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La revista de Baker Hughes 2010 | Volumen 1 | Número 1 Desde las profundidades Avanzados sistemas de electrobombas sumergibles facilitan producción en Perdido Realidad óptica Monitoreo de la deformación de filtros de arena en tiempo real Perforación bajo el Lago de Ginebra Equilibrio entre la exploración y el medio ambiente

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La revista de Baker Hughes

2010 | Volumen 1 | Número 1

Desde las profundidadesAvanzados sistemas de electrobombas sumergibles facilitan producción en Perdido

Realidad ópticaMonitoreo de la deformación de filtros de arena en tiempo real

Perforación bajo el Lago de GinebraEquilibrio entre la exploración y el medio ambiente

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(c) 2010 Baker Hughes Incorporated. Reservados todos los derechos de ley. 28313

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Baker Hughes ha implementado una cantidad de pasos estratégicos para transformar la empresa. En los últimos años hemos reorganizado la empresa para ser más receptivos a nuestros clientes y proporcionar la tecnología y servicios adecuados para atender sus necesidades. Hemos ampliado nuestra tecnología y los servicios que ofrecemos para brindar soluciones integrales. Además, mundialmente, invertimos en el campo de la tecnología y en nuevas instalaciones e infraestructura. Juntos, consideramos que esta estrategia nos permitirá atender a nuestros clientes a escala mundial y ayudarlos a participar en las oportunidades más importantes de la industria de los hidrocarburos, incluyéndose la explotación en aguas profundas y de gas no convencional y crudo pesado, así como el aumento de productividad de campos en declinación.

En 2009, Baker Hughes cambió fundamentalmente su estructura de operaciones y modelo de servicios para cumplir de mejor

Chad Deaton y el nuevo Baker Hughes

Chad deaton

La primera edición de Connexus, la nueva revista de Baker Hughes, me brinda la oportunidad de compartir con ustedes los últimos cambios que hemos realizado en Baker Hughes para mejorar nuestra capacidad de atención a nuestros clientes en todo el mundo.

manera con las expectativas de sus clientes. Durