes.

5,000

5,000

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sDistancia este-oeste, pies Distancia a lo largo de la proyección, pies

–4,000 –3,500 –3,000 –2,500 –2,000 –1,500 –1,000 –500 0 500 –5,400 –4,900 –4,400 –3,900 –3,400 –2,900 –2,400 –1,900 –1,400 –900 –4001,000

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Bethany 1

Godley 1 Etapa 4Etapa 3Etapa 2Etapa 1Bethany 3HDisparoGodley 1Bethany 1

Etapa 4Etapa 3Etapa 2Etapa 1Bethany 3HDisparo

Tope estimado de la Formación Barnett Inferior

Tope estimado de la Formación Ellenberger

paquete de cuatro categorías de servicios de frac-turamiento hidráulico, basado en el tipo de pozoy la filosofía del operador. Conocidas como los ser-vicios de fracturamiento y terminación de pozospor etapas Contact, estas categorías incluyen losiguiente:• sistemas convencionales que requieren viajes

independientes en el pozo para disparar una

zona en un viaje y luego estimularla y aislarlaen un segundo viaje, reiterando ese procesopara cada zona

• sistemas de intervención que disparan, estimu-lan por fracturamiento y aíslan numerosaszonas en un solo viaje

• sistemas permanentes que estimulan por frac-turamiento y aíslan múltiples zonas en unaoperación de bombeo utilizando arreglos quequedan en el pozo como parte de la terminación

• sistemas dinámicos que utilizan un material di-vergente degradable para taponar y aislar suce-sivamente los disparos tratados y desviar lostratamientos de estimulación hacia otros inter-valos en una operación continua.

Las operaciones de fracturamiento convencio-nales―bombeo del fluido de fracturamiento y delapuntalante o el ácido por la tubería de revesti-miento o la herramienta de servicio del tratamientode fracturamiento―son más efectivas para lostratamientos masivos de fracturamiento hidráu-lico en los que cientos de miles de libras de arenase bombean en el pozo a altas tasas de bombeo.En los pozos entubados, se accede al yacimiento através de los disparos creados mediante herramien-tas operadas con cable, chorro abrasivo o camisasde deslizamiento instaladas en la herramienta deservicio.

Cuando existen múltiples intervalos abiertosdentro de una sola zona, la divergencia del fluidode un intervalo a otro para tratar cada uno puedeefectuarse a través de prácticas tales como los dis-paros de entrada limitada, las bolillas selladoras,los divergentes químicos, los tapones puente com-puestos y los tapones de arena. La entrada limi-tada se crea mediante la reducción del número de

disparos a través de ciertas secciones para incre-mentar la fricción en los disparos abiertos. Estoproduce la divergencia de los fluidos desde unazona que, debido a la alta permeabilidad o a otrosfactores, puede haber absorbido la mayor partedel tratamiento a expensas de otros intervalos ozonas (izquierda).10

Los tapones puente compuestos son barreras deaislamiento en la tubería de revestimiento coloca-das por encima de la zona tratada y posteriormentereperforadas, por lo general, con la herramientade servicio. Esto impone una penalidad en térmi-nos de tiempo y suma riesgo operacional. Además,el tiempo transcurrido entre el tratamiento de laformación inferior y su contraflujo a veces puedemedirse en semanas; en ciertos casos, es tiemposuficiente para que los fluidos dejen residuos enlos espacios porosos, produciendo un daño signi-ficativo a la formación.

En los pozos terminados en agujero descu-bierto y en formaciones no consolidadas, las ope-raciones de fracturamiento convencionales puedenincluir la instalación de una sarta de termina-ción—habitualmente un liner ranurado o dispa-rado—para garantizar la integridad del pozo. Elpozo entero puede ser estimulado por fractura-miento mediante el bombeo del fluido de trata-miento por la tubería de revestimiento o la sartade fracturamiento, aplicando una práctica cono-cida como bullheading. Como sucede en las ter-minaciones cementadas, una vez que sarta determinación ha sido colocada en su lugar, sepuede intentar lograr la divergencia con disparosde entrada limitada, bolillas selladoras o la diver-gencia química tradicional.

8 Oilfield Review

> Proceso convencional de divergencia del fluidode fracturamiento mediante bolillas selladoras.Una vez bombeada la cantidad calculada de flui -dos de tratamiento en una zona prevista (marrón),el flujo se desvía hacia otra zona (flechas negras).El método más común de divergencia involucrabolillas selladoras (negro), fabricadas con nylon,caucho duro, colágeno biodegradable o unacombinación de estos materiales, que se intro -ducen en la lechada para que lleguen a losdis paros al final del tratamiento. Las bolillas creanun sello a través de los disparos, lo que haceque el tratamiento se desvíe hacia el siguienteconjunto de disparos abiertos. Mediante lareiteración de este procedimiento, se puedentratar numerosos intervalos por etapa sindesconectar las bombas o colocar tapones.

>Operaciones de disparos y tratamiento a alta presión. El servicio AbrasiFRAC utiliza una herramienta de chorro abrasivo de alto desempeño para operaren forma continua bajo condiciones rigurosas de fondo de pozo. Después de efectuada la correlación en profundidad, se bombea una lechada de arena abra -siva a través de las boquillas. La corriente de fluido de alta velocidad resultante atraviesa los tubulares y el cemento adyacente y luego penetra profun damenteen la formación (perforaciones) (extremo izquierdo). A continuación, se trata la zona (centro, a la izquierda) y la herramienta de corte se sube por el pozohasta la zona siguiente. Una vez concluido el primer tratamiento, se puede colocar un tapón de arena con fines de aislamiento y luego perforar la zonasiguiente (centro, a la derecha). Esta secuencia puede reiterarse con la frecuencia que sea necesaria en una sola operación. Una vez tratadas todas laszonas (extremo derecho), los tapones de arena se eliminan por circulación inversa.

Ejecución de las perforaciones Bombeo del tratamiento defracturamiento por el espacio anular

Ejecución del siguiente conjunto deperforaciones después de la colocación deltapón de arena para lograr el aislamiento

Circulación inversa del tapón de arenadespués del tratamiento de fracturamiento

Otoño de 2008 9

Operación de intervención por etapasLa categoría de fracturamiento hidráulico corres-pondiente a las operaciones de intervención com-prende tres servicios: el servicio de disparosabrasivos y fracturamiento AbrasiFRAC, el servi-cio de disparos selectivos, fracturamiento y aisla-miento en etapas con bolillas selladoras PerfFRACy el servicio de estimulación mediante tubería fle-xible CoilFRAC.

La técnica AbrasiFRAC posibilita la colocaciónprecisa de los tratamientos de fracturamiento porla tubería de revestimiento o el espacio anularexistente entre la herramienta de servicio y la tu-bería de revestimiento. Además, reduce la caídade presión en la región vecina al pozo entre elpozo y el yacimiento, lo que disminuye la frecuen-cia de los arenamientos en esa región cuando elapuntalante deja de ingresar en la formación y seacumula dentro de la tubería de revestimiento.Esta técnica resulta particularmente adecuadapara el tratamiento de formaciones con alta pre-sión de iniciación de la fractura y áreas en las quela colocación precisa del tratamiento es críticapara el éxito de la estimulación.

El sistema se basa en una técnica bien esta-blecida en la industria petrolera para el corte detuberías de revestimiento y tubulares en el fondodel pozo: una lechada que contiene sólidos abrasi-vos se bombea a altas presiones diferenciales a tra-vés de una pistola de servicio hidráulico de cortede tuberías y disparos ABRASIJET, operada con

una herramienta de servicio. La corriente de fluidode alta velocidad resultante atraviesa los tubularesy el cemento adyacente y luego penetra profunda-mente en la formación (página anterior, abajo).

La herramienta de corte se utiliza para dispa-rar la tubería de revestimiento y la formación. Elmaterial abrasivo suele ser arena de fractura-miento malla 20/40 o 100, compatible con las pis-tolas de chorro diseñadas específicamente paraeste propósito. Los tapones de arena pueden uti-lizarse para proveer aislamiento zonal entre laszonas a tratar por fracturamiento hidráulico. Laspistolas de chorro, disponibles en diversas confi-guraciones de tamaño y fase, también puedenutilizarse con tapones puente para lograr el aisla-miento. Estos tapones pueden ser recuperados ofresados, según sea el caso.

Un ejemplo de la utilización del servicioAbrasiFRAC es el de las areniscas Hosston inten-samente laminadas del Campo Sligo, en el nortede Luisiana, EUA. Las areniscas Hosston contie-nen muchas areniscas gasíferas delgadas que al-ternan con areniscas acuíferas, con niveles deagotamiento variables. Habitualmente, los pozosde esta zona se terminan con tratamientos de es-timulación de múltiples etapas, utilizando fluidosde fracturamiento energizados y tapones puentepara el aislamiento entre las distintas zonas.

En un esfuerzo para mejorar las eficiencias entérminos de costo y tiempo, EOG Resources probóel servicio AbrasiFRAC en el campo. Esta tecnolo-

gía permitió a dicho operador estimular múltiplesintervalos de un pozo en una sola operación decampo, y estimular en forma más efectiva y eficazlas areniscas individuales. Los tratamientos inclu-yeron entre cuatro y nueve etapas, utilizando flui-dos de fracturamiento energizados con CO2. Elresultado fue la reducción de la producción de aguaen un 85% y la duplicación de la producción de gas.

Otro enfoque aplicado para mejorar la eficien-cia consiste en tratar las zonas inmediatamentedespués de efectuar los disparos sin extraer anteslas pistolas del pozo. Este paso por sí solo permiteahorrar una maniobra de bajada y otra de extrac-ción por zona. El servicio PerfFRAC está diseñadopara efectuar tratamientos a alto régimen de in-yección por la tubería de revestimiento, mientrasel arreglo de pistolas de disparos permanece enel pozo. Primero se bajan las pistolas en el pozopara cada zona y se dispara la primera zona.Luego, mientras se trata la primera zona, las pis-tolas sin disparar se suben por el pozo y se posicio-nan para disparar los agujeros correspondientesa la segunda zona.

Al final del tratamiento de la primera zona, sebombean bolillas selladoras en el pozo con unfluido divergente que incluye fibras. Un incre-mento de la presión de bombeo indica que las bo-lillas selladoras y la lechada se han sellado contralos disparos de las zonas tratadas. En ese punto,se disparan las pistolas para la segunda zona y sebombea el segundo tratamiento, nuevamente conbolillas selladoras y fluido divergente con fibrasen la cola del tratamiento. Este proceso se reiterapara múltiples zonas. Hasta la fecha, se han ba-jado ocho conjuntos de pistolas y se han tratadoseis zonas independientes en una sola interven-ción (izquierda).

El servicio PerfFRAC a menudo se traduce enmejores regímenes de producción que otros trata-mientos menos eficientes porque permite la colo-cación precisa de los tratamientos, lo cual garantizaque ninguna zona sea tratada en forma deficiente.El método permite además poner el pozo en con-traflujo de inmediato y de ese modo se evitan losriesgos asociados con el fresado de taponespuente compuestos y la permanencia de fluidospotencialmente dañinos en la formación por untiempo prolongado.

Goodrich Petroleum deseaba lograr ese nivelde eficiencia en su Campo Cotton Valley, situadoen el este de Texas. Los ingenieros habían tratadoestos pozos utilizando las prácticas tradicionales:disparaban la primera zona, la estimulaban porfracturamiento hidráulico, hacían fluir el pozo

> Tratamientos de múltiples zonas en pozos verticales. Las zonas apiladas múltiples existentes en lospozos verticales pueden ser estimuladas utilizando disparos de entrada limitada. La técnica PerfFRAC,que se muestra aquí, utiliza tratamientos de estimulación por fracturamiento a alto régimen de bombeopor la tubería de revestimiento, con un arreglo de disparos en el pozo. Una vez disparada la zonainferior (izquierda), las pistolas se suben por el pozo y se posicionan para el conjunto de disparossiguiente; luego se fractura la zona disparada (centro). Con bolillas selladoras (verde) se sella la zonatratada y se dispara la zona siguiente (derecha).

10. Para obtener más información sobre técnicas de divergencia, consulte: Samuel M y Sengul M: “Stimulate the Flow,” Middle East & Asia ReservoirReview no. 4 (2003): 42–55.

para limpiarlo y finalmente colocaban un tapónpuente compuesto para lograr el aislamiento zonal.

Este proceso se reiteraba para cada zona de in-terés. Una vez tratada la última zona, se llevó a lalocalización del pozo una unidad de tubería flexiblepara reperforar los tapones puente compuestos.Esta secuencia implicó un costo de US$ 250,000para la compañía y su ejecución insumió cinco días.Goodrich optó por utilizar el servicio PerfFRACpara terminar 23 de sus pozos y de ese modo redujola duración de la operación de cinco días a un día,eliminando al mismo tiempo los tapones puente y

10 Oilfield Review

> Prácticas de fracturamiento de múltiples etapas versus técnicas tradicionales. En el Campo Cotton Valley de Texas, Goodrich Petroleum utilizó prácticasde fracturamiento de múltiples etapas para reducir el tiempo del tratamiento (azul) de cinco días a un día, y los costos (verde) de US$ 255,000 a US$ 155,000por pozo (izquierda). En un programa de 23 pozos, implementado en el mismo campo, el operador produjo 25 MMpc más de gas que el que cabría esperarcon los métodos de tratamiento tradicionales, los cuales a menudo sacrifican la eficiencia del tratamiento para satisfacer los objetivos económicos(derecha, la escala horizontal no es lineal).

Métodos convencionales

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Servicio PerfFRAC

$255,000

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160,000

Tiempo, días de producción

9030 18060

25 MMpc

Métodos convencionalesServicio PerfFRAC

> Selectividad lograda con la herramienta de servicio. Mediante la combinación de una herramienta de servicio con la tecnología de fracturamiento selectivo,los operadores pueden tratar múltiples zonas en un solo viaje. En los pozos nuevos, cada zona es disparada en forma convencional en un solo viaje a la lo -calización del pozo. Luego, se despliega la tubería flexible o la tubería articulada en el pozo con un arreglo de fondo de pozo de empacadores para agujerodescubierto (derecha). La zona inferior se aísla con empacadoras, por encima y por debajo de la formación objetivo, y el tratamiento de estimulación porfrac turamiento se efectúa a través de la herramienta de servicio (izquierda). El apuntalante residual se elimina del pozo por circulación inversa y el empa ca -dor se desplaza a la zona siguiente, donde el proceso se reitera. Los insertos representan el monitoreo de cada tratamiento en tiempo real.

Conector dela tubería flexible

Desconectador dela tubería flexible

Copa superior

Copa inferior

Tapón inferior

Espaciador

Empalme parafracturamiento

Tubería flexible

Otoño de 2008 11

la necesidad de contar con una unidad de tuberíaflexible (TF) para reperforar los mismos.

Pero el abandono de las prácticas del pasadoarrojó un dividendo más importante que la merareducción de los costos operativos y el acorta-miento del tiempo para poner en marcha los pozos.En los primeros 180 días de producción, los 23pozos recuperaron 708,000 m3 [25 MMpc] adicio-nales de gas; un incremento del 22% con respectoa los pozos terminados con métodos convenciona-les. Este aumento permitió al operador incremen-tar su recuperación final estimada por pozo en un10% (página anterior, arriba).

Con todo, el empleo del sistema PerfFRAC sig-nificó para Goodrich Petroleum un ahorro de 92días de terminación en 23 pozos. Por otro lado, lareducción del equipamiento en la localización delpozo posibilitó un ahorro de otro 25% en el costo determinación por pozo. El tiempo de puesta de laproducción en el mercado se redujo en cuatro díaspor pozo, lo que se tradujo en 169,900 m3 [6 MMpc]“adicionales” de gas para el operador.

Táctica de divergenciaCon la adopción de las bolillas selladoras y lasprácticas de entrada limitada, las zonas tratadasse pueden aislar y el tratamiento de fractura-miento se puede desviar hacia las zonas sin tratar.Si bien estas técnicas de aislamiento y divergen-cia poseen la ventaja de reducir significativa-mente el número de viajes y los costos requeridospara fracturar los pozos con múltiples zonas, estosmétodos dejan algunas zonas tratadas en formaineficaz como consecuencia de las diferencias

entre los gradientes de fractura de las areniscasatravesadas por el pozo.

Una solución para esta deficiencia consiste enaislar y estimular cada zona en forma individualcon un tratamiento diseñado específicamente enfunción de las características de cada zona. El arteradica en hacerlo sin sacrificar las eficiencias obte-nidas con otras prácticas, tales como el uso de dis-paros de entrada limitada y el taponado con bolillasselladoras. Con ese fin, los ingenieros han desarro-llado sistemas que aíslan las zonas entre las capasimpermeables mediante el empleo de empacado-res para agujero descubierto que pueden colocarse,removerse y volver a colocarse varias veces.

El servicio de estimulación con tubería flexibleCoilFRAC utiliza un arreglo de empacadores paraagujero descubierto desplegado a través de la zonainferior con una herramienta de servicio despuésde disparar todo el pozo en forma convencional(página anterior, abajo). El fluido de estimulaciónse bombea luego por la sarta de producción a travésdel empalme del empacador para el tratamiento ydentro del intervalo aislado. A continuación, elapuntalante residual se remueve por circulacióninversa y el empacador se desplaza a la zona si-guiente. Este método no sólo permite la estimula-ción de todas las zonas en una sola intervenciónsino que además, como otros servicios Contact, in-crementa la eficacia del tratamiento ya que per-mite que el operador ajuste cada tratamiento paraque se adecue a la zona en cuestión.

En los pozos más viejos, este tipo de servicioresulta particularmente adecuado para explotarlas reservas pasadas por alto y para refracturar

zonas terminadas previamente.11 En este tipo deaplicación, el objetivo no sólo es minimizar elcosto de fracturamiento de los activos madurossino también hacerlo protegiendo la tubería de re-vestimiento degradada de las altas presiones detratamiento y los fluidos abrasivos cargados deapuntalante. La utilización de una herramientade servicio como conducto ofrece la ventaja adi-cional de permitir que el operador trate las zonasobjetivo sin tener que matar primero el pozo; pro-cedimiento del que las formaciones agotadas pro-bablemente no se recuperen.

El valor de ajustar los tratamientos discretos alas necesidades de cada intervalo en un pozo demúltiples zonas, quedó claramente demostrado enun campo petrolero de las Rocallosas de EUA. Elcampo contiene múltiples capas verticales de are-nisca, cuyos espesores oscilan entre 1.5 y 18.3 m[5 y 60 pies] y se encuentran distribuidas entre 609a 1,524 m [2,000 a 5,000 pies] de profundidad. Eloperador había utilizado fundamentalmente prác-ticas de entrada limitada para terminar los pozosde este campo, pero empleaba tapones puentecuando la distancia entre las capas era significa-tiva. Sin embargo, debido a la variabilidad de losgradientes de fractura de cada capa de arenisca,muchas zonas no eran estimuladas en forma efec-tiva. Además, algunas capas de arenisca marginalespermanecían sin tratar por razones económicas.

En busca de una forma efectiva para estimularcada zona sin incrementar los costos de terminación,el operador del campo optó por utilizar el sistemaCoilFRAC. La decisión fue rentable. Por ejemplo,un pozo había estado produciendo 53,800 m3/d[1.9 MMpc/d] después de un tratamiento de esti-mulación por fracturamiento hidráulico con en-trada limitada de múltiples capas. Con el arreglode empacadores, se dispararon las capas pasadaspor alto y todo el pozo fue reestimulado. En un díase efectuaron ocho de esos tratamientos y la tasade producción estabilizada del pozo alcanzó150,100 m3/d [5.3 MMpc/d].

Además de una estimulación más efectiva decada capa, los tratamientos insumieron sólo uno odos días, mientras que las operaciones efectuadascon técnicas convencionales requerían varias se-manas. En una prueba de cuatro pozos, las tasasde producción promedio de los pozos tratados conel sistema CoilFRAC superaron en más de dosveces a las obtenidas con las terminaciones están-dar (arriba, a la izquierda). Como consecuencia,las reservas recuperables por pozo se incremen-taron en más del 75%.

11. Para obtener más información sobre operaciones derefracturamiento, consulte: Dozier G, Elbel J, Fielder E,Hoover R, Lemp S, Reeves S, Siebrits E, Wisler D y Wolhart H: “Operaciones de refracturamiento hidráulico,”Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 42–59.

> Incremento de las tasas de producción. En un campo de gas de las Rocallosas, la tasa de producciónpromedio de los pozos tratados con el sistema CoilFRAC fue más del doble de la de los pozos del mismocampo tratados en forma convencional.

0 1 2 3 4 5 6 7

2,500

2,000

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Tiempo, meses

+1,000 Mpc/d

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Mpc

/dProducción promedio de un año de 4 pozos que recibieron el tratamiento CoilFRACProducción promedio de cuatro años de 14 pozos que recibieron el tratamiento convencional

En otro ejemplo, esta vez en el sudeste de Al-berta, en Canadá, los ingenieros experimentabancontratiempos similares en las tareas de estimu-lación realizadas en un campo de gas somero. Lospozos del área son terminados normalmente encuatro zonas, que oscilan entre 250 y 451 m [820y 1,480 pies] de profundidad. Las formaciones se

componen de areniscas limosas estratificadas quese fracturan con facilidad.

Históricamente, los operadores de esta áreahan utilizado diversas técnicas de fracturamiento,incluyendo el aislamiento con tapones puentecompuestos. En una terminación de cuatro zonas,dichas prácticas convencionales demandan 8 via-

jes y 16 días adicionales para terminar el pozo.Además, se requiere un período de contraflujoentre cada tratamiento.

Las operaciones de estimulación más eficien-tes, con múltiples zonas combinadas que se basanen prácticas de entrada limitada o el uso de boli-llas selladoras para crear la divergencia, ahorrantiempo con respecto a las prácticas tradicionales;sin embargo, como se analizó previamente, paralograrlo sacrifican producción. Por otro lado, lospozos del área son estimulados generalmente engrupos para aprovechar al máximo el equipo defracturamiento.

El operador determinó que, para optimizar lasoperaciones de estimulación y producción, cadazona debía fracturarse en forma individual contasas de bombeo reducidas. Como resultado deesa decisión, los tratamientos de fracturamientoefectuados con tubería flexible se convirtieron enla elección obvia y produjeron una reducción deltiempo operativo al punto que las brigadas trata-ban dos pozos por día (izquierda). Se trataba deuna ventaja crucial porque, por razones ambienta-les y económicas, el acceso durante el verano se li-mita a ventanas operacionales de 10 a 14 días. Enresumen, el uso del servicio CoilFRAC en un campose tradujo en un ahorro de US$ 110,000 para lacompañía y en un incremento de la producción demás del 190%.

Soluciones permanentesMotivados por el deseo de minimizar el número deintervenciones o herramientas introducidas en lospozos horizontales y de alto ángulo, algunos opera-dores prefieren tratar las zonas utilizando equiposque formarán parte del diseño de terminación per-manente. Una forma de hacerlo es terminar elpozo utilizando tubería de revestimiento conven-cional con camisas deslizables. En terminacionesen agujero descubierto, ese tipo de sistema incluyeempacadores para agujero descubierto operadoshidráulicamente para crear un sello contra lapared del pozo.

En pozos cementados o terminados en agujerodescubierto, cada zona se trata a través de las ca-misas de deslizamiento. Los objetivos del cemento

12 Oilfield Review

12. Seale R, Donaldson J y Athans J: “Multistage FracturingSystem: Improving Operational Efficiency and Production,” artículo SPE 104557 presentado en la Reunión Regional del Este de la SPE, Canton, Ohio, EUA, 11 al 13 de octubre de 2006.

13. Factor de daño mecánico es el factor adimensional calculado para determinar la eficiencia de la producciónde un pozo mediante la comparación de las condicionesreales con las condiciones teóricas o ideales. Un factorde daño positivo indica que algún daño o influencia estádeteriorando la productividad del pozo. Esto es el resultado del residuo del fluido de terminación o perforación que queda sobre o en la formación. Un factor de daño negativo indica un mejoramiento de laproducción normalmente como resultado de la estimulación.

> Costo, tiempo y producción. En los pozos someros del sudeste de Alberta,los incrementos en materia de eficiencia de los servicios de fracturamientoefectuados con la herramienta de servicio son evidentes en todos los as pec -tos cuando se los compara con los efectuados con técnicas tradicionales.Los métodos estándar (azul) insumían US$ 400,000 y 16 días por pozo y gene -raban un incremento de la producción del 16%. En el mismo campo, el usodel sistema CoilFRAC (rosa) costó US$ 290,000 e insumió 4 días. Además,permitió lograr un incremento de la producción del 192%.

$400,000

$290,000

16 días

Incremento de la producción

4 días

16%

192%

Costo Tiempo

Métodos convencionales

Servicio CoilFRAC

> Servicio permanente. Las múltiples etapas de fracturamiento pueden efectuarse en un solo viajemediante el aislamiento de la formación objetivo con empacadores para agujero descubierto. El fluido detratamiento se suministra a través de los orificios de fracturamiento de la sección tubular existente entrelos em pacadores (extremo superior). Durante las operaciones con el servicio StageFRAC (extremoinferior), se bombea una bolilla (rojo) en el pozo con la fase final del fluido de tratamiento, la cual seasienta en una superficie de apoyo dentro de una camisa de deslizamiento. El incremento de presiónresultante abre la camisa. Luego, el fluido es forzado a ingresar en el intervalo situado por encima dela bolilla asentada y la superficie de apoyo. Al mismo tiempo, la bolilla y la superficie de apoyo formanun sello que actúa como tapón aislando la zona inferior tratada previamente. Mediante el empleo dediámetros cada vez más grandes de la superficie de apoyo y la bolilla es posible tratar toda la for ma -ción en forma uniforme en una sola intervención, desde la zona más profunda hasta la más somera.

Orificios de fracturamiento Empacadores para agujero descubierto

Otoño de 2008 13

y de los empacadores para agujero descubiertoson los mismos: proveer aislamiento entre zonasde diferentes presiones de tratamiento y garanti-zar el tratamiento a lo largo de toda la extensióndel pozo.

Al igual que otros servicios para múltipleszonas, las soluciones permanentes reducen ade-más el riesgo mediante la limitación de los viajesque se realizan en el pozo para colocar y removerlos tapones puente e incrementan la eficiencia deltratamiento al permitir que el operador diseñecada tratamiento para una zona específica. Estaestrategia además incrementa el número de zonasque pueden ser tratadas, porque los operadores amenudo abordan el riesgo mediante la reduccióndel número de maniobras de extracción y bajadade los tapones. Esto conduce inevitablemente a li-mitar el número de zonas que pueden ser aisladasy tratadas.

Si en algún momento los ingenieros optan porrefracturar un pozo terminado en forma convencio-nal, en el que todos los disparos se dejan abiertos,deben hacerlo mediante la herramienta de servicio.Además del costo del equipo de terminación/repa-ración requerido para efectuar este procedimientoy el riesgo involucrado, los tratamientos de fractu-ramiento hidráulico a través de una herramientade servicio, introducen fuerzas de fricción adicio-nales que limitan la tasa de flujo durante el trata-miento de modo que no puede lograrse el diseñoóptimo.12

Los servicios de fracturamiento y terminaciónde múltiples zonas StageFRAC y RapidSTIM incor-poran la tecnología Packers Plus; empacadorespara agujero descubierto que son operados con latubería de revestimiento convencional para seg-mentar el yacimiento que incluyen camisas acti-vadas por bolillas colocadas entre cada conjuntode empacadores. Los dos sistemas son casi idénti-cos, salvo que el servicio StageFRAC trata laszonas aisladas a través de orificios de fractura-miento y el servicio RapidSTIM lo hace a travésde boquillas de chorros (jets). Tanto los orificiosde fracturamiento como las boquillas de chorrosse encuentran ubicados entre los empacadores ydetrás de las camisas de deslizamiento activadaspor bolillas (página anterior, abajo). Esta diver-gencia mecánica permite la colocación precisadel fluido, la cobertura zonal completa, y unamayor conductividad efectiva de la fractura.

Eni Congo recurrió a esta solución cuandodebió enfrentar un desafío significativo en sus ope-raciones marinas cercanas a la costa de la Repú-blica del Congo, en África Occidental. Estos camposen proceso de envejecimiento aún contienen gran-des volúmenes de reservas en formaciones consoli-dadas y de baja permeabilidad (10 mD), que sonpoco rentables si se estimulan mediante trata-

mientos convencionales. Antes, los tratamientosde estimulación consistían en la acidificación dela matriz para eliminar o lograr un factor de dañomecánico levemente negativo.13

Eni escogió el servicio StageFRAC para trespozos entubados y disparados del Campo Kitinacon ocho fracturas hidráulicas apuntaladas, colo-cadas en tres pozos entubados reterminados. Estostratamientos se bombeaban desde una embarca-ción de apoyo hasta una plataforma marina con es-

pacio limitado en la cubierta. En consecuencia,sólo pudieron tratarse dos zonas antes de que laembarcación tuviera que ser reaprovisionada.

El primer tratamiento se efectuó en el PozoKTM W6 ST (arriba). Dos de las tres zonas fuerontratadas a través de un liner de estimulación, sindesconectar las bombas. Una vez tratado el inter-valo inferior, se bombeó una bolilla, se aisló lazona, y se abrió la zona siguiente. La tercera zonafue tratada por separado.

Empacador hidráulico para pozo entubado de 7 pulgadas x 41⁄2 pulgadas

Empacador hidráulico para pozo entubado de 7 pulgadas x 41⁄2 pulgadas

Orificio de fracturamiento hidráulico de 41⁄2 pulgadas

Empalme de circulación de punta de 41⁄2 pulgadas

Empacador permanentede 7 pulgadas

Disparos a2,785 m2,810 m

Orificio defracturamiento a

2,801 m

Disparos a2,820 m2,865 m

Orificio defracturamiento a

2,861 m

Disparos a2,870 m2,910 m

Orificio defracturamiento a

2,909 m

Empalme decirculación a

2,913 m

Extremo inferiorde la tubería de

producción a2,916 m

Empacador hidráulicopara pozo entubado de 7 pulgadas x 41⁄2 pulgadas

Bolilla de 3 pulgadas

Bolilla de 31⁄4 pulgadas

> Solución permanente en áreas marinas. El pozo KTM W6 ST posee un linercementado de 7 pulgadas, que abarca desde 1,600 hasta 3,110 m [5,250 hasta10,204 pies] de profundidad. El pozo produjo originalmente de un intervalomás profundo y fue reterminado como se muestra en la gráfica. Se utilizó elservicio StageFRAC para disparar el pozo en tres intervalos: desde 2,785hasta 2,810 m [9,138 hasta 9,220 pies], desde 2,820 hasta 2,865 m [9,252 hasta9,400 pies] y desde 2,870 hasta 2,910 m [9,416 hasta 9,548 pies]. A cada unode los conjuntos de disparos existentes se agregaron nuevos disparos engrupos de 2 m [6 pies] para reducir el riesgo de arenamiento causado por latortuosidad. El arreglo de empacadores, bajado con la tubería de producción de41⁄2 pulgadas como liner de producción, abarca los tres intervalos disparados.

Además, se trataron tres zonas en la segundade las series de tres pozos. En el último pozo, sedeterminó que la zona más baja se encontrabamuy próxima a un contacto de agua, por lo que sedejó sin tratar. La producción estabilizada de lostres pozos se incrementó un 230% con respecto asu desempeño previo. La producción previa al tra-tamiento era de alrededor de 590 bbl/d [94 m3/d];después del fracturamiento hidráulico, la produc-ción estable fue de 1,950 bbl/d [310 m3/d] (iz-quierda).

Este enfoque secuencial, es particularmenteprometedor para el entorno marino donde la eje-cución de un solo tratamiento de fracturamientocon técnicas convencionales puede insumir unasemana y debe realizarse desde un equipo de ter-minación marino que cuesta varios cientos demiles de US$ por día. Mediante el empleo de em-pacadores para agujero descubierto y camisas dedeslizamiento para lograr el aislamiento y el frac-turamiento de todo el pozo en una sola operaciónde bombeo, cada zona puede ser tratada en formaextensiva con una sola movilización de una em-barcación para operaciones de estimulación (iz-quierda).

En tierra firme, la capacidad de los tratamien-tos secuenciales para tratar en forma efectiva todoun pozo que contiene numerosas zonas de calidaddiversa, es lo que hace que esta técnica resulteatractiva para los operadores. En Arabia Saudita,la compañía operadora Saudi Aramco había termi-nado un pozo con una sección horizontal en agu-jero descubierto de 5,000 pies de extensión, através de ocho zonas diferentes de permeabilidadvariable. Debido a su permeabilidad más alta, losingenieros preveían que la mayor parte de la con-tribución de petróleo provendría de la Zona 1.

Dada la longitud y la trayectoria del tramo ho-rizontal, la tubería flexible no llegaría a las seccio-nes inferiores. En consecuencia, el plan consistió

14 Oilfield Review

< Capacidad en áreas marinas. El grupo de embar-caciones para operaciones de estimulaciónDeepSTIM de Schlumberger está diseñado espe-cíficamente para tratamientos de fracturamiento y otros tratamientos con fluidos. Sus capacidadesde control de calidad y mezcla en sitio (extremosuperior), la capacidad de bombeo (centro), y lacapacidad de almacenamiento (extremo inferior),además de sus capacidades de posicionamientodinámico las hace autónomas. Esto elimina losproblemas asociados con el espacio en cubierta y el espacio destinado a almacenamiento en lasplataformas y la necesidad de disponer de un cos-toso equipo de terminación de pozos marino. Dadoque estas embarcaciones están equipadas paratratar seis o más zonas en forma secuencial, pueden hacer en seis horas lo que requiere seisse manas con métodos convencionales. Estoimplica un ahorro significativo puesto que las tarifas diarias de los equipos de terminación marinos son significativamente altas.

Residuos ambientalesApuntalante al silo

12,000 lbm/min(10,000 lbm/min

para DeepSTIM III)

Fluido de terminacióna las bombas Al sistema de hidratación de gel PCM

Dispositivode mezcla con trescompartimentos Mezclador de ácido

0 a 30 bbl/min

Tasa de transferencia de 0 a 70 bbl/min

Mezclador de densidad óptima programable (POD)

Silo doble:2,000 pies3

Línea de ácidoLínea de baja presión

Bombas de alta presiónPotencia (HP) hidráulica 16,850 (DeepSTIM)Potencia (HP) hidráulica 21,450 (DeepSTIM II)Potencia (HP) hidráulica 12,850 (DeepSTIM III)

Almacenamientoen seco a granel:14,200 pies3 (DeepSTIM)16,700 pies3 (DeepSTIM II)8,400 pies3 (DeepSTIM III)

Capacidad de fluido gelificado:4,800 bbl (DeepSTIM)6,600 bbl (DeepSTIM II)4,140 bbl (DeepSTIM III)

Fluido de terminación:870 bbl (DeepSTIM)860 bbl (DeepSTIM II)810 bbl (DeepSTIM III)

Al cabezal del pozo0 a 50 bbl/min0 a 15,000 lpc

Línea de alta presión

Aditivos líquidos a granel Válvula de alivio de presión

Dos carretes coflexip de300 pies (1 para DeepSTIM III)

Capacidad de ácido crudo de8,400 galones (12,600 galonespara DeepSTIM III)

Sistema dehidratación de

gel PCM

Tanquesde ácido

Carretes coflexipCubierta de cargaGrúa

Silo

Aditivos líquidos

Sala de control y laboratorio

Sistema satelital

Timonera

Bastidoresde hierro

> Resultados de los tratamientos llevados a cabo en el área marina de El Congo. La producciónestabilizada luego de la campaña de fracturamiento de tres pozos del Campo Kitina se incrementó en un 230% aproximadamente con respecto a la producción previa al tratamiento de estimulación.

Nombre del pozo Tasa (gasto, caudal,rata) de producciónde petróleo previaal tratamiento de

fracturamiento, bbl/d

Tasa de producciónde petróleo inicial

posterior altratamiento de

fracturamiento, bbl/d

Tasa estable depetróleo posterioral tratamiento de

fracturamiento, bbl/d

Tasa de producciónestabilizada

mejorada, bbl/d

KTM-W6 (3 tratamientosde fracturamiento)

160 2,100 600 + 440 bbl/d

KTM-111 (3 tratamientosde fracturamiento)

300 900 650 + 350 bbl/d

KTM-107 (2 tratamientosde fracturamiento)

130 1,000 700 + 570 bbl/d

Otoño de 2008 15

en efectuar un tratamiento ácido a través de la tu-bería de revestimiento. Sin embargo, debido a sualta permeabilidad, la Zona 1 en el talón del pozorecibió todo el ácido y las otras siete zonas queda-ron sin tratar. Según lo previsto, y porque había re-cibido la totalidad del tratamiento ácido, todo elincremento de la producción provino de la Zona 1.

Para resolver el problema, los ingenieros deSaudi Aramco optaron por utilizar el servicioStageFRAC para un tratamiento de fracturamientoácido de todas las zonas por etapas. Si bien la Zona1 había sido tratada, se decidió no abrirla hasta es-timular, limpiar y probar las otras siete zonas. Todaslas zonas fueron estimuladas por separado en unasola operación de bombeo y se las refluyó de inme-diato. Las siete zonas previamente sin tratar fue-ron probadas y los resultados se compararon conlos de un pozo vecino que había sido estimulado uti-lizando tubería flexible y había sido probado contodas las zonas abiertas. El pozo que recibió el tra-tamiento StageFRAC duplicó la producción delpozo vecino y triplicó su índice de productividad.

Saudi Aramco aplicó nuevamente esta estrate-gia en una prueba de campo para fracturar hidráu-licamente los pozos horizontales largos terminadosen agujero descubierto en la Formación Khuff.Esta formación es carbonatada, profunda, de altatemperatura y alta presión. En opinión de los téc-nicos de la compañía, estos pozos no estaban al-canzando su potencial de producción debido aldaño de formación incurrido durante las opera-ciones de perforación.

A los ingenieros también les interesaba la fac-tibilidad de reemplazar cada par de tramos late-rales duales sin estimular por un solo tramo lateralestimulado hidráulicamente. Para lograr esto, eranecesario emplear un método que garantizara laestimulación de todo el largo del pozo; tarea impo-sible de realizar con técnicas estándar y tuberíaflexible en estas terminaciones largas y complejas.

El objetivo de la prueba de campo era elPozo H-1 que incluía un solo tramo lateral de1,169 m [3,835 pies] de longitud, perforado a tra-vés de la formación carbonatada Khuff. Se planifica-ron tres etapas de fracturamiento. El primer orificiode fracturamiento fue abierto adelante del trata-miento ejerciendo presión sobre la herramienta deservicio y se efectuó una prueba de inyección deflujo escalonado (step-rate injection test) para es-tablecer los parámetros de fracturamiento. La pri-mera etapa del tratamiento se efectuó a través de latubería de producción, con una tasa de bombeo má-

xima de 94 bbl/min [15 m3/min] y una presión detratamiento de 11,700 lpc [80.66 MPa]. En total, sebombearon 63.2 m3 [16,700 galones] de fluidos detratamiento, incluyendo el ácido y el pre-colchón.

Luego se dejó caer una bolilla de 2.5 pulgadas dediámetro, se abrió el segundo orificio de fractura-miento, y se bombearon 734.4 m3 [194,000 galones]de fluido de tratamiento, a razón de 100 bbl/min[15.9 m3/min] y con una presión de 11,580 lpc[79.84 MPa]. La etapa final de 243,222 bbl [38,648 m3]fue bombeada después de dejar caer una bolillade 2.75 pulgadas y luego de abrir los orificios defracturamiento.

El pozo fue limpiado durante un período deflujo de 54 horas. Su desempeño se comparó conlos de los Pozos H-2 y H-3, dos pozos horizontalesvecinos productores de gas, sin estimular, que mos-traron resultados similares a los del Pozo H-1 du-rante sus períodos de reflujo. También mostraronun mejor nivel de desempeño en el campo cuandofueron puestos en producción por primera vez. Porotro lado, el espesor productivo neto abierto al flujoes seis veces superior en el Pozo H-2 y tres vecesen el Pozo H-3, que en el Pozo H-1. Además, tantoel Pozo H-2 como el Pozo H-3, poseen una permea-bilidad y porosidad más altas que el Pozo H-1.

Sin embargo, la comparación del desempeño delos tres pozos durante el período de flujo inicial in-dica que los Pozos H-1 y H-2 fueron los mejores pro-ductores, con una tasa similar de 1.84 millón dem3/d [65 MMpc/d]. Sin embargo, el Pozo H-2 logróla misma tasa con una presión de flujo en boca de

pozo más alta, lo que indica que su desempeño fuemejor que el del Pozo H-1. El Pozo H-1 estimuladoprodujo con una tasa más alta que el Pozo H-3, conpresiones de flujo en boca de pozo similares.

Una mezcla de tecnologíasLa divergencia y el aislamiento mecánico quebrinda este tipo de sistema también pueden sercomplementados con la divergencia química.

Kuwait Oil Company (KOC) utilizó una combi-nación de empacadores para agujero descubierto,orificios de fracturamiento y químicos para reac-tivar un pozo horizontal productor de petróleo,perforado en el Campo Sabriyah, cuya producciónse había reducido a cero inmediatamente despuésde terminado el pozo en el año 2004 (arriba).14

KOC también optó por el servicio StageFRACporque su sistema de aislamiento mecánico perma-nece activo durante toda la vida productiva delpozo y puede utilizarse en el futuro para aislar cier-tas zonas en las que está previsto que tarde o tem-prano sufran irrupción de agua. Se utilizó el ácidoclorhídrico concentrado [HCl] SXE SuperX para lo-grar un grado de penetración profundo y un mejornivel de conductividad de la fractura creada por elácido. Este fluido de tipo emulsión es un sistemade HCl viscoso y altamente retardado, diseñadopara superar los problemas de penetración delácido a la hora de estimular yacimientos con tem-peraturas de más de 121°C [250°F]. El ácido clor-hídrico estándar reacciona tan rápido a altastemperaturas, que es imposible que penetre, o ex-

14. Al Mutawa M, Al Matar B, Rahman YA, Liu H, Kelkouli R yRazouqi M: “Application of a Highly Efficient MultistageStimulation Technique for Horizontal Wells,” artículo SPE 112171 presentado en el Simposio y Exhibición Internacional sobre Control del Daño de Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, 13 al 15 de febrero de 2008.

> Tratamiento de los pozos perforados a través de la Formación Mauddud. En base al modelo petrofísicodel yacimiento, se seleccionaron cuatro intervalos en las formaciones Mauddud C2 y Mauddud D (rojo)del Campo Sabriyah para un tratamiento de estimulación (inserto). La permeabilidad de la formaciónen estas zonas oscila entre 5 y 100 mD a través de la sección. Con la tecnología StageFRAC y losarreglos de empacadores para agujero descubierto, los cuatro intervalos (rojo) del pozo horizontal de 781 m [2,562 pies], terminado en agujero descubierto, fueron compartimentalizados en seis zonas(azul) en base al contraste de permeabilidades. La terminación permanente permitió obtener tasas de producción que superaron en más de cinco veces el promedio del campo.

8,000

7,000

6,000

5,000

4,000

0 500 1,000 1,500 2,000

Colocación radial, pies

2,500 3,000 3,500 4,000

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

(TVD

), pi

es

Punto de comienzo de la desviación,6,254 pies de profundidad medida (MD)

Profundidad de asentamiento del liner de7 pulgadas, 8,162 pies MD, 7,601 pies TVD

Zona 5 Zona 4 Zona 2Zona 6 Zona 3

Mauddud C Mauddud C2 Mauddud D

Mauddud B

9,950 a 10,450 pies9,640 a 9,050 pies

9,460 a 9,550 pies9,000 a 9,330 pies

Zona 1

Profundidadtotal (TD) =10,520 pies

cave, más que unas pocas pulgadas en la forma-ción antes de volverse ineficaz. La penetraciónprofunda del ácido activo puede lograrse sola-mente si se retarda la velocidad de reacción delácido.

Además, se utilizó el Ácido Divergente Viscoe-lástico VDA para asegurar la cobertura completaa través de cada zona.15 Cuando se consume, esteácido desarrolla rápidamente un alto grado de vis-cosidad en sitio y se vuelve auto-divergente. El in-cremento de viscosidad sirve como una barrerapara reducir el desarrollo de agujeros de gusanosdominantes en la formación y permite el movi-miento de los fluidos para estimular otras zonassin tratar. Al hacerlo, garantiza el tratamiento através de toda la zona objetivo.

Se estimularon seis zonas en tres horas y elpozo fue puesto a fluir inmediatamente despuésde terminado el tratamiento. La combinación detecnologías permitió la estimulación exitosa de unpozo que exhibía un contraste de permeabilidad de20 a 1 entre las capas, utilizando un equipo de re-paración de pozos en vez de una unidad de perfora-ción más cara. El pozo entero fue puesto enproducción de inmediato, obteniéndose un 100% depetróleo crudo en dos horas. La medición estabili-zada indica una producción natural sostenida demás de 10,000 bbl/d [1,590 m3/d] de petróleo; elquíntuplo del promedio del campo y el triple queel mejor pozo del campo.

Control en tiempo realEn las operaciones de fracturamiento hidráulico,también se está utilizando la divergencia química.A través de la utilización de fluidos divergentesque se degradan completamente después del tra-tamiento, es posible estimular numerosas zonasen una operación continua sin utilizar herramien-tas de divergencia. La experiencia reciente ha de-mostrado que este método de divergencia resultaparticularmente adecuado para el tratamientopor fracturamiento hidráulico de las formacionesde lutita con gas. En casi todos los casos, los pozosperforados en formaciones de lutita con gas debenser fracturados hidráulicamente para producircantidades significativas de gas (arriba). Muchosde los pozos de gas de lutita nuevos y más profun-dos son horizontales y su fracturamiento puederepresentar una porción considerable de los cos-tos de terminación.

Habitualmente, debido al costo elevado de lasprácticas de fracturamiento de múltiples etapas,los pozos horizontales de gas de lutita han sido li-mitados a entre dos y cuatro grupos de disparos porcada 152 m [500 pies] de sección lateral. Esto sig-nifica que un pozo lateral de 2,000 pies, por ejem-plo, sería tratado en cuatro etapas solamente, através de 8 a 16 zonas de entrada, dejando aproxi-madamente un 90% del pozo sin tocar. El procedi-miento óptimo de fracturamiento de formacionesde gas de lutita implicaría, por el contrario, 40 o

más etapas más pequeñas, agrupando las fracturaslo más cerca posible una de las otras.16

Si se combina con el monitoreo de la fracturaen tiempo real, la divergencia química puede utili-zarse para controlar la propagación de la fracturaa medida que ésta se genera. Con la categoría diná-mica de sistemas de tratamiento del servicio Con-tact, los ingenieros utilizan el servicio StimMAPpara rastrear la creación de la fractura o el refrac-turamiento a medida que se bombea el sistema yluego comparar los resultados con el resultado es-perado. Si la fractura se está desviando de su cursodeseado—amenazando, por ejemplo, con ingresaren una zona de agua—los ingenieros pueden bom-bear un agente divergente químico, tal como el delservicio de divergencia efectiva DivertaMAX parael fracturamiento hidráulico de múltiples etapas,con el fin de redirigirla. Las lechadas que contie-nen el fluido DivertaMAX constituyen una combi-nación de materiales degradables que puedenbloquear temporariamente las fracturas, producirla divergencia del flujo de fluido e inducir la crea-ción de fracturas locales y en el pozo.

Esta estrategia es particularmente útil en losplays de gas de lutita en los que el refractura-miento parecería ser una solución obvia para losperfiles de producción que experimentan caídas rá-pidas. Quizás el más activo de estos yacimientos, laFormación Barnett Shale de la Cuenca Fort Worthen el norte de Texas, es un yacimiento complejoen el que la declinación promedio de la produc-ción del primer año es superior al 50%. Como re-sultado, muchos de estos pozos—normalmentepozos horizontales con múltiples fracturas hidráu-licas transversales colocadas a través del yaci-miento—necesitan ser refracturados a los cincoaños de haber sido terminados. Pero los aspectoseconómicos dictaminan que esto debe realizarseen forma más eficaz que la que es posible con lostratamientos tradicionales de fracturamiento demúltiples etapas en los que se requiere un equipode terminación de pozos.

16 Oilfield Review

15. Para obtener más información sobre tratamientos deestimulación con ácido viscoelástico, consulte: Al-AnziE, Al-Mutawa M, Al-Habib N, Al-Mumen A, Nasr-El-DinH, Alvarado O, BradyM, Davies S, Fredd C, Fu D, LungwitzB, Chang F, Huidobro E, Jemmali M, Samuel M y SandhuD: “Reacciones positivas en la estimulación de yacimientos carbonatados,” Oilfield Review 15, no. 4 (Primavera de 2004): 30–47.

16. Unconventional Gas: Shale Gas,” www.unbridledenergy.com/assets/pdf/About_Shale_Gas.pdf (Se accedió el 2 dejunio de 2008).

17. Seale R: “An Efficient Horizontal Open Hole Multi-StageFracturing and Completion System,” artículo SPE 108712,presentado en la Conferencia y Exhibición Internacionaldel Petróleo de la SPE, Veracruz, México, 27 al 30 dejunio de 2007.

18. http://www.slb.com/content/services/solutions/reservoir/unconventional_gas_4.asp (Se accedió el 12 de junio de 2008).

19. http://www.gfz-potsdam.de/portal/ ?$part=CmsPart&$event=display&docId=2022464&cP=sec43.quicksearch (Seaccedió el 30 de junio de 2008).

>Mejoramiento de la producción de pozos de gas de lutita. La creación defracturas transversales en pozos horizontales incrementa considerablementeel contacto con la formación de lutita que contiene gas. Las fracturastransversales (púrpura) son aquellas cuya dirección es perpendicular alpozo. Se crean mediante la perforación del pozo en la dirección de losesfuerzos horizontales mínimos. Las fracturas longitudinales (verde) sonparalelas al pozo y resultan del fracturamiento de pozos perforados en ladirección de los esfuerzos horizontales máximos.

TransversalLongitudinal

Esfuerzo vertical

Superficie

Esfuerzo horizontalmínimo σh, min

Esfuerzo horizontal máximo, σH, max

Otoño de 2008 17

Un operador se encontró frente a este escenarioen un pozo de la Formación Barnett Shale que ini-cialmente produjo aproximadamente 62,300 m3/d[2.2 MMpc/d]. En menos de cuatro años, la pro-ducción se había reducido a menos de 14,200 m3/d[500 Mpc/d]. Luego, el monitoreo microsísmico delos tratamientos de estimulación originales revelóuna oportunidad considerable para incrementarel contacto con la formación.

El operador empleó el servicio DivertaMAX, jun-tamente con el sistema StimMAP, como alternativaa los métodos tradicionales prohibitivamente carosque utilizan tapones puente y empacadores en unaherramienta de servicio para lograr el aisla-miento. En base a las tasas de declinación medi-das posteriores al tratamiento, el operador estimaque la inversión en torno a la estrategia de combi-nación se recuperará a los seis meses del trata-miento de estimulación. Más importante aún, estáprevisto que las reservas recuperables se incre-menten en un 20% durante un período de 20 años.

Otro pozo perforado en la Formación BarnettShale fue terminado en enero de 2005 y un año des-pués experimentó una caída de su producción, pa-sando de aproximadamente 56,640 m3/d [2 MMpc/d]a la mitad de ese valor. Los datos microsísmicosindicaron que se había efectuado un tratamientode estimulación menos que óptimo durante la ter-cera y cuarta etapas del tratamiento original delpozo. Los registros de producción, corridos enmayo de 2006 y septiembre de 2007, también mos-traron que una porción significativa de la seccióndel talón del pozo no estaba produciendo, lo que

redujo el régimen de producción a la mitad, esdecir nuevamente 500 Mpc/d.

Los ingenieros de la compañía decidieronefectuar un tratamiento de fracturamiento de unasola etapa para estimular la sección del pozo co-rrespondiente al talón. Las etapas de divergenciaDivertaMAX fueron bombeadas para permitir elmovimiento del punto de entrada de la fractura alo largo del tramo lateral. Durante el tratamiento,se bombearon tapones de divergencia en base ala retroinformación provista por el servicio de mo-nitoreo StimMAP Live (arriba). Después del trata-miento, la producción se incrementó de inmediato,pasando de 500 a 1.2 MMpc/d [34,000 m3/d], y seprevé que la recuperación de la inversión tendrálugar en nueve meses. Además, se estima que eltratamiento posee el potencial para incrementarlas reservas recuperables en 22 millones de m3

[800 MMpc].

Gas de lutita: el próximo desafíoEstimulada por los bajos precios del petróleo dela década de 1980, la industria del petróleo y elgas desarrolló rápidamente nueva tecnología quele permitió perforar pozos direccionales y de al-cance extendido, más largos y más intricados. Ini-cialmente, este esfuerzo se centró en incrementarel contacto del pozo con la formación en yaci-mientos naturalmente fracturados que producíanpor flujo natural.17 Hoy, la mayoría de esas oportu-nidades han sido, o están siendo, explotadas y losoperadores deben procurar cada vez más la com-binación de los beneficios del contacto extensivo

con las formaciones y el fracturamiento hidráu-lico para lograr tasas de producción económicasen sus pozos horizontales.

Si bien esa estrategia se está aplicando en mu-chos tipos de yacimientos de baja permeabilidad,tanto nuevos como maduros, el objetivo más tenta-dor para su aplicación hoy quizás resida en los yaci-mientos de gas de lutita. Alguna vez ignoradas porlos operadores que buscaban plays más sencillos yretornos más rápidos sobre su inversión, actual-mente estas formaciones gasíferas compactas estánincrementando las reservas de gas natural de EUA.En el año 2007, de acuerdo con la Administraciónde Información Energética de EUA, 3.6 x 1012 m3

[1.3 x1011 Mpc] de gas de lutita eran técnica-mente recuperables de los yacimientos de EUA. Eldesafío consiste en liberarlos.18

Además, debido a la tecnología que se está de-sarrollando y probando en EUA, es probable que losyacimientos gasíferos compactos pronto agreguenun volumen significativo de reservas a nivel mundial.Si bien aún no se conoce ningún emprendimientorelacionado con el gas de lutita fuera de Américadel Norte, las reservas mundiales es estiman enmás de 453 trillones de m3 [16,000 Tpc] de gas.19

La clave para desarrollar este potencial resideen terminar los pozos largos y de alto ángulo demanera eficiente. Tecnológicamente, eso significacolocar los tratamientos en forma óptima y pre-cisa en cada zona objetivo, a lo largo de toda la ex-tensión del pozo, monitoreando y modificando laoperación en tiempo real y haciéndolo todo a uncosto y en un tiempo mínimos. —RvF

Dist

anci

a, p

ies

Distancia, pies–1,500 –750 0–3,000 –2,250

–2,250

–1,500

–750

0

Dist

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>Monitoreo de la divergencia. Habitualmente, la rápida declinación de la producción en la Formación Barnett Shale se atribuye a la estimulación defi cien te de la sección correspondiente al talón (extremo inferior derecho de las figuras) del tramo lateral, talcomo lo capta este perfil de monitoreo microsísmico StimMAP (izquierda). En este caso, un tratamiento posterior que incorporó la tecnología de fracturamiento y divergencia DivertaMAX garantizó la cobertura completa de todas las zonas. El monitoreo de los datos microsísmicos de los tratamientos de fracturamiento en tiempo real StimMAP Live indicó que se había reestimuladouna sección grande de la fractura original, además de un 25% aproximadamente del tramo lateral nuevo tratado (derecha).

18 Oilfield Review

El manejo de un recurso precioso

Bill BlackVancouver, Columbia Británica, Canadá

Mohamed DawoudAgencia Ambiental – Abu DhabiAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Rolf HerrmannAbu Dhabi

Didier LargeauDelft, Países Bajos

Robert MalivaFort Myers, Florida, EUA

Bob WillSacramento, California, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Martin Draeger, Waterloo, Ontario, Canadá;Thomas Missimer, Fort Myers, Florida; y Dominique Pajot,París.AIT (generador de Imágenes de Inducción de Arreglo),AquaChem, AquiferTest Pro, CMR (herramienta deResonancia Magnética Combinable), CTD-Diver, Diver, Diver-NETZ, DSI (generador de Imágenes Sónico Dipolar),ECLIPSE, ECS (sonda de Espectroscopía de CapturaElemental), FMI (generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), Hydro GeoAnalyst, MDT (ProbadorModular de la Dinámica de la Formación), Petrel, PlatformExpress, RFT (Multiprobador de Formaciones), RST(herramienta de Control de Saturación del Yacimiento) yWestbay son marcas de Schlumberger.

Agua saladade los océanos

97.4%

Agua superficial0.3%Otras fuentes0.9%Aguasubterránea30.1%Capas de hieloy glaciares68.7%

Agua dulce2.6%

Muchos lugares del mundo experimentan desequilibrios estacionales o a largo plazo

entre la oferta y la demanda de agua dulce. Los recursos de agua subterránea son cada

vez más requeridos para compensar una proporción mayor de estas insuficiencias. Con

el fin de ayudar a administrar y sustentar el aprovisionamiento seguro de agua

subterránea, los responsables de manejar los recursos hídricos están recurriendo

a la tecnología avanzada de adquisición de registros geofísicos—en gran parte

promovida en el campo petrolero—en combinación con las técnicas innovadoras

de monitoreo y muestreo de fondo de pozo.

Otoño de 2008 19

Dado el balance de los recursos hídricos de nues-tro planeta, es sorprendente que alguna vez haya-mos tenido suficiente agua para beber. Si bien laTierra se conoce como el “planeta agua,” la mayorparte de ese volumen de agua no es bebible. Cu-briendo aproximadamente un 70% de la superfi-cie terrestre, alrededor de un 97.4% del agua esagua salada; es decir, un total de tan sólo 2.6% deagua dulce. La mayor parte de esa agua dulce esen gran medida inaccesible, ya que se encuentracongelada en las capas de hielo y los glaciares;una parte considerable de la porción restanteyace en el subsuelo.

En la mayoría de los casos, el agua no viene anosotros—o bien nosotros vamos a ella o diseñamosformas de que llegue a nuestros grifos o válvulas.La mayor parte de la población del mundo—apro-ximadamente un 60% y con tendencia creciente—vive cerca de áreas costeras, mientras que muchosde quienes habitan en el interior tienden a asen-tarse cerca de fuentes de agua superficiales, talescomo arroyos, lagos y manantiales. Con el creci-miento poblacional y los incrementos asociados alconsumo de agua local, al uso industrial y la de-manda agrícola, los recursos hídricos de estas lo-calizaciones están cada vez más sujetos a procesosde agotamiento, degradación ambiental y polución.Los asuntos demográficos, la infraestructura, la po-lución y las sequías crean el marco adecuado paraun amplio abanico de problemas, que en última ins-tancia afectan la disponibilidad y la distribución deuno de nuestros recursos más valiosos.

Una solución obvia consiste en guardar este re-curso; esto es, almacenar el agua cuando es abun-dante para utilizarla cuando no lo es. Esta solucióntrae a la palestra un interrogante importante: asaber, ¿cómo almacenar el agua para lograr unnivel de recuperación máximo? Los embalses desuperficie, los estanques de retención de agua ylos lagos pierden agua con la evaporación o pue-den volverse no potables a través de la contamina-ción con agentes contaminantes. Además, el aguaalmacenada en tanques puede deteriorase consi-derablemente con el tiempo debido al desarrollobacteriano. Y, si bien los tanques de almacena-miento superficial constituyen una alternativa,tienden a ser caros, están sujetos a fallas estructu-rales potenciales y resultan vulnerables a los de-sastres naturales o artificiales.

Otro enfoque consiste en almacenar el excesode agua en los acuíferos de agua subterránea exis-tentes durante la estación de las lluvias (habitual-mente, los meses de invierno cuando el suministrode agua superficial excede la demanda) paraluego extraerla en los períodos de sequía. Este en-foque, conocido como almacenamiento y recupe-ración en acuíferos (ASR) o recarga artificial

(AR), es en cierta medida análogo al almacena-miento subterráneo de gas; en este caso, un em-balse (o acuífero) conocido se llena con aguadulce en lugar de gas natural.1 La capacidad delalmacenamiento en acuíferos es una ventaja claracon respecto a los tanques de almacenamiento desuperficie; en el caso de ciertos acuíferos, esta ca-pacidad puede alcanzar miles de millones de ga-lones de agua. Los sistemas de acuíferos puedenmantener el agua almacenada en el subsuelo du-rante varios años, protegiéndola de la evaporacióny conservando al mismo tiempo su buena calidad.En la superficie, a menudo se pueden colocar pozosde agua donde más se necesitan y, como la insta-lación de superficie ocupa poco espacio, es posi-ble minimizar los costos de adquisición de tierras.Mediante el almacenamiento de estos grandes vo-lúmenes de agua en el subsuelo, se reduce la ne-cesidad de construir y mantener grandes embalsessuperficiales.

Los embalses subterráneos pueden ser carga-dos, o posteriormente recargados, a través de lainyección de agua en el fondo del pozo. En un pro-ceso similar al utilizado en el campo petrolero, elproceso de inyección requiere un pozo para colo-car el agua en un embalse del subsuelo. Si el acuí-fero es de tipo no confinado, sin barreras de bajapermeabilidad o acuitardos que podrían impedirel flujo de agua entre la superficie del terreno y elnivel de agua libre, también puede ser cargado através de la percolación descendente del agua su-perficial. El proceso de percolación implica la dis-persión del agua por el terreno en estanquessomeros, permitiendo luego su infiltración en lacapa freática subyacente. En otros casos, el flujode los ríos es alterado para prolongar la exposi-ción entre el río y su lecho, lo que hace que el

agua se filtre en el terreno en lugar de fluir hastaencontrarse finalmente con el océano.

El agua que se inyecta o se dispersa por el te-rreno necesita provenir de algún lugar. El aguadulce natural sería la mejor opción, pero normal-mente su volumen no es suficiente para sustentaresta operación durante todo el año. Por ejemplo,ciertas zonas de las regiones ecuatoriales de bajalatitud poseen una estación invernal de lluvias—a menudo caracterizada por una superabundan-cia de agua—que no compensa la estación estivalmucho más seca. En las latitudes levemente másaltas, las zonas subtropicales tales como las deMedio Oriente pueden ser tan áridas que las pre-cipitaciones prácticamente no se incluyen en laecuación correspondiente al uso del agua. Estasáreas desérticas probablemente experimentensólo una fracción de pulgada de lluvia por año.Otras, tales como la zona del sur de California,pueden tener acceso al agua que se importa a tra-vés de los acueductos pero son motivadas a mini-mizar el consumo debido al costo elevado de estaagua importada.

En cada caso, los responsables de los recursoshídricos complementan el agua almacenada en losacuíferos con agua “nueva” o destinada a otros fines(arriba). En Medio Oriente y en otros lugares, estaagua nueva se obtiene a través de la desaliniza-ción, a medida que las autoridades responsablesde los recursos hídricos remueven la sal del aguade mar o del agua subterránea salobre producidapor los pozos de agua. Para complementar el agua

1. Para obtener más información sobre el almacenamientosubterráneo de gas, consulte: Brown K, Chandler KW,Hopper JM, Thronson L, Hawkins J, Manai T, Onderka V,Wallbrecht J y Zangl G: “Tecnología de pozosinteligentes en el almacenamiento subterráneo de gas,”Oilfield Review 20, no. 1 (Verano de 2008): 4–19.

> Fuentes de agua dulce. Si bien muchos creen que nuestros suministrosde agua dulce provienen de las precipitaciones, el derretimiento de lasnieves o los manantiales subterráneos, el manejo de los recursos hídricosa menudo requiere una combinación de fuentes para recuperar las aguascon fines de uso doméstico, agrícola e industrial.

Usuario

Aguasubterránea

Agua residualtratada

Aguadesalinizada

Flujos desuperficie

Fuentes de agua

Almacenamientosuperficial

Almacenamientosubterráneo

importada que se envía al sur de California poracueducto, los administradores de los recursos hí-dricos tratan el agua residual, filtrándola y desin-fectándola para que satisfaga las normas de aguapotable antes de que ingrese en el acuífero por bom-beo. Cada situación requiere un enfoque centradoen el agua utilizada para recargar los acuíferos.

El agua inyectada o filtrada afecta al agua sub-terránea nativa contenida dentro del acuífero. Elagua recién introducida tiende a desplazar al aguanativa contenida en el acuífero, creando una bur-

buja neta de agua dulce rodeada por una zonatapón protectora de aguas mixtas (arriba). Estazona tapón exhibe un contraste de densidad gra-dacional, entre el agua nativa y el agua inyectada,causado por las diferencias de formulación quí-mica y sólidos disueltos presentes en cada cuerpode agua.

Como sucede con el almacenamiento de gas,los embalses subterráneos deben ser conocidosexhaustivamente en términos de heterogeneidad,condiciones de borde, geoquímica, propiedades

hidráulicas y calidad del agua. Este conocimientose logra a través de estudios hidrogeológicos, estu-dios de geofísica de superficie, perforación y geo-física de pozo, pruebas de desempeño de acuíferos,y mediante el monitoreo y muestreo local deta-llado del agua con el tiempo. El modelado y la si-mulación numérica del agua subterránea ayudana delinear espacialmente el acuífero, caracterizarlas velocidades de entrada (recarga) y salida (des-carga), y pronosticar la respuesta del sistema alos diversos esfuerzos.

Embalses subterráneos, fluidos producidos,procesos de inyección de agua, registros de pozos,muestras de fluidos y modelos computacionalesson conceptos no exclusivos de la industria hí-drica. Existen muchas similitudes obvias entre losconceptos geofísicos, geológicos y de ingenieríaque se relacionan indistintamente con la produc-ción de petróleo y gas y con la producción de agua.De hecho, la historia de la producción de petró-leo y gas está colmada de campos que producenmás agua que hidrocarburos.2

Con la experiencia adquirida en la medición yla caracterización de yacimientos y fluidos delsubsuelo para la industria del petróleo y el gas,Schlumberger también está centrando su atenciónen un tipo diferente de depósito, con el propósitode ayudar a los responsables de los recursos a eva-luar, monitorear y cuidar el agua subterránea. Através de inversiones en personal y tecnología, lacompañía ha generado un portafolio de conoci-mientos técnicos especializados en evaluación,caracterización y monitoreo de acuíferos y en elmanejo de los recursos de agua subterránea (iz-quierda, extremo inferior). A lo largo de los años,Schlumberger ha llevado a cabo diversos proyec-tos para ayudar a satisfacer las demandas futurasde agua en seis continentes. Los ingenieros, hi-drogeólogos y geofísicos de Schlumberger se en-frentan rutinariamente con los desafíos asociadoscon los sistemas ASR, el manejo de los recursoshídricos, el manejo del agua subterránea de zonascosteras, el monitoreo del agua subterránea y lassoluciones para las minas y los sitios ambientalessensibles, relacionados con el agua.

Este artículo describe algunos de los proble-mas que afectan la búsqueda de agua potable y lastecnologías utilizadas para mantener nuestroabastecimiento de agua. Algunos estudios decasos de los Emiratos Árabes Unidos y EUA escla-recerán ciertos problemas singulares con que seenfrentan los responsables de los recursos hídri-cos y las tecnologías que emplean para adminis-trar y preservar este preciado recurso.

20 Oilfield Review

> Zona tapón. Una burbuja de agua dulce inyectada es rodeada por unazona tapón donde las diferencias de densidad y de sólidos disueltos totalesentre el agua inyectada y el agua nativa, tienden a disiparse.

Profundidad típica de 60 a 900 m

Cabezal de pozo

Zona tapón(zona intermedia) Agua dulce inyectadaAgua

nativa

> Historia de las adquisiciones. A fines de siglo, Schlumberger puso en marcha un programa paraexpandir sus conocimientos técnicos especiales y sus capacidades en el área de los servicioshidráulicos.

2000

Año

Westbay: desarrolló terminaciones de múltiples niveles, junto con sondas de presión y muestreo para lacaracterización detallada y el monitoreo de acuíferos complejos profundos

Compañía adquirida

2001 Van Essen Instruments: desarrolló registradores de datos, libres de mantenimiento para las redes demonitoreo del agua subterránea

2001 Saracino-Kirby-Snow: proporcionó servicios de consultoría especializados en uso conjuntivo, depósito de aguasubterránea y protección de la calidad del agua subterránea

2005 Waterloo Hydrogeologic: desarrolló software ambiental centrado en el manejo de datos, el análisis de datos,y el modelado y la visualización del agua subterránea

2007 Missimer Groundwater Science: proporcionó servicios de consultoría con conocimientos técnicos especialesrelacionados con el diseño de campos de pozos, el modelado del agua subterránea, la evaluación de losrecursos hídricos y el almacenamiento y la recuperación de agua en acuíferos

2007 Water Management Consultants: proporcionó servicios de consultoría especializados en informes ambientalesde referencia, estudios de impacto ambiental y desagüe de minas con personal especializado en hidrogeología,ingeniería civil, hidráulica y geoquímica

Otoño de 2008 21

Evaluación de acuíferosLa calidad de los acuíferos varía considerable-mente entre un embalse y otro. En ella incidentanto la geología—que puede variar de gravas yarenas someras a rocas y cársticos fracturadosprofundos—como la calidad del agua, que oscilaentre dulce, salobre y salina.3 Para comprender ypronosticar el comportamiento de los sistemassubterráneos de almacenamiento y extracción, sedeben medir y delinear con precisión numerosascaracterísticas de los acuíferos.

La valoración de los acuíferos requiere unaevaluación multidimensional de la geología local yregional, la hidrogeología y la hidrología. Tanto laroca a través de la cual se desplaza el agua, comola roca en la que será almacenada, afectan las pro-piedades del agua subterránea nativa. Los hidro-geólogos necesitan caracterizar exhaustivamentela cuenca que rodea al acuífero y la tectónica re-gional que conformó la cuenca para comprenderlos mecanismos de almacenamiento y flujo. Ade-más de analizar la composición química del aguasubterránea nativa, deben analizar el agua impor-tada y examinarla por la posible presencia de con-taminantes.

Los responsables de los acuíferos deben asegu-rar que cualquier volumen de agua importada satis-faga ciertos estándares de calidad para determinarla concentración, fuente y tipo de contaminante.Necesitan efectuar exámenes por la posible presen-cia de agentes de polución comunes, tales como elnitrógeno proveniente de la escorrentía de fertili-zantes, además de los contaminantes biológicosprovenientes de los residuos agrícolas, la escorren-tía de aguas pluviales o las aguas servidas. La com-posición química del agua importada debe serexaminada para determinar su compatibilidad conel agua subterránea nativa y su acuífero; las conse-cuencias de la incompatibilidad pueden variardesde la depositación de minerales hasta el tapona-miento u otro tipo de degradación del acuífero(arriba a la derecha). Por otro lado, ciertas reac-ciones pueden mejorar efectivamente la calidaddel agua almacenada mediante la reducción de lasconcentraciones de compuestos orgánicos y micro-organismos. Este mejoramiento de la calidad delagua se considera un subproducto natural del al-macenamiento subterráneo de agua.

Las muestras de agua solas no proveen sufi-ciente nivel de detalle para evaluar la viabilidadde los esquemas de almacenamiento en acuíferos,de modo que la geofísica de pozo y superficie de

alta resolución desempeña un rol cada vez másimportante en la caracterización de acuíferos. Lasemejanza entre las tecnologías de evaluaciónpara los campos petroleros y los campos de pozosde agua subterránea crece a medida que las téc-nicas de medición y evaluación de yacimientos,desarrolladas para la industria del petróleo y elgas, están siendo adaptadas para evaluar los re-cursos de agua subterránea.4 Desde los albores delos métodos de adquisición de registros con cable,la búsqueda de petróleo y gas se ha vinculado ín-timamente con la detección de agua. De hecho,los fundamentos de la petrofísica de campos pe-troleros se asentaron en gran medida en los cálcu-los de saturación de agua (Sw), basados en lasmediciones del potencial espontáneo y la resisti-vidad de las formaciones obtenidas de los regis-tros adquiridos con cable. Originalmente, lospetrofísicos de campos petroleros calculaban elvalor de Sw para determinar el porcentaje del es-pacio poroso de una roca que se encontraba satu-rado con agua. A partir de este porcentaje, podíaninferir que el espacio poroso restante estaba ocu-pado con hidrocarburos.

Antes, entre la industria petrolera y la indus-tria hídrica existía una brecha en la tecnología demedición. Esa brecha tecnológica fue generada engran parte por el valor de mercado relativamentebajo asignado al agua: en tanto y en cuanto el agua

fuera barata y abundante, no existía ningunajustificación económica para la aplicación de en -foques de alta tecnología al desarrollo de los re-cursos de agua subterránea. Esta brecha se estácerrando gradualmente a medida que los recursosde agua dulce de fácil acceso se vuelven escasos yse necesitan suministros de agua alternativos paraatender a las crecientes demandas. Un programabásico de adquisición de registros geofísicos depozo para un proyecto de campo, probablementesólo necesite un registro calibrador, otro de rayosgamma y resistividad, un registro de inyectividady quizás un registro sónico. Esto constituye unaserie común de registros para la mayoría de lascompañías de adquisición de registros de pozosde agua. Para una caracterización de acuíferosdetallada, se requiere una serie más avanzada deregistros. Las herramientas de adquisición de re-gistros de Schlumberger, alguna vez destinadasexclusivamente al área petrolera, están siendoutilizadas cada vez con más frecuencia para eva-luar la heterogeneidad de los embalses de aguasubterránea, la calidad del agua y los componen-tes hidráulicos de los acuíferos.

Los estudios de factibilidad ASR utilizan unaamplia variedad de datos, la mayor parte de loscuales pueden obtenerse a través de medicionesde geofísica de superficie y geofísica de pozo, ob-teniéndose el resto a través de operaciones de

2. Arnold R, Burnett DB, Elphick J, Feeley TJ III, Galbrun M, Hightower M, Jiang Z, Khan M, Lavery M, Luffey F y Verbeek P: “Manejo de la producción de agua: Deresiduo a recurso,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 30–45.

3. La topografía cárstica es un tipo de topografía formada através de la disolución de las rocas carbonatadas. Lasfosas de hundimiento, las cavernas y las superficies conmarcas de tipo viruela son características típicas de lastopografías cársticas.

> Interacciones potenciales de los fluidos en los sistemas ASR. Los responsables del agua subte rrá -nea deben asegurar que la química de fluidos del agua inyectada sea compatible con la del acuífero.La incompatibilidad puede generar efectos no deseados y reducir la eficiencia de la recuperación del sistema en general.

Lixiviación de oligoelementos, tales como el arsénico, el molibdeno, el níquel y el uranio, incorporados o absorbidos en minerales de sulfuro desestabilizados

Obstrucción debido al crecimiento de algas

Desequilibrio de los carbonatos

Causa Efecto

Introducción de oxígeno disuelto

Intercambio catiónico

Oxidación de materia orgánica

Reducción de la salinidad

Actividad biológica

Acumulación de incrustaciones y reducción de la permeabilidad asociada

Taponamiento debido a la precipitación de oxihidróxido de hierro

Reducción de la dureza e incremento de la concentración de sodio del agua almacenada

Disolución de minerales carbonatados e incremento de la permeabilidad

Dilatación y dispersión de las arcillas

Concentraciones diluidas de carbono orgánico disuelto y algunos subproductos de la desinfección

Reacciones rédox (de reducción-oxidación) transmitidas biológicamente

Incremento de las concentraciones de hierro y manganeso reducidos

4. El término campo de pozos, que es común para losprofesionales especialistas en agua subterránea, seutiliza para describir un área en la que se han instaladomás de un pozo y la tubería asociada con el propósito de inyectar, extraer o monitorear el agua subterránea.

perforación o de muestreo reales (izquierda). Másallá de la caracterización de las propiedades bási-cas de las formaciones, los responsables de losacuíferos necesitan datos geomecánicos, estruc-turales y geoquímicos para investigar un acuífero.Sobre la base de un marco de referencia básico,generado a partir de la litología, la estratigrafía yla estructura, se desarrollan modelos de flujo deagua subterránea y transporte de solutos queluego se pueblan con los datos del sistema deacuíferos obtenidos de una diversidad de fuentes.La distribución del tamaño de poros, la porosidadtotal y efectiva, la densidad volumétrica, la mine-ralogía, el espesor de las capas y las propiedadesmecánicas de las rocas pueden determinarse apartir de los datos de registros de pozos (próximapágina, abajo a la izquierda). La comprensión dela orientación y la permeabilidad de las fracturasy las fallas, que a menudo sirven como conductospara el flujo de fluido, es crucial para las evalua-ciones geomecánicas locales y regionales, y parael diseño de pruebas hidrológicas y redes de mo-nitoreo del agua subterránea. Si se combinan conlevantamientos de sísmica de superficie y levanta-mientos entre pozos, los datos de pozos, talescomo los provistos con un generador de ImágenesMicroeléctricas de Cobertura Total FMI, sirvenpara la determinación del tipo, la geometría y laorientación de las fracturas.

El esfuerzo local puede estimarse a partir delas mediciones de la ovalización por ruptura de lapared del pozo, las fracturas inducidas por lasoperaciones de perforación y las pruebas de mini-fracturamiento. Otras propiedades geomecánicaspueden calcularse a partir de los datos de los re-gistros acústicos y de densidad. Estas propieda-des se utilizan para evaluar y pronosticar losesfuerzos regionales y locales pertinentes al di-seño del pozo y de la terminación, y para pronos-ticar la subsidencia o la deformación causada porel bombeo o la inyección del agua subterránea.

Las propiedades hidrogeológicas, tales como laconductividad hidráulica, la transmisividad y el co-eficiente de almacenamiento, la tasa de flujo ver-tical, la presión capilar y la presión de poro,revelan mucho acerca de cómo fluirá el aguasubterránea a través de un sistema de acuíferos.5

Igualmente importante resulta el hecho de queestas propiedades ayudan a los responsables de losacuíferos a caracterizar el transporte de contami-nantes. La calidad del agua subterránea es afec-tada por las concentraciones elementales, lamineralogía, la litología y la salinidad. Para medirestas concentraciones, se utilizan herramientas deadquisición de registros geoquímicos, tales comola sonda de Espectroscopía de Captura ElementalECS, para estimar la salinidad del agua subterrá-nea y medir la abundancia de los elementos que

22 Oilfield Review

> Registro de un acuífero. Una sección a través de un acuífero no confi na do,típica de los que se observan en los Emiratos Árabes Unidos, muestra eltope de una capa de agua libre (línea azul) por debajo de una zona arenosa,no saturada e hidráulicamente conductiva. Este acuífero ha sido divididoen tres zonas, como se demarca en la columna del registro de lodo corres -pondiente a la litología (Carril 3). La Zona 1, en la porción superior de lasección, exhibe la mejor combinación de litología, porosidad y permea bi -lidad (Carriles 3, 4 y 5, respectivamente). La Zona 2 muestra una reducciónde estas propiedades. La Zona 3, una zona de transición por encima de labase de la arcilla, exhibe cierta porosidad y baja permeabilidad; representaun cambio de facies neto en la base del acuífero. Por debajo de la Zona 3,un contacto erosivo, o discordancia, marca el tope de una capa de arcillasy lutitas (línea verde). Estos sedimentos de baja permeabilidad forman unacuitardo que impide el flujo del agua subterránea hacia las capas per mea -bles adyacentes.

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Base del acuífero

Tope del acuífero

Interpretación

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Se utiliza para determinar el rumbo y evaluar el echado (buzamiento) de la estratificación y las fracturas, y para evaluar la textura de las rocas o de los sedimentos

AITGenerador de Imágenes de Inducción de Arreglo

Obtiene la resistividad eléctrica de la formación a través de cinco profundidades de investigación intensamente enfocadas (que oscilan entre 10 y 90 pulgadas) para delinear la estratificación, evaluar la invasión de los fluidos de perforación y estimar la salinidad del agua de formación

DSIGenerador de Imágenes Sónico Dipolar

FMIGenerador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total

Produce imágenes 3D completamente orientadas de la resistividad eléctrica o las propiedades acústicas de la formación que rodea a un pozo

RSTHerramienta de Control de Saturación del Yacimiento

Mide la actividad espectral de los rayos gamma generada electrónicamente e inducida por neutrones, para determinar las fracciones de peso elementales de una serie de elementos clave que conforman la rocas

CMRHerramienta de Resonancia Magnética Combinable

Mide por resonancia magnética la respuesta del hidrógeno libre presente en el espacio poroso de una formación y se utiliza para evaluar la distribución del tamaño de poros, la porosidad efectiva, la porosidad total y la conductividad hidráulica

MDTProbador Modular de la Dinámica de la Formación

Recolecta muestras de fluidos, mide las presiones de los acuíferos, obtiene datos de permeabilidad y anisotropía, y provee pruebas de minifracturamiento hidráulico

Mide los tiempos de tránsito interválicos de las ondas compresionales y las ondas de corte, junto con la lentitud de las ondas de Stoneley, para determinar las anisotropías de los esfuerzos, las propiedades geomecánicas, la porosidad, la permeabilidad y la permeabilidad de las fracturas, y para calibrar los datos sísmicos de superficie

Herramienta Función

Otoño de 2008 23

conforman las rocas, tales como el silicio, el cal-cio, el hierro, el azufre, el carbono, el oxígeno, eltitanio y el aluminio.

La evaluación de acuíferos constituye un pro-ceso continuo, y una vez que un embalse de aguasubterránea se utiliza con fines de almacena-miento, los responsables de administrar los re -cursos hídricos deben vigilar el monitoreo y laidentificación de las condiciones que podríancomprometer la calidad del agua.

Monitoreo del agua subterráneaLas prácticas de monitoreo de los embalses deagua subterránea difieren sustancialmente de lasde los yacimientos de petróleo y gas. El monitoreodel agua subterránea utiliza redes de pozos de ob-servación no productivos, perforados y dedicadosexclusivamente a medir las condiciones del sis-tema hidrogeológico que podrían augurar cambiosen la calidad o la cantidad de agua subterránea.Las profundidades relativamente someras de lamayoría de los acuíferos hacen que la perforaciónde dichos pozos constituya una propuesta relativa-mente barata, y la necesidad crucial de los proce-sos de monitoreo para salvaguardar el suministrode agua convierte a estos pozos en una necesidadabsoluta. Si bien los pozos de producción de aguasubterránea también son monitoreados, los pozosde observación proporcionan acceso a puntos dis-tribuidos lateral y verticalmente por toda lacuenca hidrogeológica, proveyendo una red tridi-mensional que permite que los responsables de

los recursos hídricos examinen una amplia exten-sión del sistema general.

Una red de pozos de observación, colocada enlos flancos de uno o más pozos productores, puededetectar los cambios producidos en el sistema deagua subterránea para alertar a los responsablesde los recursos acerca de la existencia de amena-zas inminentes para el acuífero. Las redes de mo-nitoreo de agua subterránea pueden proveer datosbásicos para construir mapas de la distribuciónespacial y temporal de las diversas característicasdel agua y ayudar a identificar los cambios causa-dos a corto plazo en el flujo de agua subterráneapor el bombeo, la recarga natural y la descarga, yel uso agrícola e industrial. Los datos de los pozosde monitoreo proveen además una descripción deluso del agua en tiempo real, la cual puede resul-tar útil para garantizar el cumplimiento de lasnormativas por parte del usuario. Por último, elmonitoreo del agua subterránea es valioso paracalibrar los modelos computacionales del sistemahidrogeológico.

Un pozo de monitoreo básico consiste típica-mente en un agujero somero, perforado un pocomás allá de la profundidad requerida para moni-torear un intervalo específico del acuífero, y unatubería vertical de inyección o una tubería de re-vestimiento con un filtro (cedazo) ranurado (de-recha). La tubería vertical de inyección o la tuberíade revestimiento de 2.5 a 10 cm [1 a 4 pulgadas] dediámetro se baja en el pozo de manera que la sec-ción del filtro ranurado se posiciona en el inter-

valo a monitorear. Un filtro de grava redondeada oarena gradada se apisona alrededor del cedazo yel resto del pozo se sella con cemento o con unalechada de bentonita. El agua subterránea ingresaen el pozo entubado a través del filtro y sube por latubería de revestimiento hasta que la presión ejer-cida por la columna de agua equilibra la presióndel agua subterránea en el intervalo monitoreado.

La calidad del agua puede determinarse me-diante su bombeo ocasional desde el pozo y el aná-lisis de su composición química en un laboratorio.La presión de fluido del acuífero se monitorea me-diante la medición de la altura de la columna deagua en el pozo. El nivel del agua puede obtenersesencillamente bajando una cinta de medir en elpozo de observación y registrando la distanciaexistente entre la parte superior del pozo y elnivel del agua en el pozo entubado.

Hasta hace poco, los datos de mediciones delagua subterránea se obtenían manualmente. Estapráctica era lenta y requería un técnico de campoentrenado que visitara cada uno de los pozos delcampo, cuya superficie podía superar los 100 km2

[39 mi2]. La recolección de los datos se complicabaaún más en las zonas donde el acceso a los pozos

5. El coeficiente de almacenamiento es un porcentaje,integrado en profundidad, del volumen de aguasubterránea que puede ser liberado del almacenamientodebido a la despresurización de un acuífero confinado; se define como el volumen liberado del lugar dealmacenamiento por declinación unitaria de la cargahidráulica, por área unitaria del acuífero. La tansmisividades la conductividad hidráulica dividida por el espesorvertical del acuífero. Estas dos propiedades miden lacapacidad de un acuífero para descargar aguasubterránea.

> Serie avanzada de herramientas de adquisición de registros geofísicos de pozo. Actualmente, serecurre cada vez con más frecuencia a las herramientas de adquisición de registros, alguna vezreservadas para aplicaciones de petróleo y gas, para la caracterización precisa de los sistemas de agua subterránea.

> Diseño típico de un pozo de monitoreo. Insta la -ción de una tubería de revestimiento de clorurode polivinilo (PVC) de 10 cm [4 pulgadas] y de unfiltro de PVC en un agujero de 22 cm [81⁄2 pulgadas].

Empaquede grava

Filtro de4 pulgadas

Niveldel agua

Tope dela arcilla

Profundidadtotal

Lechada

Tubería derevestimientode 4 pulgadas

de observación o monitoreo se veía restringido porlas nevadas intensas, las inundaciones o la pre-sencia de terratenientes poco colaboradores. De-pendiendo de la aplicación, las mediciones podíanobtenerse una vez por semana en los mejores es-cenarios, o incluso una vez por temporada—o conmenos frecuencia—lo que se traducía en menorcantidad de puntos para establecer tendencias,diluyendo en última instancia el valor de los datos.

El proceso de recolección de los datos prove-nientes de los pozos de monitoreo se ha facilitadosignificativamente con la evolución de la tecnolo-gía de sensores. Un procedimiento de rastreo delos cambios del nivel de agua en los pozos de mo-nitoreo consiste en la instalación de un transduc-tor de presión a cierta profundidad por debajo dela superficie de la columna de agua. Las presionesmedidas por el transductor se utilizan para calcu-lar el nivel de agua. En el pasado, estos sensores

de presión se conectaban directamente a la su-perficie para permitir la visualización o el regis-tro de las presiones. No obstante, era necesariosuministrar energía al equipo de superficie, elcual podía ser objeto de vandalismo.

Para la década de 1990, los componentes elec-trónicos de fondo de pozo habían avanzado alpunto tal que en un pozo de monitoreo podía des-plegarse permanentemente una unidad autónomapequeña que tenía incorporados un sensor de pre-sión, un sensor de temperatura, una memoria dealmacenamiento de datos y la fuente de alimen-tación. El primero de esos paquetes de sensores,conocido como registrador automático de aguasubterránea Diver, fue desarrollado en los PaísesBajos por Van Essen Instruments. La familia deinstrumentos Diver, para el monitoreo a largoplazo de los parámetros de agua subterránea yagua superficial, demostró ser confiable y fácil deinstalar (izquierda). Los registradores de datosDiver pueden ser programados para registrar me-diciones de presión y temperatura en cualquiermomento que se especifique; lo que contrasta to-talmente con los datos obtenidos a mano.

Los registradores de datos están cobrando im-portancia en el manejo de los acuíferos costeros,donde se los utiliza para monitorear la salinidadcon el transcurso del tiempo. En estos acuíferos, lainterfase entre el agua dulce y el agua de mar seencuentra en estado de equilibrio dinámico, des-plazándose hacia atrás y hacia adelante con los au-mentos o las reducciones producidas en el bombeode la capa freática continental, o con las variacionesacaecidas en las mareas, las tormentas o la presiónatmosférica. Este movimiento es relativamentelento y puede pasar un lapso de tiempo considera-ble antes de que se note el aumento de la salinidaden los pozos de agua de la zona. Normalmente senecesita una red de monitoreo densa para detec-tar la invasión de agua salada y esta aplicaciónrequiere otro tipo de registrador de datos. El regis-trador automatizado de datos CTD-Diver mide laconductividad eléctrica (EC), además de la tem-peratura y la presión. Si se correlacionan con lasmediciones de los sólidos disueltos totales obte-nidas en el laboratorio, las lecturas EC puedenutilizarse para rastrear los cambios de salinidadproducidos con el tiempo.

24 Oilfield Review

> Registrador de datos CTD-Diver. Este sensorcompacto se cuelga dentro de un pozo de mo ni -toreo para registrar la presión, la temperatura yla conductividad eléctrica del agua.

by Van Essen InstrumentsA Schlumberger product

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Recolección tradicional de datos: se visita cada pozo

Recolección de datos con Diver-NETZ: se reciben datos de múltiples pozos

Registrador de datos Diver

TransmisorDiver

Receptorde mano

> Recolección inalámbrica de datos. El sistemaDiver-NETZ permite que los técnicos a cargo delmonitoreo de los pozos recolecten rápidamentelos datos de agua subterránea sin necesidad devisitar cada boca de pozo.

Otoño de 2008 25

La familia de registradores de datos Diverpuede operar hasta 10 años sin mantenimiento.Estos registradores de datos proveen una formaeconómicamente efectiva de rastrear los cambiosproducidos en los pozos de monitoreo, pero losdatos necesitan seguir siendo recolectados en elcampo. En la operación más básica, el registradorde datos se cuelga en el pozo con cable de acero.La unidad debe ser recuperada del pozo para des-cargar los datos de la memoria.

Los avances registrados en materia de compo-nentes electrónicos y comunicación de datos con-tinúan revelando nuevos modos de recolección dedatos de los yacimientos de agua subterránea. Unenfoque utiliza un cable de datos Diver, el cualpermite la lectura directa o el acceso a la memo-ria del registrador de datos desde el cabezal delpozo sin tener que recuperar el sensor del pozo.Sin embargo, con el sistema de manejo de datosDiver-NETZ para las redes de monitoreo de aguasubterránea, se puede obtener un mayor grado deflexibilidad en la recolección y el manejo de datosde campos de pozos (página anterior, arriba a la de-recha). Con su rango de conexiones inalámbricas,que llega hasta 150 m [490 pies], los técnicos decampo pueden localizar y recolectar datos sintener que trasladarse hasta cada pozo. El hechode evitar obstáculos locales, propiedades cerca-das, inclinaciones pronunciadas y cruces de ríosmejora la seguridad a la vez que incrementa lastasas de recolección de datos.

En el año 2007, Schlumberger llevó a cabo unestudio piloto Diver-NETZ en colaboración con laciudad de Guelph, en Ontario, Canadá. El área dela prueba cubría 16 pozos dispersos a lo largo de 12instalaciones y se extendía sobre una superficie demás de 150 km2 [58 mi2]. Antes del estudio, los téc-nicos de la ciudad especialistas en monitoreo reco-lectaban manualmente los datos de los yacimientosde agua subterránea localizando primero cada unode los pozos, extrayendo luego su tapa, bajando unmedidor de nivel de agua y tomando las lecturas co-rrespondientes. El sistema Diver-NETZ demostróser un 70% más eficiente que el método manual. Asu vez, un viaje con fines de recolección de datosde 75 horas y dos personas se redujo a otro de 4horas y una sola persona. La nueva rutina de reco-lección de datos produjo una reducción asombrosa

del costo—de 10 dólares canadienses (CAD) a 0.25CAD por punto de medición. Al mismo tiempo, lacantidad de datos recolectados se incrementó de300 a 3,000 puntos de medición por mes. Este enfo-que resultó crucial para satisfacer el cumplimientode las normativas legisladas por la ciudad sin exce-der el presupuesto.

Si bien los registradores de datos demostraronser simples y económicamente efectivos encuanto al monitoreo del agua subterránea, paraprobar las zonas individuales de un pozo se re-quiere un enfoque diferente. Durante los últimos30 años, los geocientíficos que procuraban obte-ner capacidades de monitoreo del agua subterrá-nea de alta resolución, utilizaron sistemas queposibilitan el monitoreo de las condiciones delagua subterránea en múltiples puntos de un pozo.6

Una de las primeras de estas tecnologías que in-cursionó en el mercado fue desarrollada en Ca-nadá por Westbay Instruments of Vancouver,British Columbia; compañía posteriormente ad-quirida por Schlumberger. Diseñada original-mente para el monitoreo de las presiones de poroen zonas con propensión a los derrumbes, la tec-nología se expandió rápidamente a otras aplica-ciones geotécnicas y de construcción, tales comola caracterización local de reservorios geológicos,las investigaciones de agua subterránea contami-nada y, finalmente, el manejo general de los re-cursos de agua subterránea.

El sistema de caracterización y monitoreo deaguas subterráneas de múltiples niveles Westbayse inspiró, en parte, en la tecnología de campospetroleros. Los geocientíficos especialistas enagua subterránea ya sabían que hasta los cambiosmás leves producidos en la presión pueden afectarla química de las muestras de fluidos obtenidasen el fondo del pozo. Además, querían evitar quelas muestras de fluidos de una sección de un pozose mezclaran con las de otro nivel. Reconociendoque estos mismos problemas habían sido aborda-dos en la industria petrolera con herramientasoperadas con cable, tales como el Multiprobadorde Formaciones RFT, los diseñadores del sistemaWestbay adoptaron un enfoque similar para elmuestreo del agua subterránea. Este sistema demonitoreo está diseñado para obtener muestrasde fluido del subsuelo y mediciones en múltiplesposiciones discretas de un pozo.

El sistema Westbay utiliza revestimientos mo-dulares, empacadores, coples con orificios, y loscomponentes asociados, para preservar la integri-dad del pozo a la vez que provee la capacidad paraaislar numerosas zonas con fines de prueba y mo-nitoreo.7 El revestimiento Westbay se sella a lolargo de toda su extensión, lo que impide que elagua subterránea circule en forma ascendente odescendente en su interior, mientras que los em-

pacadores inflables colocados en la parte externadel revestimiento sellan el pozo en múltipleszonas de prueba y monitoreo, lo que impide elflujo ascendente o descendente por el espacioanular (arriba). Las probetas especiales operadascon cable que se bajan dentro de la tubería de re-vestimiento Westbay, pueden localizar y operar lasválvulas de orificio provistas para acceder a losfluidos de pozo en las zonas que se encuentranentre los empacadores.

6. Ellis D, Engelman B, Fruchter J, Shipp B, Jensen R, LewisR, Scott H y Trent S: “Environmental Applications ofOilfield Technology,” Oilfield Review 8, no. 3 (Otoño de1996): 44–57.

7. Una compañía instaló 60 empacadores inflables en unpozo; sin embargo, la longitud de la sarta de revestimientoes la única restricción real con respecto al número deempacadores que puede alojar el sistema Westbay.Hasta la fecha, la profundidad de instalación máxima seestableció en 1,270 m [4,167 pies]; valor consideradoprofundo según la mayoría de las normas vigentes conrespecto al agua subterránea.

> Tecnología de monitoreo de múltiples niveles. Elsistema de terminación Westbay permite el mo ni -toreo de la temperatura y la presión del fluido, larecolección de muestras de fluido, y la inyeccióno la extracción de los fluidos para comprobar laconductividad hidráulica de múltiples zonas enun solo pozo.

Orificio demedición

Orificio debombeo

Empacador

Probeta delextractor de

muestras

Conexionesselladas

Contenedordel extractorde muestras

Estas probetas desempeñan una diversidad deroles, tales como el proceso de inflado y desinfladode los empacadores, la medición de la tempera-tura y la presión del agua subterránea, la recolec-ción de muestras localizadas y la ejecución depruebas hidráulicas u otras pruebas específicasdel sistema. Una probeta de muestreo especialprovee la capacidad para recolectar y preservarmuestras de fluidos discretas a la presión de for-mación, con un grado mínimo de perturbación ysin reiterar el proceso de purga. Los arreglos derevestimiento Westbay son generalmente de clo-ruro de polivinilo (PVC) o plásticos de poliuretanopara la mayoría de los ambientes de aguas subte-rráneas; sin embargo, también pueden fabricarsede acero para tolerar temperaturas y presionesmás altas.

La industria del agua subterránea está reco-nociendo gradualmente el valor de los perfiles ver-ticales de presión y química basados en muchasmás mediciones que las consideradas histórica-mente como la norma (30 a 40 puntos de monito-reo a través de un intervalo de 120 m [390 pies]).Este tipo de datos de alta resolución, adquiridosen el largo plazo, desempeña un rol importante enlas series avanzadas de programas de modelado einterpretación utilizados para administrar los re-cursos de agua subterránea.

Visualización del escenario completoPara rastrear las condiciones cambiantes de unacuífero, los responsables de administrar el aguasubterránea requieren no sólo datos de monitoreo

de última hora sino también modelos estáticos ydinámicos del acuífero en sí. La comprensión delos riesgos implícitos en los cambios producidosen el acuífero requiere un conocimiento profundodel mismo, su conductividad hidráulica, el coefi-ciente de almacenamiento, la porosidad efectiva,la dirección del flujo de agua subterránea y otrosaspectos de su régimen hidrogeológico. Para co-nocer sus embalses, los responsables del aguasubterránea evalúan los datos del pozo de monito-reo y de las muestras de agua con la ayuda de mo-delos y simulaciones. Estos programas ayudan alos hidrogeólogos a definir las características delacuífero en términos de caudal de entrada, cau-dal de salida y recarga de agua subterránea. Comosucede con otras herramientas descriptas previa-mente, algunos tipos de software de análisis de ya-cimientos para campos de petróleo y gas han sidoadaptados para modelar y simular el comporta-miento de los sistemas de agua subterránea.

La infinidad de procesos y análisis requeridospara evaluar un acuífero se maneja mejor a travésde un flujo de trabajo sistemático.8 Los especialis-tas en servicios de agua de Schlumberger han desa-rrollado flujos de trabajo que vinculan el softwareexistente para el agua subterránea, con las aplica-ciones de software diseñadas para la industria delpetróleo y el gas. El flujo de trabajo del proyectoHydro ayuda a los equipos responsables de los re-cursos a construir y evaluar los modelos hidrológi-cos y las simulaciones en tiempo casi real. Esteflujo de trabajo permite que los hidrogeólogos, loshidroquímicos, los geólogos y los responsables de

los recursos hídricos compartan los datos y los re-sultados dentro del mismo ambiente, lo que esti-mula la colaboración entre las distintas disciplinas.En este flujo de trabajo, los registros y otros datosrecolectados en el campo se combinan con los mo-delos para verificar las correlaciones y validar lasinterpretaciones. Las visualizaciones 3D interacti-vas y los visores en sección transversal permitenque los responsables de los recursos visualicen lasrelaciones complejas entre la geología y la hidro-geología, mientras que las animaciones 3D de losflujos de agua subterránea proveen conocimientosadicionales y una forma de examinar los diversosescenarios de producción (arriba).

Utilizando los sistemas de modelado Petrel, queabarcan desde la interpretación sísmica hasta la si-mulación dinámica de los yacimientos, los respon-sables de los acuíferos pueden importar registrosde pozos, datos de resistividad de superficie (datos

26 Oilfield Review

8. Herrmann R, Pearce M, Burgess K y Priestley A:“Integrated Aquifer Characterization and NumericalSimulation for Aquifer Recharge and Storage at MarcoLakes, Florida,” en Hydrology: Science & Practice for the 21st Century, Proceedings of the British HydrologicalSociety International Conference (Hidrología: Ciencia y Práctica para el Siglo XXI, Actas de la ConferenciaInternacional de la Sociedad Hidrológica Británica, Vol. 1. Londres: Sociedad Hidrológica Británica (2004):276–283.

9. La eutroficación es un proceso en el cual la escorrentíaproveniente de residuos animales, fertilizantes o aguasresiduales incrementa la densidad de nutrientes de uncuerpo de agua, produciendo una superabundancia devida vegetal. La descomposición subsiguiente de estosvegetales agota el oxígeno presente en el agua,produciendo la desaparición de la vida acuática.

> Flujo de trabajo del proyecto de agua subterránea. El enfoque del flujo de trabajo del proyecto Hydro vincula las aplicacionesexistentes para la caracterización del agua subterránea, con las desarrolladas para la industria del petróleo y el gas.

Recolección de datos y aporte de información• Manejo de la información• Base de datos del sistema de información geográfica

Representación delsubsuelo con imágenes• Confección de mapas• Interpretación de levantamientos electromagnéticos

Interpretación deregistros geofísicos• Correlación de pozos• Propiedades de las formaciones

Análisis de datos• Modelado de facies• Modelado de fallas• Modelado de fracturas• Análisis de pruebas hidrodinámicas

Análisis de incertidumbre• Procesos de re-escalado• Poblado con propiedades de los acuíferosModelo conceptual

• Modelo geológico 3D• Modelo hidrogeológico conceptual

Simulación 3D de flujoy transporte de masa• Condiciones saturadas y variablemente saturadas• Modelado dependiente de la densidad• Geomecánica

Calibración• Ajuste histórico• Presentación posterior al procesamiento

Otoño de 2008 27

electromagnéticos en el dominio del tiempo) ydatos sísmicos de superficie para construir mode-los de acuíferos 3D detallados. Además puedencondicionar el modelo de acuífero en forma adi-cional con información de los levantamientos ge-ofísicos superficiales 3D, los mapas geológicos, losmodelos de facies, los atributos sísmicos y los mo-delos geoestadísticos. Para comprender el flujo yel transporte masivo en condiciones altamentecomplejas, pueden importar el modelo de acuíferoPetrel en el software de simulación de yacimien-tos ECLIPSE. El programa ECLIPSE provee herra-mientas de desempeño de pozos de las que nodisponía previamente la industria hídrica y aceptacondiciones especiales, tales como la incorpora-ción de los efectos de la densidad para el mode-lado del comportamiento de los acuíferos salinos,la intrusión de agua salada en los acuíferos coste-ros o las condiciones no confinadas de los acuífe-ros correspondientes al nivel de agua libre, laprecipitación pluvial y los sistemas fluviales de su-perficie. También puede modelar los líquidos enfase no acuosa, tales como los contaminantes pe-tróleo o gasolina, junto con las reacciones quími-cas que sobrevienen a medida que se desplazan através del sistema. Además, el programa permitesimular características físicas tales como la per-meabilidad direccional, el equilibrio vertical, ladoble porosidad y la doble permeabilidad.

Los siguientes estudios de casos destacan laaplicación de las tecnologías de campos petrolerosy las tecnologías específicas del agua subterránea.

Almacenamiento y recuperación en acuíferos de ambientes áridosEl clima incide significativamente en el aprovisio-namiento de agua de un país. Los climas áridos enparticular—caracterizados por bajas tasas de pre-cipitación y altas tasas de evaporación—puedenobstaculizar los emprendimientos agrícolas, in-dustriales y nacionales de un país. En Abu Dhabi,Emiratos Árabes Unidos, durante mucho tiempose debió enfrentar los diversos desafíos impuestospor el clima; sin embargo, ahora debe abordar elincremento de las tasas de consumo de agua parasatisfacer las necesidades de una población y unaeconomía en crecimiento.

El deterioro de los acuíferos no renovables olos acuíferos cuya recarga es lenta ha instado alEmirato de Abu Dhabi y a la mayoría de los paísesdel Consejo de Cooperación del Golfo Pérsico(GCC) a utilizar el proceso de desalinización (o de-salación) como fuente primaria de agua domés-tica. Si bien se considera que la mejor solución alargo plazo para garantizar el abastecimiento deagua de GCC a nivel regional sería una red de plan-tas de desalinización de gran escala, un problema

con que se enfrenta Abu Dhabi es la vulnerabili-dad de las plantas de desalinización en cuanto apolución y otros desastres, que podrían obligar aefectuar cierres de emergencia. La preocupaciónes que el abastecimiento de agua no sea suficientepara satisfacer la demanda durante los períodosde cierre prolongados. Además, si bien la produc-ción de agua de las plantas de desalinización esrelativamente constante, la demanda de agua seha incrementado significativamente debido al rá-pido crecimiento de los diversos sectores de desa-rrollo y al aumento de la población. Para proveeruna reserva estratégica de agua para situacionesde emergencia, los responsables de administrar el agua propusieron un proyecto ASR para desa-rrollar una reserva de agua dulce consistente en136,382,756 m3 [30,000 millones de galones impe-riales].

En esta región árida, las tecnologías de desa-linización y ASR van de la mano. Más del 90% del

agua dulce suministrada para uso doméstico enAbu Dhabi se produce a través de la desaliniza-ción del agua de mar o del agua subterránea salo-bre. El exceso de producción de las plantas dedesalinización puede almacenarse para satisfacerla demanda futura, y ciertos acuíferos someros delárea pueden resultar muy adecuados para estepropósito.

En los climas áridos, el almacenamiento deagua en acuíferos naturales constituye una alter-nativa favorable al almacenamiento en embalses,lagos o tanques de superficie (arriba). En compa-ración con los métodos de almacenamiento su -perficial, los proyectos ASR poseen costos deconstrucción significativamente reducidos y efec-tos limitados sobre el medio ambiente, tales comola pérdida de aguas superficiales por evaporación,la eutroficación y el potencial de falla catastróficade las represas y sus embalses.9 La huella super -ficial mínima de los proyectos ASR se contrapone

> ASR versus almacenamiento superficial. Una comparación entre el almacenamiento superficial entanques y el almacenamiento subterráneo en un acuífero para disponer de agua potable, revela lasclaras ventajas de almacenar el agua en el subsuelo. Para almacenar 4,000 millones de galones im -periales en un acuífero, sería necesario un equivalente a 200 tanques de superficie con una capa cidadde 20 millones de galones imperiales. La huella de estos tanques de superficie (círculos negros) puedecubrir un área de 1.5 km por 3 km [0.9 por 1.9 mi], con un considerable impacto ambiental negativo. Laburbuja de agua dulce para el almacenamiento subterráneo (óvalo rojo), equivalente a la capacidadde almacenamiento de 200 tanques superficiales, induce cambios de presión durante las operacionesde inyección o recuperación sobre un área más grande (óvalo verde).

20 millones degalones imperiales

28 Oilfield Review

> Sitio ASR en Shwaib. El agua dulce de la planta de desalinización de Qidfa provee agua de inyección para un sitio ASR situado en Shwaib, al norte de la ciudad oasis de Al Ain. Desde Qidfa, el agua dulce es bombeada 170 km [105 mi] a través de una línea de conducción dual (línea azul), a través de unasierra de 800 m [2,625 pies], en su trayecto hacia el campo de pozos ASR. El sitio ASR se encuentra ubicado en la porción oeste de una sierra omaní,cerca de las zonas de recarga donde los escasos episodios de lluvia ayudan a cargar los acuíferos con agua relativamente dulce. Este suministro deagua ayudará a las ciudades de Abu Dhabi y Al Ain a satisfacer las demandas de agua dulce en el futuro.

ARABIA SAUDITA

EMIRATOS ÁRABES UNIDOS

QATAR

Doha

Abu Dhabi

Dubai

Sharjah Planta dedesalinización

de Qidfa

Sitio ASRen Shwaib

OMÁN

N

Al Ain

km

millas

75

75

0

0

> Huella superficial de un sitio ARS. Un sitio deinyección, situado en Abu Dhabi, revela pocosdetalles acerca del activo almacenado en elsubsuelo. Esta instalación de doble propósitopermite la inyección (lado derecho) y la recu -peración asistida con una bomba sumergible(tubería más grande del lado izquierdo). Estecabezal de pozo es uno de los dos utilizadosdurante la ejecución de la prueba piloto ASR, y sólo se requirió un pozo para inyectar apro xi -madamente 136,383 m3 [30 millones de galonesimperiales] o casi 11⁄2 veces el volumen de untanque de superficie grande.

al alcance de su capacidad de almacenamientosubterráneo, que llega a alcanzar miles de millo-nes de galones (derecha).

Este enfoque puede ayudar a los responsablesde los recursos hídricos de Abu Dhabi a lograr suobjetivo de almacenar una provisión de agua dulceque dure 180 días, para las ciudades principalesde Al Ain y Abu Dhabi. Este objetivo estratégicoconstituiría un resguardo frente a los problemasimprevistos que podrían cercenar la producciónde las plantas de desalinización del área.10 El plande los responsables de los recursos hídricos re-quería que los acuíferos de la región oriental delEmirato de Abu Dhabi fueran recargados artifi-cialmente con agua dulce de una planta de desa-linización situada en la costa del Océano Índico,en Qidfa, en el Emirato de Fujairah (abajo). Elagua desalinizada se inyectará en el sistema deacuíferos unos 200 días por año, después de locual los depósitos de agua subterránea podrán serutilizados para complementar el abastecimientode agua potable en los meses de verano y otros

períodos de demanda pico. Durante las etapas deescasez de agua, o para complementar la demandapico, el campo de pozos ASR definitivo operarácon una capacidad de producción de 90,922 m3/d[20 millones de galones imperiales por día], conuna expansión potencial a 454,609 m3/d [100 mi-llones de galones imperiales por día].

Schlumberger efectuó un estudio promovidopor el gobierno de Abu Dhabi y gestionado por laAgencia Ambiental Abu Dhabi (EAD) para verifi-car el potencial de un sistema ASR. La fase inicialdel proyecto implicó la localización de un sitioASR potencial. Esta fase requería una revisión dela información geológica e hidrogeológica: litolo-gía, registros geofísicos, registros del nivel deagua, datos de calidad del agua, datos sísmicos ymapas base. Los datos fueron compilados en unsistema de información geográfica (GIS) y en lasbases de datos del software Hydro Manager. Luegose desarrollaron modelos hidrogeológicos 3D, uti-lizando los programas de modelado y simulaciónde agua subterránea Petrel y ECLIPSE.

Otoño de 2008 29

Los especialistas en servicios hídricos deSchlumberger trabajaron en conjunto con EADpara identificar y verificar sitios potenciales. Conese fin, definieron la zona de almacenamiento, elespesor del acuífero y los parámetros hidráulicosrelacionados y luego verificaron los potencialesacuíferos candidatos. El equipo clasificó todos lossitios ASR potenciales para optimizar la elecciónde las localizaciones. Se desarrollaron estrategiasde perforación exploratoria para los sitios que re-cibieron las clasificaciones más altas y luego seperforaron los pozos. Los pozos se evaluaron conuna serie integral de herramientas, incluyendo laherramienta integrada de adquisición de registroscon cable Platform Express, las herramientasCMR y FMI, y la sonda ECS.

A medida que se desarrollaba cada uno de lospozos del área del proyecto, se equipaba con losregistradores de datos Diver para monitorearconstantemente los niveles de agua, la conducti-vidad eléctrica y la temperatura, proveyendo unregistro confiable de los cambios producidos enrespuesta a la inyección de agua o a las pruebasde bombeo hidráulico. Los datos fueron analiza-dos utilizando el sistema de análisis de pruebasgráficas AquiferTest Pro y el software Saphir deKAPPA Engineering para evaluar las propiedadeshidráulicas del acuífero. Los resultados de estafase inicial ayudaron a los especialistas del pro-yecto ASR a seleccionar un sitio con un acuíferoque exhibiera las características de almacena-miento requeridas.

El sitio de la prueba se encuentra situado en laregión noreste del Emirato, al sudoeste de Shwaib,en el extremo oeste del sector norte de las Monta-ñas de Omán. Posee una superficie de aproximada-mente 4 km2 [1.5 mi2], con dunas de arena noconsolidadas, ricas en cuarzo, dispuestas sobre lasuperficie a la que subyace una zona no saturada de50 m [164 pies] de espesor por encima de aproxi-madamente 25 m [82 pies] de un acuífero saturado.

El acuífero está compuesto por arenas eólicasy fluviales no consolidadas del Cuaternario, arci-llas limosas y material calcáreo depositado en pa-leocanales seccionados en fangolitas y arcilitas delMioceno. Se encuentra bisegmentado por una fallade cabalgamiento con tendencia norte a sur y sedivide en dos unidades: una zona superior no sa-turada, o vadosa, y un acuífero inferior saturado.11

Al acuífero infrayacen rocas sedimentarias finasdel Mioceno, correspondientes a la FormaciónFars, que ha sido subdividida en las unidades FarsSuperior e Inferior. La unidad Fars Superior estácompuesta fundamentalmente por arcilita conmargas dolomíticas, caliza y limolitas interestra-tificadas. La unidad Fars Inferior corresponde bá-sicamente a fangolitas y evaporitas.12

La EAD supervisó los aspectos técnicos de esteproyecto, que exploró la hidrogeología y la estruc-tura geológica del sitio. El estudio requería la in-yección del agua desalinizada en un acuíferosomero para determinar el flujo y la mezcla deagua dentro del acuífero, seguida por la recupera-

ción y el control del agua a medida que era bom-beada desde el subsuelo (arriba). Además, seefectuaron levantamientos microgravimétricos yelectromagnéticos de superficie con el fin de in-vestigar más exhaustivamente el acuífero, deter-minar el impacto de las fallas de cabalgamiento yverificar si podían utilizarse técnicas gravimétri-cas para delinear los límites del acuífero.

Durante esta fase, se perforaron dos pozos ASRademás de una serie de pozos de monitoreo dentrode los límites del proyecto. La prueba incluyó losciclos de inyección-almacenamiento-recuperación,con un período de almacenamiento de 30 díaspara evaluar las interacciones hidroquímicas po-

10. Bradley CC, Ali MY, Shawky I, Lavannier A y DawoudMA: “Microgravity Investigation of an Aquifer Storageand Recovery Site in Abu Dhabi,” First Break 25(Noviembre de 2007): 63–69.

11. La zona no saturada, también conocida como zonavadosa, corresponde habitualmente al intervaloexistente entre la superficie terrestre y el tope de lacapa freática. Los poros de esta zona contienen tantoagua como aire. Los poros de la zona saturada casisiempre están completamente llenos de agua.

12. Bradley et al, referencia 10.

> Agua descargada durante una prueba de recuperación. El agua dulce recuperada en una pruebapiloto ASR fue bombeada más de 2 km [1.2 mi] antes de ser descargada en una depresión de duna.Esta agua volvió al acuífero filtrándose verticalmente unos 30 m [98 pies]. Un pozo de observacióncercano monitoreó el proceso.

tenciales y facilitar el análisis avanzado de la quí-mica del agua y la recolección de los datos de mo-nitoreo provenientes de los pozos adyacentesdurante los diversos ciclos (arriba). El proyectoincorporó el software Petrel para el modelado ge-ológico, el software ECLIPSE-H2O para las simu-laciones dinámicas del agua subterránea, elsistema AquaChem de manejo, análisis y presen-tación de informes para el análisis de la calidaddel agua, y el programa PHREEQC para los pro-nósticos de compatibilidad del agua.13 El sistemade manejo de la información Hydro GeoAnalyst yel software Hydro Manager proporcionaron el ma-nejo, análisis y visualización completos de losdatos de los pozos y del acuífero.

Si bien el enfoque ASR constituye un procedi-miento sólido de desarrollo y manejo del suminis-tro de agua en el largo plazo, requiere estrategiasde manejo excepcionales, sustentadas con capa-cidades avanzadas de caracterización de acuífe-ros y conocimientos técnicos especiales. Hasta

hace poco, los problemas asociados con la carac-terización precisa del acuífero, la calidad del aguay la infraestructura necesaria limitaban la aplica-ción de la técnica ASR. Este proyecto comprobó yconfirmó la viabilidad del enfoque ASR como unaalternativa al almacenamiento superficial delagua, segura y económicamente efectiva. El sitiologró una eficiencia final del sistema del 88%, y elproyecto demostró que en esta localización podíanalmacenarse con éxito 18,184,367 m3 [4,000 millo-nes de galones imperiales]. Con los resultados deeste estudio se sustentará el desarrollo del mo-delo de acuífero, se refinará la planeación de laprueba ASR y se mejorarán los pronósticos rela-cionados con el desempeño de los proyectos ASRen esta región. Este esquema ASR constituye ade-más una contribución vital para las reservas es-tratégicas de agua del área. El gobierno de AbuDhabi ha adoptado el concepto ASR como solu-ción para el almacenamiento estratégico y esta-cional de agua dulce.

La cuenca hidrogeológica del Río Mojave La cuenca hidrogeológica del Río Mojave, situadapor debajo del Desierto de Mojave al sur de Cali-fornia, implicó un enfoque completamente dife-rente en relación con la recarga del acuífero. Laproximidad de esta cuenca hidrogeológica conrespecto a la región altamente urbanizada de LosÁngeles ha generado un crecimiento de la de-manda de sus aguas. El Río Mojave, que constituyela fuente principal de agua superficial para la re-gión, posee sólo un tramo pequeño de flujo deagua permanente y el resto de su cauce superfi-cial permanece seco; salvo por breves períodos deflujo que tienen lugar cuando se producen tor-mentas intensas.

La cuenca es administrada en parte por laAgencia de Agua Mojave (MWA), un contratista deabastecimiento de agua estatal que, en colabora-ción con otros distritos de suministro de agua deCalifornia, es responsable del manejo de los recursoshídricos de la región para asegurar el abastecimiento

30 Oilfield Review

> Condiciones del acuífero durante las distintas etapas de la prueba. Una vista en plano, obtenida durante una etapa de almacenamiento (extremo supe riorizquierdo), muestra la burbuja de agua dulce del agua desalinizada inyectada (azul) y la zona tapón (la transición del verde al amarillo y al naranja), rodeadapor el agua nativa del acuífero salino (rojo). La zona azul representa la burbuja de agua dulce a ser recuperada. La sección transversal (extremo inferiorizquierdo) muestra los pozos de inyección ASR (barras rojas) y los pozos de monitoreo (barras verdes) que penetran en una zona no confinada (gris) antesde llegar al acuífero. Una burbuja de agua dulce (azul) es rodeada de agua salina (rojo). La visualización 3D (extremo superior derecho) muestra un montículode agua dulce desarrollado durante la fase de inyección. Más adelante, se forma un cono de depresión durante la fase de bombeo (extremo inferior derecho).Durante esta prueba, sólo se utilizó un pozo para los procesos de inyección y extracción.

Pres

ión

Baja

Alta

N

Pozo ASRPozo de monitoreo

Pres

ión

Baja

Alta

N

Salin

idad

Dulce

Salina

N

Pozo de inyección/recuperación ASR

Pozo inyector ASR0.350.45

0.55

0.25

0.15

Pozo de monitoreo

Salin

idad

Dulce

Salina

Otoño de 2008 31

constante de agua para uso actual y futuro. El plande manejo de los recursos hídricos regionales dela MWA procura estabilizar los niveles de aguasubterránea en proceso de declinación y atenderal crecimiento poblacional proyectado. Este pro-grama regional de recarga y recuperación (R3) de-sempeña un rol fundamental en la estrategia demanejo de los recursos hídricos de la MWA delargo plazo.14

Una vez concluido, el proyecto R3 permitiráque los proveedores locales de agua utilicen aguaimportada para complementar los recursos deagua subterránea en esta alta región desértica delsur de California. El proyecto de recarga R3 estásiendo diseñado para utilizar el agua importadade las porciones septentrionales a través de unsistema de canales, acueductos y líneas de con-ducción operados por el Proyecto Agua del Estadode California, que constituye el sistema estatal detransporte de agua más grande de la nación. Estaagua importada se dispersará a través de los sedi-mentos altamente conductivos, o permeables, dela planicie de inundación del Río Mojave, donde

se filtrará hasta el acuífero subterráneo del RíoMojave. En los períodos de incremento de la de-manda, la MWA extraerá el agua almacenada deuna serie de pozos de reaprovisionamiento delproyecto R3 y luego la enviará a través de un sis-tema de transporte seguro para su entrega a losproveedores de agua del área.

Una fase clave del programa R3 es la corres-pondiente a la construcción de las instalacionesde producción y suministro de agua subterránea,colocadas gradiente abajo de la zona de recarga desuperficie. En vista del alcance y la complejidaddel proyecto, la agencia MWA estimó necesario de-sarrollar modelos predictivos de alta calidad paraevaluar diversos diseños de sistemas de recarga yrecuperación, o verificar las alternativas operacio-nales. Los modelos resultantes cubren la CuencaSuperior del Río Mojave, el Río Mojave y las insta-laciones asociadas de recarga de superficie.

Un modelo conceptual hidrogeológico incor-pora los rasgos estructurales e hidroestratigráfi-cos locales detallados; se basa en los datosadquiridos por la MWA y otras agencias. Este mo-

delo hidrogeológico 3D se divide en zonas que re-presentan estratos netos, interpretados a partirde datos geológicos y geofísicos (abajo).

Un modelo de procesos transitorios provee unarepresentación precisa del Río Mojave. Si bien elrío no es el único rasgo hidrológico clave del mo-delo, presenta desafíos extremos para el mode-lado de procesos transitorios, con sus períodoslargos de flujo bajo durante las épocas de sequía ysus inundaciones episódicas en los meses de in-vierno. Las tasas de afluencia del Río Mojave se

13. PHREEQC es un programa de computación para elcálculo de la formación de especies nuevas, lasreacciones discontinuas, el transporte unidimensional y el cálculo geoquímico inverso, desarrollado por elServicio Geológico de EUA. Para obtener más formaciónsobre este software, consulte http://wwwbrr.cr.usgs.gov/projects/GWC_coupled/phreeqc/ (Se accedió el 29 deabril de 2008).

14. Will RA, Yeh M, Eckhart L, Slade RC y Williamson MS:“Numerical Modeling of a Complex Regional AquiferRecharge and Recovery System (R3) in the UpperMojave River Basin, California,” (resumen)http://ngwa.confex.com/ngwa/expo07/techprogram/P4712.HTM (Se accedió el 19 de mayo de 2008).

>Modelo hidrogeológico. Una sección ortogonal, basada en un marco de datos digitales de cotas, medidos por satélite, muestra la cuenca hidrográficasuperior del Río Mojave en California. El lecho del río, en la porción central de la sección, labra una curva suave en forma de S a través de un terreno dealuviones provenientes de las montañas adyacentes. La sección transversal, construida con ayuda de los registros de pozos, se divide en grandes ho ri -zontes hidroestratigráficos y muestra el nivel del acuífero principal (amarillo), la roca firme y las montañas (ambas en púrpura). Este modelo provee unmarco para las simulaciones posteriores de procesos transitorios.

N

Unidades geológicas

Sedimentos superficiales

Unidad 1

Unidad 2

Unidad 3

Unidad 4Unidad 5

Unidad 6

Roca firme

Eje X

6,680,000 6,720,000 6,800,000 6,840,000 6,880,000 6,920,0006,760,000

0

2,000

4,000

6,000

8,000

Eje

Z

1,960,000

2,000,000

2,040,000

2,080,000

Eje Y

incorporaron en el modelo desarrollado porSchlumberger (derecha). Este modelo ayuda a laagencia MWA a estudiar las inundaciones produci-das por episodios de tormentas y las interaccio-nes del agua subterránea a través de la zona nosaturada.

El modelo calibrado permite que los ingenie-ros civiles, los hidrogeólogos y los planificadoresmunicipales investiguen escenarios alternativospara el diseño del sistema R3 con el fin de explo-rar las variaciones potenciales producidas en lalocalización y el tiempo de la recarga, junto conla localización, el diseño y los programas de bom-beo de los pozos de extracción. Las restriccionesen materia de evaluación comprenden el costo deinfraestructura, el impacto sobre la calidad delagua, la protección de las especies en peligro deextinción y las áreas ribereñas, los efectos sobrelos campos de pozos municipales existentes y losimpactos sobre los usuarios intermedios.

Una vez implementada la infraestructura, elproyecto R3 permitirá purificar y almacenar más de 40,000 acres/pie, o 49 millones de m3 [13,000 mi-llones de galones estadounidenses], de agua im-portada anualmente.

Una oleada de agua subterráneaMás del 60% de la población mundial se encuentraconcentrada en las zonas costeras del mundo; yesta tendencia continúa expandiéndose todos losdías, previéndose que alcance un 75%. Como resul-tado, las capas freáticas en ciertas comunidadescosteras están exhibiendo signos de sobreexplota-ción. El impacto de este crecimiento a veces puedepercibirse en las aguas extraídas de los acuíferoscercanos. Allí, los niveles de agua dulce en procesode declinación crean las condiciones para la intru-sión de agua de mar y la contaminación de las re-servas subterráneas de agua dulce.

El bombeo desde los embalses costeros deagua subterránea forma una fosa de baja presiónen la zona continental. Si no existe ninguna ba-rrera de permeabilidad entre el acuífero de aguadulce y la costa, el bombeo excesivo del acuíferotarde o temprano llevará al continente agua sa-lada, que llenará el acuífero y amenazará el abas-tecimiento de agua de la comunidad. Un problemasimilar se observa en los pozos de petróleo y gas.El bombeo excesivo de un pozo de petróleo o gaspuede producir la conificación de las aguas sub-terráneas, creando un impacto adverso sobre laproducción de los fluidos requeridos.

Las comunidades costeras recurren a los res-ponsables del agua subterránea para resolver esteproblema. En la costa oeste de los Estados Uni-dos, las autoridades a cargo de los recursos hídri-cos del Condado de Los Ángeles y el Condado deOrange, en California, utilizan ciertos conceptos

similares a los de la técnica ASR para defendersefrente a la intrusión del agua de mar.15

Luego de algunos años de bombeo intenso parasustentar la agricultura regional, la capa freáticase había reducido por debajo del nivel del mar, locual permitió que el agua salada del Océano Pací-fico avanzara por el subsuelo hasta 8 km [5 mi-llas] dentro del continente. Con el fin de evitar unproceso de intrusión ulterior, el Distrito de Sumi-nistro de Agua del Condado de Orange desarrollóun programa de recarga artificial para crear unabarrera hidráulica subterránea. Una mezcla deagua recuperada—18,927 m3/d [5 millones de ga-lones estadounidenses] de agua tratada por ósmo-sis inversa, 34,000 m3/d [9 millones de galonesestadounidenses] de agua tratada por adsorciónde carbono y 32,555 m3/d [8.6 millones de galonesestadounidenses] de agua de pozos profundos—es tratada para cumplir con los estándares estata-les estrictos en materia de agua potable. Una seriede 23 pozos de inyección de múltiples puntos, co-locados a 6.4 km [4 millas] en el continente, sumi-nistra el agua dulce reciclada a los acuíferoscosteros. La diferencia de densidad entre el agua

dulce y el agua salada se utiliza con buenos finesya que esta agua “nueva” crea una zona tapón sub-terránea de agua dulce. La zona tapón, tambiénconocida como montículo de agua dulce, ejercepresión contra la incursión de agua salada obli-gándola a apartarse de los pozos municipales deagua, mientras que los pozos de monitoreo ras-trean los resultados del programa de inyección.

Es importante abordar otros aspectos del de-safío que plantea el abastecimiento de agua dulcecon las herramientas y la tecnología disponibles.La escasez y la contaminación del agua, en mu-chos casos, constituyen problemas sociales quepueden ser encarados en parte mediante la modi-

32 Oilfield Review

15. Para obtener más formación sobre el programa detratamiento y recarga artificial de agua del Distrito deSuministro de Agua del Condado de Orange, consulte el análisis del proyecto Water Factory 21 en el sitiohttp://www.ocwd.com/_html/wf21.htm (Se accedió el 29 de abril de 2008).

16. Para obtener más formación sobre estas organizaciones,por favor acceda a Internet. Para interiorizarse sobre lasiniciativas SEED, consulte: http://www.seed.slb.com/. Alsitio en la Red para el Laboratorio de Medios del MIT sepuede acceder a través de http://learning.media.mit.edu/(Se accedió el 29 de abril de 2008).

> Distribución de la conductividad hidráulica. Esta vista en planta de las unidades acuíferas se divideen un acuífero correspondiente a una planicie de inundación fluvial y un acuífero regional. El acuíferocorrespondiente a una planicie de inundación fluvial (naranja) comprende arenas y gravas hidráulica -mente conductivas, depositadas en las etapas tardías de la historia geológica en las que los caudalesfluviales eran más altos. No es sorprendente que la planicie de inundación trace la misma curva suaveen forma de S observada en la figura previa. Esta curva varía, de naranja a amarillo, con las reduccio nesde la conductividad hidráulica. Las estimaciones de la conductividad hidráulica obtenidas de diversasfuentes se interpolaron en 3D utilizando una combinación de métodos deterministas y estocásticos.Hoy, el río fluye mayormente en el subsuelo. En la porción más amplia del segmento naranja, la capafreática se encuentra muy próxima a la superficie.

Eje X6,680,000 6,720,000 6,800,000 6,840,000 6,880,000 6,920,0006,760,000

1,000

1

–0.001

Cond

uctiv

idad

hid

rául

ica

(K),

pies

/d

N

Otoño de 2008 33

ficación de la demanda y el uso del agua. Si bienesta solución ciertamente no es tan simple comoparece, una forma de abordar esta meta consiste

en incrementar el nivel de concientización y edu-cación. Schlumberger también está adoptandomedidas en este frente.

Desde 1998, el programa de Schlumberger deExcelencia para el Desarrollo Educativo (SEED)ha permitido a los empleados, cónyuges de emple-ados y jubilados de Schlumberger, compartir sutiempo y sus conocimientos científicos con las ge-neraciones más jóvenes de estudiantes. Este pro-grama de educación global, sin fines de lucro,proporciona acceso al conocimiento y los recur-sos tecnológicos a estudiantes cuyas edades osci-lan entre 10 y 18 años, y a los profesores de lascomunidades en las que vive y trabaja el personalde Schlumberger. El programa SEED ofrece unadiversidad de actividades basadas en proyectos,talleres prácticos sobre educación en ciencias, yproyectos de colaboración internacional que ha-bitualmente se centran en temas globales, talescomo el agua, el cambio climático y la energía al-ternativa.

En cumplimiento con las iniciativas de aguadulce promulgadas por las Naciones Unidas,Schlumberger lanzó el Proyecto de Agua SEEDcon el fin de ayudar a alumnos y profesores a de-sarrollar la concientización, las actitudes y las ha-bilidades esenciales para investigar la calidad y ladisponibilidad del agua, mantener y mejorar la ca-lidad de las fuentes de agua en sus comunidadeslocales, y facilitar el intercambio de sus datos eideas con otros alumnos. En talleres organizadospor los voluntarios del programa SEED, los alum-nos desarrollan un conocimiento de las fuentes deagua y su cuenca hidrográfica local, aprenden aefectuar pruebas exactas de la calidad del agua, ya explorar las formas en que las diferentes cultu-ras se relacionan con el agua (izquierda).

Los voluntarios del programa SEED incentivana los alumnos para que investiguen la salubridadde las fuentes de agua locales utilizando equiposde pruebas de la calidad del agua de bajo costo.Estos equipos, provistos por el proyecto SEED,proporcionan a los alumnos las herramientas paraanalizar muestras de agua local con el fin de de-terminar el valor del pH, el oxígeno disuelto, la de-manda bioquímica de oxígeno, la temperatura, laturbidez, y la presencia de nitratos, fosfatos y bac-terias coliformes. Las escuelas SEED tienen ade-más la oportunidad de exhibir los datos en un sitiode Internet, que constituye una plataforma parala comparación de los datos y la reflexión sobrelos resultados dentro de un contexto global.

El Proyecto de Agua SEED es facilitado por elpersonal del programa SEED y por voluntarios deSchlumberger en asociación con el Instituto de Tec-nología de Massachusetts (MIT), y su Laboratoriode Medios.16 Los esfuerzos de los alumnos y los vo-luntarios del programa SEED forman parte de uncrecimiento en la responsabilidad ambiental queestá tomando impulso en todo el mundo. —MV

> Ilustraciones de todo el mundo. Participantes del programa SEED de Ecuador,Kazajstán, México e India, exhiben sus talentos, celebrando la disponibilidad deagua en sus obras.

34 Oilfield Review

Las inyectitas de arena

Eric BracciniTotal E&P AngolaLuanda, Angola

Wytze de BoerMarathon Oil (United Kingdom) Ltd.Aberdeen, Escocia

Andrew HurstMads HuuseMario VigoritoUniversidad de AberdeenAberdeen, Escocia

Gerhard TempletonMaersk Oil North Sea UK LimitedAberdeen, Escocia

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a Aimen Amer, Luanda, Angola; Robert S. Freeland,Universidad de Tennessee, Knoxville, EUA; Gretchen Gillis,Sugar Land, Texas, EUA; Karen Sullivan Glaser y MatthewVarhaug, Houston; Lars Hamberg y Cecilie Dybbroe Tang,DONG Energy, Hørsholm, Dinamarca; Patrice Imbert, TotalE&P, Pau, Francia; Eric Jameson, Marathon Oil, Aberdeen;David McCormick, Josephine Ndinyah y Richard Plumb,Cambridge, Massachusetts, EUA; David Mohrig, Universidadde Texas, Austin; Chris Murray, Laboratorio Nacional delNoroeste del Pacífico, Richland, Washington, EUA; WilliamSchweller, Chevron Energy Technology Company, San Ramón, California, EUA; y Ian Tribe, Aberdeen.FMI (generador de Imágenes Microeléctricas de CoberturaTotal), OBDT (herramienta de Medición de Echados en LodosBase Aceite), OBMI (generador de Imágenes Microeléctricasen Lodos Base Aceite), PeriScope, Q-Marine y UBI(generador de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo) son marcas de Schlumberger.

Los diques y los filones capa (sills) de areniscas, conocidos como inyectitas de arena,

fueron considerados por mucho tiempo como meras peculiaridades geológicas. No

obstante, muchos operadores están comenzando a comprender el impacto—tanto

positivo como negativo—que pueden producir las inyectitas sobre los esfuerzos de

E&P. Mediante la utilización de estudios de afloramientos, datos de núcleos y de

registros, y un cuidadoso proceso de iluminación sísmica, las compañías están

observando que algunas de estas anomalías geológicas pueden constituir atractivos

objetivos exploratorios de enorme importancia a la hora de planificar y optimizar

las operaciones de recuperación de hidrocarburos.

> Rasgos comunes de inyecciones de arena. El rasgo A corresponde a un cuerpo arenoso deposita -cional que es además el generador de muchas de las inyectitas. El rasgo B es un filón capa de granespesor. El rasgo C corresponde a un complejo de filones capa y diques delgados. El rasgo D repre -senta a un conjunto de filones capa que se vinculan con los diques en forma escalonada y el E es un cuerpo intrusivo irregular de grandes dimensiones que contiene clastos de roca albergadora. El rasgo F corresponde a un filón capa del Cuerpo Generador A que es atravesado por un dique delCuerpo Generador J, mientras que el G denota la presencia de extrusiones de arena y volcanes. El H representa la existencia de emanaciones naturales de gas y el rasgo I indica inyecciones dearena cónicas. (Adaptado de Hurst y Cartwright, referencia 2.)

100 a 500 m

Fondo marino moderno

Fondo marino antiguo

A

B

C

D

E

F

G

G

H

H

20 a 100 m

J

Otoño de 2008 35

Las areniscas y otras rocas clásticas se crean apartir de sedimentos transportados por el viento yel agua, que se depositan bajo la fuerza de grave-dad. Los sedimentos más modernos se encuentransobre los más antiguos. Esta observación consti-tuye la piedra angular de la geología.

La mayoría de las secuencias sedimentariasconserva esta disposición a menos que la formaciónde fallas o pliegues coloque las rocas más antiguaspor encima de las más modernas. No obstante,existe otro mecanismo que puede perturbar elorden natural; los sedimentos sobrepresionadospueden ser removilizados y abrirse paso haciaarriba, intruyendo en las capas suprayacentesconforme los fluidos que los transportan buscanpresiones más bajas.

Las estructuras formadas por la inyección desedimentos se denominan “inyectitas” o “intrusio-nes clásticas.” Por su similitud con los rasgos íg-neos intrusivos y extrusivos, gran parte delvocabulario para describir las inyectitas ha sido to-mado de la geología ígnea (página anterior). Losfilones capa se sitúan en forma paralela a la estra-tificación, mientras que los diques la atraviesan.Los estratos que contienen la intrusión reciben elnombre de “roca albergadora” y las capas que ali-mentan la intrusión son las “capas generadoras.”Por el contrario, las capas depositacionales son lasque se formaron por la depositación del sedimentotransportado, no por un proceso de inyección. Losrasgos de inyecciones de arena exhiben escalas detamaño que varían de milímetros a kilómetros yhan sido observados en núcleos, registros de imá-genes de las paredes de los pozos, secciones sísmi-cas, afloramientos, fotografías aéreas e imágenessatelitales. Incluso, se han identificado de maneratentativa en fotos de Marte.1

Las compañías de E&P están percibiendo quemuchos yacimientos de petróleo y gas, existentesen areniscas depositacionales ordinarias, poseenconexiones con las inyectitas. Esto es importantepor dos razones fundamentales. En primer lugar,la arena inyectada puede agregar volumen a unyacimiento, y hacerlo en niveles que son estruc-turalmente más altos que el yacimiento principal.Por otro lado, las arenas inyectadas poseen habi-tualmente un elevado grado de porosidad y perme-abilidad, formando excelentes zonas productivas.La detección de la localización y de la forma delas inyectitas puede ayudar a ubicar con exacti-tud reservas adicionales e incrementar el éxito delas operaciones de perforación.

El segundo motivo del interés en las inyectitases la comunicación hidráulica. Ellas pueden mejo-rar la conectividad entre las capas prospectivas, loque a su vez posibilita que las reservas sean dre-nadas con menos pozos y a un costo más bajo. Noobstante, el aumento de la conectividad también

puede producir un impacto negativo. La presenciade inyectitas indica una brecha de la roca de cu-bierta que normalmente sella los hidrocarburospresentes en un yacimiento. Si un sello de yaci-miento se ha quebrado, el petróleo y el gas podríanhaber fugado o estar en comunicación con otro ya-cimiento. Las inyectitas también pueden afectarla conectividad con los acuíferos. Estas conside-raciones son decisivas para optimizar el desarro-llo de los campos petroleros y el modelado delcomportamiento de los yacimientos.

En este artículo, examinamos parte de lo quese ha asimilado sobre las inyectitas a partir de es-tudios de afloramientos y de la exploración delsubsuelo. Además analizamos algunos de los yaci-mientos conocidos de hidrocarburos, respecto delos cuales actualmente se cree que se asocian con

la presencia de inyectitas de arena y describimosel impacto de las mismas sobre su desarrollo.

Reconocimiento inicialLas intrusiones clásticas fueron reconocidas enafloramientos, minas y datos del subsuelo de todoel mundo (arriba).2 Han sido descriptas en la lite-ratura geológica que se remonta al año 1821.3 Du-rante su viaje en el HMS Beagle, entre 1832 y1836, Charles Darwin mencionó un dique ubicadoen el sector oriental de la Argentina como nota-ble, levemente tortuoso y constituido fundamen-talmente por granos redondeados de cuarzo.4

Durante los 170 años siguientes, los geólogos con-tinuaron reportando la presencia de diques dearenisca y otros de naturaleza clástica, haciendoconjeturas acerca de su origen.5

1. http://mars.jpl.nasa.gov/mgs/msss/camera/images/science_paper/f5/ (Se accedió el 11 de julio de 2008).

2. Hurst A y Cartwright J: “Relevance of Sand Injectites toHydrocarbon Exploration and Production,” en Hurst A yCartwright J (eds): Sand Injectites: Implications forHydrocarbon Exploration and Production, AAPG Memoir87 (Inyectitas de arena: Implicancias para la Exploracióny Producción de Hidrocarburos, Memoria 87 AAPG).Tulsa: AAPG (2007): 1–19.Ribeiro C y Terrinha P: “Formation, Deformation andChertification of Systematic Clastic Dykes in a Differentially Lithified Carbonate Multilayer. SWIberia,Algarve Basin, Lower Jurassic,” Sedimentary Geology196 no. 1–4 (15 de marzo de 2007): 201–215.Neuwerth R, Suter F, Guzman CA y Gorin GE: “Soft-Sediment Deformation in a Tectonically ActiveArea: The Plio-Pleistocene Zarzal Formation in the Cauca Valley (Western Colombia),” Sedimentary Geology 186, no. 1–2 (15 de abril de 2006): 67–88.Dharmayanti D, Tait A y Evans R: “Deep-Water Reservoir Facies of the Late Jurassic Angel Fan, Dampier Sub-Basin, Australia,” Artículo 30044 de Search and Discovery, mostrado el 4 de noviembre de 2006, http://www.searchanddiscovery.net/documents/2006/06127dharmayanti/index.htm (Se accedió el 21 demayo de 2008).

Chi G, Xue C, Lai J y Qing H: “Sand Injection and Liquefaction Structures in the Jinding Zn–Pb Deposit,Yunnan, China: Indicators of an Overpressured Fluid System and Implications for Mineralization,” EconomicGeology 102, no. 4 (Junio–Julio de 2007): 739–743.Truswell JF: “Sandstone Sheets and Related Intrusions fromCoffee Bay, Transkei, South Africa,” Journal of SedimentaryPetrology 42, no. 3 (Septiembre de 1972):578–583.

3. Strangways WTHF: “Geological Sketch of the Environs ofPetersburg,” Memorias de la Sociedad Geológica deLondres 5 (1821): 392–458. Citado en Newsom JF: “ClasticDikes,” Bulletin of the Geological Society of America 14(1903): 227–268.

4. Darwin CR: Geological Observations on South America.Being the Third Part of the Geology of the Voyage of theBeagle, Under the Command of Captain Fitzroy, R.N.During the Years 1832 to 1836. Londres: Smith Elder andCo. 1846. Las Obras Completas de Charles Darwin On-line, http://darwin-online.org.uk/content/frameset?viewtype=side&itemID=F273&pageseq=164 (Se accedióel 20 de mayo de 2008).

5. Diller JS: “Sandstone Dikes,” Bulletin of the GeologicalSociety of America 1 (1889): 411–442.Newsom JF: “Clastic Dikes,” Bulletin of the GeologicalSociety of America 14 (1903): 227–268.

> Localizaciones de las intrusiones clásticas identificadas en afloramientos, minas y datos del sub -suelo. (Adaptado de Hurst y Cartwright, con datos adicionales de Ribeiro y Terrinha; Neuwerth et al;Dharmayanti et al; Chi et al; y Truswell, referencia 2.)

Localizaciónde las inyectitas

Cuando las inyectitas recién comenzaron a serobservadas, se creía que las intrusiones clásticassólo podían formarse si existía una gran fisuraabierta a la superficie y rellena con sedimentosprovenientes de niveles superiores. Algunos di-ques clásticos, conocidos como “diques neptunia-nos,” se forman efectivamente de esta manera,cuando las presiones extremas de los glaciares uotras cargas depositacionales pesadas hacen quelos sedimentos penetren en las capas infrayacen-tes. Recién en el año 1869, un geólogo propusoque los sedimentos podían ser intrusionadosdesde los niveles inferiores.6

Una investigación de los diques de arenisca delnorte de California, llevada a cabo en el año 1899,concluyó en que las intrusiones en cuestión debie-ron de haberse constituido a través del relleno delas fisuras con arena proveniente de los niveles in-feriores.7 El estudio indicó que no todos los diquesalcanzaban la superficie e incluyó descripciones dela presencia de vetas de escala fina con disposicio-nes paralelas de placas de mica y arena gruesa yfina a lo largo de los lados de los mismos. Algunasintrusiones de arenisca contenían además, frag-mentos de la roca albergadora. Los geólogos aún si-guen utilizando estas características, entre otras,para ayudar a distinguir los filones capa y diquesclásticos de las capas depositacionales.

Según otra de las primeras observacionessobre los diques de areniscas, el petróleo podíamigrar a través de esos diques hasta los yaci -mientos más someros o fugar a la superficie.8 Loshidrocarburos altamente presurizados han sidoconsiderados una fuente posible de la presión y losfluidos responsables de la formación de inyectitas.9

Ésta y otras causas propuestas de dicha formaciónse analizan en las secciones de este artículo queaparecen más adelante.

Los geólogos y otros profesionales de las com-pañías de E&P están revisando las exposicionessuperficiales de las inyectitas con la esperanza deutilizarlas como análogos o modelos, para las in-yectitas presentes en el subsuelo. Algunos de losafloramientos más grandes, que parecen tener es-calas espaciales similares a las de las inyectitasprincipales presentes en el subsuelo, se encuen-tran en Panoche Hills y cerca de la costa de SantaCruz, ambas en California; en la Cuenca de Maga-llanes, al sur de Chile; y en Tabarka, Túnez. Eneste artículo describimos algunas característicasde las inyectitas de Panoche Hills, lo que sugierenacerca de los orígenes de las mismas y cómo pue-den tomarse en cuenta para comprender mejoraquellas presentes en el subsuelo.

Observaciones en afloramientosPanoche Hills se sitúa en el margen occidental delValle de San Joaquín, en California. En esa zona,los rasgos de inyecciones de arena fueron recono-cidos por primera vez a comienzos de la década de1900 y han sido estudiados por numerosos grupos.10

La vasta red de filones capa y diques de areniscaaparece a lo largo de un área de más de 350 km2

[135 mi2] y puede observarse en afloramientos y enfotos aéreas y satelitales (arriba a la izquierda).

Los sedimentos del área de estudio—la se-cuencia Great Valley—fueron erosionados desdelas montañas de Sierra Nevada al este, durante elJurásico Tardío y el Cretácico. Estos sedimentos,cuyo espesor en ciertos lugares alcanza o superalos 12 km [7.4 mi], fueron depositados en aguaprofunda como abanicos submarinos y turbiditas

36 Oilfield Review

> Inyectitas de arena de Panoche Hills en California. Esta red de diques y filones capa de arenisca,de colores claros, situados en fangolita más oscura se extiende otros 700 m [2,300 pies] al norte. Laestratificación aparente es horizontal; los filones capa se alinean horizontalmente y los diques cortan la estratificación en forma transversal. El inserto (extremo inferior izquierdo) muestra una interpretaciónde un arreglo de diques y filones capa (líneas negras).

500 m1,640 pies

Norte Sur

CaliforniaPanocheHills

> Filones capa de arenisca clara en fangolita más oscura. Los filones capacon espesores de hasta 6 m fueron inyectados en la fangolita y se vinculanpor pasos, esencialmente diques, que atraviesan la estratificación en formatransversal.

Otoño de 2008 37

con limolitas y arcilitas intercaladas. Los sedimen-tos ricos en lodo, cuyo espesor llega hasta 1 km,[0.6 mi], fueron depositados sobre las unidadesde arena, creando un sello de baja permeabilidad.

En el Paleoceno Temprano, un episodio de in-yección significativo formó el complejo gigante deinyectitas de Panoche. Este evento geológico colocólas arenas de grano fino a intermedio, provenientesde los abanicos submarinos del Cretácico, en los se-dimentos suprayacentes ricos en contenido de lodo.El complejo de inyectitas posee un espesor estrati-gráfico de más de 1,200 m [3,940 pies], que proba-blemente excedió los 1,600 m [5,250 pies] antesde la compactación.

Algunas partes del complejo se encuentran do-minadas por la presencia de filones capa escalo-nados—filones capa que se elevan de un nivel aotro en escalones—de 6 m [20 pies] de espesorcomo mínimo (página anterior, abajo). Algunos fi-lones capa parecen estar rellenos principalmentecon arena limpia, mientras que otros contienenláminas, o inclusiones grandes, de roca alberga-dora rica en arcilla (derecha). Donde los filonescapa se han intrusionado, la roca albergadora seencuentra “levantada,” mostrando un aumentoaparente del espesor. En ciertas porciones delcomplejo, los diques largos poseen una longitud quese extiende hasta 1,200 m (abajo, a la derecha). Engeneral, el espesor de los diques se reduce con ladistancia existente hasta la capa generadora.

6. Wurtz H: “On the Grahamite of West Virginia and theNew Colorado Resinoid,” Actas de la Asociación Americana de Ciencia 18 (1869): 124–135. Citado en Newsom, referencia 5.

7. Diller, referencia 5.8. Newsom, referencia 5.

Anderson R y Pack RW: “Geology and Oil Resources of the West Border of the San Joaquin Valley North of Coalinga, California,” US Geological Survey Bulletin603 (1915).

9. Jenkins OP: “Sandstone Dikes as Conduits for OilMigration Through Shales,” AAPG Bulletin 14, no. 4(Abril de 1930): 411–421.

10. Anderson y Pack, referencia 8.Jenkins, referencia 9.Zimmerman J Jr: “Tumey Sandstone (Tertiary), FresnoCounty, California,” AAPG Bulletin 28, no. 7 (Julio de1944): 953–976.Payne MB: “Type Moreno Formation and OverlyingEocene Strata on the West Side of the San JoaquinValley, Fresno and Merced Counties,” California Divisionof Mines and Geology, Informe Especial 9 (1951).Smyers NB y Peterson GL: “Sandstone Dikes and Sills in the Moreno Shale, Panoche Hills, California,” GSABulletin 82, no. 11 (Noviembre de 1971): 3201–3208.Friedmann J, Vrolijk P, Ying X, Despanhe A, Moir G yMohrig D: “Quantitative Analysis of Sandstone IntrusionNetworks, Panoche Hills, CA,” presentado en la ReuniónAnual de la AAPG, Houston, 10 al 13 de marzo de 2002.Vigorito M, Hurst A, Cartwright J y Scott A: “Regional-Scale Subsurface Sand Remobilization:Geometry and Architecture,” Journal of the Geological Society 165, no. 3 (2008): 609–612.

> Un filón capa con grandes inclusiones de roca albergadora. El filón capade arena clara contiene láminas- o inclusiones- grandes de roca alberga -dora, compuesta por fangolita más oscura que han sido quebradas durantela intrusión. La inclusión más cercana al geólogo mantuvo su orientaciónhorizontal, pero las inclusiones de la izquierda rotaron. Con este estilo delocalización del filón capa, visible en el afloramiento, es fácil imaginar queen el subsuelo las inclusiones de magnitud producirían un impacto ines pe -rado y negativo sobre la estabilidad de los pozos y podrían evitarseobteniendo las mediciones LWD apropiadas.

> Diques largos que se extienden en la distancia. Estos diques de arenisca(D) se extienden desde donde se encuentran los geólogos en el primerplano, a través de varias quebradas y sierras, hasta aproximadamente1,200 m al este (dentro de la fotografía). Son más competentes que la rocaalbergadora adyacente, y, por ende, no se erosionan con tanta facilidad. Elfilón capa de color claro (S), que se observa en primer plano, correspondeal tope del complejo de filones capa que se ve en la fotografía del extremoinferior de la página anterior.

DD

D

S

cm

0

10

Algunos de los diques alcanzaron el fondo delocéano, extruyendo la arena sobre el paleofondomarino. La identificación y la datación de los fósi-les marinos permitieron la determinación de untiempo aproximado del episodio de inyección. Elanálisis isotópico de la calcita depositada durantela expulsión del fluido a través de las inyectitas in-dica que los fluidos se filtraron a la superficie, através de un intervalo de 2 millones de años, du-rante el Daniano, entre 62 y 65 millones de añosaproximadamente.11

La secuencia entera se inclinó hacia el este,en el Paleoceno, durante el levantamiento regio-nal que también formó las Sierras Costeras (CoastRanges) al oeste del Valle de San Joaquín, en elmismo momento del desarrollo del margen de

transformación de San Andrés. Debido a este pro-ceso de inclinación y erosión subsiguiente, la sec-ción de inyección entera, desde la roca generadorahasta la extrusión en el fondo marino, puede verseen el afloramiento.

Otra característica del complejo de inyectitasPanoche es la presencia de diques transversalesde mineralogía diferente (arriba). Esto indica quediversas rocas generadoras dieron origen a las in-yecciones independientemente, durante una solafase de inyección de arena.

La distribución y la orientación de las inyecti-tas en Panoche proporcionan cierto conocimientocon respecto al estado de esfuerzos existentes enel momento de la intrusión de arena. En general,las fracturas se abren en planos perpendiculares

al esfuerzo principal mínimo. En consecuencia, enlos lugares en los que los filones capa dominan elestilo de inyección, la dirección del esfuerzo mí-nimo fue vertical. La alineación de los diques a lolargo de una distancia considerable indica quefueron ubicados cuando el esfuerzo principal mí-nimo actuaba fundamentalmente en una direc-ción horizontal. La existencia de diques en todaslas direcciones, y de algunos junto con filonescapa, indica las condiciones de esfuerzos isotró-picos.12 Todos estos escenarios tuvieron una par-ticipación activa en distintas partes del complejode inyectitas de Panoche.

Mecánica de la intrusión de arenaLa mecánica de la intrusión de arena en gran es-cala no es muy bien conocida. Un enfoque consi-dera a las inyectitas como ejemplos naturales delas fracturas hidráulicas inducidas, efectuadaspara estimular los yacimientos.13 Con este enfo-que, el proceso de inyección puede ser modeladosi se conocen o se asumen las condiciones del epi-sodio de inyección. No obstante, en la mayoría delos casos, no se comprenden bien las condicionesbásicas—tales como la fuente de fluidos, el modode transporte de los sedimentos, la profundidad yla presión de poro de la arena generadora, el régi-men de esfuerzos, y la profundidad y la geometríade la intrusión-emplazamiento—ni los mecanis-mos disparadores. Tampoco queda claro si elfluido sobrepresionado inicia las fracturas, queposteriormente son rellenadas con arena—enforma similar al apuntalante que rellena las frac-turas hidráulicas—o si el fluido cargado de arenaes el agente de fracturamiento.

A pesar de estas limitaciones, existe ciertoacuerdo general en cuanto a los tres ingredientesprincipales requeridos para la generación de las in-trusiones de arena.14 El primero es la presencia dearena no consolidada encajonada en fangolitas debaja permeabilidad. El tamaño de la intrusión de-pende en parte del volumen de arena disponible.Los canales pequeños, ricos en contenido de arena,pueden exhibir flancos de inyección, pero para lasintrusiones de gran escala debe existir un volumenmás elevado de arena. Se han observado cantida-des extremadamente grandes de arena inyectada;que en ciertos casos oscilan entre 10 y 100 millo-nes de m3 [350 millones y 3,500 millones de pies3].15

También se requieren volúmenes considerables defluido para transportarla hacia arriba.

La segunda condición es la sobrepresión cau-sada por uno o más mecanismos, tales como lacompactación por desequilibrio, la transferenciade presión lateral o profunda, la flotabilidad delfluido y el diapirismo salino. La compactación pordesequilibrio tiene lugar cuando la arena rellenade fluido, sepultada bajo la fangolita de baja per-

38 Oilfield Review

> Evidencia de múltiples capas generadoras. Una intrusión de color dora -do-naranja, cuya tendencia va desde el extremo inferior izquierdo hacia elextremo superior derecho, es cortada por una intrusión más blanca que laintersecta en forma casi perpendicular en el lugar donde se encuentra pa -rado el geólogo (flecha). Las intrusiones de arena de diferentes coloresindican la existencia de variadas capas generadoras. El corte transversalimplica múltiples episodios de inyección.

>Núcleos con rasgos de inyecciones de arena. El núcleo de la izquierda muestra una arena inyec ta dacon estructuras forma das por la fuga de fluidos (cortesía de A. Hurst), que son los rastros subver ti ca lescausados por el fluido que se eleva a través de los sedimentos no consolidados (inserto). El diámetrode la moneda es de aproximadamente 2 cm [0.8 pulgadas]. El núcleo siguiente, proveniente de un pozode Total E&P del área marina de Angola, contiene un dique de arena petrolífera (gris oscuro) en lalutita (gris claro). El núcleo de la derecha, también de Total E&P Angola, muestra la roca albergadorabrechiforme (gris claro) en la arena inyectada (gris oscuro), junto con una vista en primer plano.

Otoño de 2008 39

meabilidad, no puede expulsar los fluidos alojadosen los poros y compactarse normalmente. La trans-ferencia de presión lateral, en forma de desliza-miento sinsedimentario de gran escala, puedeimpartir sobrepresión a un cuerpo arenoso sepul-tado. La transferencia de presión profunda se pro-duce cuando las sobrepresiones altas, provenientesde las profundidades de una cuenca sedimenta-ria, llegan a niveles más someros. Los hidrocarbu-ros en proceso de migración, que poseen másflotabilidad que el agua, podrían ingresar en laarena rellena de agua e incrementar la presión defluido. Los diapiros salinos en proceso de eleva-ción pueden crear sobrepresión al impulsar losfluidos por delante de los mismos.16 Cualquiera deestos mecanismos, por separado o en concordan-cia, podría generar un grado de sobrepresión sufi-ciente para inducir la licuefacción, condición enla cual el fluido—no los granos de arena—so-porta la presión de sobrecarga, reduciendo a cerola resistencia a la cizalladura (al corte) de la mez-cla arena-fluido.

El tercer requisito es un episodio disparador,tal como el impacto de un sismo, un meteorito, uncometa o un asteroide, una erupción volcánica oun deslizamiento de terreno. Estos eventos po-

drían inducir un incremento transitorio de la so-brepresión y también la fluidización o flujo del sis-tema licuado.

Reconocimiento de las inyectitas de arena en el subsueloLas inyectitas de arena se encuentran en escalasde tamaño que varían de milímetros a kilómetrosy habitualmente yuxtaponen materiales con dife-rentes propiedades físicas. Estas característicaspermiten que los rasgos de inyecciones de arenapresentes en el subsuelo sean reconocidos en losnúcleos, en los registros que proveen imágenes dela pared del pozo y en las secciones sísmicas.

Se han identificado inyectitas en núcleos decampos petroleros de diversas áreas del Mar delNorte, el Golfo de Guinea y el área marina de Aus-tralia.17 En los núcleos, los diques son más fácilesde reconocer que los filones capa debido a su dis-cordancia neta con respecto a la estratificaciónde la roca albergadora (página anterior, abajo).18

En relación con los filones capa, en los que loscontactos entre las inyectitas y la roca alberga-dora son paralelos, pueden utilizarse criterios adi-cionales que también rigen para los diques.19

Entre estos criterios se encuentra la homogeniza-ción, o la falta de estructuras depositacionales pri-marias, causada por la fluidización. No obstante,puede existir una estratificación interna inconsis-tente con la estratificación y consistente con laarena removilizada; tal es el caso de las láminas

de flujo y la alineación de los granos o el empaquede granos más estrecho cerca de las paredes delas inyectitas. Otro indicador es la existencia declastos de roca albergadora, que habitualmenteson angulares. También pueden verse rasgos defuga de fluidos, tales como las estructuras que seentremezclan hacia arriba. En algunos casos, laintrusión de arena puede ser afectada por la dia-génesis, la formación de manchas, la cementacióno el petróleo residual de una manera diferente dela roca albergadora.

Dado que los pozos muestrean un volumen re-lativamente pequeño del subsuelo, puede sucederque los núcleos contengan fragmentos insuficien-tes de los volúmenes de inyectitas. Si un pozo en-cuentra una arenisca inyectada, es probable queen las inmediaciones se detecten más inyectitasque no hayan sido muestreadas.

El reconocimiento de las inyectitas en los re-gistros de pozos a menudo no es directo. Las are-nas inyectadas generalmente no poseen uncarácter único (signature) en los registros de re-sistividad o de rayos gamma y a menudo se con-funden con arenas delgadas o “fragmentadas”(arriba). En consecuencia, un posible indicadorde la existencia de inyectitas es la presencia dearenas delgadas por encima de un cuerpo arenosomacizo. Otro signo es la aparición de arena enmarcos estratigráficos inusuales. Además, las in-yectitas tienden a ser más delgadas cuanto máslejos se encuentran de la arena generadora.

11. Minisini D y Schwartz H: “An Early Paleocene Cold Seep System in the Panoche and Tumey Hills, CentralCalifornia, U.S.A.,” en Hurst A y Cartwright J (eds): Sand Injectites: Implications for HydrocarbonExploration and Production, AAPG Memoir 87. Tulsa: AAPG (2007): 185–197.

12. La intrusión de arena bajo condiciones de esfuerzoisotrópico también se ha observado en Texas. Paraobtener más formación, consulte: Diggs TN: “An OutcropStudy of Clastic Injection Structures in the CarboniferousTesnus Formation, Marathon Basin, Trans-Pecos Texas,”en Hurst A y Cartwright J (eds): Sand Injectites:Implications for Hydrocarbon Exploration and Production,AAPG Memoir 87. Tulsa: AAPG (2007): 209–219.

13. Jolly RJH y Lonergan L: “Mechanisms and Controls onthe Formation of Sand Intrusions,” Journal of theGeological Society 159, no. 5 (2002): 605–617.

14. Huuse M, Cartwright J, Hurst A y Steinsland N: “Seismic Characterization of Large-Scale SandstoneIntrusions,” en Hurst A y Cartwright J (eds): SandInjectites: Implications for Hydrocarbon Exploration andProduction, AAPG Memoir 87. Tulsa: AAPG (2007): 21–35.

15. Hurst and Cartwright, referencia 2.16. Marco S, Weinberger R y Agnon A: “Radial Clastic

Dykes Formed by a Salt Diapir in the Dead Sea Rift,Israel,” Terra Nova 14, no. 4 (2002): 288–294.

17. Braccini E y Penna E: “Sand Injections in Angola Deep Offshore,” presentado en el 5to Foro Anual de Evaluación de Formaciones de Angola, Luanda,Angola, 26 al 27 de octubre de 2005.Dharmayanti et al, referencia 2.

18. Briedis NA, Bergslien D, Hjellbakk A, Hill RE y Moir GJ:“Recognition Criteria, Significance to Field Performance,and Reservoir Modeling of Sand Injections in the BalderField, North Sea,” en Hurst A y Cartwright J (eds): SandInjectites: Implications for Hydrocarbon Exploration andProduction, AAPG Memoir 87. Tulsa: AAPG (2007): 91–102.

19. Hurst A, Cartwright J y Duranti D: “FluidizationStructures Produced by Upward Injection of SandThrough a Sealing Lithology,” en Van Rensbergen P,Hillis RR, Maltman AJ y Morley CK (eds): SubsurfaceSediment Mobilization, Geological Society SpecialPublication 216. Londres: Geological Society (2003):123–138.

> Un conjunto de datos de pozos, dos modelos de distribución de areniscas. La interpretación de los datos de pozos depende de los modelos de trabajo. La interpretación de los registros, según lacual originalmente se pronosticó una distribución de arenas fragmentadas delgadas por encima delyacimiento principal (extremo superior), puede modificarse si en ella se incluyen las inyectitas(extremo inferior). (Adaptado de Hurst, referencia 32.)

Arenas fragmentadas(depositacionales)

Arenas en forma debloques (depositacionales)

“Ruido de migración”

Compactación diferencial

“Ruido de migración”

Arenasfragmentadas(inyectadas)

Arenas en forma debloques (inyectadas)

Flancoarenoso

Roca albergadora elevada

Flancoarenoso

La arena inyectada a menudo logra muy buenaclasificación y posee una porosidad del 30% o su-perior. Las permeabilidades se ubican común-mente en el rango de los darcies. No obstante, enciertos casos, las arenas inyectadas exhibenmenor porosidad, mayor densidad y velocidadessónicas más altas que sus arenas generadoras uotras de tipo depositacionales cercanas.20 Estoscriterios han sido utilizados para distinguir las in-yectitas de las facies depositacionales, inclusocuando la inyectita intrusiona una arena deposita-cional no relacionada.21

Las herramientas proveedoras de imágenes dela pared del pozo, tales como los generadores deImágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI,de Imágenes Microeléctricas en Lodos Base AceiteOBMI y de Imágenes Ultrasónicas de la Pared delPozo UBI, pueden detectar inyectitas de arena queson discordantes con respecto a la estratificaciónde la roca albergadora. Los geólogos de Total E&PAngola han utilizado estas herramientas paracrear imágenes de las mismas, presentes en elGolfo de Guinea (arriba, a la izquierda).22 Los re-gistros que proporcionan imágenes constituyen unenlace importante entre las mediciones de los

registros a escala de núcleos y las de registros aescalas más grandes (arriba, a la derecha).

En la escala sísmica, los rasgos de inyeccionesde arena a veces son difíciles de apreciar porque amenudo poseen un bajo contraste de impedanciaacústica con las fangolitas de la roca albergadora.

La generación de imágenes de estas característi-cas mejora cuando el contraste es elevado, comosucede con las arenas de alta porosidad cargadasde hidrocarburos, que se encuentran en yuxtaposi-ción con la roca albergadora de alta densidad ybaja porosidad.

40 Oilfield Review

20. Fretwell PN, Canning WG, Hegre J, Labourdette R ySweatman M: “A New Approach to 3D GeologicalModeling of Complex Sand Injectite Reservoirs: The Alba Field, United Kingdom Central North Sea,” en HurstA y Cartwright J (eds): Sand Injectites: Implications forHydrocarbon Exploration and Production, AAPG Memoir87. Tulsa: AAPG (2007): 119–127.

21. Duranti D, Hurst A, Bell C, Groves S y Hanson R:“Injected and Remobilised Eocene Sandstones from theAlba Field, UKCS: Core and Wireline Log Characteristics,”Petroleum Geoscience 8, no. 2 (Mayo de 2002): 99–107.Hurst et al, referencia 19.

22. Braccini y Penna, referencia 17.23. McHugo S, Cooke A y Pickering S: “Description of a

Highly Complex Reservoir Using Single Sensor SeismicAcquisition,” artículo SPE 83965, presentado en laConferencia del Área Marina de Europa de la SPE,Aberdeen, 2 al 5 de septiembre de 2003.

24. MacLeod MK, Hanson RA, Bell CR y McHugo S: “TheAlba Field Ocean Bottom Cable Seismic Survey: Impacton Development,” The Leading Edge 18, no. 11(Noviembre de 1999): 1306–1312.

25. Huuse et al, referencia 14.Huuse M y Mickelson M: “Eocene Sandstone Intrusionsin the Tampen Spur Area (Norwegian North Sea Quad

34) Imaged by Seismic Data,” Marine and PetroleumGeology 21, no. 2 (Febrero de 2004): 141–155.

26. McHugo et al, referencia 23.27. Molyneux S, Cartwright J y Lonergan L: “Conical

Sandstone Injection Structures Imaged by 3D Seismic in the Central North Sea, UK,” First Break 20, no. 6 (Junio de 2002): 383–393.Davies RJ: “Kilometer-Scale Fluidization StructuresFormed During Early Burial of a Deepwater SlopeChannel on the Niger Delta,” Geology 31, no. 11(Noviembre de 2003): 949–952.Hamberg L, Jepsen A-M, Ter Borch N, Dam G, EngkildeMK y Svendsen JB: “Mounded Structures of InjectedSandstones in Deep-Marine Paleocene Reservoirs,Cecilie Field, Denmark,” en Hurst A y Cartwright J (eds):Sand Injectites: Implications for HydrocarbonExploration and Production, AAPG Memoir 87. Tulsa:AAPG (2007): 69–79.

28. “History of the North Sea,” Dirección General dePetróleo de Noruega, http://www.npd.no/English/Emner/Geografiske+omraader/Nordsjoen/NordsjoenHistorikk.htm(Se accedió el 8 de julio de 2008).

29. Briedis et al, referencia 18.30. Briedis et al, referencia 18.

> Inyecciones de arena en un registro obtenido con el generador deImágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo UBI. La imagen UBI (Carril 3)muestra las inyecciones de arena presentes entre X,X02.5 y X,X03.0 m yentre X,X04.0 y X,X04.5 m (corchetes) con inclinaciones pronun cia das(echados) respecto de la baja inclinación de la roca albergadora. Lasinyectitas a veces corresponden a reducciones leves en las lec turasde los rayos gamma (verde, Carril 1). La inclinación pronunciada tam -bién puede observarse en el Carril 1 (círculo). Los echados obser va dosen la imagen generada con la herramienta de Medición de Echados enLodos Base Aceite OBDT (Carril 2) corroboran los interpretados a partirde las mediciones ultrasónicas (Adaptado de Braccini y Penna,referencia 17, cortesía de Total E&P Angola.)

Imagen OBDT Imagen UBI0 360 360

Echado (buzamiento), grados0 45 90

Rayos gamma,0 200°API

X,X02.0

X,X03.0

X,X03.5

X,X04.0

X,X04.5

X,X02.5

Prof

., m

0

> Correlación entre los registros que proporcionan imágenes y los nú -cleos en un pozo de Total E&P ubicado en el Golfo de Guinea. Losechados y las imágenes se obtuvieron con el generador de ImágenesMicroeléctricas en Lodos Base Aceite OBMI. Los rasgos de inclinaciónpronunciada, corres pondientes a las flechas rodeadas por círculos rojos(Carril 1), indican la presencia de inyecciones que forman altos ánguloscon respecto a la roca albergadora de inclinación leve. En las imágenesOBMI (Carriles 2 y 3), los colores oscuros corresponden a valores debaja resistividad (lutitas) y los tonos claros corresponden a valores dealta resistividad (arenas). La tona lidad de las sinusoides interpretadasen las imágenes OBMI corres ponden a los colores de las flechas queindican el echado en el Carril 1. La foto gra fía del núcleo (derecha)muestra un contacto de alto ángulo entre la arena inyectada (grisclaro) y la roca albergadora (gris oscuro). (Adaptado de Braccini y Penna, referencia 17, cortesía de Total E&P Angola.)

Imagen estáticaOBMI

0 360

Imagen dinámicaOBMI

0 360Echado, grados

0 45 90

Rayos gamma,0 200°API

20

30

40

50

60

70

80

Núcleo

Esca

la v

ertic

al, c

m

Prof

., m

X,X50

X,X51

X,X53

X,X52

X,X54

Otoño de 2008 41

Para un proceso de producción de imágenesoptimizado en los casos de escaso contraste de im-pedancia acústica, el procesamiento de los datosde ondas compresionales con el apilamiento tradi-cional puede mejorarse con el procesamiento par-cial por ángulos de incidencia, la inversión y elanálisis AVO (variación de la amplitud con el des-plazamiento).23 El análisis de ondas de corte obte-nido mediante la técnica de adquisición sísmicacon cables de fondo marino (OBC) también puederevelar rasgos de inyecciones que no se ven en losdatos de ondas compresionales.24

El tamaño de un rasgo que puede ser resueltopor métodos sísmicos depende de las densidadesy las porosidades de las capas a través de las cua-les se propagan las ondas sísmicas, del contenidode frecuencia, el muestreo espacial, la aperturadel proceso de migración y el ruido.25 En las con-diciones habituales del Mar del Norte, pueden de-tectarse estructuras de unos pocos metros detamaño y resolverse o cuantificarse espesores queoscilan entre 10 y 40 m [33 y 131 pies]. Las mejo-ras logradas en el proceso de generación de imá-genes con la aplicación de la nueva tecnología deadquisición sísmica, tal como el sistema de sen-sores unitarios Q-Marine, están ayudando a resol-ver rasgos aún más pequeños.26

En los datos sísmicos del Mar del Norte y de laregión situada frente a la costa oeste de África, seha observado una variedad de estilos de inyección.Las formas de las inyectitas incluyen flancos, es-tructuras inclinadas que atraviesan la estratifica-ción en forma transversal, montículos, formas decúspides y conos (derecha).27

Campos petroleros con inyectitasMuchos campos petroleros del Mar del Norte estánvinculados con inyectitas o contienen rasgos de re-movilización de arena. En ciertos casos, se identi-ficaron arenas intrusivas delgadas por encima delyacimiento principal mediante el muestreo de nú-cleos de pozos exploratorios, pero fueron ignora-das o interpretadas erróneamente. En otros casos,las imágenes sísmicas ayudaron a localizar flancosde inyección de gran escala que posteriormente seobservó que contenían hidrocarburos. A menudo,estos campos se centran en una o varias unidadesgrandes de areniscas de aguas profundas deposi-tadas como turbiditas o flujos gravitacionales. Ladistribución y el tamaño de las arenas inyectadas,removilizadas desde los cuerpos arenosos genera-dores, varían considerablemente al igual que el im-pacto de la inyección arenosa sobre el desarrollode los campos petroleros.

El primer descubrimiento de petróleo en elMar del Norte—el Campo Balder, descubierto en1967—estuvo más de 30 años bajo operaciones deexploración y evaluación antes de ingresar en la

fase de producción.28 Este campo geológicamentecomplejo comprende siete acumulaciones de pe-tróleo en arenas de aguas profundas separadas yentrampadas por fangolitas y tobas volcánicas. Enel año 1969, se reconocieron por primera vez in-yecciones de arena centimétricas en núcleos deun pozo de exploración inicial, pero fueron consi-deradas insignificantes.29

Desde entonces, han sido identificados más de150 rasgos de inyecciones de arena en núcleos,registros y datos sísmicos del Campo Balder; elmás grande de los campos con un espesor de 11 m[36 pies]. La removilización de la arena, posteriora la depositación—extracción, diapirismo e inyec-ción de arena—produjo la yuxtaposición de arenasobre arena, creando un fenómeno extendido deconectividad intra-yacimiento. Las acumulaciones

presentes en las inyectitas de arena pueden darcuenta de más del 25% del petróleo en sitio delCampo Balder, y todas las arenas parecen estar co-municadas hidráulicamente. En ciertas zonas delcampo, es imposible obtener ajustes históricos ra-zonables sin adicionar una componente de inyec-ción arenosa a la conectividad intra-yacimiento.30

La incorporación de las inyectitas de arena en elmodelo de yacimiento de campo completo ayudó alograr ajustes suficientes con la historia de produc-ción y se espera que asista en la maximización dela recuperación final del campo.

El ejemplo más conocido de un yacimiento afec-tado por la inyección de arena es quizás el CampoAlba, situado en el sector británico del Mar delNorte. Las arenas de canales turbidíticos de alta po-rosidad de dicho campo fueron descubiertas en

> Expresiones sísmicas de la inyección arenosa. El proceso de generación de imágenes sísmicascap ta un abanico de rasgos de inyectitas. Las formas de tipo montículo y de cúspide aparecen en lassuperficies superiores de la arena inyectada (extremo superior izquierdo y extremo superior derecho).Una vista 3D (extremo superior izquierdo) muestra el tope de un flanco arenoso (azul) que se levantaen forma pronunciada a la izquierda. (Cortesía de Marathon Oil UK.) En el extremo superior derechose muestra una sección sísmica. (Adaptado de Hamberg et al, referencia 27, cortesía de DONG E&PExploration.) Por encima de una arenisca depositacional de gran espesor se observa una intrusióncónica en forma de “V” (extremo inferior izquierdo). La exageración vertical es de siete veces.(Adap tado de Huuse y Mickelson, referencia 25.) Una inyectita con flancos inclinados que cortan laestatificación en forma transversal aparece en una sección de inversión sísmica (centro a la derecha).(Cortesía de Marathon Oil UK). Una vista 3D de una inyección del Mar del Norte en forma de plato(extremo inferior derecho), se encuentra codificada en color desde la porción somera (rojo) hasta la porción profunda (azul). (Cortesía de M. Huuse.)

~ 5 k

m

~1 km

Horizonte Balder Superior en forma de montículo que sobreyace los montículos de arenisca removilizada de Siri Canyon

Campo Gryphon

9/18b-A23

9/18b-A24Z

9/18b-34Z

9/18b-A26

9/18b-A25

9/18b-A27

9/18b-A28Z

1000 millas

0 100km

VolundGryphon

Alvheim

1000 millas

0 100km

NORUEGA

REINOUNIDO

M A R D E L N O R T E

9/18b-34Z9/18b-A269/18b-A25

9/18b-A279/18b-A289/18b-A28Z

9/18b-A239/18b-A249/18b-A24Z

2004

2005

2007

Año Pozos perforados

campo penetró más de 91 m [300 pies] de arenaturbidítica, mientras que otro ubicado a menos de500 m [1,640 pies] al norte prácticamente no laencontró. La calidad del yacimiento era exce-lente, con una porosidad promedio del 36% y unapermeabilidad promedio de 7 D.35 Para aumentaraún más la complejidad del yacimiento, se obser-varon arenas inyectadas de pequeña escala y unospocos centímetros de espesor, por encima del ya-cimiento principal, pero su contribución al volu-men del yacimiento no se consideró significativa.

Las primeras investigaciones sísmicas—levan-tamientos 2D en 1985, 1987 y 1988, un levanta-miento 3D en 1990 y un levantamiento OBC en1999—detectaron la estructura general en formade montículo del Campo Gryphon; sin embargo,las limitaciones asociadas con la calidad de losdatos sísmicos dificultaron la delineación deta-llada. Más adelante, después que Maersk Oil ad-quiriera experiencia con las inyectitas en elCampo Leadon cercano, junto con las mejoras in-troducidas en el procesamiento sísmico y los mé-todos de inversión sísmica simultánea aplicadospor Maersk Oil a los datos sísmicos con desplaza-miento largo adquiridos en 2002, se identificaronflancos de inyecciones de arena de gran escala enlos márgenes del campo (próxima página, arriba).36

El primer objetivo de desarrollo de las inyecti-tas, fue una sección del flanco arenoso principal si-tuado en el margen este del campo. Este objetivoimplicó numerosos desafíos, incluyendo las opera-

42 Oilfield Review

> Campo Gryphon, en el sector británico del Mar del Norte. Desde el año 2004, este campo producepetróleo mediante pozos horizontales geonavegados dentro de las arenas inyectadas.

31. MacLeod et al, referencia 24.Lonergan L y Cartwright JA: "Polygonal Faults and Their Influence on Deep-Water Sandstone ReservoirGeometries, Alba Field, United Kingdom Central NorthSea," AAPG Bulletin 83, no. 3 (Marzo de 1999): 410–432.

32. Hurst A: “Sand Intrusions Reveal Increased Reserves,”GEO ExPro (Octubre de 2005): 12–20.

33. Fretwell et al, referencia 20.34. Purvis K, Kao J, Flanagan K, Henderson J y Duranti D:

“Complex Reservoir Geometries in a Deep Water ClasticSequence, Gryphon Field, UKCS: Injection Structures,Geological Modelling and Reservoir Simulation,” Marineand Petroleum Geology 19, no. 2 (2002): 161–179

35. Templeton G, McInally A, Melvin A y Batchelor T:“Comparison of Leadon and Gryphon Fields SandInjectites: Occurrence and Performance,” presentado en la 68a Conferencia y Exhibición de la EAGE, Viena,Austria, 12 al 15 de junio de 2006.

36. Para obtener más información sobre inversiónsimultánea, consulte: Barclay F, Bruun A, RasmussenKB, Camara Alfaro J, Cooke A, Cooke D, Salter D,Godfrey R, Lowden D, McHugo S, Özdemir H, PickeringS, Gonzalez Pineda F, Herwanger J, Volterrani S,Murineddu A, Rasmussen A y Roberts R: “Inversiónsísmica: Lectura entre líneas,” Oilfield Review 20, no. 1(Verano de 2008): 44–66.

37. Hart N, Ageneau G, Mattson P y Fisher A: “Developmentof the Gryphon Field Injection Wing—TechnicalChallenges and Risks,” artículo SPE 108655, presentadoen la Conferencia del Área Marina de Europa de la SPE,Aberdeen, 4 al 7 de septiembre de 2007.

38. Hart et al, referencia 37.39. Chou L, Li Q, Darquin A, Denichou J-M, Griffiths R, Hart

N, McInally A, Templeton G, Omeragic D, Tribe I, WatsonK y Wiig M: “Steering Toward Enhanced Production,”Oilfield Review 17, no. 3 (Otoño de 2005): 54–63.

1984 durante operaciones de perforación en buscade un objetivo más profundo; el Campo Brittania.La producción del Campo Alba comenzó en el año1994. Al igual que con el Campo Balder, se observa-ron rasgos de inyecciones de arena en los primerosnúcleos pero no se consideraron relevantes.

En 1998, un levantamiento sísmico de compo-nentes múltiples 3D de campo completo, ejecu-tado con la técnica de cables OBC, reveló lapresencia de reflexiones inclinadas en los márge-nes del canal principal. En los levantamientosconvencionales previos, adquiridos con cables sís-micos remolcados, no se habían obtenido imáge-nes de estas estructuras debido al bajo contrastede impedancia acústica existente entre la arena y lalutita. Los geofísicos de Chevron interpretaron losrasgos de tipo flancos como inyecciones de arena.31

Subsiguientemente, se perforaron dos pozos en losflancos de inyectitas; el primero penetró 150 m[492 pies] de arena petrolífera y produjo 20,000bbl/d [3,178 m3/d].32 El segundo pozo intersectó20 m [66 pies] de arena en la porción oeste delcampo.

El conjunto de datos sísmicos de componen-tes múltiples se ha transformado en la herra-mienta más importante para la planeación deestos pozos y el pronóstico de la calidad de los ya-cimientos en el Campo Alba.33 Los datos de impe-dancia de ondas de corte obtenidos del volumensísmico invertido—calibrados con los datos denúcleos y registros—han sido convertidos a valo-res cuantitativos de la calidad de la arena con elpropósito de construir modelos geológicos para elposicionamiento de los pozos y modelos de yaci-mientos para la simulación de la producción.

Muchos otros campos del Mar del Norte exhi-ben rasgos de inyectitas y removilización, inclu-yendo los campos Chestnut, Grane, Sleipner Øst,Volund, Gryphon, Leadon, Harding y Jotun. Dos deéstos, los campos Gryphon y Volund, son examina-dos en las secciones siguientes.

Flancos arenosos en el Campo Gryphon El Campo Gryphon—en el que Maersk Oil poseeuna participación del 86.5% y Sojitz del 13.5%—fuedescubierto en 1987 en el Bloque 9/18b del sectorbritánico del Mar del Norte (abajo). El pozo des-cubridor penetró 58 m [190 pies] de arena petro-lífera de la Formación Balder, a una profundidadde 1,738 m [5,700 pies].34 El yacimiento principaldel Campo Gryphon, en producción desde 1993,comprende areniscas turbidíticas de piso de cuencadel Eoceno. No obstante, desde el año 2004, lacompañía operadora Maersk Oil también vieneproduciendo petróleo en los pozos perforados enlos flancos de inyecciones de arena de escala sís-mica que se extienden desde el yacimiento princi-pal. Estos rasgos se desarrollan en los márgenesdel Campo Gryphon donde termina el sistema de-positacional de la arena Balder.

Al igual que la mayoría de los campos que seasocian con rasgos de inyecciones de arena, en unprincipio se creía que el Campo Gryphon conte-nía sólo formaciones de arena depositacionales.Al recabarse más evidencias, la interpretaciónevolucionó. Las primeras operaciones de explora-ción y perforación de evaluación, llevadas a caboen las décadas de 1980 y 1990, mostraron una dis-tribución compleja de las arenas prospectivas. Porejemplo, un pozo cercano a la porción central del

Pozo

Resistividad

Rayos gamma y calibrador

Interpretación con la herramienta PeriScope 15

X,300 X,600 X,900 Y,200 Y,500 Y,800

Agua

Gas

Tope delflanco

Base delflanco

Petróleo

Decenas de piesde espesor

Trayectoriadel pozo

Otoño de 2008 43

ciones de geonavegación a través de un cuerpo are-noso mantiforme inclinado y el manejo de la esta-bilidad de los pozos en las arenas no consolidadasde alta porosidad. Las incertidumbres asociadascon la posición del flanco arenoso obtenida por mé-todos sísmicos, originadas posiblemente por las li-mitaciones relacionadas con la migración de suechado (buzamiento) más pronunciado, junto conla discrepancia de la conversión de tiempo a pro-fundidad, produjeron un impacto sobre la posiciónlateral de un flanco arenoso inclinado. Esto consti-tuyó un desafío para el equipo del subsuelo en lorelativo a las operaciones de geonavegación si-guiendo la dirección de dichos flancos.37

Estas dificultades fueron superadas por unequipo que aplicó una combinación de herramien-tas, tales como la tecnología de geonavegaciónprototipo y la planeación detallada del escenarioprevio a la perforación de pozos, incluyendo losestudios de inestabilidad de los pozos y una exten-siva colaboración interdisciplinaria. Cabe aclararque Maersk Oil fue la primera compañía del sec-tor británico del Mar del Norte que utilizó la tec-nología PeriScope para la confección de mapas delos límites de capas y perforó un pozo de produc-ción dirigido a un objetivo ubicado en un flancode inyección. Por otra parte, un grupo de geona -vegación, con base en las oficinas, trabajó enforma continua comunicándose con la brigada delequipo de perforación para integrar los datos LWDcon el conocimiento del yacimiento de inyectitas.Esto permitió que los geólogos de Maersk Oil to-maran decisiones en tiempo real para volver alflanco arenoso, mediante operaciones de geona-vegación, después de salir de la inyectita con elfin de maximizar el volumen de zona productiva alo largo del pozo.

Los estudios de estabilidad de pozos para losque se utilizaron datos de otros pozos del CampoGryphon que penetraron la Formación Balder—aproximadamente una cuarta parte de ellos habíaexperimentado pérdidas de lodo—indicaron queno podía lograrse la estabilidad de los mismos.Era posible subsanar las ovalizaciones por roturade la pared del pozo o las pérdidas de lodo perono ambas situaciones. Los perforadores adopta-ron una estrategia de cero pérdida y trabajaroncon miras a controlar la falla del pozo, operandodentro de una estricta ventana de densidad de cir-culación equivalente (ECD).38 Con el riesgo adi-cional de salir de la arena y encontrar lutitasinestables, fue necesario seguir prácticas compro-badas para el éxito de las operaciones de perfora-ción, tales como la observación de los límites desuaveo (pistoneo) y oleada inicial durante las ope-raciones de perforación, conexión y desenganche.

En el año 2004, el primer pozo de desarrollodel Campo Gryphon que apuntó a un flanco de

inyección como objetivo fue perforado horizontal-mente 433 m [1,420 pies] siguiendo el rumbo delflanco y penetrando la arena a lo largo de un 53%de su longitud. Las mediciones LWD indicaron quela trayectoria del pozo se encontraba en el ladobajo del flanco de arena rugosa en vez de encon-trarse en su centro, lo que explicaba las múltiplesentradas y salidas de la arena. No obstante, mien-tras el mismo se encontraba dentro del flanco deinyección, la relación neto/total fue del 100%.

El segundo pozo fue diseñado para ingresar enotro segmento del flanco arenoso principal, en elmargen oeste del Campo Gryphon y para continuaren sentido horizontal dirigiéndose hacia el flanco.

El pozo ingresó al mismo según lo previsto, perosalió a través de la base penetrando la lutita alber-gadora adyacente. Volviendo al pozo de 121⁄4 pulga-das, se confirmó su posición respecto del flancoarenoso, con la herramienta de trazado de mapasde los límites de capas PeriScope 15.39 Dicho ins-trumento utiliza mediciones de inducción azimu-tales para detectar los contrastes de resistividadhasta 4.5 m [15 pies] de la pared del pozo para lasoperaciones de geonavegación en tiempo real.

Se perforó un pozo de re-entrada en agujerodescubierto 80 pies [24 m] al oeste, que se asentóen el flanco arenoso objetivo (abajo). Dicho pozose mantuvo en gran parte dentro del flanco de

> Interpretación sísmica de los flancos de inyección del Campo Gryphon. El yacimiento se indica en amarillo. Los flancos de inyección se ven a laderecha como rasgos inclinados. Los intervalos del yacimiento potencial -mente gasíferos, petrolíferos y acuíferos se indican con sombras de rojoclaro, verde y azul, respectivamente. Los registros de rayos gamma (negro)se muestran a lo largo de las trayectorias de los pozos (naranja).

FormaciónBalder

Superior

A22

Arena maciza

A2ZA19Z A24Z

Flancos de inyección

Área superior

> Asentamiento de un pozo horizontal en un flanco arenoso. El primer intento de alcanzar esta arenainyectada fue fallido y se salió por el otro lado; sin embargo, el pozo fue exitoso y se asentó según loplanificado, permaneciendo dentro del flanco a lo largo de 1,440 pies. Los registros LWD (extremoinferior derecho) ayudaron a los perforadores a mantenerse dentro del flanco de inyección de arena.La imagen generada con la herramienta PeriScope 15 (extremo inferior) muestra que el mismo semantuvo mayormente en la arena de alta resistividad (amarillo) pero encontró algunas zonas dearcilla de baja resistividad (marrón). Las zonas de arena y arcilla también se observan en las curvasde los registros de rayos gamma (verde) y resistividad (rojo).

inyección, a lo largo de 439 m [1,440 pies], pene-trando la arena a través del 80% de un tramo hori-zontal del pozo de 549 m [1,800 pies].40 Nuevamente,mientras el mismo se encontraba dentro del flancode inyección, la relación neto/total fue del 100%.

Con los dos pozos exitosos perforados en elaño 2004, la producción del Campo Gryphon se du-plicó, alcanzando 27,000 bbl/d [4,290 m3/d] para

fines de ese año. Estos resultados incentivaron aMaersk para perforar otros adicionales, incorpo-rando nuevos conocimientos sobre la incertidum-bre asociada con el posicionamiento sísmico.

En la campaña de perforación del año 2005, seaplicó un desplazamiento lateral a las trayectoriasde los pozos para dar cuenta de dicho tipo de incer-tidumbre. Además, se planificaron pozos nuevos de

manera que se asentaran algunos cientos de piespor encima del flanco y realizaran un acercamientooblicuo gradual. Una vez encontrado el flanco, sebajó la tubería de revestimiento y la primera opera-ción, en el tramo de 81⁄2 pulgadas, consistió en des-viarse siguiendo el rumbo del mismo. Con estasmejoras, se perforaron tres pozos adicionales en elaño 2005 y dos más en el año 2007.

Estos pozos hallaron un abanico de calidadesde yacimiento en las diferentes porciones de la in-yectita. Por ejemplo, el primer pozo de 2005 pe-netró una arena extensa y continua cuyanavegación fue fácil, mientras que el segundodebió enfrentar el reto de ser posicionado me-diante técnicas de geonavegación y penetró un vo-lumen menor de arena a lo largo del horizonte deinterés (izquierda).

Para mediados de 2008, los siete pozos queapuntaban a los rasgos de inyección de arenacomo objetivo, habían producido 14 millones debarriles [2.22 millones de m3] de petróleo y ac-tualmente están brindando aproximadamente un80% de la producción diaria del Campo Gryphon(izquierda, extremo inferior).41

La explotación del play representado por losflancos de inyección resultó sumamente exitosapara Maersk Oil. El Campo Gryphon ha sido reju-venecido y se han identificado otros objetivos deperforación en los flancos arenosos. Más impor-tante aún, los conocimientos técnicos especiali-zados, relacionados con los flancos de inyecciónse están aplicando a otras áreas operadas por Maersk Oil en el Mar del Norte.

Descubrimiento de petróleo en un complejo de inyecciones de arenaUn ejemplo notable de la exploración exitosa de lasinyectitas es el complejo gigante de inyecciones dearena del Campo Volund (antes conocido comoCampo Hamsun), descubierto por Marathon y susocia Lundin Norway AS en 2004, en el Bloque 24/9de Noruega. Este hallazgo, del cual se creía que erala primera operación de perforación del mundo lle-vada a cabo deliberadamente en un rasgo de inyec-ción no conectado con un campo productivo,contiene un volumen estimado de reservas que os-cila entre 40 y 50 millones de barriles [6.4 y 7.9 mi-llones de m3] de petróleo equivalente.42

Antes de que Marathon y Lundin Norway AS ad-quirieran la concesión en el año 2003, se habían re-alizado seis pozos de exploración en el Bloque 24/9del sector noruego del Mar del Norte (próxima pá-gina, arriba). Los pozos 24/9-5 y 24/9-6, perforadospor Fina Exploration Norway en 1993 y 1994, en-contraron algunas columnas de petróleo secunda-

44 Oilfield Review

> Imágenes LWD obtenidas con la herramienta PeriScope 15 en los pozos del Campo Gryphon perfo ra -dos en el año 2005. El primer pozo (extremo superior) encontró 528 m [1,733 pies] de arena continua enla que las operaciones de navegación resultaron fáciles (color claro). El segundo pozo (extremo infe rior)penetró 205 m [673 pies] de una arena más delgada, de menor calidad, con varias zonas de arcilla debaja resistividad (color oscuro). Las líneas verdes representan las trayectorias planificadas de los pozosy las curvas rojas son las trayectorias reales.

500 1,0000

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, pie

s 5,700

5,750

5,800

Longitud horizontal, pies

500 1,0000 1,500

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, pie

s 5,700

5,750

Longitud horizontal, pies

> Impacto de las inyecciones de arena sobre la producción. El petróleo prove -niente de los siete pozos horizontales ubicados en los flancos arenosos delCampo Gryphon revitalizó la producción. Los pozos perforados en los flancos de inyección ahora dan cuenta de aproximadamente un 13% de la producciónacumulada del campo.

Tasa

(gas

to, c

auda

l, ra

ta) d

e pe

tróle

o, b

bl/d

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

Pozos principales del campoPozos en los flancos de inyección

13%

87%

Producción acumuladadel campo

Octubre de 1993 Octubre de 2007

Otoño de 2008 45

cas con arenas de inclinación pronunciada quepodían estar intensamente conectadas.44

En una evaluación independiente, Marathonreprocesó los datos sísmicos 3D de la campaña de1996 para verificar si las variaciones de amplituddependientes del desplazamiento podían revelaralguna información acerca del contenido de flui-dos en las arenas inyectadas (abajo).45 El incre-mento de las amplitudes en la sección apilada dedesplazamiento lejano, en comparación con lasde los desplazamientos cercanos—que se cono-cen como firma AVO Clase III—es típico de una

arena de alta porosidad rellena de hidrocarburode esta área.46

No obstante, era importante incrementar laconfiabilidad con respecto a la naturaleza del hi-drocarburo y confirmar la probabilidad de la exis-tencia de una estructura rellena de petróleo. Dadoque el desarrollo de una acumulación de gas no re-sultaba económicamente viable en ese momento,era necesaria una evaluación geofísica adicionaldel tipo de fluido para limitar el riesgo antes decomprometerse a perforar el área prospectiva. Losgeofísicos de Marathon efectuaron una inversión3D antes del apilamiento para la determinación delas impedancias de ondas de corte y ondas compre-sionales, que se combinaron para dar como resul-tado secciones de la denominada impedancia de

>Campo Volund al sur del Campo Alvheim, en el Bloque 24/9 del sector no rue go del Mar del Norte. Lospozos 24/9-5 y 24/9-6 (indicados con los números 5 y 6, respectivamente), perforados en 1993 y 1994,encontraron cantidades insignificantes de petróleo. La línea sísmica designada muestra la posiciónde las secciones sísmicas en las dos figuras siguientes de esta página.

VolundGryphon

Alvheim

1000 millas

0 100km

NORUEGA

REINOUNIDO

M A R D E L

N O R T E

56

7A

7 7B

7C

10 millas

0 1km

Campo Volund

Línea sísmica

Amplitudes de la sección de desplazamiento cercano del Campo Volund

24/9-7A24/9-7

Lutita Balder

Amplitudes de la sección de desplazamiento lejano del Campo Volund

24/9-7A24/9-7

Lutita Balder

> Secciones sísmicas de desplazamiento cercano y lejano, a través del complejo de inyecciones de arena del Campo Volund. Dado el contraste especial delas propiedades acústicas existente entre la arena inyectada y la roca albergadora, se generan mejores imágenes de los flancos inclinados de la in yec titaen la sección de desplazamiento lejano (derecha) que en la de desplazamiento cercano (izquierda). La base del complejo de in yecciones se interpreta enverde. El tope de la lutita Balder se representa en amarillo y “se levanta,” o aumenta de espesor, de manera discontinua, en el centro, donde las arenasinyectadas son más gruesas. El incremento de las amplitudes en la sección apilada de desplazamiento lejano, en comparación con las de las seccionesde desplazamiento cercano, son típicas de una arena rellena de hidrocarburo, de alta porosidad, presente en esta área. Los registros de rayos gamma(amarillo) se muestran a lo largo de las trayectorias de los pozos (negro).

40. Hart et al, referencia 37.41. Hart et al, referencia 37.42. http://www.marathon.com/Global_Operations/

Exploration_and_Production/Norway/ (Se accedió el 2 de julio de 2008).

43. De Boer W, Rawlinson PB y Hurst A: “SuccessfulExploration of a Sand Injectite Complex: HamsunProspect, Norway Block 24/9,” en Hurst A y Cartwright J (eds): Sand Injectites: Implications for HydrocarbonExploration and Production, AAPG Memoir 87. Tulsa:AAPG (2007): 65–68.

44. Lawrence DA, Sancar B y Molyneux S: “Large-ScaleClastic Intrusion in the Tertiary of Block 24/9, NorwegianNorth Sea: Origin, Timing and Implications for ReservoirContinuity,” presentado en la Conferencia y ExhibiciónInternacional de la AAPG, Birmingham, Inglaterra, 12 al15 de septiembre de 1999.Huuse M, Duranti D, Guargena C, Prat P, Holm K,Steinsland N, Cronin BT, Hurst A y Cartwright J: “SandIntrusions: Detection and Significance for Explorationand Production,” First Break 21 (Septiembre de 2003):33–42.

45. De Boer et al, referencia 43.46. En un caso AVO Clase III, la arena posee un contraste

de impedancia acústica más bajo que la lutita envolventey un coeficiente de reflexión negativo grande encondiciones de incidencia normal. Para obtener másinformación, consulte: Rutherford SR y Williams RH:“Amplitude-Versus-Offset Variations in Gas Sands,”Geophysics 54, no. 6 (Junio de 1989): 680–688.

rias en las arenas en forma de montículo delPaleoceno Tardío y Eoceno Temprano, pero éstascarecían de interés económico.43

Cuando los operadores de otras partes del Mardel Norte comenzaron a reconocer y desarrollarlos rasgos de inyecciones de arena asociados conlos campos productores de petróleo, los intérpre-tes revisaron las evaluaciones que habían efec-tuado de los datos sísmicos que cubrían losdescubrimientos de petróleo marginal del Bloque24/9. La estructura en forma de cuenca fue iden-tificada como un complejo de intrusiones clásti-

Poisson (próxima página, arriba).47 El proceso deinversión mejoró la capacidad de interpretación delos datos sísmicos, diagramando claramente laforma y la estructura interna 3D del rasgo de inyec-ción (abajo). La calibración de los valores de im-pedancia de Poisson con los datos de los registrosde pozos permitió diferenciar las unidades ricas encontenido de arena de las fangolitas adyacentes.Las imágenes obtenidas con la inversión sísmicarevelaron además un horizonte plano, que corres-pondía a un contacto agua-petróleo (OWC) obser-vado en el Pozo 24/9-6, lo cual incrementó laseguridad de que la inyectita arenosa estuviera re-llena de petróleo.

El análisis de los datos de afloramientos aná-logos de California central, incluyendo las obser-vaciones de las inyectitas de Panoche Hills,generó la confiabilidad de los intérpretes de Ma-rathon en cuanto al tamaño y la geometría de loscuerpos arenosos inyectados, presentes en el Mardel Norte. En los afloramientos, se observó que lasarenas inyectadas limpias de todos los tamañosestaban bien conectadas entre sí y también conlas que estaban cargadas de brechas de calidadmás pobre. Como resultado de la aplicación deeste concepto al área prospectiva del subsuelo,era probable que los intervalos arenosos con rela-ciones neto/total altas estuvieran en comunica-ción hidráulica con zonas que exhibían otras másbajas, y que el hidrocarburo que migrara hacia el

sistema colmara la estructura y estuviera en co-nexión hidráulica.48

El primer pozo exploratorio, identificado como24/9-7, apuntó al flanco sur del complejo de inyec-titas como objetivo y penetró una capa de arena in-yectada a una profundidad de 1,848 m [6,063 pies]y a una distancia de 2 m [6.6 pies] del tope pre-visto del yacimiento. Conforme lo esperado segúnla interpretación sísmica, el mismo penetró dosdiques arenosos intrusivos importantes. El supe-rior, que inesperadamente contenía gas, poseía unespesor vertical verdadero de 32 m [105 pies], yel inferior, una zona petrolífera, exhibía un grosorvertical verdadero de 12 m [39 pies]. Los núcleosrecuperados de este pozo poseían fangolita comoroca albergadora, arena inyectada y brecha conclastos de roca albergadora (derecha).

Luego del descubrimiento de petróleo en elprimer pozo, se reingresó en el Pozo 24/9-7A,perforando echado abajo para seguir el dique re-lleno de gas e ingresar en la columna de petróleo.Las dos intrusiones de arena se encontraban nue-vamente intersectadas: la superior, en la pata depetróleo y la inferior en la pata de agua. La re-en-trada en el Pozo 7B, facilitó explorar el margendel complejo de inyectitas echado arriba y pene-trar diversas arenas delgadas de escala centimé-trica rellenas de gas (próxima página, abajo). Estodemostró ser importante a los fines de la calibra-ción sísmica. Una tercera re-entrada, en el Pozo 7C,

hizo posible perforar la porción este del complejode inyectitas, intersectar una arena maciza de 49m [160 pies] y atravesar el contacto agua-petró-leo en el lugar pronosticado mediante la extrapo-

46 Oilfield Review

> Sección de núcleo del Pozo 24/9-7. En estasección se captan las dos facies de yacimientosprincipales: arenisca de grano fino (gris claro) ybrecha con clastos de fangolita oscuros y angu -lares. La fangolita que se observa en la base de la sección corresponde a un clasto grande.

0.6

m

Facies deinyectitabrechiforme

Arenainyectada

Fangolitacomo rocaalbergadora

> Tope del complejo de inyecciones del Campo Volund derivado de la in -versión sísmica. Esta visualización se extiende de oeste a este. Los coloressuperficiales indican la profundidad; el rojo indica profundidad somera y el azul, profunda. La línea de la sección sísmica mostrada previamente esblanca. Los pozos son las líneas negras. La exageración vertical es deaproximadamente cuatro veces. La altura del flanco oscila entre 250 y 300 m[820 y 984 pies] y el echado máximo del flanco varía de 25 a 30 grados.

Norte1 km

0.62 milla

Otoño de 2008 47

lación de los datos registrados en el Pozo 24/9-6.Toda la arena presente en el intervalo correspon-diente al Paleoceno se considera inyectada desdela arena generadora Hermod infrayacente.

Las arenas limpias del yacimiento Volund po-seen porosidades que promedian el 30% y perme-abilidades de varios darcies. La calidad delyacimiento se reduce con la altura; las arenas ma-

cizas de gran espesor de la porción más profundade la estructura dan lugar a brechas más delga-das, con relaciones neto/total predominante-mente bajas hacia los márgenes del complejo deestructuras de inyección. La estimación de las re-servas y la optimización del desarrollo del camporequieren el pronóstico de la distribución 3D dela facies de yacimiento dentro de la estructura de

intrusión. Los resultados de la inversión sísmica,combinados con los datos de registros y el análisisde la física de rocas, pueden utilizarse como guías

47. Quakenbush M, Shang B y Tuttle C: “PoissonImpedance,” The Leading Edge 25, no. 2 (Febrero de 2006):128–138.

48. De Boer et al, referencia 43.

> Correlación de registros de pozos de exploración y evaluación. Los pozos (extremo superior) semuestran a distancias equivalentes, no en las localizaciones horizontales verdaderas. Para cadapozo, el registro de rayos gamma se exhibe con la litología y el de resistividad, con el contenido de fluidos a la derecha y la izquierda de cada uno, respectivamente. El rojo corresponde a gas y el verde, a petróleo. El contenido de arena se reduce hacia arriba dentro del flanco. La toba Balder y la lutita Balder se encuentran levantadas, mostrando un incremento de espesor aparente para dar cabida a la arena inyectada. El inserto (derecha) indica la localización de la sección transversalrespecto del complejo de inyectitas.

Grupo Hordaland

Heimdal

Lista

Sele

Toba Balder

Lutita Balder

Arenas inyectadas

Hermod

24/9-6 24/9-7A 24/9-7 24/9-7B

7

7B

7A

6

> Inversión de los datos sísmicos del Campo Volund. Los resultados de la inversión para obtener la impedancia de Poisson, dependen del modelo básicoutilizado. Un modelo inicial con capas planas paralelas a la estratificación (izquierda) produce una imagen de los flancos de inyección con continuidaddeficiente. Un modelo inicial que incluye la forma “de bañera” de la inyectita (derecha) proyecta flancos arenosos con mejor continuidad en sus seccio nesinclinadas y facilita la diferenciación de la arena inyectada con respecto a la roca albergadora.

Impedancia de Poisson derivada de la inversión sísmica, modelo plano

24/9-7A24/9-7

Impedancia de Poisson derivada de la inversión sísmica, modelo de tipo “bañera”

24/9-724/9-7A

para la realización de diversos escenarios de dis-tribución de facies (arriba).

Los planes de desarrollo para el Campo Volundincluyen tres pozos productores horizontales y unpozo de inyección de agua. Los geocientíficos deMarathon siempre han empleado la informaciónde afloramientos análogos para la planeación deestos pozos, la previsión del empleo de las medi-ciones LWD en tiempo real para las operacionesde geonavegación y la anticipación de los proble-mas de estabilidad de los pozos a la hora de per-forar a través de los diques arenosos inyectados.

Está previsto que las operaciones de perfora-ción de desarrollo y producción del Campo Volund

comiencen en el año 2009. El campo será desarro-llado como un empalme submarino con el CampoAlvheim, situado a 10 km [6 mi] de distancia.

Efectos de las inyectitasEl hecho de saber desde el principio que un yaci-miento es afectado por intrusiones clásticas poseeun impacto significativo sobre el desarrollo delcampo. La excelente conectividad típica de las in-yectitas permite desarrollar los yacimientos conmenos pozos. Una compañía operadora reconocióque un yacimiento del área marina del oeste deÁfrica podría haber sido desarrollado con la mitadde los pozos si la magnitud de la comunicación pro-ducida por las inyectitas hubiera sido conocida conanticipación. Los operadores de diversas áreasestán extrayendo provecho de las experiencias delos pioneros del Mar del Norte mediante la incor-poración de la conectividad relacionada con las in-yectitas en sus planes de perforación de desarrollo.

Las evidencias de la migración de hidrocarbu-ros a través de las estructuras de inyección de flui-dos pueden verse en los afloramientos. Por ejemplo,al norte de Santa Cruz, en California, en la playaaparecen intrusiones de arena rellenas con petró-leo (izquierda). Estos filones capa grandes provie-nen de arenas ubicadas a más profundidad en lasección, que viajaron a la superficie a través de di-ques y luego se rellenaron con hidrocarburo.

La conectividad adicional causada por las in-yectitas de arena debe ser considerada no sólopara la optimización de la producción sino tam-bién cuando los yacimientos se emplean con otrosfines. Por ejemplo, el Campo Sleipner Øst del sec-tor noruego del Mar del Norte es un sitio potencialpara el almacenamiento futuro del gas provenientede pozos cercanos después de que se hayan ago-tado las reservas producibles.49 Las nueve zonasprospectivas de arena de alta calidad están sepa-radas por otras potencialmente productoras delodo que pueden correlacionarse a través de todoel campo. No obstante, los datos de presión indi-can que las arenas están comunicadas hidráulica-mente. Se han observado diques y filones capa de

arenisca en núcleos de diversos pozos, los cualespueden ser responsables de la permeabilidad ver-tical mejorada detectada en los datos de presión.La compañía operadora StatoilHydro consideraque la evaluación de los efectos de las inyectitassobre el comportamiento del yacimiento será cru-cial para la optimización de la recuperación du-rante el desarrollo de etapa tardía.

Otra aplicación en la que las inyectitas clásti-cas pueden producir un efecto es el almacena-miento de residuos. Por ejemplo, el sitio Hanforden el estado de Washington ha sido utilizado por elDepartamento de Energía de EUA para el depósitode contaminantes en tanques de superficie.50 El de-sarrollo de planes para el cierre eventual de losparques de tanques requiere modelos precisospara el transporte de fluidos, que incluyan el efectode los diques clásticos sobre el flujo de fluidos.51

Existen miles de dichos diques en la superficie y

48 Oilfield Review

> Dique clástico en Hanford, Washington. Eldique de grano fino (marrón) fue situado en laroca albergadora de grano fino a intermedio(gris). Posee un ancho de 0.7 m [2.3 pies] en elfrente inferior. (Fotografía de Murray et al,referencia 51.)

> Afloramiento relleno con petróleo al norte deSanta Cruz, en California. La arenisca (oscuro)presente entre las dos fangolitas (claro) se ori gi nóen las capas de arena generadoras empla zadasa más profundidad en esta sección y se elevó através de los diques cercanos (no mostrados). Elpetróleo, ahora biodegradado y pesado, produceel oscurecimiento de la arenisca. Pueden verseinclusiones grandes de fangolita clara enca ja dasen la arenisca.

> Distribución de la facies de yacimiento dentro de la estructura de intrusión del Campo Volund. Una combinación de los resultados de la inversión sís -mica con el análisis de física de rocas conduce al conocimiento de la distribución de la brecha conectada (izquierda) y la arena conectada (centro). Susuma produce el volumen total del yacimiento conectado (derecha).

Otoño de 2008 49

Otras regiones petroleras importantes delmundo, tales como el área marina de Brasil y elGolfo de México, dan cuenta de la existencia de ungrado escaso o nulo de inyectitas, y esto hace quelos geólogos se pregunten por qué. En el Golfo deMéxico, sólo unos pocos núcleos revelaron la pre-sencia de intrusiones de arena del tamaño de undedo. Algunos especialistas consideran que las in-yectitas existen, pero no han sido identificadas.Otros sostienen que las condiciones sedimentariaspresentes en ese lugar, tales como la mineralogíade la arcilla y la distribución granulométrica de laarena, no conducen a la formación de inyectitas.

Si bien las inyectitas clásticas no han sido con-sideradas significativas en el Golfo de México, laregión exhibe otros rasgos de fuga de fluidos, en

forma de flujos de agua somera que expulsanfluido en el fondo del mar. Dicha fuga a través deflujos de agua somera podría ser el fenómeno pre-cursor de la extrusión de sedimentos en el fondomarino. La expulsión de fluidos y sedimentos sobreel mismo puede socavar las instalaciones de su-perficie y las unidades sobrepresionadas, desdelas cuales dificultan las operaciones de perfora-ción y terminación de pozos.56

Para comprender mejor las condiciones quecausan los flujos de agua somera, una expedicióndel Programa Internacional de Perforaciones Oceá -nicas investigó los sedimentos sobrepresionadosdel área del Campo Ursa en el Golfo de México.57

Los datos sísmicos de alta resolución no mostra-ron ninguna estructura obvia de inyección dearena pero podrían haber detectado la formaciónde diques incipientes. Las mediciones de presiónobtenidas en las formaciones sobrepresionadasindicaron que las presiones de los fluidos son altaspero insuficientes para fracturar la sobrecarga, y,por ende, aún no resultan adecuadas para formarinyectitas de arena.

Si bien aún no se sabe si el Golfo de México yotras áreas son afectadas significativamente por lasinyecciones de arena, a medida que más geocientí-ficos consideren la posible presencia de las mismasa la hora de interpretar los datos, será posible iden-tificarlas con más frecuencia. El reconocimiento derasgos de inyección en núcleos, registros y datossísmicos requiere una percepción de estos rasgos,una mente perspicaz y un ojo entrenado. —LS

debajo del sitio Hanford (izquierda). La compren-sión de la forma en que se comporta esta red dediques de grano fino durante los períodos de flujode fluidos bajos y altos, es clave para la optimiza-ción del diseño de los sistemas de remediaciónque pudieran necesitarse.

Otros estudios de superficie han ayudado aidentificar algunos de los mecanismos que operancomo disparadores del proceso de inyección de se-dimentos.52 Las investigaciones de las inyectitasde arena, posicionadas durante los sismos docu-mentados históricamente, muestran una clara co-nexión entre los mecanismos sísmicos de disparoy la presencia generalizada de diques clásticos,“afloramientos” de arena y otros rasgos resultan-tes de la fuga de fluidos.53

Por ejemplo, en 1811 y 1812, el área cercana aNew Madrid, en Missouri, EUA, experimentó tressismos importantes; de 8 o más grados de magni-tud. Durante estos episodios, los sedimentos are-nosos del subsuelo somero fueron licuados yventeados a la superficie sobre un área de más de9,320 km2 [3,600 mi2].54 La arena extruida y los di-ques asociados pueden verse en excavaciones (iz-quierda). Estos rasgos inducidos sísmicamentepueden utilizarse para inferir la localización y laintensidad de los paleosismos. Tal información esimportante para el diseño de edificios y otras es-tructuras en áreas que experimentaron actividadsísmica previa a los registros escritos.55

Intrusiones de arena en otros lugaresEl marcado impacto de las inyecciones de arenaen el Mar del Norte lleva a que muchos exploracio-nistas se pregunten si las inyectitas inciden enotras cuencas. Si bien la literatura sobre las in-yectitas es escasa para otras áreas, las ocurren-cias reportadas en el Golfo de Guinea y en el áreamarina del noroeste de Australia indican que losrasgos de inyecciones de arena están teniendoprotagonismo más allá del Mar del Norte.

> Dique de arena excavado. El mismo, asociado con los sismos de New Madrid de 1811 y 1812,rellena una fisura de 61 m [200 pies] de largo. (Fotografía, cortesía de Carl Wirwa, Agencia deRecursos de Vida Silvestre de Tennessee, Álamo, Tennessee, referencia 53.)

49. Satur N y Hurst A: “Sand-Injection Structures in Deep-Water Sandstones from the Ty Formation(Paleocene), Sleipner Øst Field, Norwegian North Sea,”en Hurst A y Cartwright J (eds): Sand Injectites:Implications for Hydrocarbon Exploration and Production,AAPG Memoir 87. Tulsa: AAPG (2007): 113–117.

50. “Hanford State of the Site 2007 Meetings,”http://www.hanford.gov/?page=651&generadora=0 (Se accedió el 22 de julio de 2008).

51. Murray CJ, Ward AL y Wilson JL: “Influence of ClasticDikes on Vertical Migration of Contaminants in theVadose Zone at Hanford,” Informe del LaboratorioNacional del Noroeste del Pacífico PNNL-14224preparado para el Departmento de Energía, marzo de 2003.

52. Obermeier SF: “Seismic Liquefaction Features: Examplesfrom Paleoseismic Investigations in the ContinentalUnited States,” Informe de Archivo Abierto del USGS 98-488. http://pubs.usgs.gov/of/1998/of98-488/ (Seaccedió el 8 de julio de 2008).

53. Obermeier SF: “The New Madrid Earthquakes: An Engineering-Geologic Interpretation of Relict

Liquefaction Features,” Artículo Profesional del USGS1336-B, 1989.

54. http://web.utk.edu/~freeland/projects/sb.htm (Se accedióel 12 de junio de 2008)..

55. Obermeier SF: “Use of Liquefaction-Induced Features for Seismic Analysis—An Overview of How SeismicLiquefaction Features Can Be Distinguished from OtherFeatures and How Their Regional Distribution andProperties of Source Sediment Can Be Used to Infer theLocation and Strength of Holocene Paleo-Earthquakes,”Engineering Geology 44, no. 1 (1996): 1–76.

56. Myers G, Winkler C, Dugan B, Moore C, Sawyer D,Flemings P e Iturrino G: “Ursa Basin Explorers ShineNew Light on Shallow Water Flow,” Offshore Engineer(Septiembre de 2007): 88–93.

57. Moore JC, Iturrino GJ, Flemings PB, Hull I y Gay A: “Fluid Migration and State of Stress Above the Blue Unit, Ursa Basin: Relationship to the Geometry ofInjectites,” artículo OTC 18812, presentado en laConferencia de Tecnología Marina, Houston, 30 de abril al 3 de mayo de 2007.

50 Oilfield Review

El transporte de gas natural a través de los océanos

S. Andrew McIntoshBP Trinidad and TobagoPuerto España, Trinidad

Peter G. NobleJim RockwellConocoPhillipsHouston, Texas, EUA

Carl D. RamlakhanAtlantic GNL Company ofTrinidad and TobagoPoint Fortin, Trinidad

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Michelle Foss, Universidad de Texas, Austin; y a Patricia Ganase, Atlantic LNG, Point Fortin, Trinidad.Coselle es una marca de Sea NG Corporation. Invar es una marca de Imphy Alloys. Moss es una marca de Moss Maritime. Optimized Cascade es una marca deConocoPhillips.

Existen importantes reservas de gas natural situadas en zonas remotas que carecen

de demanda local y donde el transporte por gasoductos puede ser antieconómico.

Cada vez con más frecuencia, el gas es convertido a la fase líquida y enviado a las

terminales de importación de todo el planeta. El gas natural licuado ocupa el primer

puesto de crecimiento entre las fuentes de energía limpia y de bajo nivel de emisiones.

Otoño de 2008 51

El gas natural ha recorrido un largo camino desdeel año 390 AC, cuando los chinos lo utilizaban enla fabricación de sal. Durante los 2,400 años trans-curridos desde entonces, su alcance se ha expan-dido considerablemente; pasando de la simpleproducción de sal al transporte transoceánico enforma de gas natural licuado (GNL). Por su utili-zación, en los últimos 100 años el gas natural hapasado de ser un combustible local a un elementoque hoy se cree será un producto básico global.

Si bien los primeros chinos, romanos y griegosutilizaban poco el gas como fuente de energía, suempleo recién se expandió alrededor del año1800, con el consumo urbano del gas derivado delcarbón utilizado para iluminación.1 La demandade gas natural aumentó durante los primeros añosdel siglo XX, pero su empleo siguió siendo básica-mente local hasta poco después de la SegundaGuerra Mundial. La tecnología de ingeniería de-sarrollada en esos momentos se utilizó para cons-truir gasoductos de larga distancia, seguros yconfiables, para el transporte del gas natural.

A medida que la utilización del gas naturaldejó de ser local para convertirse en regional, susaplicaciones se expandieron y se transformó decombustible doméstico en insumo petroquímicopara la generación de energía eléctrica. El con-

sumo del gas para la generación de energía tuvo suauge durante los últimos 25 años con la introduc-ción de las turbinas de gas eficientes y el reconoci-miento de los beneficios ambientales inherentesasociados con el gas natural. Hoy, la generación deenergía eléctrica representa más de la mitad delincremento experimentado en la demanda de gas.La Administración de Información Energética delos Estados Unidos ha estimado que el consumomundial de gas aumentará en un 70% entre 2002 y2025.2

Si bien hoy en día se observa un rápido creci-miento del consumo de gas natural, los hallazgosde gas no siempre han sido considerados favorablespor sus descubridores. Durante gran parte del sigloXX, los mercados del gas natural se vieron restrin-gidos por los precios bajos y la sobreoferta. El gasque no se podía vender era quemado por antorchao reinyectado en pozos de inyección de gas paradesplazar el petróleo o mantener la presión de lospozos. Esas actitudes han cambiado al aumentar elénfasis aplicado al control de la polución.

El gas natural es el combustible fósil de másbaja polución. Los niveles potenciales de emisiónde azufre, nitrógeno y sustancias en partículas, pro-venientes del gas natural, son varios órdenes demagnitud inferiores a los del petróleo o del carbón.

Pese a que las refinerías y las centrales de energíapueden remover por completo gran parte de lasemisiones provenientes del petróleo o del carbón,dicha remoción les insume una importante canti-dad de energía y de capital. Además de producirbajas emisiones de contaminantes, los productosde la combustión provenientes del gas naturalcontribuyen bastante menos a las emisiones degases de efecto invernadero. Las emisiones de dió-xido de carbono [CO2] producidas por la combus-tión del gas natural son un 40% inferiores a las delpetróleo y un 80% menores que las del carbón,según sea el contenido de energía.3

1. Los chinos transportaban el gas en cañas de bambú,desde pozos someros hasta evaporadores de salmuera a gas para elaborar la sal. Para obtener másinformación, consulte: Kidnay AJ y Parrish WR:Fundamentals of Natural Gas Processing (Fundamentos del Procesamiento del Gas Natural). Boca Ratón, Florida, EUA: Grupo Taylor & Francis, 2006.El gas para consumo urbano es un vapor inflamable quese obtiene mediante el calentamiento del carbón con elvapor de agua. Se trata de una mezcla de monóxido decarbono, hidrógeno, metano e hidrocarburos volátiles.Para obtener más información, consulte:http://www.123exp-technology.com/t/03884354486/ (Se accedió el 8 de junio de 2008).

2. Tusiani MD y Shearer G: LNG. Tulsa: PennWell Publishing Company, 2007.

3. “Natural Gas and the Environment,”http//www.naturalgas.org/environment/Naturalgas.asp(Se accedió el 3 de mayo de 2008).

En reconocimiento a sus características favora-bles en términos de emisiones, el gas natural se co-noce como el “combustible del futuro” y en estosmomentos su utilización como fuente de energía esequivalente a la del carbón.4 Esta posición debe sersopesada con la disparidad que existe entre los lu-gares en que se halla el gas natural y dónde se loconsume (abajo).5 En materia de recursos, entre el60 y el 70% de las reservas de gas natural de todo elmundo se halla en seis países y más de la mitad dedichas reservas está ubicada en Irán y en Rusia.6

Entre las zonas consumidoras, Estados Unidos y laUnión Europea representan casi el 50% del con-sumo del gas.7 Además del desajuste existenteentre las localizaciones de reservas y de consumo,se considera que alrededor del 60% de las reservasson reservas descubiertas pero no desarrolladas.8

Las reservas de gas natural descubiertas pero nodesarrolladas carecen de demanda local y el trans-porte por gasoductos resulta antieconómico.

Las localizaciones en las que el gas descubiertopero no desarrollado no puede ser transportadopor gasoductos ofrecen escasas alternativas. Unaopción está dada por la tecnología de conversiónde gas a líquidos (GTL) en la que el gas natural esconvertido en hidrocarburos líquidos de alta cali-dad mediante la reacción de Fischer-Tropsch.9 Laquímica básica para este proceso fue desarrolladaen Alemania a comienzos del siglo XX y ha sido eltema central de una importante tarea de investi-gación orientada a mejorar los catalizadores y losreactores utilizados. Si bien existen varios instala-

ciones GTL en funcionamiento, la tecnología escompleja, las plantas son costosas y los volúme-nes de gas descubierto pero no desarrollado, uti-lizado como insumo, deben ser suficientementegrandes para justificar la erogación de capital.

El transporte marítimo en forma de gas natu-ral comprimido (GNC) constituye otra opción.10 ElGNC representa una solución para conectar reser-vas de gas pequeñas con mercados pequeños a lolargo de distancias intermedias. Si bien la tecno-logía GTL y el GNC satisfarán las necesidades enalgunos mercados, hoy en día el GNL representala solución más práctica para transportar volúme-nes de gas natural grandes a través de distanciastransoceánicas largas.

La razón para licuar el gas natural es simple. Apresión atmosférica, a medida que se refrigera elgas natural para producir GNL, su volumen dismi-nuye en un factor de alrededor de 600. Esta reduc-ción de volumen hace que la licuación y eltransporte del gas proveniente de grandes camposdescubiertos pero no desarrollados, para entre-garlo a consumidores lejanos, resulten atractivosdesde el punto de vista económico. La caracterís-tica que distingue al GNL de la mayoría de losotros líquidos de los campos petroleros es el hechode que sea frío—cerca de −160°C [−256°F] en supunto de ebullición y a presión atmosférica.11 Estaforma líquida del gas natural es bombeada atransportadores marinos diseñados especial-mente para el transporte hasta terminales quesuelen hallarse a miles de kilómetros de distan-

cia. La cadena de plantas de licuación y termina-les de importación de diferentes partes del globovinculadas por transporte marítimo recibe el nom-bre de cadena de valor del GNL.12

Los costos relacionados con cada parte de la ca-dena de valor son altos y, en el pasado, los proyectosde GNL sólo se relacionaban con contratos a largoplazo.13 El incremento de los precios energéticosestá modificando el mercado del GNL. El surgi-miento de mercaderías de contado y el movimientode cargas a terminales de importación remotas, envez de más cercanas, indican que el GNL se hatransformado en un producto básico global.14

El tema principal de este artículo es el GNL;cómo se licua, transporta y almacena hasta rega-sificarlo para el consumidor. Algunos ejemplos de-muestran la tecnología utilizada en cada paso dela cadena del GNL, incluyendo los pasos dadospara garantizar la seguridad del GNL. Además seanaliza el impacto que las plantas de licuación ylas embarcaciones más grandes ejercen en la opi-nión de la industria con respecto a la localizaciónde las terminales.

Licuación: El primer pasoLa historia del proceso de licuación es larga. Sibien el químico y físico británico Michael Faradayes reconocido por su trabajo en el campo de laelectricidad, durante la primera parte del sigloXIX también licuó gas natural.15 Este trabajo fueseguido por el de Karl von Linde y David Boyle,quienes construyeron los primeros refrigeradores

52 Oilfield Review

> Reservas y consumo de gas natural. Las reservas más grandes de gas natural se encuentran ubicadas principalmente en la Federación Rusa y Medio Oriente.La Federación Rusa posee reservas probadas de 44.7 trillones de m3 [1,577 Tpc], mientras que las reservas de Irán, Qatar, Arabia Saudita, los EmiratosÁrabes Unidos y EUA totalizan 72.6 trillones de m3 [2,563 Tpc]. Irak, Nigeria, Venezuela, Argelia e Indonesia alojan un volumen de reservas más pequeñopero significativo. Estas reservas probadas equivalen a 21.1 trillones de m3 [745 Tpc], mientras que las reservas globales remanentes de 39 trillones de m3

[1,377 Tpc] están distribuidas en 42 países. El mayor consumidor de gas natural es Estados Unidos, con un consumo de 653,000 millones de m3/año [23.1 Tpc/año]seguido por la Federación Rusa, con 439,000 millones de m3/año [15.5 Tpc/año] e Irán con 112,000 millones de m3/año [3.9 Tpc/año].

Irak Irán

ArabiaSaudita Emiratos

Árabes Unidos

Canadá

EUA

Venezuela

Reino Unido Alemania

Italia

Argelia

Nigeria

Rusia

JapónChina

Indonesia

Qatar

Reservas probadas de gas natural, 5 trillones de m3

Consumo anual de gas natural, 70,000 millones de m3

Otoño de 2008 53

prácticos en la década de 1870.16 En la últimaparte del siglo XIX, Linde desarrolló un procesopara elaborar cantidades comerciales de oxígenoy nitrógeno líquidos.

El trabajo de estos primeros pioneros en la li-cuación del gas suscitó el interés en licuar el gasnatural como método para almacenarlo en formacompacta. La primera instalación de GNL fueconstruida en 1912 en Virginia Oeste, EUA, y laprimera planta comercial se erigió en Cleveland,Ohio, EUA, en el año 1941.17 Las primeras plantasde GNL, tales como la de Cleveland, fueron utili-zadas como plantas de neutralización de picos deconsumo. Las compañías de servicios públicos uti-lizan plantas de neutralización de picos de con-sumo para complementar el suministro de gasnatural durante los períodos de gran demanda.18

El reaprovisionamiento de las reservas de GNL seproduce durante los períodos de poca demanda.

Las plantas de licuación construidas para pro-cesar el gas proveniente de las reservas de gas natural descubiertas pero no desarrolladas se de-nominan plantas de carga base y actualmenteconstituyen el grueso de la capacidad de GNL.Una de las primeras plantas de carga base fueconstruida en 1969 por ConocoPhillips en Kenai,Alaska, EUA, para procesar el gas natural prove-niente de los campos situados en Cook Inlet. ElGNL de esta planta se sigue exportando al mer-cado energético japonés.

Desde la construcción de la planta de Kenai, lacapacidad de licuación del GNL se ha incremen-tado de manera continua pero no siempre uni-forme. Los planes generados durante la crisis

petrolera de la década de 1970 fueron abandona-dos durante el desborde de los mercados de la dé-cada de 1980. El retroceso actual de los preciosaltos, la oferta restringida y el deseo de contar concombustibles limpios han incentivado el creci-miento de la capacidad de licuación del GNL. Enla última década, la capacidad se ha duplicado,pasando de 86 millones de tonUK (toneladasbritánicas )/año [94.8 millones de tonUS (tonela-das estadounidenses)/año] a aproximadamente183 millones de tonUK/año [201.7 millones detonUS/año], y es posible hallar plantas de licua-ción en todo el mundo (arriba).19

A pesar de su costo y complejidad, las plantasde licuación no son más que grandes refrigerado-res, y la refrigeración constituye la esencia delproceso de licuación del GNL. Se necesita elimi-

4. Fesharaki F, Wu K y Banaszak S: “Natural Gas: The Fuelof the Future in Asia,” http://www.eastwestcenter.org/fileadmin/stored/pdfs/api044.pdf (Se accedió el 9 de junio de 2008).Makogon YF y Holditch SA: “Gas Hydrates as a Resourceand a Mechanism for Transmission,” artículo SPE 77334,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, San Antonio, Texas, 29 de septiembre al 2 deoctubre de 2002.

5. “Statistical Review of World Energy 2008,”http://www.bp.com/productlanding.do?categoryId=6929&contentId=7044622 (Se accedió el 11 de julio de 2008).

6. Los seis países son: Rusia, Irán, Qatar, Arabia Saudita,los Emiratos Árabes Unidos y EUA. Para obtener másinformación, consulte: Kidnay y Parrish, referencia 1.

7. “International Energy Outlook 2007,”http:www.eia.doe.gov/oiaf/ieo/nat_gas.html (Se accedió el 21 de mayo de 2008).

8. “Un dinámico mercado global de gas,” Oilfield Review15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 4−7.

9. “Conversión de gas natural a líquidos,” Oilfield Review15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 34−41.

10. Stenning S y Mackey T: “CNG Opens New Markets,”Fundamentals of the Global LNG Industry (Fundamentosde la Industria Global del GNL). Londres: PetroleumEconomist (2007): 67−68.

11. El punto de ebullición normal del metano puro es de−162°C [−259°F]. El gas de gasoducto destinado a laproducción de GNL debe ser tratado para remover lasimpurezas que podrían congelarse durante el procesode licuación. Las cantidades residuales de hidrocarburosy de otros gases que permanecen después delpretratamiento dejan el GNL con un punto de ebulliciónlevemente superior al punto de ebullición del metanopuro. Para obtener más información, consulte:http://encyclopedia.airliquide.com/Encyclopedia.asp?GasID=41 (Se accedió el 11 de junio de 2006).

12. Tusiani y Shearer, referencia 2.13. El costo total correspondiente a todos los componentes

de la cadena del GNL (desarrollo de las reservas de gas,licuación, embarcaciones y terminal de importación)asciende a aproximadamente US$ 4,000-6,000 millones.

14. Davis A y Gold R: “Surge in Natural-Gas Price Stoked byNew Global Trade,” The Wall Street Journal CCLI, no. 91,18 de abril de 2008.

15. “Brief History of LNG,” http://www.beg.utexas.edu/energyecon/lng/LNG_Introduction_06.php (Se accedió el 16 de mayo de 2008).

16. “Karl von Linde Biography 1842−1934),”http://www.madehow.com/31inventorbios/31/Karl-von-Linde.html (Se accedió el 15 de mayo de 2008).

17. Foss MM: “Introduction to LNG,”http://www.beg.utexas.edu/energyecon/lng/Documents/CEE_Introduction_To_LNG-Final.pdf (Se accedió el 4 demayo de 2008).

18. Las plantas de neutralización de picos de consumo de GNL combinan tres elementos: licuación,almacenamiento y regasificación. En el año 2004, EUAcontaba con 59 plantas de pico. Para obtener másinformación, consulte: Kidnay y Parrish, referencia 1.

19. Chabrelie MF: “LNG, The Way Ahead,” Fundamentals ofthe Global LNG Industry. Londres: Petroleum Economist(2007): 10–14.

> Plantas de licuación de GNL. Las plantas de licuación de carga base se encuentran en todos los continentes y se agrupan en las regiones con grandesvolúmenes de reservas de gas descubiertas pero no desarrolladas: Norte de África, Medio Oriente y Australasia. Existen 20 plantas de licuación de cargabase en operación, cuatro de las cuales están experimentando procesos de expansión. Seis plantas de carga base se encuentran en la etapa de construcción.Las plantas de Snǿhvit, en Noruega, y Sakhalin, en Rusia, ilustran la tendencia a operar en los rigurosos ambientes árticos.

En operaciónEn construcción

nar suficiente calor del gas natural para llevarlode condiciones ambiente a una temperatura de al-rededor de −160ºC. En un proceso de refrigeraciónde circuito cerrado, se utiliza un compuesto refri-gerante para enfriar gas natural u otro fluido.20 Elrefrigerante debe pasar por varias etapas antes deregresar al punto de partida y comenzar el procesonuevamente. Estas etapas se denominan ciclos derefrigeración y se las suele ilustrar en los diagra-mas de Mollier.21 Como la refrigeración siempre esacompañada de una gran entrada de energía, losciclos para el proceso de refrigeración industrialintentan aproximarse al ciclo ideal de Carnot, contanta exactitud como lo permitan el equipamientoy los procedimientos operativos.22 Muchas opera-ciones de campos petroleros utilizan un ciclo derefrigeración por vapor simple con expansión deJoule-Thomson (abajo).23

Si bien el ciclo Joule-Thomson es muy apropiadopara operaciones de refrigeración simples, a vecesha sido utilizado para la producción comercial deGNL. Por ejemplo, una compañía de servicios ais-

lada, ubicada cerca de Vancouver, en ColumbiaBritánica, Canadá, construyó una pequeña plantade GNL a 64 km [40 millas] de distancia con el ob-jetivo de proveer combustible para la generaciónde energía.24 Los camiones trasladaban el GNL entrelas dos instalaciones. En la planta, el gas de entradase comprimía hasta 20.7 MPa [3,000 lpc] antes deatravesar dos etapas de expansión Joule-Thomsonirreversible; primero hasta 2.1 MPa [300 lpc], ydespués hasta una presión manométrica final de0.07 MPa [10 lpc] para producir GNL. Para esta ins-talación pequeña, la simplicidad de diseño de laexpansión de Joule-Thomson compensaba la inefi-ciencia termodinámica de un proceso irreversible.En contraste, las plantas actuales de GNL comer-cial tratan de reducir al mínimo nivel posible la di-ferencia de temperatura entre el gas natural que seestá refrigerando y el refrigerante. Esto se logra me-diante la adaptación del refrigerante a cada casoen particular y la utilización de más de una etapa.Estas consideraciones superan cualquier simplici-dad de diseño de la expansión Joule-Thomson.

Las plantas de licuación del GNL son instalacio-nes de procesamiento amplias y complejas. Estasplantas incluyen tres áreas separadas; limpieza delgas de alimentación, licuación y almacenamiento, ycarga en embarcaciones. Debido a las temperatu-ras extremadamente bajas propias de la produccióndel GNL, el gas de gasoductos típico debe some-terse a un proceso extensivo de limpieza antes de lalicuación. La eliminación de impurezas en unaplanta de GNL se realiza con el propósito de abor-dar tres problemas potenciales.25 Primero: los con-taminantes, como el agua y el dióxido de carbono,son eliminados con métodos agresivos para evitarel congelamiento durante la licuación, ya que dichocongelamiento podría provocar el taponamiento delas líneas y otros equipos. En segundo lugar, el ni-trógeno puede constituir una causa potencial de laestratificación en los tanques del GNL, y habitual-mente su concentración se reduce a menos de 1mol%. Por último, el mercurio es eliminado hastaalcanzar un nivel inferior a 0.01 μg/m3. Los nivelesde mercurio más elevados corroen el aluminio delos intercambiadores de calor de la licuación y fi-nalmente causan su falla.

54 Oilfield Review

20. Los refrigerantes varían dependiendo de la naturalezadel sistema que se está refrigerando. El propano seemplea ampliamente como refrigerante en aplicacionesde campos petroleros, mientras que diversos compuestosdel hidrofluorocarbono se utilizan como refrigerantes en viviendas.

21. “Mollier Charts,” http://www.chemicalogic.com/mollier/default.htm (Se accedió el 26 de junio de 2008).

22. El ciclo de Carnot para un motor térmico consta decuatro etapas (dos isotermales y dos adiabáticas). Dado que todos los procesos de un ciclo de Carnot son reversibles, no existe ningún cambio de entropía, lo que lo convierte en el ciclo más eficiente. Los ciclostermodinámicos—tales como el ciclo de Carnot—quesólo pueden ser aproximados pero nunca efectivamenteconcretados se denominan ciclos “ideales.” Paraobtener más información, consulte:http://hyperphysics.phy-astr.gsu.edu/hbase/thermo/carnot.html (Se accedió el 10 de junio de 2008).

23. En una expansión de Joule-Thomson, un refrigerante seexpande en forma irreversible a través de un orificio ouna válvula de regulación. Para obtener másinformación, consulte: Kidnay y Parrish, referencia 1. Smith JM y Van Ness HC: Introduction to ChemicalEngineering Thermodynamics. Ciudad de Nueva York:McGraw-Hill Company, 1975.

24. Blakely R: “Remote Areas of Canada Can Now BeServed by Trucked LNG,” Oil & Gas Journal 66, no. 1(Enero de 1968): 60−62.

25. Kidnay y Parrish, referencia 1.Tusiani y Shearer, referencia 2

26. Estas curvas se conocen a menudo como curvas deoperación y constituyen una representación gráfica de latemperatura versus la entalpía (contenido de calor). Paraobtener más información, consulte: Ransbarger W: “AFresh Look at Process Efficiency,” LNG Industry (Primaverade 2007), http://lnglicensing.conocophillips. com/publications/index.htm (Se accedió el 26 de julio de 2008).

27. Si bien existen numerosas variantes, la mayoría de las plantas de refrigerantes mixtos de GNL utilizan latecnología de Air Products & Chemicals. De un modosimilar, la tecnología de ConocoPhillips domina el uso de los procesos de componentes puros en cascada.

28. “Liquefied Natural Gas—Enhanced Solutions for LNGPlants,” http://www.geoilandgas.com/businesses/ge_oilandgas/en/downloads/liquified_natural_gas.pdf(Se accedió el 13 de junio de 2008).

> Ciclo de refrigeración con vapor. Un uso común de la expansión de Joule-Thomson en la industriapetrolera es el ciclo de refrigeración del propano de una sola etapa. Este ciclo posee cuatro com po -nentes: compresor, condensador, válvula de expansión y evaporador. La operación de este sistemaconsta de cuatro pasos que pueden ser visualizados en un diagrama de presión-entalpía de Mollier,correspondiente al propano. El ciclo comienza en el Punto A con el propano como vapor saturado apresión atmosférica y −40°C [−40°F]. El vapor de propano se comprime hasta una presión absoluta de1.62 MPa [235 lpc] y 93°C [200°F] en el Punto B. La condensación del vapor desde el Punto B, a presiónconstante, hasta convertirse en un líquido saturado a 49°C [120°F] en el Punto C, se produce por elintercambio de calor con un refrigerante externo; habitualmente aire. El propano líquido en el Punto Cse expande a través de una válvula de Joule-Thomson llegando al Punto D como una mezcla delíquido-vapor a −40°C y a presión atmosférica. En el último paso, la mezcla de propano líquido-vaporen el Punto D atraviesa un evaporador donde pierde su calor latente mediante el enfriamiento de una corriente externa. El propano termina donde empezó, como un vapor saturado en el Punto A.

Pres

ión,

lpc

Entalpía, Btu/lbm–100 –50 0 50 100 150 200 250 300 350

100

200

80

60

40

20

108

6

4

2

1

400

600

8001,000

AD

BC

Compresor

Evaporador

Condensador

Válvula de expansión de Joule-Thomson

Líqui

do sa

tura

do

Vapo

r sat

urad

o

Punto crítico

Otoño de 2008 55

Luego de la limpieza, el gas natural tratado in-gresa en la sección de licuación de la planta. Eldiseño del procesamiento de la licuación es im-pulsado por el deseo de aproximarse a la eficien-cia del motor ideal de Carnot. Esa eficiencia del100% tiene lugar cuando el proceso es totalmentereversible, y cuando la curva de refrigeración delmaterial que se está refrigerando y la curva de ca-lentamiento del refrigerante coinciden entre sí enforma exacta.26 Si bien este nivel de eficiencia sólose puede lograr para un caso ideal, las plantas deGNL actuales han avanzado considerablementepara acercársele. Las claves para la eficiencia deestas plantas residen en tres áreas: refrigerantes,compresores e intercambiadores de calor.

Las plantas de GNL actuales ofrecen dos alter-nativas de refrigerantes en general: refrigerantesmixtos y cascada de componentes puros.27 Porejemplo, el proceso C3-MR—desarrollado por AirProducts & Chemicals—utiliza propano y un re-frigerante de múltiples componentes para licuarel gas natural tratado con el fin de convertirlo enGNL, en dos ciclos refrigerantes. Una tecnologíaalternativa—el proceso Optimized Cascade deConocoPhillips—incluye tres ciclos refrigerantespara refrigerar y licuar el gas natural en formagradual (arriba). Cada enfoque posee ventajas ydesventajas, pero la elección definitiva dependeconsiderablemente del cliente y de los requeri-mientos del lugar. En el año 2006, aproximada-

mente el 80% de la capacidad mundial de GNL uti-lizaba el proceso de refrigerantes mixtos, y el 20%restante empleaba la licuación por cascada decomponentes puros.

Si la licuación es la esencia del proceso delGNL, la compresión y los correspondientes impul-sores de las turbinas de gas aportan la fuerza. Paracomprimir el refrigerante, se utilizan compresorestanto centrífugos como axiales.28 Los compresoresde refrigerantes mixtos deben manipular grandescapacidades a bajas temperaturas y a menudo uti-lizan compresores axiales. Por otro lado, el etilenocomo refrigerante—utilizado en el proceso de cas-cada de ConocoPhillips—podría requerir un com-presor centrífugo. El tipo y el diseño del compresor

> Alternativas del proceso de licuación de GNL. El GNL puede licuarse utilizando un refrigerante de múltiples componentes, en un solo ciclo, o utilizandovarios componentes puros en un arreglo de cascada. El enfoque de componentes múltiples o refrigerantes mixtos es tipificado por el proceso C3-MR deAir Products & Chemicals (extremo superior izquierdo). El gas natural tratado, seco, es enfriado previamente con propano hasta alcanzar aproxima da mente−30°C [−22°F] para remover el propano líquido y otros líquidos del gas natural. El gas pre-enfriado se envía al intercambiador de calor criogénico principaldonde se condensa y luego se evapora para producir GNL a −160°C. Después del intercambio térmico para producir GNL, el refrigerante mixto—habi tual -mente nitrógeno, metano, etano, propano, butano y pentano—es enviado al sector de compresión para completar el ciclo. Este proceso permite lograr unaaproximación media—la diferencia de temperatura entre el refrigerante y el material que se está enfriando—de aproximadamente 8.3°C [15°F] (extremosuperior derecho). El proceso Optimized Cascade de ConocoPhillips utiliza tres ciclos independientes de refrigerantes de componentes puros para producirGNL (extremo inferior izquierdo). En forma similar al proceso de refrigerantes mixtos, el proceso de cascada utiliza primero un circuito cerrado de refri ge -rante propano para remover los líquidos del gas natural del gas natural tratado. El material se somete luego a dos ciclos refrigerantes más—etileno ymetano—que producen el GNL resultante. Cada circuito cerrado de refrigerante consiste de compresores independientes, válvulas de expansión,condensadores y evaporadores. Este proceso permite lograr una aproximación promedio de aproximadamente 6.7°C [12°F] (extremo inferior derecho).

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Cambio de entalpía, %

Aproximación promedio = 15 °F

Aproximación promedio = 12 °F

Cambio de entalpía, %

Gas siendo licuadoRefrigerante

Pesado

Compresor

Refrigerante mixto

Expansor

Propano

Intercambiadorde calor de aire-aletas

Separador

Compresor Turbina Compresor Compresor Turbina

Intercambiadorde calor deaire-aletas

Liviano

GNL

Remoción de componentes pesados

Líquidos del gas natural

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Combustiblede plantaGNL

Proceso con refrigerante mixto C3-MR de Air Products

EtilenoPropano

Intercambiadorde calor deaire-aletas

Intercambiadorde calor deaire-aletas Combustible

de la planta

GNL

Gas n

atur

al tr

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o

Metano

Líquidos del gas natural

GNL

Vapores de lacarga de las

embarcaciones

Proceso Optimized Cascade de ConocoPhillips

Compresores Turbinas TurbinasCompresores Compresores Turbinas

Remoción de componentes pesados

Intercambiadorde calor deaire-aletas

Corriente del tubo hacia afuera

Corriente del tubo hacia adentro

Corriente delrecipiente hacia fuera

Corriente delrecipiente hacia adentro

Mandril

Aletas

Placas de separación

Corriente Ahacia dentro

Corriente Bhacia afuera

dependen del refrigerante utilizado en cada servi-cio en particular. La eficiencia de los compreso-res centrífugos para plantas de GNL construidasen la década de 1970 era cercana al 70%. Las efi-ciencias actuales para compresores centrífugosdel mismo servicio son del 80% o superiores.29 Enlas plantas actuales, estos compresores funcionancon turbinas de gas, y la capacidad de produccióndel GNL se relaciona directamente con la poten-cia que estas turbinas pueden entregar. Unaplanta construida en el año 2000 podía utilizarunidades de turbinas de gas que permitían la pro-ducción de 3.3 millones de tonUK/año [3.7 millo-nes de tonUS/año] de GNL, en tanto que las

tercambiador enrollado en espiral es el disposi-tivo primario de intercambio de calor utilizadopara producir GNL en el proceso de refrigerantesmixtos.33 En este dispositivo, se enrollan tubos depequeño diámetro alrededor de un núcleo centraly este arreglo de tubos se inserta en una carcasade recipiente de presión (abajo a la izquierda).Tanto el proceso de cascada como el de refrige-rantes mixtos pueden emplear el tercer tipo de in-tercambiador: core-in-kettle. Este intercambiadorse suele utilizar en el intercambio de calor delpropano y consta de una placa y un bloque tipoaleta colocados dentro de una carcasa cilíndricahorizontal de grandes dimensiones.34

Es habitual que las plantas de GNL tengan lí-neas de procesamiento múltiples, o trenes, paralicuar el gas natural. Esto permite la expansiónplanificada de la planta. La producción prove-niente de trenes simples o múltiples se envía a lostanques de almacenamiento aislados ubicados enlas cercanías, donde el GNL permanece hasta quellega una embarcación para su carga y transportea las terminales remotas.35

El gas del Caribe se transporta globalmenteLa planta de GNL ubicada en Point Fortin, Trinidad,utiliza la moderna tecnología de licuación des-cripta precedentemente. Existen grandes reservasde gas natural en el área marina de la isla caribeñade Trinidad, y durante los últimos 50 años este gasha sido empleado para la generación de electrici-dad, además de la producción de metanol y amoní-aco; y hoy en día se utiliza para la exportación delGNL. La compañía Atlantic LNG Company of Trini-dad and Tobago fue creada en 1995 para desarro-llar una planta de GNL en Point Fortin.36

La planta de Atlantic ubicada en Point Fortinfue construida sobre 838,000 m2 [207 acres] de te-rrenos recuperados para procesar el gas prove-niente de los campos gasíferos marinos ubicadosal sudeste y al norte de Trinidad (próxima página,extremo superior izquierdo). La planta comenzó aoperar en 1999, con una capacidad de 3.0 millo-nes de tonUK/año [3.3 millones de tonUS/año] deGNL y 950 m3/d [6,000 bbl/d] de líquidos de gasnatural. Después del éxito logrado con la opera-ción inicial, se lanzaron proyectos de expansiónen los años 2000 y 2002 para aumentar la capaci-dad de la planta de uno a cuatro trenes capaces deproducir un total de 14.8 millones de tonUK/año[16.3 millones de tonUS/año] de GNL y hasta3,820 m3/d [24,000 bbl/d] de líquidos de gas natu-ral.37 En el año 2007, Atlantic LNG Company ocu-paba el séptimo lugar mundial en capacidad deproducción de GNL y era el mayor proveedor deGNL para los Estados Unidos (próxima página, ex-tremo inferior derecho). En el pasado, la mayorparte del producto de la compañía se trasladaba a

56 Oilfield Review

> Intercambiadores de calor arrollados en espiral y de placas-aletas. El proceso de licuación conrefrigerantes mixtos utiliza un diseño arrollado en espiral o bobinado (izquierda) como intercambiadorde calor criogénico principal. En este dispositivo, los tubos de pequeño diámetro envuelven un núcleocentral—denominado mandril—en direcciones alternadas. En el diseño mostrado, el fluido de los tubosingresa en la base y se desplaza corriente arriba para luego salir por la parte superior. La corriente dellado del recipiente pasa por sobre los tubos, corriente abajo, generando el intercambio de calor, con -tracorriente, entre los fluidos. Cada tubo termina en placas tubulares que forman parte de la carcasacilíndrica. Para el servicio de GNL, es habitual un diseño de aluminio, pudiéndose lograr relaciones detransferencia térmica superficie/volumen de 50 a 150 m2/m3 [15.2 a 45.6 pies2/pies3]. Por el con tra rio,los intercambiadores de placas-aletas (derecha) se utilizan habitualmente en el proceso de licuaciónen cascada. Un intercambiador de placas-aletas utiliza capas de láminas corrugadas o aletas sepa -radas por placas metálicas. Las corrientes calientes y frías fluyen a través de las capas alternadas yel calor es transferido desde la aleta de una capa a la placa de separación, luego hasta el conjuntode aletas de la capa siguiente, y finalmente hasta el otro fluido. Estos intercambiadores se fabricancomo recipientes de presión, de latón soldado, sin uniones mecánicas. De un modo similar a losintercambiadores arrollados en espiral, las unidades de placas-aletas utilizadas en el servicio de GNLson típicamente de aluminio y muy compactas; pueden lograrse relaciones de superficie/volumen de300 a 1,000 m2/m3 [91.5 a 305 pies2/pies3].

grandes turbinas de gas actuales se asocian concapacidades de casi 7.8 millones de tonUK/año[8.6 millones de tonUS/año].30 Al igual que loscompresores, las turbinas utilizadas en las plan-tas de GNL han experimentado un incremento enla eficiencia de sus ciclos; del 28 al 40% durantelos últimos 30 ó 40 años.

La clave final para la licuación eficiente del gasnatural es la transferencia de calor efectiva. El em-pleo de equipos especializados de transferencia decalor asegura que la diferencia de temperaturaentre el refrigerante y el gas natural que se está re-frigerando se reduzca al mínimo. La mayoría de losequipos de transferencia de calor utilizados en lasplantas de licuación de GNL actuales ha surgidocomo resultado de otros esfuerzos realizados en elsector de la industria criogénica. En los circuitosde refrigeración del GNL generalmente se utilizantres tipos especiales de intercambiadores de calor;intercambiadores de placas-aletas, enrollados enespiral y los llamados core-in-kettle.31

Los intercambiadores de placas-aletas de alu-minio—utilizados en el proceso de cascada—constan de capas alternadas de aletas y placasencerradas en un recipiente rectangular.32 Si secomparan con los equipos de acero al carbono oacero inoxidable equiparables, los intercambiado-res de placas-aletas poseen un 20% del tamaño yel 10% del peso de aquéllos. En contraste, un in-

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las terminales de EUA, pero eso está cambiandoen la actualidad. Debido al incremento de los pre-cios del gas en Europa, en estos momentos se en-vían importantes embarques de producto a las

terminales de España. Por consiguiente, AtlanticLNG Company desempeña un rol clave en la de-terminación de los precios del gas de la cuencaatlántica.38

Todos los trenes de Atlantic LNG ubicados enPoint Fortin utilizan el proceso Optimized Cascadede ConocoPhillips. El primer tren, construido en1999, representó la primera planta de carga basecon tren simple construida en los 30 años prece-dentes a esa fecha.39 Ese primer tren y todos losdiseños de trenes subsiguientes de la planta dePoint Fortin utilizan tres ciclos de refrigeraciónde componentes puros: propano, etileno y metano.El intercambio de calor producido en las unidadesde refrigeración es realizado por intercam biadoresde placas-aletas, mientras que grandes turbinas degas impulsan los compresores. Cada tren de GNLde Point Fortin posee pares paralelos de turbinasde gas y compresores. Esto permite que cada trensiga en funcionamiento aún cuando se pierda uncompresor o una turbina en particular.40

29. Ransbarger, referencia 26.30. “Liquefied Natural Gas,” http://www.geoilandgas.com/

businesses/ge_oilandgas/en/downloads/liquified_natural_gas.pdf (Se accedió el 11 de junio de 2008).

31. Las plantas de GNL también pueden utilizarintercambiadores de aire-aletas y de carcasa y tubosque son comunes en el campo petrolero y en lasoperaciones de refinación. Estos intercambiadores nose analizan en este artículo.

32. Markussen D: “All Heat Exchangers Are Not CreatedEqual,” The Process Engineer (Septiembre de 2004),http://www.chart-ind.com/literature_library_forall.cfm?maincategory=5 (Se accedió el 26 de julio de 2008).Markussen D: “Hot Technology for Lower Cost LNG,”Hydrocarbon Engineering 10, no. 5 (Mayo de 2005): 19–22.Markussen D y Lewis L: “Brazed Aluminum Plate FinHeat Exchangers—Construction, Uses and Advantagesin Cryogenic Refrigeration Systems,” presentado en laReunión de Primavera del Instituto Americano deIngenieros Químicos, Atlanta, Georgia, EUA, 10 al 14 de abril de 2005.

33. “Looking Inside…Spiral Wound Versus Plate-Fin HeatExchangers,” http://www.linde-plantcomponents.com/documents/looking_inside_PFHE_SWHE.pdf (Se accedióel 15 de junio de 2008).

34. Core-in-kettle es una aplicación especial de latecnología de intercambiadores de placas-aletas.

35. Los tanques de almacenamiento de GNL de la planta delicuación son similares a los tanques de almacenamientode las terminales de importación. La tecnología utilizadaen estos tanques especiales será cubierta en la secciónsobre terminales de importación.

36. Los accionistas de Atlantic LNG Company son: BP,British Gas, Repsol, Suez LNG y la Compañía Nacionalde Gas de Trinidad y Tobago.

37. Los trenes son líneas de producción paralelas para elGNL. Para obtener más información, consulte: Hunter Py Andress D: “Trinidad LNG—The Second Wave,”presentado en Gastech 2002, Doha, Qatar, 13 al 16 deoctubre de 2002.Diocee TS, Hunter P, Eaton A y Avidan A: “Atlantic LNGTrain 4, The World’s Largest LNG Train,” presentado enLNG 14, Doha, Qatar, 21 al 24 de marzo de 2004.

38. Davis y Gold, referencia 14.39. Redding P y Richardson F: “The Trinidad LNG

Project–Back to the Future,” LNG Journal (Noviembre-diciembre de 1998), http://lnglicensing.conocophillips.com/publications/index.htm (Se accedió el 26 de julio de 2008).

40. Si bien el cierre de un compresor o de una turbinaindividual reduciría significativamente la capacidad deproducción de GNL, el tren impediría el calentamientohasta alcanzar las condiciones ambiente y continuaríaoperando hasta que se efectuaran las reparacionespertinentes.

> Suministro de gas de Atlantic LNG Company. Los principales camposde gas natural, al sudeste de Trinidad, se encuentran en el área marina,a una distancia de aproximadamente 55 km [34 mi], y a 110 km [68 mi] dePoint Fortin. Un sistema complejo de líneas submarinas lleva este gas atierra firme. Por ejemplo, tres líneas—de 122 cm [48 pulgadas], 91 cm [36 pulgadas] y 76 cm [30 pulgadas]—transportan el gas desde el áreade Cassia hasta Galeota Point y Beachfield en tierra firme. Dos líneas de61 cm [24 pulgadas] llevan el gas desde el área de Dolphin, a través deun punto intermedio en Poui, hasta los puntos terrestres. Muchas otraslíneas que conectan los campos de Osprey, Teak, Mahogany, Flamboyant,Pelican y Kiskadee/Banyan con el sistema marino de gasoductos (queno se muestra aquí) completan el escenario. Múltiples líneas de gas,tendidas por tierra, conectan las instalaciones terrestres de recepcióncon la planta de GNL de Point Fortin. El gas llega desde el campo sep -tentrional Hibiscus a través de una línea submarina de 61 cm. Los camposseptentrionales se sitúan a unos 32 km [34 mi] de distancia, en el áreamarina, y a más de 83 km [52 mi] de Point Fortin.

O C É A N O

A T L Á N T I C O

M A R C A R I B E

TOBAGO

TRINIDAD

Puerto España

PointFortin Galeota

Point

Poui

Cassia

DolphinBeachfield

Hibiscus

200 millas

0 20km

> Embarques de Atlantic LNG Company. Atlanticenvía el producto a las terminales de impor ta -ción del Caribe, Estados Unidos y Europa(extremo superior izquierdo). Las terminales deimportación de GNL del Caribe incluyen loca li -zaciones en República Dominicana y PuertoRico. Las terminales de recepción de EstadosUnidos se encuentran ubicadas en Everett,Massachusetts; Cove Point, Maryland; ElbaIsland, Georgia; Gulf Gateway, Luisiana (áreamarina); y Lake Charles, Luisiana. Los embar queseuropeos de GNL se envían principalmente a lasterminales de España situadas en Bilbao, Huelvay Cartagena. Ocasionalmente, Atlantic tambiénha enviado GNL al Reino Unido, Japón y Bélgica.El volumen de GNL enviado por Atlantic desdePoint Fortin (extremo inferior derecho) comenzósiendo modesto en el año 1999, un poco menosde 2 millones de tonUK/año [2.2 millones detonUS/año]. Al incorporar capacidad adicional,estos embarques se expandieron rápidamentehasta alcanzar casi 13 millones de tonUK/año[14.3 millones de tonUS/año] en el año 2006.

Después de la licuación, el GNL producido enPoint Fortin se envía a tanques de almacenamiento,a la espera de su embarque marítimo.41 Los muellesmarítimos de Point Fortin pueden alojar embarca-ciones de GNL de hasta 145,000 m3 (912,000 bbl]de capacidad, lo que representa un incrementoconsiderable en comparación con el primer em-barque marítimo de GNL de hace 50 años.

El gas natural en el marEl primer embarque marítimo de GNL se efectuóen 1959 a bordo del Methane Pioneer, cuya capa-cidad era de sólo 5,560 m3 [35,000 bbl].42 Esa pri-mera carga de GNL provenía de Lake Charles, enLuisiana, y estaba destinada a Canvey Island, enel Reino Unido. Ese embarque y los subsiguientesdemostraron que de hecho se podía transportarimportantes cantidades de GNL a bordo de embar-caciones marítimas. Desde entonces, los grandestransportes de GNL se han convertido en visitanteshabituales de las costas marítimas de todo elmundo. Los transportes se han extendido en térmi-nos de cantidad, sofisticación; y tamaño (arriba).La cantidad de embarcaciones nuevas para eltransporte de GNL ha aumentado rápidamente. En1990, la flota mundial estaba integrada por 70 uni-dades, en tanto que la actual cuenta con 266 trans-portadores, de los que 126 son contratados.43

Ni el alto índice de crecimiento ni el cambio,son nuevos para la industria marítima del GNL, queya tiene 50 años de historia. Las embarcaciones de

transporte de GNL requieren un período inicial dealrededor de cuatro años para su construcción eimplican una alta erogación de capital; aproxima-damente el doble del que cuesta construir una granembarcación transportadora de crudo. En el pa-sado, las embarcaciones para transporte de GNLeran construidas conforme a contratos a largoplazo para llevar el GNL desde una planta de li-cuación específica hasta terminales de importa-ción determinadas. Ante los altos precios del gasnatural y la volatilidad del mercado de contado,esa característica del transporte marítimo delGNL está cambiando.44 La capacidad de las plan-tas de licuación no fijada por contrato se envía ala localización que pague los mejores precios decontado.

El diseño de las embarcaciones para el trans-porte de GNL es guiado por diversos criterios de-terminados por las características físicas del GNLen sí.45 En primer lugar, la baja densidad del GNLimpone una embarcación grande, de casco doble,con lastre, poco calado y cubierta de francobordoalta.46 El casco doble sirve como característica deseguridad y brinda espacio para el lastre de agua.En segundo lugar, la temperatura sumamente bajadel GNL exige la utilización de aleaciones espe-ciales para la construcción de los tanques. Segúnel tipo de tanque, es posible emplear aluminio,acero inoxidable y aleaciones de níquel-acero.Además, el alto grado de ciclado térmico existenteen los tanques de almacenamiento a bordo re-

quiere que se tenga un cuidado especial al diseñarla estructura de soporte. Por último, se requierebuen aislamiento térmico, ya que el acero al car-bono habitualmente utilizado en el casco es vulne-rable a las temperaturas extremadamente bajasdel GNL. En algunos diseños de tanques, el aisla-miento debe ser capaz de soportar el peso del car-gamento.

La aplicación de estos criterios ha generado di-versos diseños de carga de GNL con dos sistemas deuso general; tanques independientes y tanques demembranas. Los tanques independientes—talescomo el sistema Moss para transporte de GNL—sonautoportantes y no forman parte del casco de la em-barcación. Los tanques de membranas—tales comolos desarrollados por Gaztransport y Technigaz—están sostenidos por el aislamiento que pasa porel casco de la embarcación y emplean una mem-brana metálica delgada para la contención (pró-xima página).47

Con la aceleración de la tendencia hacia laadopción de embarcaciones de mayor tamaño,ambos diseños de sistemas de contención se hanvisto limitados. En ciertos casos, para los tanquesesféricos independientes, el peso y las instalacio-nes especiales que se necesitan para construirloshan constituido un problema. Además, las embar-caciones con tanques esféricos pagan mayores im-puestos en el Canal de Suez que otros tipos deembarcaciones utilizadas para el transporte deGNL.48 Por otro lado, los sistemas de membranasson susceptibles de sufrir daños por el vaivén dellíquido provocado por la gran superficie libre delos tanques; situación que empeora cuanto mayores el tamaño de la embarcación. Las tareas de in-vestigación con respecto al vaivén del líquido, lle-vadas a cabo mediante la utilización de maquetasde tanques, ayudan a definir la mejor forma quedeben tener los tanques para resistir este fenó-meno. Aunque ambos sistemas de contención detanques son de utilización general, hoy en día seespecifica el sistema de membranas para la mayo-ría de las embarcaciones de transporte de GNL degran tamaño que se construyen en la actualidad.49

Si bien el sistema de contención utilizado enlas embarcaciones para transporte de GNL siguesiendo un tema central de investigación, a medidaque la industria se concentra en las emisiones yen los altos precios de la energía surgen nuevosconceptos en materia de sistemas de propulsiónde embarcaciones. Por tradición, las embarcacio-nes para el transporte de GNL han utilizado siste-mas de propulsión por turbinas de vapor quepermiten una fácil disposición final del gas vapo-rizado del cargamento.50 La industria ha comen-zado a adoptar los motores diesel para doscarburantes, cuya eficiencia oscila entre un 38 yun 40% en comparación con las turbinas de vapor,

58 Oilfield Review

> Evolución de la capacidad de transporte de GNL. Durante las últimas décadas, los transportadoresmarinos de GNL han crecido significa tiva mente en cuanto a capacidad de carga. Las embarcacionesde tamaño estándar del último trimestre del siglo XX poseían una capacidad de transporte de GNL 25 veces mayor que la del Methane Pioneer original, y la relación actual es superior a 40. Estos incre -mentos de capacidad han sido impulsados por la necesidad de reducir los costos de transporte ylograr economías de escala en términos de construcción de embar ca cio nes. La capacidad de las em -barcaciones de GNL experimentó tres pe ríodos bien diferenciados. Durante el primer período—1965 a1975—los transportadores de GNL poseían una diversidad de tamaños; sin embargo, eran todos rela -tivamente pequeños (contorno verde). Luego sobrevino un período más largo en el que la capacidadde la mayoría de las embar ca ciones era de aproximadamente 125,000 m3 [787,000 bbl], produciéndoseun crecimiento gradual del tamaño a partir de fines de 1990 (contorno rojo). Actualmente, la capa ci -dad de transporte de GNL está atravesando otro cambio substancial. Las nuevas embarcaciones deGNL, gigantes y con capacidades de hasta 265,000 m3 [1,668,000 bbl], han sido construidas paraservicios de larga distancia (contorno azul).

Capa

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Año de suministro1965 1975 1985 1995 2005

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cuya eficiencia es del 28%.51 También se están con-siderando los sistemas con re-licuación a bordo,con turbina de gas y turbina de vapor combinadasy con re-inyección de gas vaporizado. Todos estosconceptos nuevos en materia de propulsión, con-tención de cargamento y diseño de embarcacio-nes son impulsados por los altos costos desuministro y los elevados precios de la energía, asícomo por el deseo de reducir el nivel de emisio-nes. El destino que tuvo una embarcación detransporte de GNL—el Polar Eagle—demuestracuán rápido ha cambiado el transporte marítimode GNL en los últimos 15 años.

La embarcación Polar Eagle fue construida en1993 en IHI Aichi Works, de Nagoya, Japón, porConocoPhillips y Marathon Oil Corporation.52 Enel momento de su puesta en servicio, dicha em-barcación poseía una eslora de 230 m [755 pies],una manga de 40 m [131 pies], un peso bruto de60,032 tonUK [66,174 tonUS], y transportaba una

41. Los tanques de almacenamiento de GNL de la planta delicuación son similares a los tanques de almacena mien tode las terminales de importación. La tecnología utilizadaen estos tanques especiales será analizada en unasección subsiguiente sobre terminales de importación.

42. Foss, referencia 17.43. Greer MN, Richardson AJ y Standström RE: “Large

LNG Ships—The New Generation,” artículo IPTC 10703,presentado en la Conferencia Internacional de Tecnolo gíadel Petróleo, Doha, Qatar, 21 al 23 de noviembre de 2005.Vedernikova O: “LNG Shipping,” http://www.lngship.net/userFiles/2008%20Norton%20Rose.pdf (Se accedió el 17de junio de 2008).

44. Valsgård S y Kenich A: “All at Sea,” LNG Industry(Primavera de 2007): 100–104.

45. Ffooks RC y Montagu HE: “LNG Ocean Transportation:Experience and Prospects,” Cryogenics 7, edición 1–4 (Diciembre de 1967): 324−330.

46. Calado es la profundidad del agua requerida para que la embarcación flote y franco-bordo es la parte de laembarcación situada entre la cubierta y la línea de agua.

47. Deybach F: “Membrane Technology for Offshore LNG,”artículo OTC 15231, presentado en la Conferencia deTecnología Marina 2003, Houston, 5 al 8 de mayo de 2003.Kvamsdal R: “Spherical Tank Supported by a VerticalSkirt,” Patente de EUA No. 4.382.524 (10 de mayo de 1983).

48. Los impuestos del Canal de Suez son proporcionales alvolumen interno de una embarcación. Los transportadoresde GNL de diseño esférico (Moss) poseen una propor ciónde volumen no utilizado mucho mayor que lostransportadores de membranas y, por consiguiente,pagan impuestos más altos.

49. Dabouis B: “Getting Gas to the Consumer,” LNG Industry (Primavera de 2008): 28−32.

50. El GNL permanece en estado líquido en lasembarcaciones marinas por un proceso deautorefrigeración. A pesar del aislamiento, por la pared del tanque aislado pasa suficiente calor como para producir una leve ebullición del GNL. Lapequeña cantidad de gas que se forma se denominavaporizado (gas perdido por vaporización).

51. Estos motores funcionan con combustible diesel o con vaporizado. Además de la ventaja asociada con laelección de los combustibles, los motores diesel poseenmenores emisiones de NOx. El NOx es un términogenérico que se aplica a los óxidos de nitrógenoproducidos por la combustión. Para obtener másinformación, consulte: Kidnay y Parrish, referencia 1.

52. “87,500 m3 SPB LNG Carrier Polar Eagle,”http://www.ihi.co.jp/ihimu/images/seihin/pl12_1.pdf (Se accedió el 17 de junio de 2008).

> Sistemas marinos de contención de GNL. Si bien se han desarrollado diferentes sistemas marinosde contención de GNL, hoy sólo se utilizan dos sistemas en forma generalizada. Los tanques de mem -branas—que se encuentran en un 50% de la flota activa—utilizan tanques grandes con una membranade metal delgada para contener el GNL (extremo inferior). Los tanques de membranas son sus ten ta -dos mediante aislamiento entre la membrana metálica y el casco de la embarcación. La membranametálica puede ser de una aleación de expansión controlada de 35% de níquel-acero o de aceroinoxidable y posee un espesor habitual que oscila entre 0.7 y 1.2 mm [0.028 y 0.047 pulgadas], de -pendiendo del metal empleado. El aislamiento entre la membrana metálica y el casco usualmenteconsta de dos capas—cajas de madera laminada rellenas con aislamiento de perlita o espuma depoliuretano, separadas por otra barrera de membrana metálica. El sistema Moss—que se observa en el 47% de las flotas activas—utiliza tanques esféricos de aluminio, independientes, para contenerel GNL (extremo superior). Estos tanques se apoyan en un zócalo de acero y no forman parte de laestructura del casco. Los tanques Moss poseen tres capas: una capa interna de aluminio seguidapor una capa de aislamiento y una carcasa externa de acero. Una torre de tubos protege las líneasde salida y entrada de GNL.

Cubierta de acero

Zócalo de soportede acero

Lastre de agua

Aislamiento

Carcasa de aluminioTorre de tubos

Capas de aislamiento

Membranasmetálicas

tripulación de 40 miembros. La propulsión estabaprovista por una turbina de vapor activada por gasvaporizado y fuel oil pesado.

Esta embarcación fue diseñada para transpor-tar 87,500 m3 [550,660 bbl] de GNL en tanques decarga con membranas en forma de prisma. A dife-rencia de otros tanques de tipo membrana, estediseño de tanque puede soportar el intenso vaivéndel líquido. Durante los últimos 15 años, esta em-barcación transportó GNL desde la planta de li-cuación de GNL de ConocoPhillips, en Kenai,hasta las compañías de servicios públicos clientesde Japón. Pese al hecho de que la embarcaciónaún era apta para el servicio, la combinación detamaño pequeño y propulsión por turbina devapor hizo que no resultara competitiva para iti-nerarios de acarreo largos. La embarcación fuecomprada recientemente por Teekay Ltd paraayudar a sus clientes a desarrollar campos de gasde menor extensión y los mercados asociados.53

Si bien el GNL constituye una forma eficientede llevar al mercado el gas descubierto pero no

desarrollado, existen combinaciones de dimen-sión de mercado, distancia de transporte marí-timo y volumen de reservas en las que ni el GNL nilos gasoductos resultan económicos. Para estosmercados, el gas natural comprimido (GNC)puede constituir una solución alternativa.54 La tec-nología del GNC reduce el volumen de gas natu-ral pero pone coto a la licuación; lo que disminuyesustancialmente los costos. Sea NG ha desarro-llado una de esas tecnologías de GNC, que recibeel nombre de módulo de almacenamiento de gas aalta presión Coselle.55 La tecnología Coselle uti-liza bobinas de tubos de acero llenos de GNC, enunidades apilables dispuestas a bordo de una em-barcación de transporte de carga para itinerarioscortos y medios (abajo). Estas embarcacionesoperan en un sistema de tipo ferry para asegurarla entrega continua de gas. Los desarrollos tecno-lógicos implementados en el ámbito del GNC pue-den abrir mercados de gas más pequeños, queactualmente son atendidos en forma deficientecon los métodos de entrega convencionales.

El final de la cadenaEl último eslabón de la cadena de suministro deGNL es la terminal de importación. Estas termi-nales descargan el GNL desde la embarcación ma-rítima y lo almacenan en tanques aislados hastaque está preparado para ser sometido al procesode regasificación en el sistema de transmisiónlocal. Existen 60 terminales de importación deGNL en todo el mundo, y otras 22 se hallan en laetapa de construcción (próxima página, arriba).56

Es posible hallar terminales de importación deGNL en todos los continentes salvo la Antártida.Cerca del 50% de las terminales se encuentra en laregión del Pacífico Asiático. Por nivel de concen-tración el segundo lugar lo ocupa Europa Occiden-tal con un 25% de las terminales de importación. Elresto está esparcido por todo el globo. Actual-mente, EUA posee seis terminales, y los antece-dentes de las operaciones de GNL en ese paísilustran el carácter cíclico que ha tenido ese ne-gocio durante los últimos 30 años.

Entre 1971 y 1980, las compañías de gas natu-ral construyeron cuatro terminales de importa-ción de GNL en EUA: Lake Charles, en Luisiana;Everett, en Massachusetts; Elba Island, en Geor-gia; y Cove Point, en Maryland.57 El volumen de en-trega alcanzó su pico en 1979, pero luego lasimportaciones de GNL declinaron rápidamente.La declinación fue causada por dos factores; lasdisputas por precios entabladas con Argelia y ladesregulación del gas natural en EUA, que dieronlugar a un incremento de la producción estadou-nidense. Las terminales de Cove Point y Elba Is-land fueron puestas fuera de servicio en 1980, ylas dos terminales restantes experimentaron unvolumen bajo en los años subsiguientes.

En 1999, la convergencia de tres factores hizoque las importaciones de GNL a EUA volvieran aresultar atractivas. En primer término, se puso enmarcha la planta de GNL de Atlantic, ubicada enTrinidad, lo que redujo los costos de transporte. Ensegundo término, el incremento de la demanda degas natural se vio acompañado del incremento delos precios. Por último, las preocupaciones am-bientales hicieron que aumentara la utilizacióndel gas natural para la generación de energía eléc-trica. En consecuencia, las terminales de importa-ción de GNL de Elba Island y Cove Point volvierona operar en 2001 y 2003, respectivamente. La ter-minal de Cove Point constituye un ejemplo exce-lente de una instalación de importación de GNL.

La terminal de importación de GNL de CovePoint está ubicada en la Bahía de Chesapeake, aunos 120 km [75 millas] al sur de Baltimore, enMaryland. Cove Point posee una capacidad de al-macenamiento de GNL equivalente a 221 millonesde m3 [7,800 millones de pies cúbicos] de gas na-tural y una capacidad de suministro por gasoduc-

60 Oilfield Review

> Transporte de GNC. El núcleo de sistema de transporte de Coselle es un tramo de 16 km [9.9 mi] detubería de acero convencional de 15.2 cm [6 pulgadas], enrollada en un transportador apilable, quepuede llenarse con GNC (extremo inferior). Varios de estos transportadores pueden ser cargados enuna embarcación de transporte de GNC (extremo superior). (Gráfica, cortesía de Sea NG Corporation.)

53. “Teekay Builds on Its LNG Service Offering,”http://www.marinelink.com/Story/TeekayBuildsonitsLNGServiceOffering-210674.html (Se accedió el 9 de mayo de 2008).

54. Un estudio descubrió que el GNC era más adecuadopara distancias de transporte de menos de 2,500 km[1,550 millas]. Para obtener más información, consulte:Economides MJ, Kai S y Subero U: “Compressed NaturalGas (CNG): An Alternative to Liquid Natural Gas (LNG),”artículo SPE 92047, presentado en la Conferencia y

Exhibición del Petróleo y el Gas del Pacífico Asiático dela SPE, Yakarta, 5 al 7 de abril de 2005.

55. Stenning D: “CNG Opens New Markets,” Fundamentalsof the Global LNG Industry. Londres: PetroleumEconomist (2007): 67–68.

56. “Liquefied Natural Gas Worldwide,”http://www.energy.ca.gov/lng/international.html (Seaccedió el 15 de mayo de 2008).

57. http://www.dom.com/about/gas-transmission/covepoint/index.jsp (Se accedió el 23 de julio de 2008).

Otoño de 2008 61

tos de 28.3 millones de m3/d [1,000 millones depies cúbicos/día]. La terminal se conecta con tressistemas de gasoductos de gas natural; Transcon-tinental Gas, Columbia Transmission y el sistemade transmisión Dominion.

Las operaciones llevadas a cabo en la terminalde Cove Point son habituales para la mayoría de lasplantas de importación de GNL (abajo). Las embar-caciones para el transporte de GNL llegan desdediversas localizaciones, incluyendo Trinidad, Ni-

geria, Noruega y Argelia. El GNL es descargadodesde los transportadores en una plataformaubicada en la Bahía Chesapeake, a unos 4.0 km[2.5 millas] en el área marina. Desde esta plata-forma, el GNL es bombeado por tuberías aisladas através de un túnel subterráneo, revestido de hor-migón, hasta los tanques de almacenamiento ais-lados y de doble pared de la terminal terrestre.Cuando se requiere GNL para la venta, se lo bom-bea desde los tanques de almacenamiento hasta los

vaporizadores y después hasta el sistema de trans-misión de gas. La vigilancia y la seguridad imple-mentadas en Cove Point incluyen la supervisión delas embarcaciones para el transporte de GNL efec-tuada por la Guardia Costera de EUA, cuando nave-gan a través de la Bahía Chesapeake hacia laplataforma de descarga. La Guardia Costera exigeuna zona de vigilancia alrededor de la embarcacióny de la plataforma marina de descarga; aún cuandono haya ninguna embarcación presente.

> Terminales globales de importación de GNL. En todo el mundo se dispone de 60 terminales de regasificación, con fines de importación, ubicadas entierra firme o bien en áreas marinas en 18 países diferentes (verde). Existen en construcción 22 proyectos de terminales adicionales (rojo).

Terminales existentesTerminales en construcción

> Componentes de una terminal de importación. Los buques metaneros llegan por transporte marino a las plataformas de descarga de las terminales deimportación, en tierra firme o en áreas marinas. Si las instalaciones de atraque y la plataforma de descarga asociada son marinas, el GNL proveniente dela embarcación se bombea a través de tuberías submarinas hasta los tanques de almacenamiento aislados, emplazados en tierra firme. Los tanques deacero aislados se utilizan comúnmente con fines de almacenamiento y pueden ser configurados como tanques de contención simple, contención doble o contención completa (se muestra el tanque de contención completa). Estos tanques descansan sobre una base de hormigón y poseen un revestimientointerno de aleación de 9% de níquel-acero que cubre las carcasas externas de acero al carbono y hormigón. El techo del tanque de almacenamiento esde hormigón sobre una cubierta suspendida. A medida que el gas natural se requiere para ser distribuido, se bombea a un vaporizador. Si bien los tanquesde almacenamiento de GNL están bien aislados, siempre se produce algo de vaporizado. El gas vaporizado puede volver a licuarse o enviarse al sistemade distribución (que aquí no se muestra).

Vaporizador Bomba Túnel

Tanque dealmacenamiento

de GNLPlataforma

de descarga

MetaneroCubierta suspendida Carcasa de hormigón

Tanque exterior de acero al carbonoAislamiento con perlitaRevestimiento de níquel-aceroColchón de hormigón

La seguridad en materia de GNL ha pasado aser objeto de un proceso creciente de fiscalizacióndesde el 11 de septiembre de 2001. Los peligrospara la seguridad son causados por las propieda-des físicas del GNL en sí y del gas resultante,cuando se evapora. Estos peligros son las tempe-raturas criogénicas, y las características y la com-bustibilidad de la dispersión del gas. Desde elinicio de esta industria en la década de 1940, sólo

se produjeron cinco accidentes en las plantas delicuación o en sus alrededores; lamentablementedos de esos accidentes produjeron víctimas fata-les.58 El accidente más grave de los ocurridos enuna planta de licuación se produjo en Skikda, Ar-gelia, en enero de 2004, cuando una caldera devapor explotó y disparó una explosión aún mayorde nubes de vapor de gas.59 Además, hubo dos ac-cidentes en terminales de importación que provo-

caron muertes. El incidente más grave de los ocu-rridos en terminales de importación se produjo enStaten Island, Nueva York, EUA, en 1973, cuandoun techo colapsó sobre un tanque de almacena-miento vacío.60 No obstante, estos pocos accidentesaislados se contrastan con el destacado registro deseguridad del transporte marítimo de GNL. En losúltimos 40 años, se han entregado más de 80,000cargas de GNL sin accidentes o cuestiones de segu-ridad de consideración.61

Los operadores que manipulan el GNL siem-pre han implementado programas de seguridad;sin embargo, esos programas han adquirido mayorrelevancia en los últimos años. En 2003 y 2004, sedivulgaron por lo menos seis estudios principalesque abordaron el tema de la seguridad y la vigi-lancia en materia de GNL.62 Además de cubrir laseguridad global con respecto al GNL, estos estu-dios se referían específicamente a los derramessobre agua, los predios de las terminales de im-portación y la cuantificación de los riesgos. Si bienla industria del GNL es sumamente diversa desdeel punto de vista geográfico, han surgido cuatroelementos de seguridad que parecen encapsularla práctica actual. Esos elementos son la conten-ción primaria, la contención secundaria, los siste-mas de protección y la distancia de separación.63

La contención primaria es la aplicación de ma-teriales y diseños adecuados para contener el GNL.La contención secundaria garantiza que si se pro-ducen derrames, se puedan contener y aislar. Lossistemas de protección actúan para minimizar lasdescargas y mitigar sus efectos. La detección defugas es un ejemplo de un sistema de protección.Las distancias de separación se refieren a laszonas de seguridad existentes alrededor de lasrutas marítimas y de las instalaciones de tierrafirme. Estos cuatro elementos de seguridad rigena lo largo de toda la cadena de valor del GNL.

Si bien el GNL ha suscitado algunas críticascon respecto a la seguridad, los registros de la in-

62 Oilfield Review

> Planta de GNL de Darwin. La planta de GNL de Darwin se encuentra ubicada en Wickham Point, enel noroeste de Australia (izquierda). El gas natural para la planta de Darwin es suministrado desde elCampo Bayu-Undan, que se encuentra ubicado entre Darwin e East Timor, en aguas internacionales.Los pozos de gas de Bayu-Undan están perforados en un tirante de agua de 80 m [262 pies] y el volu -men de reservas se estima en 96,300 millones de m3 [3.4 Tpc] de gas y 65.6 millones de m3 [413 millonesde bbl] de condensado. El gas llega desde la planta de GNL de Darwin a través de un gasoductosubmarino de 66 cm [26 pulgadas].

AUSTRALIA

2000 millas

0 200km

EAST TIMOR

TIMOR

MelvilleIsland

Darwin

Bayu-Undan

AUSTRALIA

58. “Liquefied Natural Gas Safety,” http://www.energy.ca.gov/lng/safety.html (Se accedió el 20 de junio de 2008).

59. El accidente de Skikda dejó un saldo de 27 muertos y 56 heridos. Para obtener más información, consulte:http://www.ferc.gov/industries/lng/safety/safety-record.asp (Se accedió el 20 de junio de 2008).

60. El incendio iniciado en el tanque produjo un incrementode presión que levantó el domo de hormigón. El colapsoresultante arrojó un saldo de 37 muertos.

61. Hightower M, Gritzo L, Luketa-Hanlin A, Covan J, TieszenS, Wellman G, Irwin M, Kaneshige Melof B, Morrow C yRaglan D: “Guidance on Risk Analysis and SafetyImplications of a Large Liquefied Natural Gas (LNG) SpillOver Water,” http://www.ferc.gov/industries/lng/safety/reports/sandia-rep.asp (Se accedió el 13 de junio de 2008).

62. Referencia 58.63. Foss MM: “LNG Safety and Security,”

http://www.beg.utexas.edu/energyecon/lng/documents/CEE_LNG_Safety_and_Security.pdf (Se accedió el 15 demayo de 2008).

64. Yates D y Schuppert C: “The Darwin LNG Project,”presentado en LNG 14, Doha, Qatar, 21 al 24 de marzo de 2004.

65. Montgomery T: “Aeroderivative Gas Turbine ProvidesEfficient Power for LNG Processing,” Pipeline & GasJournal (Octubre de 2001): 54, 56−57.

66. Kurbanov Y: “Russia to Become Key Player in World LNGover Next 10 Years,” http://www.oilandgaseurasia.com/articles/p/75/article/638/ (Se accedió el 22 de julio de2008).

67. Terry MC: “Floating Offshore LNG Liquefaction Facility—A Cost Effective Alternative,” artículo OTC2215, presentado en la 7a. Conferencia Anual deTecnología Marina, Houston, 5 al 8 de mayo de 1975.Barden JK: “Offshore LNG Production and StorageSystems,” artículo SPE 10428, presentado en la MuestraMarina del Sudeste Asiático de la SPE, Singapur, 9 al 12de febrero de 1982.Faber F, Bliault AE, Resweber LR y Jones PS: “FloatingLNG Solutions from the Drawing Board to Reality,”artículo OTC 14100, presentado en la Conferencia deTecnología Marina 2002, Houston, 6 al 9 de mayo de 2002.

Wagner JV y Cone RS: “Floating LNG Concepts,” Actasde la 83a Convención Anual de la Asociación deProcesadores de Gas de Tulsa, 2004.Gervois F, Daniel L, Jestin N y Kyriacou A: “FloatingLNG—A Look at Export and Import Terminals,” artículoOTC 17547, presentado en la Conferencia de TecnologíaMarina 2005, Houston, 2 al 5 de mayo de 2005.Foss MM: “Offshore LNG Receiving Terminals,”http://www.beg.utexas.edu/energyecon/lng/documents/CEE-offshore-LNG.pdf (Se accedió el 15 de mayo de 2008).

68. “ExxonMobil to Build First Gravity-Based Terminal inItaly,” http://www.poten.com/%5Cattachments%5C052305.pdf (Se accedió el 22 de junio de 2008).Sen CT: “LNG Trade Slows; Projects Advance,”http://www.ogj.com/print_screen.cfm?ARTICLE_ID=231654 (Se accedió el 22 de junio de 2008).

69. Krauss C:”Global Demand Squeezing Natural GasSupply,” http://www.nytimes.com/2008/05/29/business/29gas.html (Se accedió el 29 de mayo de 2008).

Otoño de 2008 63

dustria hablan por sí solos. La necesidad de llevarel gas natural remoto a los mercados locales ase-gura que esta tecnología continuará desempe-ñando un rol significativo en el ámbito energético.

Una mirada al futuroCuando la industria de GNL se centra en el futuro,descubre abundantes oportunidades para la apli-cación de nueva tecnología. Al comienzo de la ca-dena del GNL, las plantas de licuación nuevassiguen impulsando la implementación de mejorasen términos de eficiencia que reducen los costosoperativos. Un buen ejemplo de esto es la nuevaplanta de licuación Optimized Cascade de Cono-coPhillips, instalada en Darwin, Territorio Norte,en Australia (página anterior). Terminada a finesde 2005, la planta envió su primera carga de GNLa Japón a comienzos de 2006. En el momento desu puesta en marcha, la planta de Darwin fue pio-nera de varios inicios.64 Constituyó la primeraplanta de la industria del GNL que utilizó turbi-nas de gas aeroderivadas, de alta eficiencia paralas unidades motrices de los compresores refrige-rantes.65 Estas turbinas utilizan menos combusti-ble, producen más GNL y poseen el beneficioadicional de que generan menos emisiones atmos-féricas de CO2 y NOx. Fue la primera operaciónque utilizó los gases de escape de las turbinaspara proveer calor a diversas áreas de proceso.Por último, las líneas de carga y de vapor de laplanta de Darwin utilizan tuberías aisladas al vacíoen lugar del tipo de aislamiento convencional.

Cada vez se construyen más plantas de licua-ción nuevas—tales como la planta de Darwin—enambientes remotos y rigurosos, para llevar a losconsumidores lejanos el gas descubierto pero nodesarrollado. Un ejemplo fundamental de esta ten-dencia lo constituye la gran planta de GNL que seestá construyendo en la Isla Sakhalin, ubicada en elsector septentrional de la costa del Pacífico corres-pondiente a la Federación Rusa. La terminación deesta planta tendrá lugar en un futuro cercano y,cuando esté en pleno funcionamiento, dicha plantarepresentará entre el 5 y el 6% de la producciónmundial de GNL.66 Los compradores de Japón,Corea, México y Estados Unidos han firmado con-tratos a largo plazo para el GNL de Sakhalin.

Las plantas de licuación no son la única partede la cadena del GNL que ha experimentado me-joras; estas tendencias también se presentan enel transporte marítimo. Las mejoras logradas enel transporte marítimo incluyen nuevos diseñosde tanques, cascos de poco calado, transportado-res de doble hélice y sistemas de propulsión máseficientes. Finalmente, se están considerando em-barcaciones en forma de rompehielos para llevara los consumidores el GNL proveniente del gasdescubierto pero no desarrollado de los ambientesárticos. Todas estas mejoras perfeccionarán y ex-pandirán la red actual de transporte marítimo glo-bal del GNL (arriba).

Es probable que la última parte de la cadenadel GNL—las terminales de importación—expe-rimenten los cambios más importantes en cuanto

a tecnología. Los transportadores grandes, con sunecesidad de canales profundos y de instalacio-nes de amarre—además de las cuestiones referi-das a la seguridad—hacen que las instalacionesmarinas de GNL resulten atractivas. El conceptode instalaciones de GNL marítimas o flotantes noes nuevo; han sido propuestas y analizadas du-rante más de 30 años.67 Estas propuestas no sóloabarcan las terminales de importación sino quecubren toda la gama de instalaciones de GNL,desde la licuación hasta la regasificación. Por úl-timo, los conceptos referidos a GNL marino seestán poniendo en práctica con la terminación dela terminal de importación de Porto de Levante.Esta terminal—situada frente a la costa ita-liana—llevará el GNL desde las plantas de licua-ción de Qatar.68 Otros proyectos marinos seencuentran en diversas etapas de planificación,obtención de permisos y construcción.

Tal vez el cambio más profundo a lo largo de lacadena del GNL implicará la innovación comer-cial; no la tecnología. La industria del GNL sehalla a punto de pasar de los tradicionales contra-tos a largo plazo a un modelo de intercambio co-mercial emergente. Los efectos de este cambioson intensos, y algunos primeros participanteshan experimentado cambios imprevistos en la de-manda.69 Incluso con los primeros obstáculos quehan surgido para los emprendimientos de inter-cambio comercial, las fuerzas que impulsan el de-sarrollo del GNL siguen incólumes; y el futuroparece estar asegurado por décadas. —DA

> Principales rutas marítimas para el GNL. El GNL proveniente de las reservas descubiertas pero no desarrolladas de Medio Oriente, África y el Caribe seenvía a los grandes consumidores de Asia, Europa y EUA. Los embarques destinados a los consumidores de Japón y Corea del Sur representan el 54% delos embarques marinos totales de GNL. Los embarques desde Qatar hasta India, desde Nigeria hasta España, y desde Trinidad y Tobago hasta EUA, dancuenta de otro 13% del comercio marítimo del GNL. El 33% restante del transporte de GNL comprende los embarques entre países, cada uno de los cuales esinferior a 8,000 millones de m3 [282 Tpc]. Éstos totalizan 73,800 millones de m3 [2,606 Tpc] (que no se muestran aquí).

Exportaciones de GNL en 2007, mil millones de m3

Importaciones de GNL en 2007, mil millones de m3

12.8

8.3 8.3

10.9

8.28.6

17.7

18.1

16.1

10.8

64 Oilfield Review

La inducción triaxial: Un nuevo ángulo para una vieja medición

Bárbara AndersonConsultoraCambridge, Massachusetts, EUA

Tom BarberRob LeveridgeSugar Land, Texas, EUA

Rabi BastiaKamlesh Raj SaxenaAnil Kumar TyagiReliance Industries LimitedMumbai, India

Jean-Baptiste Clavaud Chevron Energy Technology CompanyHouston, Texas

Brian CoffinHighMount Exploration & Production LLCHouston, Texas

Madhumita DasUniversidad de UtkalBhubaneswar, Orissa, India

Ron HaydenHouston, Texas

Theodore KlimentosMumbai, India

Chanh Cao MinhLuanda, Angola

Stephen WilliamsStatoilHydroStavanger, Noruega

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a Frank Shray, Lagos, Nigeria; y a BadarinadhVissapragada, Stavanger.AIT (generador de Imágenes de Inducción de Arreglo), ECS (Sonda de Espectroscopía de Captura Elemental),ELANPlus, FMI (generador de Imágenes Microeléctricas deCobertura Total), MR Scanner, OBMI (generador de ImágenesMicroeléctricas en Lodos a Base de Aceite), OBMI2(generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Dualen Lodos a Base de Aceite) y Rt Scanner son marcas deSchlumberger.Excel es una marca de Microsoft Corporation.Westcott es una marca de Acme United Corporation.

Una nueva herramienta de adquisición de registros de inducción provee información 3D

sobre las formaciones que se encuentran lejos de la pared del pozo. Posee la ventaja

de mejorar la precisión de las mediciones de resistividad en pozos desviados y en

capas inclinadas, y puede medir la magnitud y la dirección del echado o buzamiento

de las formaciones sin tener que estar en contacto con el pozo. Las mediciones de

resistividad triaxial de alta precisión, obtenidas con esta herramienta, implican un

mayor aprovechamiento de oportunidades y un mejor conocimiento del yacimiento.

Hoy en día, la obtención de la resistividad triaxialmediante registros de inducción está rejuvene-ciendo una vieja medición. La resistividad de laformación, propiedad fundamental utilizada porlos analistas de registros para evaluar pozos de pe-tróleo y gas, fue la primera medición efectuadacon las herramientas de adquisición de registros(perfilaje) operadas con cable. Con la evoluciónde los dispositivos para medir la resistividad, losregistros de inducción se convirtieron en la téc-nica de medición estándar. No obstante, la preci-sión de la respuesta de la herramienta frente aaltas resistividades, pozos desviados o yacimien-tos inclinados estaba limitada por la física de lamedición. Más tarde se difundió una nueva herra-mienta que superó muchas de las limitaciones delas técnicas previas de los registros de inducción.Esta medición de inducción triaxial 3D permitióque los petrofísicos comprendieran y evaluaranmejor los diversos tipos de yacimientos en los que,antes de la nueva tecnología, los hidrocarburospodrían haber sido fácilmente subvalorados o pa-sados por alto.

La historia de la medición de la resistividad co-menzó hace un siglo, cuando Conrad Schlumbergerdesarrolló una técnica para medirla en las capasdel subsuelo. Sus experimentos demostraron unaaplicación práctica con posibilidades comercia-les. El concepto era lo suficientemente promisoriocomo para que este investigador decidiera crearun emprendimiento comercial destinado a poneren práctica la técnica.1 El 5 de septiembre de 1927,

con el instrumento diseñado y construido porHenri-Georges Doll, se llevó a cabo el primer ex-perimento de adquisición de registros eléctricos;una medición de la resistividad de la formación enun pozo de la región petrolera de Pechelbronn, elúnico campo petrolero grande de Francia (pró-xima página, abajo).2

La inexperta industria del petróleo y el gasadoptó esta medición de la resistividad basada enelectrodos y, con modificaciones, la utilizó paraidentificar la presencia de depósitos de hidrocar-buros. Las zonas permeables y porosas con alta re-sistividad indicaban la existencia de potencialpara la producción de petróleo o gas; los valoresde resistividad bajos sugerían la presencia deagua salada. Luego, en la década de 1940, Doll in-trodujo en la industria los principios de los regis-tros de inducción.3 Esta técnica permitía medir laresistividad de las formaciones en pozos sin untrayecto conductivo, notablemente en el lodo abase de aceite, superando una importante limita-ción de las mediciones basadas en electrodos.

1. Gruner Schlumberger A: The Schlumberger Adventure. Ciudad de Nueva York: Arco Publishing, Inc., 1982.

2. Oristaglio M y Dorozynski A: A Sixth Sense: The Life andScience of Henri-Georges Doll Oilfield Pioneer and Inventor.Parsippany, Nueva Jersey, EUA: The Hammer Company, 2007.

3. Doll HG: “Introduction to Induction Logging and Application to Logging of Wells Drilled with Oil-BasedMuds,” Petroleum Transactions, AIME 1, no. 6 (Junio de 1949): 148–162.

4. Para obtener más información sobre la respuesta de la herramienta de inducción, consulte: Gianzero S y Anderson B: “A New Look at Skin Effect,” The Log Analyst23, no. 1 (Enero-Febrero de 1982): 20–34.

Otoño de 2008 65

El proceso de medición de la resistividad delas formaciones no es tan simple como obteneruna lectura directa de una herramienta o una me-dición entre el Punto A y el Punto B; sin embargo,en la segunda mitad del siglo pasado, se lograrongrandes avances en las mediciones precisas deeste parámetro crítico. Dado que las herramientasde adquisición de registros de inducción proveenla resistividad aparente de la formación mediantela medición dentro un considerable volumen de

material que trasciende las paredes del pozo,todos los componentes de esa región afectada porla medición inciden en la lectura final. Algunas deestas interacciones pueden impactar negativa-mente la calidad y la precisión del valor de resis-tividad medido.4 Esto resulta particularmentecierto cuando las capas no son perpendiculares aleje del dispositivo de medición, como sucede conaquellas capas que son inclinadas y con los pozosdesviados. Debido a los efectos de las capas con-

ductivas adyacentes, la resistividad medida condicha herramienta en capas inclinadas puede serconsiderablemente más baja que la resistividadverdadera, lo que conduce a una subvaloración delos hidrocarburos en sitio. La heterogeneidadentre los estratos del subsuelo, e incluso dentrode las capas individuales, también afecta la res-puesta de la citada herramienta.

Para dar cuenta de éstos y otros efectos, losanalistas de registros utilizaron primero correc-

Rh

Rv

Rh

Rv

Z

X

z

x

y

Y

Transmisor

Receptor

> El primer registro de resistividad. La primera operación de registración de núcleos eléctricos (carottage électrique), efectuada en un pozo del campopetrolero Pechelbronn de Francia, fue llevada a cabo el 5 de septiembre de 1927. El dispositivo para proveer este registro de resistividad se basó en lasherramientas utilizadas para la construcción de mapas de superficie. La escala del registro se indica en ohm.m, al igual que en la actualidad. El intervalode alta resistividad se correlacionó con una arena petrolífera conocida de un pozo cercano, lo que convalidó el empleo de los datos de registros para laevaluación de pozos.

Alta resistividad

ciones manuales y luego desarrollaron técnicascomputarizadas de modelado directo e inversiónpara aproximar de manera más estrecha la resis-tividad verdadera de la formación. Sin embargo,no pudieron resolver todas las incógnitas; parti-cularmente el echado de la formación. A pesar deestos irresueltos errores de medición, la industriaha descubierto exitosamente gran parte de los re-cursos de hidrocarburos del mundo haciendo usode las herramientas de inducción. Lamentable-

mente, algunos yacimientos fueron pasados poralto o subvalorados debido a las limitaciones men-cionadas.

Otra propiedad compleja de las formacionescon la que tienen que lidiar las herramientas deinducción es la anisotropía eléctrica; las variacio-nes de las propiedades que cambian con la direc-ción de las mediciones.5 La anisotropía prevaleceen las lutitas y además en los planos de estratifi-cación paralelos de las secuencias laminadas de

arenas y lutitas. Cuando las capas son más delga-das que la resolución vertical de la herramientade inducción, la medición se convierte en un pro-medio ponderado de las propiedades de las capasindividuales, dominadas por los elementos con lasresistividades más bajas. Este fenómeno puedeenmascarar la presencia de hidrocarburos.

Los efectos de la anisotropía sobre este tipo demedición se conocen desde la década de 1950; sinembargo, hasta hace poco no existía una forma deresolver las componentes horizontales y vertica-les.6 Mediante la obtención de una medición 3D—en esencia un enfoque de tipo tensorial más queescalar—estas clases de ambigüedades y erroresse pueden resolver completamente. No obstante,los sensores con capacidad para medir la induc-ción en tres dimensiones y en forma tensorial su-peraban los límites del hardware existente. De unmodo similar, el procesamiento requerido paramodelar e invertir las mediciones era extremada-mente lento aunque se utilizaran supercomputa-doras o redes distribuidas.7

Muchas de las limitaciones propias de la ob-tención de registros de inducción han sido supe -rados ahora con el servicio de inducción triaxialRt Scanner. La capacidad de procesamiento com-putacional disponible actualmente se ha combi-nado con un nuevo diseño del dispositivo paragenerar un cambio sustancial en la evolución delproceso de dicho registro. Esta nueva herramientaestá resolviendo problemas y brindando a la in-dustria las respuestas a los interrogantes que aco-san a los analistas de registros y los geólogosdesde la introducción de la técnica de registrosde pozos o perfilaje eléctrico.

Las tres aplicaciones principales de las herra-mientas de inducción triaxial son las medicionesprecisas de la resistividad en formaciones inclina-das, la identificación y la cuantificación de los in-tervalos productivos laminados, y una nuevamedición del echado estructural que no requiereel contacto del patín de la herramienta con lapared del pozo. Este artículo describe cómo se ob-tienen estas mediciones y demuestra sus aplica-ciones. Además se incluyen algunos estudios decasos de África, India y América del Norte.

Obtención de la resistividad a partirde mediciones de inducciónUn arreglo de dos bobinas demuestra la física deuna tradicional medición de inducción uniaxial.La corriente alterna excita una bobina de transmisión, que luego crea un campo electro -magnético alterno en la formación (arriba a la iz-quierda).8 Este campo hace que las corrientesparásitas fluyan describiendo un trayecto circularalrededor de la herramienta. Los circuitos demasa (de tierra) de la corriente son perpendicu-

66 Oilfield Review

> La resistividad derivada de los registros de inducción. La física básica de lamedición de la resistividad usando registros de inducción está repre sen tadapor un arreglo de dos bobinas. Una distribución continua de las corrien tes,generadas por el campo electromagnético alterno del transmisor (T), fluyeen la formación más allá del pozo. Estos circuitos de masa de corrientegeneran campos electromagnéticos que son captados por la bobina delreceptor (R). Un circuito de detección sensible a la fase, desarrolladooriginalmente para la detección de campos minados en la Segunda GuerraMundial, separa la señal de la formación (señal R) de la señal de acopledirecto proveniente del transmisor (señal X). La señal R es convertida enconductividad y la misma se transforma luego en resistividad. (Adaptadocon la autorización de Doll, referencia 3.)

Z= distancia del centro “O” del sistema solenoide por debajo del circuito de masa

A = ángulo a través del cual se ven los dos solenoides desde el circuito de masa

Z= radio del circuito de masa

Amplificador

Área en sección transversaldel circuito de masa de la unidad

Oscilador

Diagrama esquemático del dispositivo utilizadopara obtener registros de inducción

Bobina del receptor

Bobina del transmisor

Alojamiento del amplificador y del oscilador

O O

A

R

2L

2L

P

Z

r

T

AP

Otoño de 2008 67

lares al eje de la herramienta y concéntricos conel pozo. Poseen una diferencia de fase mínima de90º con respecto a la corriente del transmisor, ysu magnitud y fase dependen de la conductividadde la formación.

La corriente que fluye en el circuito de masagenera su propio campo electromagnético, queluego induce un voltaje alterno en la bobina delreceptor. El voltaje recibido tiene una diferenciade fase con respecto al circuito de masa de almenos 90° y de más de 180° con respecto a la co-rriente del transmisor. La resistividad de la for-mación se obtiene de este voltaje, aludido comoseñal R. El acoplamiento directo del campo detransmisión primario de la herramienta en la bo-bina del receptor, la señal X, se combina con laseñal R de la formación; sin embargo, la señal deacople directo se encuentra fuera de fase con res-pecto a la contribución de la formación. Esta dife-rencia de fase, detectada con el circuito sensiblea la fase, permite el rechazo de la señal X y la me-dición de la señal R.

La conversión del voltaje de la señal R en con-ductividad se efectuó por primera vez mediante elempleo de las ecuaciones basadas en la ley deBiot-Savart, que asume que la contribución prin-cipal de un circuito de masa simple tendrá unvalor máximo en el punto medio de las bobinas deltransmisor y del receptor.9 Los matemáticos deSchlumberger posteriormente desarrollaron ecua-ciones—basadas en la solución completa de lasecuaciones de Maxwell—que proveían medicio-nes más precisas.10 Esta solución puede visuali-zarse utilizando una versión simplificada de lasecuaciones de Maxwell—la aproximación deBorn—que es un método aceptado de determina-ción de la fuente y la localización de la señal de laformación. Para el arreglo axial de dos bobinas, larespuesta es básicamente una forma toroidal querodea a la herramienta y es perpendicular a sueje, con valores máximos cerca del punto mediodel transmisor y el receptor (arriba, a la derecha).11

En los pozos verticales con capas horizontaleshomogéneas de gran espesor, las herramientas es-tándar de adquisición de registros de resistividad,tales como el generador de Imágenes de Induc-ción de Arreglo AIT, funcionan razonablementebien. Estos dispositivos uniaxiales miden la resis-tividad aparente, Ra en un plano horizontal, quees equivalente a la resistividad medida horizon-talmente, Rh. Cabe mencionar que, en un pozovertical, no es posible medir la resistividad en elplano vertical, Rv, con herramientas de inducciónuniaxial.

Dado que los circuitos de masa de los disposi-tivos de inducción intersectan un gran volumende la formación, puede suceder que atraviesen untrayecto que incluya diversas capas diferentes con

propiedades eléctricas variables. La anisotropíase traduce en una medición de la resistividad quecambia según la dirección de la medición. Dichalimitación fue uno de los factores que condujeronal desarrollo de la herramienta Rt Scanner.

El ímpetu para las mediciones triaxialesSi bien los conceptos que subyacen a las medicio-nes de inducción triaxial aparecieron por primeravez en la literatura a mediados de la década de1960, las herramientas para obtenerlas no esta-ban desarrolladas. La demora obedecía a tres ra-

zones principales: la tecnología existente no al-canzaba para construir un dispositivo triaxial, elprocesamiento de datos requerido superaba la ca-pacidad disponible en ese momento, y la res-puesta de la herramienta a los fluidos conductivospresentes en el pozo podía ser mucho más grandeque la señal proveniente de la formación.

El interés en la inducción triaxial se renovófundamentalmente debido a las limitaciones re-conocidas de las mediciones uniaxiales de laresistividad en dos áreas: los yacimientos aniso-trópicos y los planos de estratificación que no son

5. Para obtener más información sobre la anisotropía, consulte: Anderson B, Bryant I, Lüling M, Spies B y Helbig K: “Oilfield Anisotropy: Its Origins and ElectricalCharacteristics,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de1994): 48–56.Tittman J: “Formation Anisotropy: Reckoning with ItsEffects,” Oilfield Review 2, no. 1 (Enero de 1990): 16–23.

6. Kunz KS y Gianzero S: “Some Effects of Formation Anisotropy on Resistivity Measurements in Boreholes,”Geophysics 23, no. 4 (Octubre de 1958): 770–794.Moran JH y Gianzero S: “Effects of Formation Anisotropyon Resistivity-Logging Measurements,” Geophysics 44,no. 7 (Julio de 1979): 1266–1286.

7. Anderson B, Druskin V, Habashy T, Lee P, Lüling M, Barber T, Grove G, Lovell J, Rosthal R, Tabanou J, Kennedy D y Shen L: “New Dimensions in ModelingResistivity,” Oilfield Review 9, no. 1 (Primavera de 1997): 40–56.

8. Para ver una explicación detallada de la teoría de lainducción, consulte: Moran JH y Kunz KS: “Basic Theoryof Induction Logging and Application to Study of Two-CoilSondes,” Geophysics 27, no. 6, Primera Parte (Diciembrede 1962): 829–858.

9. La ley de Biot-Savart describe el campo magnéticogenerado por una corriente eléctrica.

10. Las ecuaciones de Maxwell, que deben su nombre alfísico James Clerk Maxwell, son un conjunto de cuatroecuaciones diferenciales parciales que explican los fundamentos de las relaciones de los campos eléctrico y magnético.

11. Habashy T y Anderson B: “Reconciling Differences inDepth of Investigation Between 2-MHz Phase Shift andAttenuation Resistivity Measurements,” Transcripcionesdel 32o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Midland, Texas, 16 al 19 de junio de 1991, artículo E.

> Aproximación de Born para una herramienta de adquisición de registros deinducción uniaxial. La región de influencia de las herramientas de inducciónuniaxial corresponde a una forma toroidal (rojo), perpendicular a la herra -mien ta. Los valores máximos se ubican cerca del punto medio entre eltransmisor (T) y el receptor (R). Esta renderización muestra la aproximaciónde Born de la solución completa de las ecuaciones de Maxwell. La forma esválida para las capas de gran espesor y para las formaciones isotrópicashomogéneas. Esta región muestreada por la herramienta de inducciónuniaxial corresponde sólo a uno de los nueve modos medidos por la sonda de inducción triaxial Rt Scanner.

T

R

Tz

Rz

Tx

Rx

Ry

Ty

xx xy xz

yx yy yz

zx zy zz

=

Alojamiento de los componentes electrónicos

Transmisor triaxial

Tres receptores uniaxiales con espaciamientos cortos para la corrección por los efectos del pozo

Seis receptores triaxiales

Mandril de metal

Camisa con electrodos cortos

Sensor RMI

Transmisor triaxial

Receptor triaxial

Receptor axial

Electrodo

perpendiculares al eje del instrumento de medi-ción.12 Si bien estas dos limitaciones se identifica-ron en la década de 1950, en ese momento noexistía ningún método directo de medición de laanisotropía con una herramienta de inducción yla solución para los efectos negativos de las capasinclinadas, reales o relativas, sobre las herramien-tas de inducción no era trivial.13 Con el avance dela tecnología, la comprensión de las mediciones,el incremento en la capacidad de procesamientoy el mejor diseño de las herramientas desempe-ñaron roles clave en la resolución de estos efec-tos, lo que finalmente condujo a la creación de lasonda de inducción triaxial (abajo).

El desarrollo de dicha herramienta implicó elconocimiento de los efectos del pozo sobre la me-dición.14 Existe una gran sensibilidad a la excen-tricidad en el pozo: cuanto más conductivo es ellodo, más grande es el efecto. La sensibilidad haceque la señal de la formación sea superada por laseñal del pozo. Esta situación, cuyos efectos pue-den ser dos órdenes de magnitud mayores para lasherramientas de inducción triaxial que para lasde medición uniaxial, habría constituido un obstá-culo insuperable sin las técnicas de modelado in-tensivo por computadora.

El modelado iterativo permitió comprobar di-versos diseños de herramientas triaxiales sin tenerque construir y probar las herramientas física-mente. El diseño final de la herramienta incluyóuna camisa con electrodos conectados a un man-dril de cobre conductivo. Esta configuración posibi-litó que las corrientes del pozo se hicieran retornarpor la herramienta, reduciendo las grandes seña-les causadas por la excentricidad transversal hastaun nivel equivalente al de la herramienta AIT. Deese modo, la corrección por los efectos del pozopudo manipularse en forma similar a la efectuadaen las mediciones AIT.15

Después de que los ingenieros resolvieron losefectos del pozo, se investigó la respuesta de laherramienta en diversos escenarios geométricos.Durante gran parte de su historia, las medicionesde inducción han tenido que lidiar con la geome-tría, tanto en el pozo como en la formación. Losintérpretes consideraban que la geometría repre-sentaba una dificultad importante, o en el mejorde los casos, algo que se debía abordar.16 No obs-tante, después de modelar la respuesta AIT, losresponsables del diseño de las herramientas des-cubrieron que los efectos de la geometría de laformación son los que más contribuyen a la señalde inducción. Resuelta y modelada correcta-mente, la geometría proporcionaba una clave parael cálculo preciso de la resistividad de la forma-ción. Además, las capas inclinadas—las que noson perpendiculares al eje de la herramienta—pudieron medirse correctamente.

Las capas inclinadas son el resultado de la mo-dificación de la posición original de las formacio-nes geológicas, de la desviación de la trayectoriadel pozo con respecto a la vertical, o de la combi-nación de ambos elementos. Los códigos analíti-cos rápidos, desarrollados en la década de 1980,estiman la resistividad en las capas inclinadas apartir de los datos provistos por las herramientasde inducción uniaxial; sin embargo, para el pro-cesamiento se utiliza información proveniente deotras fuentes.17 Lamentablemente, la mediciónuniaxial puede volverse poco confiable o proveersoluciones parciales si se utilizan fuentes exter-nas de datos.

Todos estos temas planteaban problemas paralas herramientas de inducción uniaxial. En la ma-yoría de los casos, no se disponía de informaciónsuficiente para corregir completamente los datos.

68 Oilfield Review

> RServicio de inducción triaxial Rt Scanner. Laherramienta comprende un transmisor triaxial,tres receptores axiales con espaciamientoscortos para las correcciones por los efectos delpozo y seis receptores triaxiales. Los electrodosde la herramienta y el sensor RMI, en la narizinferior que mide la resistividad del lodo, tambiénse utilizan para las correcciones por los efectosdel pozo. Un mandril interno de metal (no visibleen la gráfica) provee un trayecto conductivo paraque las corrientes del pozo retornen a través delos electrodos del exterior de la herramienta.

> Arreglos tridimensionales. El servicio Rt Scannerproduce un arreglo de nueve elementos paracada par de transmisor y receptor. Las medi cio -nes de inducción tradicionales se obtienen ha -ciendo pasar corriente a través de las bobinasenrolladas alrededor del eje de la herramienta,también denominado eje z (azul), lo que induce ala corriente a fluir en la formación de maneraconcéntrica alrededor de la herramienta. Las he-rramientas de inducción triaxial incluyen ademásbobinas enrolladas alrededor del eje x (rojo) y deleje y (verde), que crean las corrientes que fluyenen los planos, a lo largo de los ejes x e y de la he-rramienta. Los componentes x, y, y z del transmi-sor se acoplan con los receptores x, y, y z. En lospozos verticales con capas horizontales, sólo losacoplamientos xx, yy, y zz responden a la conduc-tividad (σ) de la formación. En los pozos desvia-dos o con capas inclinadas, se necesitan losnueve componentes del arreglo para resolvercompletamente la medición de resistividad. Lospares múltiples de transmisores y receptores tria-xiales generan 234 mediciones de conductividadpara cada marco de profundidad.

Otoño de 2008 69

Pero afortunadamente, en la actualidad las herra-mientas de inducción triaxial permiten obtener lasmediciones necesarias para resolver las ambigüeda-des y medir adecuadamente la resistividad de los ya-cimientos anisotrópicos, efectuar correcciones porla invasión no uniforme del filtrado, realizar ajustespor los efectos de las capas inclinadas y encarar losefectos geométricos sobre las mediciones.18

Teoría de la resistividad triaxialLas herramientas previas de registros de induc-ción, tales como las de la familia AIT, miden la re-sistividad horizontal (en forma uniaxial). Laherramienta Rt Scanner mide en tres dimensio-nes (en forma triaxial). Si bien la física de las me-diciones es similar, las triaxiales son mucho máscomplejas (página anterior, a la derecha).

El servicio Rt Scanner consta de un arreglo detransmisores triaxiales “colocados,” tres recepto-res axiales de espaciamiento corto y tres arreglosde receptores triaxiales colocados.19 La bobina deltransmisor triaxial genera tres momentos magnéti-cos direccionales en las direcciones x, y, y z. Cadaarreglo de receptores triaxiales posee un términoacoplado en forma directa y dos términos acopla-dos en forma cruzada con las bobinas de los trans-misores en las otras direcciones. Esta disposiciónprovee nueve términos en un arreglo de tensoresde voltaje de 3x3, para cualquier medición dada.Los nueve acoplamientos se miden simultánea-

mente. Una técnica de inversión de avanzada ex-trae, de la matriz de voltaje tensorial, la anisotropíaresistiva, las posiciones de los límites entre capasy el echado relativo. Los arreglos de receptores seubican con diferentes espaciamientos para proveermúltiples profundidades de investigación.

La aproximación de Born para la respuesta dela sonda de inducción triaxial provee una represen-tación gráfica para la solución de las ecuacionesque representan la región que influencia las medi-ciones (arriba). Previamente se demostró que larespuesta de la herramienta de inducción uniaxialposee una sola forma toroidal; la triaxial arroja nueverespuestas superpuestas entre sí. El término zz, obtenido con la herramienta Rt Scanner, es enesencia el mismo resultado que el logrado con laherramienta de inducción uniaxial.

La colocación de las bobinas constituye unacaracterística importante de la herramienta Rt Scanner: cuando el transmisor o los receptoresno están en la misma posición, los espaciamien-tos para los términos cruzados serán diferentesque los de los términos directos. Dado que todo elconjunto de mediciones se elabora dentro de unsolo marco de profundidades, no es necesario des-plazar en profundidad ninguna medición para for-mar los tensores de medición. Cuando la totalidadde los nueve componentes posee el mismo espa-ciamiento y se encuentra en la misma posición, lamatriz puede ser rotada matemáticamente para

resolver el echado relativo de la formación. Elcambio de un sistema de coordenadas a otro tam-bién se simplifica significativamente porque im-plica una transformación sencilla y todas lasmediciones se obtienen con el mismo sistema decoordenadas y en idéntica profundidad. La colo-cación es especialmente importante cuando losplanos de estratificación son perpendiculares a laposición relativa de la herramienta.

La capacidad en el procesamientoLos pares de transmisores y receptores ortogona-les colocados posibilitaron la medición triaxial dela resistividad, pero el avance registrado en térmi-nos de capacidad de procesamiento fue el facilita-dor que estimuló el desarrollo de la herramienta.Incluso a fines de la década de 1990, a la induc-ción triaxial se aludía como un concepto teórico,fundamentalmente porque no se disponía fácil-mente de la capacidad computacional necesariapara modelar y desarrollar códigos de procesa-miento rápidos.20 La ley de Moore que dice que lacapacidad computacional se duplica cada dosaños, quedó comprobada con la evolución que tu-vieron los registros de inducción.

12. Moran y Gianzero, referencia 6.13. Para ver la solución teórica de las ecuaciones de

Maxwell aplicadas a la adquisición de registros deinducción, consulte: Moran y Kunz, referencia 8.Anderson B, Safinya KA y Habashy T: “Effects of DippingBeds on the Response of Induction Tools,” artículo SPE15488, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 5 al 8 de octubre de 1986.

14. Rosthal R, Barber T, Bonner S, Chen K-C, Davydycheva S, Hazen G, Homan D, Kibbe C, Minerbo G, Schlein R, Villegas L, Wang H y Zhou F: “Field Test Results of anExperimental Fully-Triaxial Induction Tool,”Transcripciones del 17o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Galveston, Texas, 22 al 25 de junio de 2003, artículo QQ.

15. Para obtener más detalles sobre el diseño y el modeladode la herramienta Rt Scanner, consulte: Barber T, Anderson B, Abubakar A, Broussard T, Chen K-C,Davydycheva S, Druskin V, Habashy T, Homan D, Minerbo G, Rosthal R, Schlein R y Wang H: “DeterminingFormation Resistivity Anisotropy in the Presence of Invasion,” artículo SPE 90526, presentado en la Confe-rencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

16. Moran y Gianzero, referencia 6.17. Barber TD, Broussard T, Minerbo G, Sijercic Z y

Murgatroyd D: “Interpretation of Multiarray Logs in Invaded Formations at High Relative Dip Angles,” TheLog Analyst 40, no. 3 (Mayo–Junio de 1999): 202–217.

18. Durante el proceso de perforación, los fluidos del lodo deperforación salen del pozo e ingresan en las formacionespermeables. El filtrado del lodo modifica las característicaseléctricas de la formación presente alrededor del pozo.La profundidad de la invasión de filtrado y su geometríaasociada pueden ser impredecibles.

19. Sensores colocados es una expresión acuñada paraindicar que las señales emitidas y captadas por los distintos sensores que se encuentran físicamente desplazados entre sí en la herramienta, se relacionancon la misma profundidad y el mismo desplazamientoentre transmisor y receptor mediante procesamientomatemático.

20. Anderson BI: Modeling and Inversion Methods for theInterpretation of Resistivity Logging Tool Response. Delft,Países Bajos: Delft University Press, 2001.

> Aproximación de Born para un arreglo triaxial de voltaje tensorial de inducción. La función de res -puesta de Born para una herramienta de inducción triaxial, es mucho más compleja que para una deinducción uniaxial. Existen nueve elementos, uno para cada componente del arreglo de voltaje ten -sorial. Cada par transmisor-receptor posee respuestas positivas (rojo) y negativas (azul). Las super -ficies representan las regiones donde se origina el 90% de la señal medida por la bobina del receptor.Cada uno de los nueve componentes se superpone en el punto de medición de la herramienta. Loselementos xx, yy, y zz se obtienen del acoplamiento directo de un transmisor triaxial y su receptortriaxial asociado. Los otros seis elementos representan las respuestas de las bobinas cruzadas. Larespuesta zz (extremo inferior derecho) es la única medida con la herramienta más simple de induc-ción uniaxial.

50

–50

0Eje

z

Eje y

xx

Eje x

10050

0–50

–100 –100–50

050

100

50

–50

0Eje

z

Eje y

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Eje x

10050

0–50

–100 –100–50

050

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50

–50

0Eje

z

Eje y

zx

Eje x

10050

0–50

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050

100

50

–50

0Eje

z

Eje y

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Eje x

10050

0–50

–100 –100–50

050

100

50

–50

0Eje

zEje y

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Eje x

10050

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–100 –100–50

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100

50

–50

0Eje

z

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–100 –100–50

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–50

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z

Eje y

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050

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50

–50

0Eje

z

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100

50

–50

0Eje

z

Eje y

zz

Eje x

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0–50

–100 –100–50

050

100

Las primeras herramientas de obtención deeste tipo de registros convertían la conductividadmedida en el fondo del pozo en un voltaje analó-gico que se registraba en la superficie. El analistaleía la resistividad de los registros y aplicaba lascorrecciones en base a diagramas que dabancuenta de los efectos de las capas adyacentes y de

la invasión del filtrado, ignorando en general losefectos del pozo. Luego se desarrollaron diagramasde corrección por los efectos del pozo en base a lascurvas de factor geométrico derivadas de las medi-ciones de laboratorio realizadas en tuberías plás-ticas sumergidas en agua de salinidad variable.21 Amediados de la década de 1980, estos diagramas

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0–2,500 –2,000 –1,500 –1,000 500

Conductividad, mS/m Conductividad, mS/m0 500 1,000 1,500 2,000 –2,500–2,000 –1,500 –1,000 500 0 500 1,000 1,500 2,000

10 xxxyxzyxyyyzzxzyzzσhσv

20

30

40

Prof

undi

dad,

pie

s

50

60

70

80

1 10 100Resistividad, ohm.m

0

10

20

30

40

Prof

undi

dad,

pie

s

50

60

70

80

Rh

Rv

Rh de inversiónRv de inversión

Conductividad, mS/m–2,500 –2,000 –1,500 –1,000 500 0 500 1,000 1,500 2,000

80 pies

50 pies

40 pies

30 pies

20 pies

0 pies

Rh = 1.9 ohm.mRv = 11.0 ohm.m

Rh = 1 ohm.mRv = 2 ohm.m

Rh = Rv = 50 ohm.m

Rh = Rv = 0.5 ohm.m

Rh = Rv = 1 ohm.m

Θ

Φ

>Modelado de la respuesta de la herramienta de inducción triaxial. Seutilizó un modelo 1D transversalmente isotrópico (TI) y horizontalmenteestrati ficado para convalidar la respuesta de la herramienta de induccióntriaxial a las condiciones conocidas (derecha). Las cinco capas emplea-das en el modelo comprenden dos homogéneas de baja resistividad, unahomogénea de alta resistividad y dos anisotrópicas con capas de alto ybajo contraste. La primera medición se obtiene con una herramientavertical en las capas horizontales (extremo superior izquierdo). Los com-ponentes zz (azul) e yy (verde) reaccionan a la resistividad de las capas,pero los componentes xx y cruzados equivalen a cero. Antes de la inver-sión, ninguna de las curvas indica la conductividad horizontal (guionesrosas) y vertical (guiones negros) correctas. A continuación, el pozo delmodelo se desvía 75° (Θ) y la herramienta se hace rotar 30° (Φ) con res-pecto a su lado alto. La totalidad de los nueve componentes (extremosuperior derecho) se vuelven activos y ninguno exhibe la misma lecturaque la del modelo vertical. El componente zz (azul) corresponde a unamedición de inducción uniaxial y, si bien es similar a la curva del modelode respuesta vertical, la forma y la amplitud de la curva han cambiado.Los datos se rotan luego matemáticamente (extremo inferior izquierdo)para llevar a cero las contribuciones de las bobinas cruzadas yx e yz(guiones verdes). El ángulo de rotación requerido para llevar a ceroestos componentes corresponde al echado relativo de las capas. Final-mente, los datos se invierten, efectuando correcciones por el espesor delas capas y la desviación y se convierten de conductividad a resistividad(extremo inferior derecho). En las tres capas inferiores, que son homo-géneas, Rv (azul) y Rh (rojo) son iguales y se ajustan a la resistividad deentrada. En las capas laminadas, las curvas se separan como resultadode la anisotropía.

desarrollados empíricamente se reprodujeron uti-lizando técnicas de modelado por computación.

El proceso manual de corrección de los regis-tros de inducción se llevaba a cabo en forma se-cuencial: se aplicaban las correcciones por losefectos del pozo, las correcciones por los efectosde las capas ubicadas por encima y por debajo delyacimiento, y las correcciones por la invasión. Conel surgimiento de los registradores digitales dedatos, fue posible procesar la información de losregistros usando computadoras. Se desarrollaroncódigos para efectuar correcciones 1D en formaautomática, primero en centros de procesamientode datos que disponían de una computadora cen-tral y luego, a medida que la capacidad de proce-samiento continuó creciendo, se incorporaronunidades de adquisición de registros equipadascon computadoras en la localización del pozo.

Los avances acaecidos en la tecnología de lainformación tornaron obsoletas las correccionesmanuales, pero existía un problema con la metodo-logía. Los códigos fueron desarrollados asumiendola presencia de capas homogéneas horizontales ylas correcciones se aplicaban con el mismo enfo-que lineal usado por los analistas de registros. Noobstante, los circuitos de masa producidos por lasherramientas de inducción intersectaban e inte-ractuaban con todos los medios con los que se

Otoño de 2008 71

contactaban en forma no lineal y compleja.22 Elenfoque secuencial, empleado durante varias dé-cadas, se había vuelto inadecuado.

Esta situación mejoró con los códigos rápidosde modelado directo asimétrico 2D, desarrolladosa mediados de la década de 1980. Estos códigosrevelaron justamente cuán imprecisas eran las co-rrecciones secuenciales basadas en tablas para ladeterminación de la resistividad verdadera, Rt; espe-cialmente en las capas delgadas invadidas por el fil-trado del lodo. El desarrollo de la herramienta AITfue el resultado de las lecciones aprendidas deesos modelos. Desde entonces, se han aplicado di-versas técnicas para obtener Rt, incluyendo las demodelado directo iterativo y de inversión.23 Se handesarrollado modelos que incluyen correcciones1D además de otras por la invasión, por la estrati-ficación no horizontal (2D), y por la invasión nolineal en yacimientos inclinados (3D). Recién enlos últimos tiempos, la capacidad avanzada deprocesamiento computacional ha posibilitado laimplementación de códigos de inversión que co-rrigen completamente las mediciones. Estos códi-gos redujeron el tiempo de ejecución de lassimulaciones de semanas a horas. Si se cumple laley de Moore, las horas insumidas en el procesa-miento de las mediciones de inducción, con eltiempo se reducirán a segundos.

Los datos de los registros de resistividad obte-nidos con herramientas de inducción triaxial pu-dieron procesarse entonces en un marco temporalrazonable. Todas las piezas del acertijo estabandisponibles; el paso siguiente consistía en poner aprueba la herramienta triaxial.

Comprobación del códigoPara comprobar la validez del algoritmo de adqui-sición e inversión para los datos de inducción tria-xial, se construyó un modelo 1D transversalmenteisotrópico (TI) y horizontalmente estratificado(página anterior). Se simuló un yacimiento com-plejo compuesto por cinco capas: dos arenas debaja resistividad, una arena de alta resistividad,una lutita anisotrópica de baja resistividad, y unasecuencia de arenas y lutitas laminadas.

Este yacimiento simulado poseía rasgos queplanteaban limitaciones para las herramientas deadquisición de registros de resistividad uniaxial.La comprobación demostró que una medición deresistividad triaxial sirve para superar estas difi-cultades y provee valores de resistividad precisosen ambientes desafiantes.

Los productos del procesamiento son la resisti-vidad verdadera corregida por el echado en lascapas no laminadas y una resistividad afectada porla presencia de lutitas en las capas laminadas. Elvalor de Rv es obtenido por procesamiento, aunquees equivalente a Rh en los intervalos isotrópicos.

Para las dos capas laminadas, Rv y Rh no soniguales y las curvas poseen una separación acordecon el grado de anisotropía. Ni Rv ni Rh proveenla resistividad verdadera del yacimiento modeladoen el caso de las secciones laminadas; sin em-bargo, se han desarrollado técnicas para proveerla resistividad de las capas de arena.

La resistividad verdaderaLa resistividad verdadera de una formación, Rt, esuna característica de una región no perturbada o

virgen. En su mayor parte, las actividades de estu-dio e investigación se llevaron a cabo en aras deobtener esta medición evasiva. La medición de laresistividad con herramientas de inducción enuna zona virgen se basa en la existencia de ciertogrado de homogeneidad, capas perpendicularescompactas y yacimientos isotrópicos. En la natu-raleza, esto rara vez sucede.

El concepto de resistividad vertical y resistivi-dad horizontal evolucionó en las primeras etapasdel desarrollo de la técnica de adquisición de re-gistros eléctricos. La resistividad aparente me-dida, Ra, de las capas rocosas apiladas difiere conlos cambios producidos en la dirección de la me-dición. Si la medición se obtiene en sentido para-lelo a las capas, el resultado es similar a lamedición de los resistores en paralelo; predomi-nan las resistencias más bajas (arriba). Para uncircuito de resistores en paralelo, fluye más co-rriente a través de los más pequeños y cada resis-tor divide la corriente de acuerdo con la inversade su resistencia.

Cuando la medición se obtiene a través delapilamiento, la resistencia calculada es similar alos resistores de medición en serie. En un circuitoeléctrico en serie, los valores de resistencia sesuman. La resistencia más alta es predominante;éste es el caso para las capas que contienen hi-drocarburos.

1,800

Prof.,pies

Inducción profunda computada

ohm.m0.2 2,000

1,810

1,820

1,830

1,840

1,800

Prof.,pies

1,810

1,820

1,830

1,840

Inducción profunda computada

Perfil Rt del modelo Perfil Rt del modelo Perfil Rh-Rv del modelo

Rh Rv

ohm.m0.2 2,000

Resistividad horizontal, Rh

Resistividad vertical, Rv

ohm.m0.2 2,000

Rarena

Rlutita

Rarena

Rlutita

Rlutita

Rarena

Rarena

> La dirección importa. Bajo las condiciones adecuadas, la respuesta de inducción profunda a una capa isotrópica homogénea (izquierda) es la mismaque la de una capa laminada anisotrópica (centro). Esto sucede cuando las capas son más delgadas que la resolución vertical de la medición. Para elarreglo de inducción profunda de 90 pulgadas, la resolución vertical oscila entre 0.3 y 1.2 m [1 y 4 pies]. Las mediciones de resistividad horizontal (Rh) sonanálogas a los circuitos de resistores en paralelo, de manera que en el valor de resistividad de la capa laminada incide fundamentalmente la que tiene laresistividad más baja, Rlutita. Con las herramientas de inducción estándar, es fácil pasar por alto las capas arenosas con hidrocarburos. La resistividadvertical (Rv) es análoga a un circuito de resistores en serie (derecha) y su valor es dominado por la capa con la resistividad más alta. Una diferenciagrande entre Rv y Rh indica anisotropía.

21. Moran y Kunz, referencia 8.22. Anderson, referencia 19.23. Howard AQ: “A New Invasion Model for Resistivity Log

Interpretation,” The Log Analyst 33, no. 2 (Marzo–Abril de 1992): 96–110.

El concepto de que la resistencia medida de-pende de la dirección en la que se obtiene, se co-noce como “anisotropía eléctrica.” Dado que laadquisición de registros de pozos comenzó enpozos verticales con apilamientos de capas más omenos horizontales, la resistividad paralela a lascapas se denominaba resistividad horizontal, Rh, yla resistividad medida en las capas recibía el nom-bre de resistividad vertical, o Rv. En una arena iso-trópica de gran espesor, Rh = Ra = Rv. No obstante,si el espesor de las capas de estratificación esmenor que la resolución vertical de la herra-mienta, la medición de Rh es análoga al circuitoeléctrico en paralelo.

La mayor parte de la tecnología para determi-nar la resistividad de las formaciones registrabala componente horizontal, lo que generaba difi-

cultades a la hora de evaluar las capas delgadascompuestas por lutitas y arenas con hidrocarbu-ros. En una medición de inducción uniaxial, lascorrientes de la formación fluyen en bucles hori-zontales y la sensibilidad resultante lo es con res-pecto a la resistividad horizontal. En la mayoríade los yacimientos laminados, Rh ≠Rv. En base a laanalogía del circuito en paralelo, Ra será similar envalor al de la capa con la resistividad más baja, nor-malmente la lutita. En eso radica el problema conla interpretación de la resistividad derivada de me-diciones de inducción en los yacimientos lamina-dos: la naturaleza dominante de las capas menosresistivas enmascara a las capas más resistivas quepueden poseer potencial de contener hidrocarbu-ros. El resultado es que las zonas productivas pue-den ser pasadas por alto o subvaloradas.24 La

relación Rv /Rh es una medición de utilidad paradeterminar el nivel de anisotropía y, cuando esmayor que 5, alerta al analista de registros paraque investigue yacimientos potenciales con espe-sores productivos laminados.

En una secuencia de arenas y lutitas lamina-das, la porción del yacimiento que resulta de inte-rés es la arena. Si bien Rv no provee la resistividadreal de la capa de arena con hidrocarburos, puedecombinarse Rarena con otras mediciones para ob-tenerla. Los efectos de la lutita deben removersede la medición volumétrica para obtener la resis-tividad de las capas de arena (izquierda). El cál-culo de Rarena a partir de Rh y Rv requiere unafuente secundaria de información para determi-nar el volumen de lutita y de ese modo eliminarsus efectos. El volumen de lutita se obtiene de di-versas fuentes, incluyendo la sonda de Espectros-copía de Captura Elemental ECS. Una vezdeterminado, el valor de Rarena puede emplearsepara calcular la saturación de agua, Sw, utilizandola ecuación de Archie. La obtención completa dela fórmula para determinar el valor de Rarena y Sw

en un medio anisotrópico se halla explicada en labibliografía referida a esta temática específica.25

El cálculo de Rarena y Sw en la fracción dearena se efectúa habitualmente usando un soft-ware de análisis petrofísico. No obstante, se handesarrollado hojas de cálculo Excel para convertirRv y Rh manualmente en el valor de saturación deagua, Sw.26

Las dos limitaciones principales de las herra-mientas de inducción uniaxial, la resistividad in-correcta en las capas inclinadas y los efectos dela anisotropía, han sido superadas con las medi-ciones de inducción triaxial. La obtención de unvalor de resistividad más exacto se traduce en unvalor de Sw más preciso, lo que permite que los pe-trofísicos evalúen correctamente los yacimientoscon hidrocarburos. La caracterización adecuada delas arenas laminadas significa un menor númerode yacimientos de baja resistividad pasados poralto. La resistividad verdadera en los pozos desvia-dos y en las capas inclinadas implica un análisis vo-lumétrico más exacto. En última instancia, sepuede descubrir y producir más petróleo y más gasen los yacimientos. Los siguientes estudios de casosdemuestran cómo se emplearon las mediciones deresistividad triaxial para evaluar los pozos de pe-tróleo y gas, difíciles de interpretar.

La resistividad verdadera en los pozos desviadosEn el área marina de Angola se corrió una herra-mienta AIT en un pozo desviado 60°. Las formacionespenetradas incluyeron dos arenas de 10 m [30 pies]con alta resistividad. Un intervalo de 30 pies, en

72 Oilfield Review

> Saturación oculta. Las resistividades Rh y Rv provienen de la herramienta Rt Scanner. La resistividadde las capas de arena puede ser resuelta a partir de estas mediciones, en combinación con los volúme -nes fraccionales de arena y lutita. Para este ejemplo, la herramienta de inducción convencional habríamedido un valor de Rh = 2.3 ohm.m. El valor de Rv, obtenido a partir de la medición de inducción triaxial,es de 12.8 ohm.m. Las fracciones volumétricas, Flutita y Farena, podrían derivarse con una herramientade Espectroscopía de Captura Elemental ECS. Dado que las lutitas a menudo exhiben anisotropía sinla presencia de laminaciones arenosas, en este ejemplo se usan dos valores diferentes para la lutita:Rlutita-v vertical es 2 ohm.m y Rlutita-v horizontal es 1 ohm.m. Estos valores deberían determinarse dentrode un intervalo arcilloso anisotrópico. Este método arroja una relación Rv/Rh de 2 en la lutita, en com -paración con la relación equivalente a 5.6 de toda la secuencia de arenas y lutitas. La resolución delas ecuaciones (derecha) para Rarena provee un valor de 20 ohm.m. El valor de 2.3 ohm.m, medido conuna herra mienta de inducción convencional, constituiría una subvaloración considerable del volumende hidrocarburos.

Rarena

Rarena

Rarena

Rlutita-h

Rarena

Rlutita-h

Rlutita-h

Rlutita-v

Rlutita-v

Rlutita-v

Rarena

Rarena

Rlutita–h = 1 ohm.m

Rlutita–v = 2 ohm.m

Rv = 12.8 ohm.m

Rh = 2.3 ohm.m

Flutita = 40%

Farena = 60%

Rarena = 20 ohm.m

1

Rh

= +Farena

Rarena

Flutita

Rlutita-h

Rv = +x xFarena Rarena Fshale Rshale-v

Otoño de 2008 73

general, se encuentra dentro de la resoluciónvertical de esta herramienta uniaxial y, por consi-guiente, debería proveer una lectura de Rt razo-nable a partir de la medición de inducción másprofunda; es decir, el arreglo de 90 pulgadas. Perodebido a los efectos de la desviación del pozosobre la medición, dicha lectura fue inferior alvalor real de Rt.

Luego se corrió una herramienta Rt Scannera través del mismo intervalo. La inversión de losdatos y la corrección por los efectos del echadoproporcionaron valores de resistividad que fueronmás precisos que los de la herramienta AIT (dere-cha). La resistividad corregida, obtenida con laherramienta Rt Scanner, fue cinco veces mayorque la resistividad profunda medida con la herra-mienta AIT.

Si bien los cálculos de la saturación de aguausando la resistividad obtenida con cualquiera delas dos herramientas indicaría la presencia de hi-drocarburos, los cómputos de las reservas seríansustancialmente diferentes. Las saturaciones y losvolúmenes de hidrocarburos superiores, compu-tados con los datos de la herramienta Rt Scanner,afectarían el diseño de las instalaciones de pro-ducción, la planeación de la infraestructura alargo plazo, y las decisiones relacionadas con laimplementación de programas de recuperaciónsecundaria y terciaria. El hecho de obtener unvalor de Rt preciso posee enormes implicancias,especialmente para los yacimientos marginales,donde las decisiones críticas de tipo proceder/noproceder, basadas en datos menos exactos, gene-rarían una subvaloración del volumen de hidro-carburos en sitio.

Una consideración adicional es que el costo delas operaciones de perforación de áreas prospec-tivas en aguas profundas ha limitado el númerode pozos que pueden perforarse para evaluar unyacimiento prospectivo. Los petrofísicos y los geó -logos deben construir modelos de yacimientos condatos adquiridos en la superficie, convalidadoscon menos pozos reales. Es absolutamente crucialque estos modelos sean calibrados con los datosmás exactos disponibles, puesto que perforarpozos de delineación (o avanzada) y pozos de re-lleno para refinar el modelo resulta prohibitivopor su alto costo. Es económicamente más efec-tivo utilizar datos de resistividad precisos obteni-

dos con herramientas de inducción triaxial y co-rregidos por el echado de las capas y la desviacióndel pozo, para mejorar el conocimiento del yaci-miento desde la perforación del primer pozo.

La anisotropía en las turbiditas de aguas profundasLas compañías de E&P no pueden permitirse sub-valorar las reservas o perder oportunidades. De-safortunadamente, las secuencias de arenas ylutitas laminadas han sido pasadas por alto de-bido a los efectos de la anisotropía.

Como ejemplos de yacimientos laminados sepueden mencionar las turbiditas y los sedimentosfluviales deltaicos. El término “espesor productivode baja resistividad” ha sido aplicado a estos tiposde ambientes.

La supresión de los valores de resistividad me-didos con las tradicionales herramientas de in-ducción, asociada con la anisotropía, es la razónfundamental de la baja resistividad. Pero aunquesean identificados correctamente, estos yacimien-tos son difíciles de evaluar. En términos prácticos,el empleo de las mediciones de resistividad con-vencionales para calcular las reservas de hidro-carburos puede conducir a subestimacionessuperiores al 60% en comparación con el análisisque utiliza los valores de Rv y Rh.27 La CuencaKrishna-Godavari, frente a la costa este de India,constituye un ejemplo de aguas profundas de unasecuencia turbidítica de arenas y lutitas delgadas

> Corrección de la resistividad derivada de registros de inducción por los efectos de la desviación. Laresistividad correcta es un parámetro crítico para el cálculo exacto de los hidrocarburos en sitio. Estepozo desviado 60° posee dos zonas con hidrocarburos de alta resistividad. La resistividad AIT (Carril 2,guiones verdes), obtenida con el arreglo de inducción de 90 pulgadas, mide 100 ohm.m en el lóbulosuperior (entre X,940 y X,990) y tan sólo 20 ohm.m en el lóbulo inferior (entre Y,000 e Y,050). Después de la corrección por el echado, los valores de resistividad obtenidos con la herramienta Rt Scanner(Carril 3, rojo) son más altos: cercanos a 500 ohm.m en la arena superior y 100 ohm.m en la seccióninferior. En los 100 pies inferiores (entre Y,100 e Y,200), Rh (Carril 3, azul) es significativamente menorque Rv (rojo), lo que indica anisotropía. Esta anisotropía (sombras de amarillo) sugiere una secuenciapotencial de arenas y lutitas laminadas; el análisis posterior de este intervalo puede revelar lapotencial existencia de hidrocarburo adicional.

Y,200

Prof.,pies

Rayos gamma

0 ºAPI 150

ohm.m ohm.m

Resistividad AIT

Resistividad Rt Scanner

X,9001 10 100 1,000 1 10 100 1,000

Y,000

Y,100

Calibrador

6 pulgadas 16

Arreglo de 10 pulgadasArreglo de 20 pulgadasArreglo de 30 pulgadasArreglo de 60 pulgadasArreglo de 90 pulgadas

Arreglo de 90 pulgadasRh

Rv

24. Boyd A, Darling H, Tabanou J, Davis B, Lyon B, Flaum C,Klein J, Sneider RM, Sibbit A y Singer J: “The Lowdownon Low-Resistivity Pay,” Oilfield Review 7, no. 3 (Otoño de 1995): 4–18.

25. Clavaud JB, Nelson R, Guru UK y Wang H: “Field Exampleof Enhanced Hydrocarbon Estimation in Thinly LaminatedFormation with a Triaxial Array Induction Tool: A Laminated Sand-Shale Analysis with Anisotropic Shale,”Transcripciones del 46o Simposio Anual de Adquisición

de Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 dejunio de 2005, artículo WW.

26. Clavaud et al, referencia 24.27. Saxena K, Tyagi A, Klimentos T, Morriss C y Mathew A:

“Evaluating Deepwater Thin-Bedded Reservoirs with Rt Scanner,” presentado en la 4a Conferencia de AguasProfundas y Áreas Submarinas de PetroMin, Kuala Lumpur, 20 al 21 de junio de 2006.

(arriba). Reliance Industries tuvo una etapa deéxito inicial en el área, pero la evaluación del po-tencial del yacimiento en un medio anisotrópicodificultó la cuantificación del volumen de hidro-carburos en sitio.

Por definición, las capas delgadas son capasprospectivas cuyo espesor es menor que la reso-lución vertical de la herramienta. Los espesoresde las secuencias de arena-lutita-limo de laCuenca Krishna-Godavari se encontraban en elrango milimétrico, bien por debajo de la resolu-ción mínima de 0.3 m [1 pie] disponible con las

herramientas de inducción, e incluso menoresque la resolución vertical de 3 cm [1.2 pulgada]de los dispositivos de porosidad. Los registros ad-quiridos con las herramientas convencionales noproveían información suficiente para evaluar laszonas anisotrópicas (arriba). El intervalo que seencuentra por encima de X,X65 m, donde termi-

nan las secciones de arenas productivas más lim-pias, posee valores de resistividad que oscilanentre 1 y 2 ohm.m. Con niveles de resistividad tanbajos, no era esperable que existiera producciónde hidrocarburos.

Para su Pozo KG-1, Reliance obtuvo conjuntosde registros de alta resolución y datos con el gene-

74 Oilfield Review

> La Cuenca Krishna-Godavari, frente a la costaeste de India. El Pozo KG-1 se encuentra ubicadoen el Bloque KG-DWN-98/3. En este ejemplo, laslaminaciones de un núcleo (arriba) poseen unespesor cercano a un milímetro [0.04 pulgada];típico de las secuencias turbidíticas presentes enla Cuenca Krishna-Godavari. La resolución verticalmínima para las herramientas de inducción es de0.3 m. La evaluación y el cálculo de los hidrocar -buros recuperables son complejos debido a lanaturaleza anisotrópica y de baja resistividad delyacimiento.

INDIA

C H I N A

SRI LANKA

KG-DWN-98/3

AFGANISTÁN

PAKISTÁN

> Reservas subestimadas. El análisis ELANPlus—típico de los registros corridos en el campo—com -puta los hidrocarburos (Carril 5, rojo) presentes en las arenas (Carril 6, amarillo), pero los volúmenesson escasos considerando el espesor neto. Por encima de X,X65 m, la saturación de agua y los volú -menes de hidrocarburos indican que la producción de petróleo o gas sería escasa. Pero se sabe queesta zona corresponde a una secuencia turbidítica de arenas y lutitas laminadas. Una herramientade inducción triaxial puede ayudar a determinar el grado de anisotropía y las posibilidades deencontrar hidrocarburos.

X,X45

Prof.,m

Parámetro sigma

Resistividad

0.2 ohm.m 1000 u.c. 50

0 °API 150

6 pulgadas 16

Sw

Porosidadefectiva

X,X50

X,X55

X,X60

X,X65

X,X70

X,X75

X,X80

Arreglo de90 pulgadas

Rayos gamma

Calibrador

0.2 ohm.m 100

Arreglo de60 pulgadas

0.2 ohm.m 100

Arreglo de30 pulgadas

60 % 0

Porosidad-neutrón

60 % 0

Porosidad según gráficade interrelación

1.65 g/cm3 2.65

Densidad volumétrica0.2 ohm.m 100

Arreglo de20 pulgadas

0.2 ohm.m 100

Arreglo de10 pulgadas

Cruce densidad-neutrón Hidro-carburo

Montmorillonita

Agua ligada

Cuarzo

Gas

Agua

100100

50 0%

%%

Litología

00

Zonaanisotrópica

Otoño de 2008 75

rador de Imágenes Microeléctricas en Lodos a Basede Aceite (OBMI) (abajo). Las imágenes OBMI re-velaron la existencia de laminaciones delgadas, co-rroboradas por el núcleo. Se generó un registro deresistividad sintético a partir de los datos OBMI dealta resolución, que indicó la existencia de aniso-tropía. La medición de resistividad AIT osciló entre

1 y 2 ohm.m. Debido a los bajos valores de lasmedicio nes de resistividad AIT registradas en el ya-cimiento laminado, se agregó la sonda Rt Scanneral programa de adquisición de registros.

Los registros de la herramienta Rt Scannerseñalaron la existencia de un alto grado de aniso-tropía en el yacimiento y proporcionaron una medi-

ción precisa de la resistividad de la arena. Variaszonas promisorias, denotadas con una relaciónRv /Rh mayor que 5, fueron identificadas como áreasque requerían una evaluación más exhaustiva. En elPozo KG-1, las zonas donde la relación Rv /Rh esmenor que 5 carecen de laminaciones. La corro -boración con los datos de núcleos convalidó la

> Registros y núcleo del Pozo KG-1. El núcleo de la derecha muestra laminaciones delgadas, que pueden observarse en la imagen OBMI(Carril 4). Las cinco curvas AIT (Carril 2) se superponen, pero la naturaleza en forma de pico de la resistividad reconstruida a partir delos datos OBMI (verde) indica la existencia de laminaciones. Esto se debe a que la herramienta OBMI posee mejor resolución vertical.Las curvas obtenidas con las herramientas de densidad- neutrón (Carril 3) se encuentran separadas sobre la mayor parte del intervalo,lo que indica un alto contenido de lutita. Existen algunos lugares en los que las curvas de densidad y neutrón se cruzan (sombras deamarillo), lo que señala la posibilidad de que exista petróleo liviano o gas, pero estas zonas poseen un espesor de menos de un metro [3 pies]. Las mediciones de baja resistividad de la herramienta AIT y el escaso contenido de arena se traducirían en una evaluaciónpesimista de los hidrocarburos en dicho intervalo.

pulgadas mTamaño de la barrena Prof.,6 16

pulgadas

Calibrador

6 16

u.c.

Parámetro sigmade la formación

0 50

%

Porosidad neutrón

60 0

g/cm3

Densidad volumétrica

Imagen OBMI

Conductiva Resistiva

0° 360°240°120°

1.65 2.65

°API

Rayos gamma

0 150

ohm.m

Datos OBMI

Resistividad

0.2 200

ohm.m

Arreglo de 90 pulgadas

0.2 200

ohm.m

Arreglo de 60 pulgadas

0.2 200

ohm.m

Arreglo de 30 pulgadas

0.2 200

ohm.m

Arreglo de 20 pulgadas

0.2 200

ohm.m

Arreglo de 10 pulgadas

0.2 200

73

74

75

76

77

78

79

Crucedensidad-neutrón

tervalo que contaba con un conjunto completo deregistros, el espesor de la zona productiva neta,empleando valores de corte del 7% para la porosi-dad y del 80% para el agua, se incrementó en un35%. Los valores de las reservas calculadas fueron55.5% superiores a los obtenidos previamente conlos registros y programas de evaluación petrofí-sica tradicionales (próxima página).

76 Oilfield Review

>Determinación de la anisotropía utilizando la relación Rv/Rh. El servicio Rt Scanner provee una relación Rv/Rh (Carril 1,negro) mayor que 5 en diversos intervalos (flecha roja). Estas zonas corresponden a las laminaciones presentes en elnúcleo (izquierda). En los intervalos en los que la relación Rv/Rh es baja (flecha negra), el núcleo contiene laminacionesescasas o inexistentes (derecha). A lo largo de toda esta sección, Rh (Carril 3, azul) raramente excede 2 ohm.m, si bienlas curvas de Rv (rojo) y Rarena (negro) alcanzan un valor mucho mayor. Los registros de densidad-neutrón (Carril 4)muestran la presencia de hidrocarburos (sombras de rojo) por debajo de 100 m, pero no proporcionan demasiadaayuda a la evaluación del yacimiento por encima de 100 m. Si bien los valores de Rh sugieren escaso potencial productivo, los valores más altos de Rarena indican la presencia de hidrocarburos.

Densidad-neutrón

%

Porosidadneutrón

1.65 g/cm3

Densidadvolumétrica

2.65

60 0

%

Porosidadsegún gráfica

de interrelación

60 0

Se observan capasdelgadas en el núcleo

Según la herramienta Rt Scanner, la relaciónRv /Rh = 9. Esta zona

posee un gradoimportante de

anisotropía eléctrica

No se observancapas delgadas

en el núcleo

La relación Rv /Rh

es baja. Esta zonaposee una anisotropíaeléctrica insignificante

80

90

100

110

120

m

Profundidad,

0

Relación Rv /Rh

20

8 pulgadas

Tamaño de la barrena

18

0 °API

Rayos gamma

100

8 pulgadas

Calibrador

18

Condiciones depozo deficientes

0.2 ohm.m

Rarena

200

0.2 ohm.m

Rv

200

0.2 ohm.m

Rh

200

0.2 ohm.m

Arreglo de90 pulgadas

200

0.2 ohm.m

Arreglo de60 pulgadas

200

0.2 ohm.m

Arreglo de30 pulgadas

200

0.2 ohm.m

Arreglo de20 pulgadas

200

0.2 ohm.m

Arreglo de10 pulgadas

Resistividad

200

medición obtenida con la herramienta Rt Scanner(arriba).

El servicio de análisis avanzado de registrosmultiminerales ELANPlus, permitió identificaraproximadamente 8 m [26.2 pies] de yacimientode calidad utilizando las técnicas de interpreta-ción convencionales. Después de incorporar losdatos de inducción triaxial en el análisis del in-

Resolución de la anisotropía en África OccidentalLa interpretación de los yacimientos eléctrica-mente anisotrópicos ha sido difícil con las técnicasde análisis petrofísico tradicionales. Klein et al fue-ron los primeros en proponer un marco de referen-cia para utilizar las gráficas de interrelación con el

Otoño de 2008 77

> Incorporación de los datos Rt Scanner. Las curvas AIT (Carril 2) leen aproximadamente 1 ohm.m, con algunas seccionesde 2 ohm.m. El valor de Rh (Carril 3, azul) es equivalente a la curva del arreglo de 90 pulgadas AIT. La resistividad Rv (rojo)registra más de 10 ohm.m en varios intervalos. El valor de Rarena (negro), proveniente de la herramienta Rt Scanner, se utilizacomo dato de entrada para el cálculo de la saturación de agua, Sw. La saturación de agua, resultante de la herramienta Rt Scanner (Carril 5, rojo), es menor que el valor de Sw derivado de los datos AIT (azul). Esto indica que el volumen dehidrocarburos del yacimiento es mayor que el que se computó originalmente.

0

Relación Rv /Rh

mProfundidad,

30

40

50

60

70

20 0.2 ohm.m

Arreglo de90 pulgadas

200

8 pulgadas

Tamaño de la barrena

18

8 pulgadas

Calibrador

18

Condiciones depozo deficientes

Densidad-neutrón

Montmorillonita

Agua ligada

Cuarzo

Gas

Agua

0.2 ohm.m

Arreglo de60 pulgadas

200

0.2 ohm.m

Arreglo de30 pulgadas

200

0.2 ohm.m

Rarena

200

0.2 ohm.m

Rv

200

60 %

Porosidad neutrón

0

60 %

Porosidad segúngráfica de

interrelación

0

1.65 g/cm3

Densidadvolumétrica

2.65

100 %

Sw obtenida con la herramienta AIT

0 100 %

Litología

0

100 %

Sw obtenida conla herramienta

Rt Scanner

0

0.2 ohm.m

Rh

200

0.2 ohm.m

Arreglo de20 pulgadas

200

0.2 ohm.m

Arreglo de10 pulgadas

Resistividad

200

fin de evaluar estos yacimientos.28 La técnica fueadaptada posteriormente para incorporar datosde registros adicionales, incluyendo los de reso-nancia magnética nuclear (RMN) y los de induc-ción triaxial.29 Los diagramas de Klein originalesasumen la existencia de una estratificación dematerial macro- y micro-poroso isotrópico y unaestratificación de arenas espesas y delgadas; con-dición que no ocurre comúnmente en las secuen-cias de arenas y lutitas laminadas rodeadas delutitas anisotrópicas. Se ha demostrado empírica-mente que la compactación, que habitualmentese incrementa con la profundidad, aumenta elnivel de anisotropía de las lutitas (derecha).

Para dar cuenta del escenario más realista delas lutitas anisotrópicas, se desarrolló un dia-grama de Klein modificado que resuelve gráfica-mente Rv y Rh a la vez que se ajusta por laanisotropía de la lutita.30 Dado que las lutitas ani-sotrópicas pueden crear expectativas falsas conrespecto a la existencia de una zona productivade baja resistividad si no se consideran adecuada-mente, también se usan datos de RMN para dife-renciar las lutitas laminadas de las secuencias dearenas y lutitas. Las herramientas de RMN midenel volumen de fluido libre, o la porosidad, pre-sente en el yacimiento. Las lutitas usualmente po-seen grandes volúmenes de fluidos, pero losmismos están ligados a las arcillas que las compo-nen. Mediante la incorporación de la porosidadobtenida por el método de RMN, que ignora losfluidos presentes en las lutitas, los analistas de re-gistros pueden identificar las secuencias de are-nas y lutitas laminadas con potencial de contener

hidrocarburos, eliminando al mismo tiempo delanálisis, las secuencias de lutitas laminadas.

Los diagramas de Klein modificados son simila-res a las gráficas de interrelación densidad- neutróny a partir de ellos se puede determinar gráfi ca -mente una zona arcillosa anisotrópica (abajo).

Debido a su forma característica, estas gráficas deinterrelación modificadas se conocen como “diagra-mas tipo mariposa.” A partir de ellos, los analistasde registros seleccionan gráficamente parámetros,efectúan controles de calidad y evalúan el potencialde producción de los yacimientos laminados.

78 Oilfield Review

> Diagramas de Klein. El diagrama de Klein tradicional (izquierda) no toma en cuenta la anisotropía de las lutitas. El diagrama tipo mariposa modificado(centro) incluye esta anisotropía y puede ser dividido en regiones productivas y no productivas, rotando en la zona arcillosa. Los valores de Rv y Rh de lagráfica de interrelación corresponden a regiones específicas que pueden analizarse rápidamente (derecha). La zona de agua (círculo azul) muestra unasaturación de agua del 100%. La zona arcillosa indica un 100% de lutita.

101

Rh, ohm.m

R v, o

hm.m

10–1

10–1

100

101

102

103

100 102 103101

Rh, ohm.m

R v, o

hm.m

10–1

10–1

100

101

102

103

100 102 103 101

Rh, ohm.m

R v, o

hm.m

10–1

10–1

100

101

102

103

100 102 103

Ausencia de lutitasanisotrópicas

Agua Con lutitasanisotrópicas

Agua

Ausencia de zona productiva

Lutita Zona productiva

Agua

Flutita Flutita

Rlutita-v = 1Rlutita-h = 1

Lutita

Rlutita-v = 10Rlutita-h = 1

Lutita

Rarena Rarena

> La anisotropía en las arenas y en las lutitas. A medida que la compactación(rojo) se incrementa—el caso típico de los ambientes depositacionales másprofundos—la porosidad de la arcilla se reduce y la relación Rv/Rh de la lutitaaumenta. Las herramientas de inducción triaxial por sí solas no pueden dis-tinguir entre la anisotropía de las lutitas, inducida por la compactación, y lamedida en una secuencia de arenas y lutitas laminadas. Y, si bien la herra-mienta de RMN es útil para la identificación de zonas con fluidos móviles ypara la diferenciación de las lutitas anisotrópicas de las secuencias de are-nas y lutitas laminadas, el volumen de arena y lutita debe ser determinado enbase a otras fuentes, tales como la herramienta ECS.

0

2

4

6

8

1

3

5

7

9

R v/R h

0 10 20 30Porosidad, %

40 50 60

Compactación

Otoño de 2008 79

Los registros de un pozo del área marina deÁfrica Occidental demuestran la técnica de losdiagramas de Klein modificados.31 La incorpora-ción de los datos de RMN mejoró aún más la eva -luación. El operador optó por correr la herramientaRt Scanner, el servicio experto de resonancia mag-nética MR Scanner, y las herramientas de densi-dad-neutrón y OBMI. En una zona, la mediciónobtenida con la herramienta de inducción triaxialindicó un incremento del 80% en el cálculo de larelación neto-total para el espesor productivo y unincremento del intervalo neto calculado de casi 5 m[15 pies]; de 7 a 11.6 m [23 a 38 pies], respecto delos cálculos derivados de registros convencionalesy técnicas petrofísicas tradicionales (arriba).

Los diagramas tipo mariposa permitieron de-tectar la zona arcillosa y facilitaron las distinciónde las lutitas anisotrópicas de las secuencias ani-sotrópicas de arenas-lutitas-limos. En base a su

relación Rv /Rh, los intervalos arcillosos no pro-ductivos exhibían una anisotropía similar a la delas secuencias laminadas de arenas y lutitas. Estecaso demuestra cómo los datos de RMN puedenser utilizados con los registros de inducción tria-xial para diferenciar las lutitas no productivas de

las laminaciones arenosas potencialmente pro-ductivas.

Otro ejemplo de África Occidental corres-ponde a dos tipos de lutitas muy disímiles, en losque los diagramas de Klein modificados permitie-ron distinguir la roca de calidad yacimiento de las

28. Klein JD, Martin PR y Allen DF: “The Petrophysics ofElectrically Anisotropic Reservoirs,” The Log Analyst 38,no. 3 (Mayo–Junio de 2007): 25–36.

29. Fanini ON, Kriegshäuser BF, Mollison RA, Schön JH y YuL: “Enhanced, Low-Resistivity Pay, Reservoir Explorationand Delineation with the Latest MulticomponentInduction Technology Integrated with NMR, Nuclear, and Borehole Image Measurements,” artículo SPE69447, presentado en la Conferencia de IngenieríaPetrolera de América Latina y el Caribe de la SPE,Buenos Aires, 25 al 28 de marzo de 2001.

30. Para obtener más información sobre los diagramas deKlein modificados, consulte: Cao Minh C, Clavaud J-B,Sundararaman P, Froment S, Caroli E, Billon O, Davis G y Faribairn R: “Graphical Analysis of Laminated Sand-Shale Formations in the Presence of AnisotropicShales,” World Oil 228, no. 9 (Septiembre de 2007): 37–44.

31. Cao Minh C, Joao I, Clavaud J-B y Sundararaman P:“Formation Evaluation in Thin Sand/Shale Laminations,”artículo SPE 109848, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Anaheim, California,EUA, 11 al 14 de noviembre de 2007.Este artículo integra una serie de tres partes. Véaseademás: Cao Minh C y Sundararaman P: “NMRPetrophysics in Thin Sand/Shale Laminations,” artículoSPE 102435, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 24 al 27 de septiembre de 2006.Cao Minh C, Clavaud JB, Sundararaman P, Froment S,Caroli E, Billon O, Davis G y Fairbairn R: “GraphicalAnalysis of Laminated Sand-Shale Formations in thePresence of Anisotropic Shales,” Transcripciones del21o Simposio Anual de Adquisición de Registros de laSPWLA, Austin, Texas, 3 al 6 de junio de 2007, artículo MM.

> Diagrama de Klein modificado en acción. La gráfica de interrelación de los valores de Rv y Rh se muestra en el diagrama tipomariposa (derecha). El analista de registros selecciona los puntos de medición que caen en la región con hidrocarburos (magenta)en las regiones productoras de agua (azul) y en la zona de lutita (verde). La codificación en color a lo largo del carril de resistividad(Carril 3) del registro ELANPlus, corresponde a los puntos de medición seleccionados manualmente por el analista de registros.Los puntos no seleccionados (negro) no se presentan. Los valores de saturación de agua cambian (Carril 5, sombras de amarillo)cuando se utiliza Rarena (rojo) en lugar de la resistividad uniaxial, Rh (negro). El intervalo por encima de 700 m posee un grado signi -ficativo de anisotropía (Carril 4, verde) pero poco hidrocarburo. Una de las ventajas de los diagramas de Klein modificados es lacapacidad para identificar rápidamente estas zonas no productivas.

101

Rh, ohm.m

R v, o

hm.m

10–1

10–1

100

101

102

103

100 102 103

Flutita0 0.5 1.0

Neutrón Densidad Rh, Rv, Rarena, Rsh Anisotropía

500

Prof

undi

dad,

m600

700

800

900

1,000

1,100

1,200

1,300

40 30 20 10 100 0 5 10 15Saturación de agua

100 50 0101 102

Sw RarenaSw Rh

Rlutita-v = 3.27Rlutita-h = 0.51

Lutita

Flutita

Rarena

lutitas. Dos intervalos productores de hidrocarbu-ros estaban separados por una sección arcillosano productiva, pero una zona con característicassimilares poseía potencial de producción (abajo).Los datos obtenidos con las herramientas de in-

ducción triaxial resultaron esenciales para la eva-luación correcta del pozo. En el intervalo superior,el recuento de arena se incrementó en un 54% y larelación neto-total para el espesor aumentó un70%, con respecto a los valores derivados del uso

de las técnicas convencionales. En el intervalo in-ferior, el incremento no fue tan pronunciado por-que las arenas no estaban tan intensamentelaminadas. No obstante, la relación neto-totalpara el espesor fue aproximadamente 20% mayor

80 Oilfield Review

> Anisotropía variable de las lutitas. Estos ejemplos corresponden a intervalos con dos tipos de lutitas diferentes, que se registraron con las herramientasRt Scanner, densidad-neutrón, OBMI y MR Scanner. Aquí se utilizaron la herramienta de RMN y las herramientas de densidad-neutrón como indicadoresde arena y lutita (Carril 1). La separación entre Rv y Rh (Carril 3) y la curva correspondiente a la relación Rv/Rh (Carril 4, sombras de verde) indicananisotropía. El valor de Rh oscila entre 1 y 2 ohm.m, mientras que el valor de Rarena (Carril 7, rojo) es sistemáticamente mayor que 10 ohm.m en el intervalosuperior. Dado que la resistividad más alta corresponde a un volumen mayor de hidrocarburos, el volumen calculado de hidrocarburos (HC) (Carril 9) esmayor cuando se calcula utilizando Rarena (rojo) que cuando se usa la resistividad derivada de los registros de inducción uniaxial (negro). En el registrosuperior, los valores de anisotropía (Carril 4, verde) observados entre X,680 y X,720 parecen similares a los del intervalo Y,760 – Y,820 en el registro inferior.Si bien la anisotropía es alta en ambos intervalos, es el resultado de la presencia de lutitas anisotrópicas en el registro inferior, no de hidrocarburos. Lasgráficas tipo mariposa permiten aislar e identificar rápidamente estas zonas no productivas, distinguiéndolas de la zona productiva (magenta) como semuestra en las gráficas ELANPlus.

PhiarenaPhiarena NMR Rv , Rh Anisotropía

OBMIGR

T2Farena

Farena NMRRt Scanner Rarena

NMR Rarena Fluidos RMN Volumen HC

Zona

s pr

oduc

tivas

X,700

X,740

Prof

undi

dad,

mPr

ofun

dida

d, m

X,660

X,620

0.5 10 0.4 0.2 0 0 0 0 0 0 0 0.2 0.4 0 0.2 0.410 1000.5 110 100 1,0005 10 1510 100

40 m

LutitaArena

Petróleo

OBM

Agua

Petróleo

OBM

Agua

Fluidos RMN0 0.2 0.4

PhiarenaPhiarena NMR Neutrón Densidad

Neutrón Densidad

Rv , Rh Anisotropía

OBMIGR

T2Farena

Farena NMRRt Scanner Rarena

NMR Rarena Volumen HC

Zona

s pr

oduc

tivas

Zona

s pr

oduc

tivas

Y,850

Y,900

Y,800

Y,750

0.5 10 0.4 0.2 0 0 0 0 0 0 0 0.2 0.410 1000.5 110 100 1,0005 10 1510 100

10 m

Lutita

Arena

DatosRt ScannerDatos AIT Datos RMN

DatosRt ScannerDatos AIT Datos RMN

Valor decorte

Valor decorte

101

Rh, ohm.m

R v, o

hm.m

10–1

10–1

100

101

102

103

100 102 103

101

Rh, ohm.m

R v, o

hm.m

10–1

10–1

100

101

102

103

100

102

103

Flutita

Rarena

Rlutita-v = 1.24Rlutita-h = 0.52

Lutita

Flutita

Rlutita-v = 2.54Rlutita-h = 0.58

Lutita

Rarena

Echado

Azimut

Medidoreléctrico

de echados90 pulgadas

Rh

Rv

Rh

RvEchado

Azimut

Otoño de 2008 81

después de incorporar los datos provistos por lasherramientas de inducción triaxial (arriba). La lu-tita anisotrópica no productiva fue identificada yeliminada del análisis posterior. La herramientaMR Scanner proporcionó una verificación inde-pendiente del espesor neto con hidrocarburos.

En el análisis final, el espesor neto con hidro-carburos y la relación neto-total para el espesor fue-ron cuantificados con mayor precisión usando losdatos provistos por la herramienta Rt Scanner y lainformación del servicio MR Scanner. En compara-ción con los resultados tradicionales de inducciónAIT, hubo incrementos significativos de las reser-vas calculadas. Los diagramas de Klein modificadostambién demostraron ser un instrumento efectivode vista rápida para el analista de registros.

Echados provenientes de mediciones de inducción Los últimos dos estudios de casos demuestran lautilidad de los datos de echados, proporcionadospor el servicio Rt Scanner. El uso de las medicio-nes de inducción para proveer los echados de lasformaciones no es nueva—el concepto fue paten-tado por primera vez en la década de 1960—perono había tenido aplicación práctica. Las herra-mientas de inducción triaxial brindan los datos deechados como un subproducto natural del proce-samiento de datos estándar.

Las herramientas tradicionales de medición deechados están provistas de numerosos patines queregistran los cambios de resistividad pequeños quese producen a lo largo de la pared del pozo. Losprogramas de software correlacionan las lecturassimilares de los sensores y patines adyacentes paracomputar la magnitud del echado y la dirección delos planos de estratificación de la formación. Losdatos de los sensores de los patines generan unaimagen eléctrica del pozo a partir de la cual sepueden visualizar e identificar manualmente elechado estructural, los rasgos estratigráficos y lasfracturas empleando aplicaciones de software.

Las herramientas de medición de echados po-seen una resolución vertical menor que 1.3 cm[0.5 pulgada], mientras que una de inducción tria-

xial posee una resolución vertical medida en pies.Si bien los detalles finos no pueden resolverse conla precisión de los generadores de Imágenes Mi-croeléctricas de Cobertura Total (FMI), o de Imá-genes Microeléctricas en Lodos a Base de Aceite(OBMI) y de Imágenes Microeléctricas de Cober-tura Dual en Lodos a Base de Aceite (OBMI2), elservicio Rt Scanner puede suministrar el echadoestructural.

Las herramientas de generación de imágenesde echados requieren un sistema de lodo conduc-tivo para adquirir las lecturas, que luego se con-vierten en imágenes. Debido a que las propiedadesde aislamiento eléctrico de los sistemas de perfo-ración con lodo a base de aceite presentan dificul-tades a la hora de adquirir los datos, los ingenierosdesarrollaron soluciones, tales como las herra-mientas OBMI y OBMI2, para superar el pro-blema. El contacto del patín con la formación escrucial, especialmente cuando las herramientasse usan en lodos a base de aceite.

Las condiciones del pozo, tales como los de-rrumbes y la rugosidad, dificultan el contacto delpatín y degradan la calidad de las mediciones. Estosucede tanto con los lodos a base de aceite comocon los a base de agua. Las herramientas pueden

presentar situaciones de patines flotantes mientrasregistran pozos desviados. Esto, como consecuen-cia del peso de la herramienta que hace que colap-sen los brazos del calibrador e impiden que el patínse ponga en contacto con la pared del pozo. Ade-más, el movimiento irregular de la herramientaafecta negativamente la calidad de las imágenes.

La herramienta Rt Scanner es insensible a lascondiciones del pozo, tales como la rugosidad y losderrumbes y puede registrar hacia arriba o—conun calibrador modificado—hacia abajo. Por el con-trario, dada la necesidad de empujar los patinescontra la pared del pozo, los instrumentos de medi-ción de echados casi siempre registran en direc-ción ascendente. La excepción la constituyen lasherramientas FMI operadas con la columna de per-foración, que se bajan en los pozos horizontales.

Las herramientas convencionales de mediciónde echados obtienen sus mediciones con una pro-fundidad de investigación muy somera, que co-rresponde a la región más afectada por el procesode perforación (abajo). Una herramienta de in-ducción triaxial examina la región que se encuen-tra más allá de la zona vecina al pozo y es menosafectada por el daño inducido por las operacionesde perforación. Los datos de echados derivados delos registros de inducción, también se obtienen dearreglos múltiples. La capacidad para compararlos echados con distintas profundidades de inves-tigación es útil para el control de calidad; no obs-tante, hay que tener en cuenta que las variacionesproducidas en los echados pueden resultar de dis-torsiones originadas en los planos de estratifica-ción lejos del pozo.32

Resumen de los resultados

Intervalo—163 m (base) Herramienta de RMNHerramienta Rt ScannerHerramienta AIT

Hidrocarburo (HC), m

Relación entre espesor neto y total

Cambio neto, HC/NTG

18.0

0.47

20.6

0.57

14%21%

21.3

Intervalo—143 m (tope) Herramienta de RMNHerramienta Rt ScannerHerramienta AIT

Hidrocarburo (HC), m

Relación entre espesor neto y total (NTG)

Cambio neto, HC/NTG

8.2

0.26

12.6

0.44

54%/70%

12.5

>Medidor de echados sin patines. El registro de inducción de una herramienta triaxial detecta unvolumen muy grande (izquierda). La herramienta convencional de medición de echados (derecha)provee una imagen de alta resolución pero visualiza un diámetro eléctrico pequeño. Esta herramientatambién debe ponerse en contacto con la pared del pozo para adquirir datos de utilidad.

32. Amer A y Cao Minh C: “Integrating Multi-Depths ofInvestigation Dip Data for Improved Structural Analysis,Offshore West Africa,” presentado en la Conferencia yExhibición del Área Marina de Asia, Kuala Lumpur, 16 al 18 de enero de 2007.

Dado que la herramienta Rt Scanner no re-quiere ningún fluido conductivo para registrardatos, el echado estructural se puede obtener enpozos en los que en el pasado su medición era difí-cil o imposible. Los datos de echados derivados delos registros de inducción no reemplazan a la infor-mación proveniente de las herramientas conven-cionales de generación de imágenes de echadossino que complementan sus mediciones, como su-cede por ejemplo cuando las malas condiciones delpozo degradan la información adquirida con los dis-positivos que requieren el contacto del patín.

El flujo de trabajo necesario para generar lainformación de echados forma parte del procesode inversión y corrección de los datos. Los límitesde capas son definidos mediante datos crudoscompensados por los efectos del pozo, que hansido corregidos por la rotación de la herramienta.Como una aproximación de primer orden para de-terminar los límites de capas, se usa una técnicade derivadas segundas que produce un registro deescalones del arreglo de inducción (arriba). Dichoregistro posee bordes de límites más pronuncia-dos que las curvas suavizadas convencionales y lospuntos de transición netos son empleados paradeterminar dónde computar los echados.

A continuación, se computa la curva rotada co-rregida por los efectos del pozo obtenida de unarreglo simple, con una estimación inicial de laconductividad, del echado de las capas y del azi-mut del pozo. Usualmente, se invierte una ventanade 6.1 m [20 pies], pero esto depende de la rapi-

dez con que cambia el echado. Con este paso deinversión, se refinan los valores de Rv, Rh y los lí-mites de capas. El software resuelve nuevamenteel echado y el azimut para lograr el mejor ajuste através de toda la ventana. Luego, el programa sedesplaza a una distancia equivalente a la mitadde la longitud de la ventana y ejecuta la inversióncon una superposición generosa del intervalo pre-vio para eliminar los efectos de borde. Este pro-ceso continúa a lo largo de todo el intervaloregistrado. El resultado es la obtención de la resis-tividad corregida por los efectos del pozo y por elechado junto con el echado estructural y el azi-mut del pozo, que son presentados con diagramasde flechas y acimuts convencionales.

Datos de echados en aire y aguaEn EUA, la herramienta Rt Scanner proporcionóel echado y la dirección de la formación en un pozode exploración perforado con aire. El aire se uti-liza en lugar del fluido de perforación en formacio-nes que reaccionan con el lodo de perforación o enzonas de rocas duras en las que las técnicas deperforación convencionales son menos efectivas.Dado que no hay líquido presente en el pozo, lasherramientas convencionales de medición deechados no funcionan; incluyendo la herramientaOBMI.

Para el pozo en cuestión, se muestran dosintervalos con características muy diferentes(próxima página). La zona comprendida entreX,X00 y X,X50 pies posee un echado consistente

de 15°, orientado hacia el sur-sureste, con pocavariación. Aunque difíciles de visualizar, existentres mediciones independientes para las tres pro-fundidades de investigación presentadas. A lolargo de todo el intervalo, las flechas de las tresmediciones se superponen, lo que indica la con-cordancia de los diferentes conjuntos de datos.

En un intervalo más profundo, los datos mues-tran echados formacionales de muy alto ángulo, loque corroboró la interpretación y las expectativasde los geólogos. Dichos echados de alto ángulo—que se aproximan a 70°—podrían considerarsecuestionables de no ser por los datos de núcleos depozos cercanos que muestran características simi-lares. En el registro se identifica claramente unadiscordancia a Y,Y40 pies. Además, pese a la consi-derable rugosidad del pozo en el intervalo com-prendido entre Y,Y00 e Y,Y50, los datos de echadosse encuentran disponibles; una herramienta queopera por contacto de los patines podría haber sidoafectada por la condición del pozo.

En un segundo ejemplo, el operador, perfo-rando con lodo a base de aceite, corrió la herra-mienta Rt Scanner en un pozo de exploración deaguas profundas del Golfo de México. La herra-mienta FMI se corrió con fines comparativos. Elpozo poseía una desviación de 60° y el echado ver-dadero de la formación, corregido por la desviacióndel pozo, era de aproximadamente 30°. La com -paración de los datos provistos por las medicionesde la herramienta FMI con la información de laherramienta Rt Scanner mostró una excelente

82 Oilfield Review

> Pasos del proceso, inducción del medidor de echados. La información de echados provista por la herramienta de inducción triaxial constituye unresultado automático del procesamiento empleado para la corrección por el echado y el cálculo de Rv (rojo) y Rh (azul). Los datos crudos (Carril 1) soncorregidos por los efectos del pozo y luego se invierten. Los límites de las capas se identifican de los registros de escalones (curva negra), que resultande aplicar una técnica de derivadas segundas para mostrar los límites entre capas. El echado se calcula en el lugar donde los cambios de resistividadson evidentes. Los intervalos isotrópicos homogéneos no producen echados porque no existen cambios sustanciales de resistividad en el intervalo.Después de procesar completamente cada sección, los intervalos sucesivos se computan con una superposición del 25% para eliminar los efectos de los límites de capas.

300

200

100

Prof

undi

dad

0–500 0 0 10 100 1,000500

Señal R, mS/m Resistividad, ohm.m1,000 1,500 –500 0 0 10 100 1,000500

Señal R, mS/m Resistividad, ohm.m1,000 1,500 0 10 100 1,000

Resistividad, ohm.m

Superposición del 25%

xxxyxzyxyy

yzzxzyzzRegistro de escalones

xxxyxzyxyy

yzzxzyzzRegistro de escalones

RhRv

RhRv

RhRv

Otoño de 2008 83

> El primer medidor de echados usando registros de inducción en un pozo perforado con aire. Los echados resultantes delregistro Rt Scanner (Carril 3, extremo superior) en un pozo perforado con aire, muestran una excelente concordancia entre lastres profundidades de investigación: 99 cm, 137 cm y 183 cm [39 pulgadas, 54 pulgadas y 72 pulgadas]. A mayor profundidad enel pozo, los datos del echado de alto ángulo (Carril 3, extremo inferior) pasan rápidamente a un echado de bajo ángulo, enaproximadamente Y,Y40, lo que indica una posible discordancia. Un echado de 70° concuerda con los datos de núcleos de lospozos cercanos. La rugosidad del pozo y sus secciones ensanchadas (Carril 1, sombras de azul) no afectan la medición de laherramienta Rt Scanner, pero habría sido difícil registrar datos válidos en esta sección utilizando herramientas basadas en elcontacto de los patines.

X,X00

X,X50

Y,Y00

pulgadas

Calibrador

pies

Prof.,

244

Y,Y50

pulgadas

Tamaño de la barrena

244

Arreglo de 72 pulgadas

121 ohm.m

Arreglo de 54 pulgadas

121 ohm.m

Arreglo de 39 pulgadas

121 ohm.m

°API

Rayos gamma

2000

ohm.m

Arreglo de 90 pulgadas

1,0001

ohm.m

ohm.m

ohm.m

ohm.m

Rv, arreglo de 72 pulgadas

%

Porosidad neutrón

%

Porosidad-densidad

1,000 –10

–10

1 30

30

Rh, arreglo de 72 pulgadas

1,0001

Rh, arreglo de 54 pulgadas

1,0001

Rv, arreglo de 54 pulgadas

1,0001

ohm.m

Rv, arreglo de 39 pulgadas

1,0001

ohm.m

grados

Rh, arreglo de 39 pulgadas

Calidad, arreglo de 39 pulgadas

Calidad, arreglo de 54 pulgadas

Calidad, arreglo de 72 pulgadas

1,000

90

0

0

01

0

12

12

12

ohm.m

Arreglo de 10 pulgadas

Echado, arreglo de 72 pulgadasEchado verdadero

Calidad [5.15]

Calidad [15.20]1,0001Condiciones de pozo deficientes

Indicador Q,arreglo de 54 pulgadas

Indicador Q,arreglo de 72 pulgadas

Indicador Q,arreglo de 39 pulgadas

X,750

Prof.,pies

Lutita

Litología

X,800

X,850

X,900

X,950

Y,000

Y,050

Y,100

Farena

Rayos gamma

°API

pie3/pie3 1.51.5

Agua ligada

% 050 grados

Echado Rt Scanner

Calidad Imagen FMI900

Agua ligada

% 050

Densidad volumétrica

g/cm3 2.651.65

Porosidad neutrón

% 060

ArenaSw en yacimiento

laminado

Agua ligada ala arcilla

Agua ligadaa la arcilla

Sw ELANPlus

Rh

ohm.m 2000.2

Rv

ohm.m 2000.2

Arreglo de 90 pulgadas

ohm.m 2000.2Agua

% 050

Agua

% 050

Porosidad total

% 050

Porosidad total

Saturación AIT SaturaciónRt Scanner

% 050

Calidad

grados

Echado FMI

Calidad

900

Calidad

Esta tecnología de avanzada ha abierto nuevasposibilidades y ha planteado nuevas necesidadespara la industria. El desarrollo de rutinas de in-versión rápidas, aplicadas en la localización delpozo, proveería mediciones de resistividad másprecisas para el cálculo de la saturación de aguaen tiempo real. Esta información adicional mejo-raría la capacidad para tomar decisiones bien in-formadas, tales como las relacionadas con laidentificación de localizaciones óptimas para lamedición de la presión y la extracción de mues-tras de fluidos. Además, las secuencias de arenasy lutitas laminadas que pueden tener potencialcomo yacimientos de hidrocarburos podrían iden-tificarse en forma más rápida y más confiable.

Estudios científicos han demostrado que es po-sible incorporar datos sísmicos a las medicionesde inducción.33 Si bien el concepto es prometedor,aún no queda claro si las múltiples imágenes pro-fundas de las formaciones puede extenderse pararesolver las estructuras sísmicas a partir de losdatos adquiridos en la superficie.

El procesamiento comercial de los datos tria-xiales se limita actualmente a la inversión 1D eincluye el supuesto de que la invasión no incide

en la medición. Mediante la aplicación de técni-cas de inversión 2D y 3D, se pueden determinarlos efectos de la invasión, incluyendo su inclina-ción.34 Se trata de una tarea no trivial sino deci-siva; actualmente, se requiere una semana paraprocesar 30.5 m [100 pies] de datos en una PC dealto rendimiento, en comparación con el mediominuto que insume la inversión 1D. La implemen-tación comercial requerirá tiempo e innovación,tanto en lo que respecta al software de procesa-miento como a las configuraciones del hardware.

La resistividad es la medición más antigua delos registros obtenidos con herramientas opera-das con cable, pero el interés en esta tecnología seha renovado gracias al servicio de inducción tria-xial. Este avance ofrece posibilidades atractivaspara la evaluación petrofísica, y el potencial paralocalizar y explotar zonas productivas previa-mente pasadas por alto. –TS

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> Ejemplo del Golfo de México. Este pozo de alto ángulo exhibía una inclinación de 30° y arenas finamente laminadas (Carril 9). Los datos de echados obte-nidos del registro de inducción (Carril 8, verde) muestran una concordancia excelente con los datos FMI (rojo), tanto en la dirección como en la magnituddel echado. Esta zona incluye un intervalo productivo de baja resistividad entre X,820 y Y,000. Los datos de resistividad convencionales, usados para com-putar la saturación de agua, muestran poco contenido de hidrocarburo (Carril 6, verde). La utilización de los datos suministrados por las herramientas deinducción triaxial para el cálculo de la saturación de agua (Carril 7, verde), arroja un volumen de petróleo considerablemente mayor.

33. Amer and Cao Minh, reference 31.34. Abubakar A, Habashy TM, Druskin V, Davydycheva S,

Wang H, Barber T y Knizhnerman L: “A Three-DimensionalParametric Inversion of Multi-Component Multi-SpacingInduction Logging Data,” Resúmenes Extendidos,Exposición Internacional y 74a Reunión Anual de la SEG,Denver (10 al 15 de octubre de 2004): 616–619.

concordancia (abajo). Una sección productiva la-minada de baja resistividad atravesada por estepozo, pudo haber sido fácilmente pasada por altoempleando los métodos convencionales. La incor-poración de los datos de resistividad obtenidoscon herramientas triaxiales incluidas en el con-junto de registros, permitió identificar las zonaspotencialmente productivas.

Desarrollos futurosSi bien muchas mejoras han sido incorporadas enlas herramientas de adquisición de registros de in-ducción desde la introducción de la primera herra-mienta comercial hace más de 50 años, la teoríabásica de las mediciones ha cambiado poco. Losavances producidos en las técnicas de simulación ymodelado por computación han mejorado conside-rablemente la comprensión de las mediciones porparte de la industria. Las mediciones de induccióntriaxial obtenidas con la herramienta Rt Scanneraportan nueva información al petrofísico, tal comola resistividad corregida por el echado, las propie-dades de los yacimientos laminados y los datos deechados derivados de los registros de inducción,como se analizó en este artículo.

Bader Al-Matar se desempeña como ingeniero deyacimientos en el grupo de Investigación y Tecnologíade Kuwait Oil Company (KOC), en Ahmadi. Realizatareas de investigación con modelos de campo com-pleto para evaluar escenarios de desarrollo potencia-les y proveer pronósticos de gastos (tasas de flujo,velocidades de flujo, caudales, ratas) y producciónacumulada. Bader introdujo en la compañía una diver-sidad de tecnologías exitosas, incluyendo un modelopara desarrollar una herramienta de manejo de pro-yectos de inyección de agua para el balanceo de la dis-tribución de los esquemas de inyección y producción.Posee una licenciatura en ingeniería petrolera de laUniversidad de Kuwait en Safat.

Majdi Al-Mutawa se desempeña como ingeniero prin-cipal en el Grupo de Desarrollo de Campos (Norte deKuwait) de Kuwait Oil Company. Posee ocho años deexperiencia en KOC en diversos roles asociados con la ingeniería petrolera, incluyendo el análisis y laoptimización del desempeño de los pozos, el mejo -ramiento y la estimulación de la producción, el aislamiento del agua, y las operaciones complejas asociadas con los pozos con terminación dual. Majdiposee una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Kuwait en Safat.

Bárbara Anderson se desempeña como consultorapara Schlumberger, luego de jubilarse en el año 2007como asesora científica del Centro de InvestigacionesDoll de Schlumberger en Ridgefield, Connecticut,EUA. Trabajó en el modelado, diseño e interpretaciónde herramientas de resistividad durante más de 40 años. Es autora o coautora de más de 60 artículos técnicos y recibió los premios de la SPWLA y la SPE alMejor Artículo. Se desempeñó en la SPWLA, ocupandodiversos cargos en el directorio y fue presidente de esaasociación entre 1994 y 1995. Recibió la Medalla deOro por el Logro Técnico de la SPWLA en el año 2007.Bárbara obtuvo un doctorado de la Universidad deDelft, en los Países Bajos, donde su tesis consistió enla inversión de datos de inducción triaxial para deter-minar la anisotropía de resistividad y el echado.

Muhammad Aslam es responsable de las operacionesde terminación de pozos y reparación de pozos, y delsoporte técnico para la implementación de nueva tecnología en Kuwait Oil Company. Actualmente, sedesempeña como ingeniero especialista en petróleo enel Departamento de Desarrollo de Campos (Oeste deKuwait). Muhammad posee más de 32 años de expe-riencia diversificada en ingeniería petrolera e ingenie-ría de yacimientos, incluyendo el desempeño de un rolclave en Oil and Gas Development Limited (OGDC), enPakistán, Saudi Aramco en Arabia Saudita, y KOC enKuwait. Obtuvo una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de Luisiana, en Lafayette, EUA.

Tom Barber se desempeña como asesor de ingenieríaen el Centro de Productos de Schlumberger en SugarLand, Texas, EUA, y ha trabajado en modelado electro-magnético, diseño de arreglos de inducción y correc-ciones ambientales desde su ingreso en Schlumbergeren el año 1976. Desarrolló los algoritmos comercialesde procesamiento de registros para la familia de he -rramientas AIT, y el primer algoritmo comercial de

procesamiento de señales para las herramientas deresistividad, el procesamiento Phasor*. Más reciente-mente, dirigió el equipo de física para el desarrollo de la herramienta de inducción triaxial Rt Scanner*.Antes de ingresar en Schlumberger, Tom trabajó en la Administración Nacional de la Aeronáutica y elEspacio, en el Centro de Vuelos de Marshall, enHuntsville, Alabama, EUA, y en el LaboratorioNacional de Brookhaven, en Upton, Nueva York, EUA.Es autor de más de 70 artículos, posee 27 patentes yrecibió el Premio Distinguido de la SPWLA al LogroTécnico por sus significativas contribuciones en laadquisición de registros electromagnéticos. Posee unalicenciatura en física de la Universidad de Vanderbilt,en Nashville, Tennessee, EUA, y realizó estudios avan-zados sobre magnetismo a baja temperatura en laUniversidad de Georgia, en Athens, EUA.

Rabi Bastia es vicepresidente senior a cargo de lasoperaciones de exploración de Reliance IndustriesLimited, en Mumbai, India. Desempeñó un rol impor-tante en diversos descubrimientos significativos efec-tuados en la costa este de India, incluyendo el grandepósito de gas de la Cuenca Krishna-Godavari, enAndhra Pradesh, el depósito marino de gas deMahanadi, en Orissa, y el descubrimiento marino depetróleo de Cauvery. En el año 2007, como reconoci-miento a su contribución destacada en el campo de la ciencia y la ingeniería, el Gobierno de la India leentregó el Padma Shree, uno de los premios para civiles más importantes de la India. Rabi fue profesorvisitante en muchas universidades, es autor de más de50 publicaciones en revistas científicas, y escribió unlibro titulado Geologic Settings and PetroleumSystems of India’s East Coast Offshore Basins:Concepts & Applications. Posee un doctorado en geo-logía estructural del Instituto Indio de Tecnología(IIT), en Kharagpur, y una maestría en exploraciónpetrolera de la Universidad Noruega de Ciencia yTecnología en Trondheim.

Bill Black se desempeña como hidrogeólogo senior ygerente de mercadeo para el segmento de Monitoreodel Agua Subterránea de Múltiples Niveles, Servicios deAgua de Schlumberger (SWS), y reside en Vancouver,Columbia Británica, Canadá. Comenzó su carrera enWestbay Instruments Inc., una compañía privada adquirida por Schlumberger en el año 2000. Su interéstécnico reside en incrementar el conocimiento delcomportamiento del agua subterránea a través delmonitoreo detallado en sitio y a largo plazo. A lo largode toda su carrera de 30 años, reconoció el impacto quepueden producir en el agua subterránea los detallesgeológicos relativamente insignificantes, así como losefectos de los agujeros, los pozos y los instrumentos derecolección de datos. Bill obtuvo una licenciatura eningeniería geológica de la Universidad de la ColumbiaBritánica en Vancouver.

Eric Braccini se desempeña como geólogo de síntesisen el desarrollo del Campo Rosa para Total E&PAngola (TEPA), en Luanda, Angola. Trabaja en TEPAdesde hace cuatro años. Previamente, se desempeñóseis años como bioestratígrafo y cinco años como sedimentólogo en el Centro de Investigaciones de

Total, en Pau, Francia. Sus intereses técnicos actuales se centran en las turbiditas y los depósitos de marea. Eric obtuvo un doctorado de la UniversidadBordeaux 1, en Francia.

Jean-Baptiste Clavaud se desempeña como líder delEquipo de Productos de Interpretación de Evaluaciónde Formaciones de Chevron Energy TechnologyCompany en Houston. Después de obtener un docto-rado en geofísica del Institut de Physique du Globe de París, en el año 2001, se unió al grupo de petrofí-sica del Centro de Investigaciones Doll deSchlumberger en Ridgefield, Connecticut. Allí, desa-rrolló instalaciones de laboratorio para experimentospetrofísicos destinados a validar los conceptos de anisotropía de resistividad y estudiar la sustitución de los fluidos en los carbonatos. Jean-Baptiste trabajóademás con el equipo de la herramienta Rt Scanneren el Centro de Productos de Schlumberger en SugarLand, donde contribuyó al desarrollo del flujo de tra-bajo para la interpretación petrofísica de los datos Rt Scanner. Dejó Schlumberger en el año 2005 paraingresar en Chevron Earth Science R&D en Houston,donde su rol principal consiste en desarrollar flujos de trabajo para la interpretación petrofísica y dirigirel equipo de Productos de Interpretación deEvaluación de Formaciones.

Brian Coffin se desempeña como geólogo de plantasenior para HighMount Exploration & ProductionLLC, en Houston. Comenzó su carrera en 1982, enMapco Production Company, que fue comprada porConsolidated Natural Gas (CNG) en 1985. CNG sefusionó con Dominion E&P en el año 2000 y, en 2007,Dominion transfirió a HighMount E&P los activos desu Cuenca Black Warrior, en Alabama, y las propieda-des de Texas Oeste y Michigan. Sus más de 20 años de experiencia incluyen su trabajo en el ámbito de las arenas gasíferas compactas, en las MontañasRocallosas, actividades de exploración en el áreamarina de Texas, desarrollos continentales y terres-tres en Wilcox, y proyectos asociados con el gas delutitas y el metano en capas de carbón. Brian poseeuna maestría en geología de la Universidad BrighamYoung, en Provo, Utah, EUA.

Madhumita Das se desempeña como profesora degeología en la Universidad de Utkal, en Vani Vihar,Bhubaneswar, Orissa, India. Ingresó en Utkal en elaño 1980 como conferenciante y luego fue promovidaal cargo de profesora en el año 2003. Además, esCoordinadora de la Comisión de FinanciaciónUniversitaria del Programa Departamental de Soportea la Investigación. Su trabajo incluyó una asociacióncon varios estudios sobre la costa este de India, y hapresentado artículos en conferencias internacionales,en el Reino Unido, Japón, China, Portugal, Sri Lanka,Bangladesh y Noruega. Sus campos de investigacióncomprenden la geología económica, la geologíaambiental y la hidrogeología. Madhumita obtuvo una maestría y un doctorado en geología de laUniversidad de Utkal y fue becaria del ServicioAlemán de Intercambio Académico (DAAD) en laUniversidad de Heidelberg, en Alemania.

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Colaboradores

Mohammad Dashti trabaja como ingeniero de perfo-ración senior en Kuwait Oil Company, en Ahmadi,Kuwait. Comenzó su carrera como responsable delcontrol geológico y de perforación en Petro-Log, enLafayette, Luisiana, en el año 1995. Además trabajóen Dowell Schlumberger como ingeniero de campoen Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos. Antes deingresar en KOC, en 1998, trabajó en ParsonsEngineers, en Ahmadi, Kuwait. Mohammad obtuvouna licenciatura en ingeniería petrolera de laUniversidad del Sudoeste de Luisiana, en Lafayette.

Mohamed Dawoud es gerente del Departamento de Recursos Hídricos de la Agencia Ambiental–AbuDhabi, Emiratos Árabes Unidos. Además, realiza estudios en el Instituto de Investigación de AguaSubterránea del Centro Nacional de Investigación del Agua de Egipto. Desde 1991, ha llevado a caboactividades de investigación, enseñanza y consultoríaen Egipto, Arabia Saudita y los Emiratos ÁrabesUnidos. Sus actividades de investigación actualesincluyen el análisis de los asuntos relacionados con elsuministro y la demanda de agua; el desarrollo de unabase de datos de sistemas de información geográfica;el modelado numérico para el flujo y la administra-ción del agua subterránea; la administración del agua;y el rol que pueden desempeñar las mejoras introduci-das en la administración del agua para la reducciónde la pobreza, el mejoramiento de la calidad ambien-tal y el incremento de la seguridad de los alimentos.Mohamed posee una licenciatura (con mención hono-rífica) en ingeniería civil de la Universidad deMenoufia, en Shebeen El-Kom, Egipto; y una maestríay un doctorado de la Universidad de Ain Shams, en El Cairo, a través de un programa conjunto con laUniversidad Estatal de Colorado, en Fort Collins, EUA.

Wytze de Boer se desempeña como consultor geo-científico en Marathon Oil (UK) Ltd., en Aberdeen,desde 1997, cubriendo el Reino Unido y Noruega. Haestado estrechamente involucrado en el proyectoVolund, en Noruega, desde su puesta en marcha en el año 2001. Previamente, Wytze pasó 14 años comogeofísico para Unocal en los Países Bajos, EUA eIndonesia. Su interés principal es la integración de la geología y la geofísica en los proyectos de explora-ción y desarrollo, incluyendo la caracterización deyacimientos. Wytze posee una maestría en geologíaestructural y una maestría en geofísica, ambas de la Universidad de Utrecht, en los Países Bajos.

Ron Hayden es campeón de dominio para el seg-mento de Petrofísica de Schlumberger en la Costa del Golfo, América del Norte, que cubre el áreamarina del Golfo de México. Ingresó en SchlumbergerWireline en 1977 como ingeniero de campo en el este de Texas y ha ocupado diversas posiciones, incluyendo la de gerente del centro de computación,gerente de distrito, gerente de ventas, gerente decuentas y posiciones de mercadeo. Su trabajoreciente incluye el desarrollo de técnicas de interpre-tación para el servicio Rt Scanner. Actualmente, Rones responsable de la introducción y la aplicación de

la herramienta Rt Scanner en el Golfo de México. Ha estado involucrado en el desarrollo de técnicas de interpretación que utilizan esta nueva tecnología y ha efectuado numerosas presentaciones en diversosforos de la industria. Obtuvo una licenciatura enfísica de la Universidad Estatal de Sam Houston, en Huntsville, Texas.

Rolf Herrmann se desempeña como gerente técnicopara los Servicios de Agua de Schlumberger en AbuDhabi, Emiratos Árabes Unidos. Como hidrogeólogoprincipal, está involucrado en actividades de explora-ción del subsuelo y en la evaluación de acuíferos yyacimientos. Ha llevado a cabo numerosos proyectosrelacionados con la evaluación de sistemas hidrogeo-lógicos y el análisis de las condiciones dinámicas delos acuíferos de agua subterránea y los yacimientos.Además, provee conocimientos técnicos especializa-dos relacionados con el desarrollo de modelos conceptuales y simulaciones numéricas. Rolf sedesempeñó como gerente de proyecto para la explo-ración de estructuras de acuíferos carbonatados des-tinados al almacenamiento subterráneo de gas,incluyendo la planificación y el diseño, la supervisióny la evaluación de la información geológica de pozos yde la información sísmica 2D y 3D. Sus especialidadesincluyen la caracterización de acuíferos y yacimientos,la simulación dinámica y la evaluación de registrosgeofísicos, y todos los aspectos de los sistemas dealmacenamiento y recuperación en acuíferos (ASR).Posee una maestría en geología de la UniversidadEstatal de Nueva York, y una licenciatura en cienciasde la tierra de la Universidad de Würzburg enAlemania.

Andrew Hurst es profesor de geología y geologíapetrolera de la Universidad de Aberdeen en Escocia.Posee más de 12 años de experiencia en la industriainternacional de exploración y producción de petró-leo y gas, en Statoil y Unocal. Desde su ingreso en elsector académico, dictó cursos de grado y postgradode sedimentología y exploración y producción depetróleo y gas. Sus actividades de investigaciónactuales se centran en el descubrimiento y el desa-rrollo de yacimientos de aguas profundas, procesoscorticales someros, incluyendo los procesos de fluidi-zación e inyección de arena, métodos predictivos enciencias de la tierra y análisis no destructivo demedios porosos. Andrew obtuvo un doctorado en geo-logía de la Universidad de Reading en Inglaterra.

Mads Huuse se desempeña como conferenciantesenior de geofísica en la Escuela de Geociencias de la Universidad de Aberdeen. Desde el año 2000,supervisa y trabaja en proyectos de investigación deintrusiones de areniscas, incluyendo numerosos pro-yectos industriales conjuntos y proyectos de consulto-ría. Sus otros intereses, en términos de investigación,abarcan la representación de las cuencas sedimenta-rias mediante imágenes sísmicas, incluyendo la geofí-sica de yacimientos, los fenómenos de flujo de fluido,la geología glacial, los márgenes pasivos y los carbo-natos de agua fría. Su experiencia incluye cargos

postdoctorales en diversas universidades de Aarhus,Dinamarca; Aberdeen; y Cardiff, en Gales. Obtuvo un doctorado de la Universidad de Aarhus enDinamarca.

Theodore Klimentos se desempeña como asesor depetrofísica y campeón de domino del segmento dePetrofísica de Schlumberger. Con base en Mumbai,India, su trabajo lo ha llevado a Medio Oriente, ÁfricaMeridional e India. Es miembro de la SPWLA yactualmente se desempeña como Vicepresidente deEducación del Capítulo de la India. Posee publicacio-nes en una diversidad de revistas científicas y simpo-sios sobre varios temas, incluyendo petrofísica, geofísica, geomecánica, geología e ingeniería de yacimientos, y ha recibido premios internacionales ala excelencia profesional. Además de su experienciaindustrial, Theodore ha trabajado durante varios añoscomo académico e investigador. Posee un doctoradoen física de rocas de la Universidad de Reading, en Inglaterra.

Didier Largeau es gerente general del segmento deServicios de Agua de Schlumberger con base en Delft,Países Bajos. Está a cargo de la supervisión del desa-rrollo, la manufactura y las ventas de productos y esresponsable del desarrollo y el despliegue de los ser-vicios de monitoreo del agua a nivel mundial. Didieringresó en Schlumberger en 1986 como ingeniero deinvestigación en el Departamento de Física de Sensoresdel Centro de Investigaciones de Schlumberger enMontrouge, Francia. Al cabo de cinco años se incor-poró en un nuevo equipo de desarrollo en Oslo,Noruega, como gerente de la sección de tecnología,trabajando en sensores sísmicos para la tecnología Q*.Desde entonces ocupó posiciones directivas relacio-nadas con el desarrollo de productos asociados con lasísmica, la evaluación de formaciones, la terminacióny la producción de pozos, en Houston; Clamart,Francia; y Southampton, Inglaterra; respectivamente.Didier posee un doctorado en física de la Universidadde Limoges, en Francia.

Byung O. Lee se desempeña como consultor en ingeniería petrolera para Saudi Aramco, trabajandoen la aplicación tecnológica de técnicas de estimula-ción y modelado avanzado de operaciones de termina-ción de pozos. Antes de ingresar en Saudi Aramco enel año 2001, trabajó durante más de 20 años paraSchlumberger y SAIC, en Lejano Oriente, MedioOriente, Europa y EUA en diversas posiciones direc -tivas, de aplicaciones de tecnología y de mercadeo.Sus especialidades incluyen el análisis de presionestransitorias, la ingeniería de yacimientos, la tecnolo-gía de producción, los tratamientos de acidificación yfracturamiento, el control de la producción de arena,las operaciones de terminación, y el modelado numé-rico y analítico. Byung obtuvo una maestría en inge-niería petrolera de la Universidad de Texas en Austiny una licenciatura de la Universidad Nacional de Seúl en Corea.

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Rob Leveridge es campeón de productos para losServicios Nuclear, Rt Scanner y MR Scanner* en elCentro de Productos de Schlumberger en Sugar Land.Ingresó en Schlumberger en 1996, en Aberdeen,donde trabajó en áreas marinas como ingeniero decampo. Luego de ocupar diversas posiciones en todoel mundo, en el año 2006 fue transferido al Centro deProductos de Sugar Land, donde trabaja en el desarro-llo de herramientas nucleares, de inducción triaxial yde resonancia magnética nuclear. Rob obtuvo unalicenciatura en ingeniería del Instituto de Ciencia yTecnología de la Universidad de Manchester, enInglaterra.

Robert Maliva se desempeña como hidrogeólogosenior para Schlumberger Water Services USA, Inc.Con base en Fort Myers, Florida, EUA, trabaja en proyectos ASR y proyectos de campos de pozos de pro-ducción. Robert obtuvo un doctorado en geología sedi-mentaria y geoquímica de la Universidad de Harvard,en Cambridge, Massachusetts, EUA.

S. Andrew McIntosh es asesor senior de operacionescon GNL para BP Trinidad and Tobago desde el año2007. Posee 13 años de experiencia en el nivel ejecu-tivo superior, incluyendo su cargo de vicepresidentede servicios y operaciones técnicas en Atlantic LNG,en Trinidad. Además, trabajó 10 años como ingenieroprincipal en una operación de producción marina depetróleo y gas. Comenzó su carrera en Guyana BauxiteCompany Ltd., en América del Sur, en 1971, y ocupódiversas posiciones directivas superiores en compa-ñías con base en Trinidad y Tobago. Además, fue consultor en Lurgi Metallurgie GmbH, en Frankfurt,Alemania. Andrew posee una licenciatura (con men-ción honorífica) en ingeniería mecánica de LaUniversidad de las Indias Occidentales en St. Augustine,Trinidad, y un certificado en ingeniería petrolera delOil & Gas Consultants Institute.

Chanh Cao Minh es campeón de dominio para el segmento de Petrofísica de Schlumberger en ÁfricaOccidental y África Meridional. Antes de asumir esterol en el año 2004, fue gerente de la sección del servi-cio de Resonancia Magnética Combinable CMR*, delDepartamento de Resonancia Magnética Nuclear, en elCentro de Productos de Schlumberger en Sugar Land.Ingresó en Schlumberger en 1978 como ingeniero decampo, trabajando en Francia y Noruega. Ocupó diver-sos cargos directivos y de asesoramiento en Europa yel Sudeste de Asia, donde trabajó en modelado de yacimientos. Dirigió el Centro de Computación deSchlumberger en China (desde 1990 hasta 1991), yluego fue transferido al Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger como investigador científico. Se desempeñó como petrofísico en Al-Khobar, ArabiaSaudita, entre 1993 y 1997. Chanh posee una maestríaen ingeniería mecánica y eléctrica de la Universidadde Liège, en Bélgica.

Tom S. Nemec es vicepresidente de manejo de pro-yectos en Goodrich Petroleum Corporation, Houston,desde 2006. Antes de ingresar en Goodrich comogerente de proyectos senior en el año 2004, se desem-peñó como especialista en operaciones de terminaciónde pozos para la Unidad de Negocios Continentalespara ChevronTexaco. Desde 1980 hasta 2002, ocupódiversas posiciones en Texaco (Getty) y ChevronTexacorelacionadas con las operaciones de producción, per-foración y terminación de pozos para campos de todala porción este y sur de Texas, Luisiana, el Golfo deMéxico y las Montañas Rocallosas. Tom obtuvo unalicenciatura en ingeniería del gas natural de laUniversidad A&I de Texas (ahora conocida comoUniversidad A&M de Texas) en Kingsville.

Peter G. Noble se desempeña como ingeniero navalprincipal para ConocoPhillips en Houston. Ingresó enla compañía en el año 2001, y su enfoque es el desa-rrollo de proyectos en áreas de frontera, tales como el ártico y el área de aguas profundas. Durante sucarrera estuvo involucrado en el desarrollo de proyec-tos marinos innovadores en las industrias naviera ymarina. Antes de ingresar en ConocoPhillips, Peterfue vicepresidente de ingeniería del American Bureauof Shipping donde trabajó, entre otras cosas, en eltransporte marítimo de gas, con actividades de clasifi-cación y certificación relacionadas con instalacionesflotantes de producción de GNL, terminales marítimasde recepción de GNL, transportadores de gas naturalcomprimido CNG, y trabajos de extensión de la vidaútil de los metaneros existentes. Peter posee unalicenciatura en ingeniería naval de la Universidad de Glasgow, en Escocia.

Michael Oristaglio es asesor de tecnología del equipode Fusiones y Adquisiciones de Schlumberger. Trabajaen el Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger(SDR) en Cambridge, Massachusetts, y es responsablede la búsqueda de firmas que desarrollan tecnología defase temprana para la industria energética. Ingresó enSchlumberger en 1982 en el departamento deElectromecánica de SDR, y ha trabajado como cientí-fico y gerente en las áreas de exploración sísmica, desarrollo de software, componentes electromagnéti-cos y comunidades técnicas. Desde el año 2000 hasta elaño 2004, Michael trabajó en Witten Technologies, unacompañía pequeña de desarrollo de radares que pene-tran en el terreno para el mapeo de las redes subterrá-neas de servicios públicos. Obtuvo una licenciatura yuna maestría combinadas en geología y geofísica de laUniversidad de Yale, en New Haven, Connecticut, EUA;una maestría en geoquímica de la Universidad deOxford, en Inglaterra; y un doctorado en geofísica, también de Oxford.

Carl D. Ramlakhan es director del segmento de optimización de la producción para Atlantic LNGCompany of Trinidad and Tobago, donde tiene a sucargo la integración y coordinación de las disciplinastécnicas de confiabilidad, proceso e instalaciones

para brindar apoyo al equipo de producción de la ins-talación de GNL de Point Fortin, en Trinidad. Entresus objetivos se encuentran el logro de niveles ópti-mos de seguridad, integridad y utilización de plantas.Trabajó como ingeniero de proceso y luego fue promo-vido a gerente de planta; posición que desempeñódesde el año 2001 al 2006. Comenzó su carrera en1990 en Petrotrin, Petroleum Company of Trinidadand Tobago Ltd., en la Refinería de Point Fortin. Carlposee una maestría en ingeniería y manejo de la producción y una licenciatura en ingeniería químicade La Universidad de las Indias Occidentales, en St. Augustine, Trinidad.

Jim Rockwell es gerente del segmento de Tecnologíay Licencias de GNL para ConocoPhillips en Houston,donde tiene a su cargo la concesión de la licencia delproceso Optimized Cascade† de ConocoPhillips, eldesarrollo posterior de la tecnología y la colaboracióncon Bechtel Corporation. Desde su ingreso en Conocoen 1981, ha ocupado diversas posiciones de desarrollode negocios, operaciones, ingeniería, mercadeo, finan-zas y estrategias, dentro de las operaciones de gas yde procesamiento de gas. Además, dirigió las opera-ciones de las líneas de conducción de crudo y produc-tos refinados. Antes de asumir su posición actual,dirigió el negocio de conversión de gas a líquidos de ConocoPhillips. Jim obtuvo una licenciatura eningeniería civil de la Universidad Tecnológica deMichigan, en Houghton, EUA; y una maestría de laUniversidad de Michigan, en Ann Arbor. Además terminó el programa de negocios ejecutivos en laUniversidad de Columbia, en Nueva York.

Kamlesh Raj Saxena es gerente general y jefe funcional de la sección de Adquisición de Registros yPetrofísica de Reliance Industries Limited. Con baseen Mumbai, India, está a cargo de la planificación yejecución de la interpretación y las operaciones LWD,MWD y de adquisición de registros con herramientasoperadas con cable. Kamlesh ocupó posiciones técni-cas y directivas en Schlumberger en diversos países,incluyendo Asia, Europa y Medio Oriente, durante 18 años, antes de ingresar en Reliance en el año 2001. Posee una maestría en geología aplicada de la Universidad de Saugar, en Sagar, Madhya Pradesh, India.

Jitendra Sharma se desempeña como ingeniero deperforación del equipo de Perforación y Reparaciónde Pozos I de Kuwait Oil Company. Allí supervisa laplanificación y el monitoreo de las operaciones deperforación y reparación de pozos en el norte deKuwait. Posee 18 años de experiencia en diseño, pla-nificación y monitoreo de pozos petroleros marinos yterrestres. Jitendra trabajó previamente en BahrainPetroleum Company (BAPCO), en Awali, y en Oil andNatural Gas Corporation Ltd. (ONGC), en India. Poseeuna licenciatura en ingeniería mecánica del Colegiode Ingeniería MBM, dependiente de la Universidad deJodhpur, en Rajasthan, India.

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J. Ricardo Solares se desempeña como consultor ysupervisor de ingeniería petrolera de Saudi Aramco,en Udhailiyah, Arabia Saudita, y posee 24 años deexperiencia diversificada en la industria del petróleo.Desde su ingreso en la compañía en 1999, se ha invo-lucrado en una diversidad de proyectos técnicos yactividades de planificación, como parte de un pro-yecto grande de desarrollo de gas. Ricardo dirige unequipo responsable de la introducción e implementa-ción de nueva tecnología, la emisión de normas operativas, las actividades de estimulación y optimi-zación de la producción, y el diseño de las operacionesde terminación de pozos. A lo largo de toda sucarrera, ocupó posiciones relacionadas con ingenie-ría de yacimientos e ingeniería de producción enArco Oil and Gas, BP Exploration y Saudi Aramco,trabajando al mismo tiempo en diversos yacimientosimportantes de carbonatos y areniscas en MedioOriente, América del Norte y América del Sur. Susconocimientos técnicos especializados abarcan lostratamientos de fracturamiento hidráulico y estimu-lación de pozos, todos los aspectos de la optimizaciónde la producción, el diseño de las operaciones de ter-minación y levantamiento artificial, el análisis depresiones transitorias y rendimiento de pozos, y laevaluación económica. Ricardo posee una licencia-tura en ingeniería geológica y una maestría en ingenie-ría petrolera de La Universidad de Texas en Austin, yuna maestría en finanzas de la Universidad delPacífico de Alaska en Anchorage.

Jason Swaren es gerente regional del segmento detubería flexible de Schlumberger en América delNorte y reside en Houston. Comenzó su carrera enCanadian Occidental Petroleum Company en 1989,siendo estudiante de la Universidad de Calgary.Después de obtener una licenciatura en ingenieríamecánica en 1994, ingresó en Dowell Schlumbergercomo ingeniero de campo. Jason ha ocupado desdeentonces numerosas posiciones en Schlumberger enEUA, Canadá y Qatar. Antes de ocupar su posiciónactual, fue gerente de proyecto del segmento deServicios de Fracturamiento y Terminación en EtapasContact*, desde el año 2005 hasta el año 2008.

Loris Tealdi es el gerente de yacimientos de EniCongo, en Pointe Noire, posición que ocupa desde elaño 2006. Ingresó en Eni E&P en Milán, Italia, en elaño 2001 como ingeniero de yacimientos, trabajandoen diversos activos y proyectos. Desde el año 2003hasta el año 2006, trabajó para Agip KCO en La Haya,Países Bajos como ingeniero de yacimientos senior acargo de los pronósticos de producción y la planifica-ción del desarrollo del campo supergiganteKashagán, en Kazajstán. Es presidente de la Seccióndel Congo de la SPE 2008 y presidente de la JuntaInternacional de Jóvenes Profesionales de la SPE2008, y tiene a su cargo la coordinación de todas lasactividades para los miembros de la SPE menores de35 años, a nivel mundial. Loris obtuvo una maestríaen minería e ingeniería petrolera de la UniversidadPolitécnica de Turín, en Italia; una maestría en inge-niería petrolera del Imperial College de Londres; yuna maestría ejecutiva de la Universidad de Bolonia,en Italia.

Gerhard Templeton se desempeña como geólogo de petróleo senior para Maersk Oil North Sea UKLimited. Con base en Aberdeen, trabaja en el departamento de ingeniería petrolera en proyectosde evaluación de activos.

Anil Kumar Tyagi es jefe del Grupo de Petrofísica deReliance Industries Limited en Mumbai. A lo largo desus 26 años de experiencia de campo como petrofí-sico, adquirió conocimientos técnicos especializadosen evaluación de lutitas y arenas, análisis de capasdelgadas y evaluación de carbonatos. Efectuó carac-terizaciones de yacimientos en muchos campos y estárelacionado, desde hace mucho tiempo, con el moni-toreo de yacimientos y con pozos problemáticos.Trabajó para Oil and Natural Gas CorporationLimited (ONGC) durante 21 años y estuvo asociadocon muchos de los planes de desarrollo de campos dela ONGC. Es autor de más de 23 artículos publicadosen diversos foros internacionales y vicepresidente depublicaciones para el Capítulo de la India de laSPWLA. Anil posee una maestría del Instituto Indiode Tecnología en Roorkee, Uttarakhand, India.

Mario Vigorito se desempeña como conferenciantede geología y geología petrolera en la Universidad deAberdeen, posición que ocupa desde el año 2005. Susintereses en materia de investigación incluyen lasareniscas inyectadas y los plays carbonatados.Además, trabajó como topógrafo para el ServicioGeológico de Italia y como sedimentólogo consultorpara diversas compañías petroleras. Mario obtuvouna licenciatura y un doctorado en geología de laUniversità degli Studi di Napoli Federico II, en Italia.

Bob Will trabaja como ingeniero principal para elsegmento de Servicios de Agua de Schlumberger enSacramento, California, EUA. Bob ha ocupado diver-sas posiciones técnicas y directivas en América delSur, África, Lejano Oriente y Medio Oriente,Australia, Europa y EUA, en Western Geophysical yWesternGeco. Antes de ocupar su posición actual, sedesempeñó como ingeniero para el segmento deServicios de Datos y Consultoría. Bob obtuvo un doc-torado en ingeniería petrolera de la Universidad A&Mde Texas, en College Station.

Stephen Williams se desempeña como líder de disci-plina para el segmento de Operaciones Petrofísicasde StatoilHydro en Bergen, Noruega. Allí está a cargode dirigir a los petrofísicos en la planificación, ejecu-ción y seguimiento de las operaciones de adquisiciónde registros en pozos que posee la compañía en todoel mundo. Stephen ingresó en Norsk Hydro en 1998,como asesor de evaluación de formaciones. Antes deocupar dicha posición, trabajó 14 años enSchlumberger ocupando diversas posiciones relacio-nadas con operaciones, manejo técnico, entrena-miento y dirección en América del Norte y Américadel Sur, Europa, Escandinavia y Medio Oriente.Stephen obtuvo una licenciatura y una maestría enciencias naturales de la Universidad de Cambridge,en Inglaterra.

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

Próximamente en Oilfield Review

Levantamiento sísmico circular. Tradicionalmente,los datos sísmicos marinos son registrados por unaembarcación sísmica que navega a lo largo de una línea recta, sobre un determinado objetivo, y que luegoregresa para registrar otra línea paralela a la primera.Una nueva técnica registra los datos sísmicos en círculos continuos, formando una espiral. Esto da comoresultado datos de alta calidad, que contienen información de las reflexiones sobre todos los azimutscon un tiempo improductivo escaso o nulo. Esta técnicaes particularmente útil para representar con imágeneslas estructuras que subyacen a los medios altamenterefractivos, tales como las estructuras salinas. Este artículo describe las tecnologías que posibilitan laadquisición circular de datos y presenta algunos ejemplos de campo.

Prospección subsalina. Como la mayoría de losemprendimientos exploratorios, la historia de la prospección subsalina en la porción norte del Golfo de México se ha caracterizado por tener que superardificultades. Las estructuras presentes debajo de la saleran difíciles de detectar e igualmente difíciles de perfo-rar. A la vez que satisfacía estos desafíos, la industriaadquiría conocimientos acerca de la morfología y la tectónica salinas. Estos conceptos son analizados en unartículo que describe la evolución del play subsalino delGolfo de México. Un artículo independiente describe losavances acaecidos en la tecnología de perforación, queestán ayudando a los operadores a alcanzar sus áreasprospectivas localizadas por debajo de capas de sal de gran espesor.

Perforación a través de la sal. Para el año 2015, se prevé que los desarrollos de aguas profundas daráncuenta del 25% de la producción marina de petróleo de todo el mundo. Una gran parte de las reservas seencuentra entrampada debajo de formaciones salinasmacizas, cuyo espesor oscila entre algunos miles y 20,000 pies [hasta 6,100 m]. Este artículo describe cómo la industria ha aprendido a perforar a través de esos mantos salinos aparentemente impenetrables, desarrollando las formaciones de manera económica y eficiente.

Otoño de 2008 89

Podría ser utilizado como materialdidáctico pero es más adecuado comoreferencia para ingenieros geológicos o ingenieros geotécnicos en el ejerciciode su profesión.

Aparecen numerosas referencias al final de cada capítulo, pero casi lamitad de dichas referencias provienende diarios chinos.

Dimmick CW: Choice 45, Nº 7

(marzo de 2008): 1190.

En la superficie de las cosas:Imágenes de lo extraordinarioGeorge M. WhitesidesHarvard University Press97 Garden StreetCambridge, Massachusetts 02138 EUA2007. 160 páginas. $65.00 tapa dura;$24.95 edición económicaISBN 0-674-02688-8

Esta edición, para el 10° aniversario, es una colección de fotografías de unaamplia variedad de fenómenos que ocu-rren en la superficie, con descripcionesy explicaciones adjuntas. La fotógrafagalardonada Frankel, y su colaborador,George M. Whitesides, químico biológico de Harvard, escudriñan losmateriales más simples y más sofistica-dos y explican qué hace que tengan elaspecto con que aparecen.

Contenido:

• Los tamaños de las cosas

• La luz

• La forma

• El orden

• El cambio

• El desorden

• La ilusión

• Notas y lecturas

• Índice de entradas

NUEVAS PUBLICACIONES

Ingeniería geológica para las rocas subterráneasSuping Peng y Jincai ZhangSpringer Verlag175 Fifth AvenueNueva York, Nueva York 10010 EUA2007. 319 páginas. $139.00ISBN 3-54073-294-2

Este libro describe los principios, métodos, teorías y estudios de casos dela ingeniería geológica subterránea, yexplica los problemas que se presentanen la ingeniería de rocas subterráneas yla forma de estudiarlos y solucionarlos.Destaca los acoplamientos mecánicos ehidráulicos asociados con la ingenieríade rocas en relación con la estabilidaddel pozo, la explotación minera cerca de acuíferos y otras estructuras subte-rráneas en las que el influjo constituyeun problema.

Contenido:

• Propiedades y comportamientosmecánicos de las rocas

• Ambientes sedimentarios y estructuras geológicas

• Esfuerzo local y presión de poro

• Experimentos asociados con la resistencia de las rocas y criterios de fallas

• Masas de rocas sedimentarias y discontinuidades

• Poroelasticidad con doble porosidady su solución por elementos finitos

• Estabilidad del pozo

• Permeabilidad dependiente delesfuerzo

• Falla de estratos y explotaciónminera por debajo del agua superficial y subterránea

• Irrupción de agua y explotaciónminera por encima de acuíferos confinados

• Estabilidad de las excavaciones subterráneas

• Referencias, Índice

[los autores] se complementanentre sí e incrementan nuestro conocimiento de las superficies, sobre todo cuando revelan fenómenosque son clave para las ciencias de la información, biológicas y de materiales.

La calidad técnica de las imágeneses elevada. El texto constituyó undeleite, escrito en un estilo adorable y con excelentes símiles...

la ciencia es casi siempre precisa,aunque un defecto ocasional se desliza,por ejemplo, cuando el texto describelos “colores de la difracción” de unapelícula de petróleo... en lugar de referirse a los “colores de la interferencia.”

Estas leves advertencias no debendisuadir a los lectores de comprar estelibro adorable e interesante... o deobsequiarlo a los lectores no técnicos.

Stork DG: American Journal of Physics 76, Nº 6

(junio de 2008) 599

La administración del agua:Evitando la crisis en CaliforniaDorothy GreenUniversity of California Press2120 Berkeley WayBerkeley, California 94704 EUA2007. 336 páginas. $60.00ISBN 0-520-25327-2

Este libro describe la forma en que lazona de Los Ángeles administra su aprovisionamiento de agua y la calidadde su agua frente a un telón de fondo decrecimiento poblacional y reducción delaprovisionamiento tanto de agua subte-rránea como de agua importada.Utilizando la zona de Los Ángeles comomicrocosmos del estado en función delas cuestiones que enfrentan los funcio-narios electos, los responsables de laadministración de los recursos hídricosy el público en general, el autor explicalas lecciones aprendidas a partir deestos datos en todo el estado.

Contenido:

• El suministro de agua en la zona de Los Ángeles

• Administración del agua: ¿Quién está a cargo?

• Eficiencia en el uso del agua

• Calidad del agua potable

• Política estadual y la zona de Los Ángeles

• Referencias, Índice

La forma detallada en que Greenaborda los problemas asociados con elagua y sus soluciones por momentosresulta apabullante; sin embargo, esaminuciosidad ilustra con claridad todala gama de problemas existentes conrespecto al agua y sus soluciones...Recomendado.

Kroeger TJ: Choice 45, Nº 8 (abril de 2008): 1369.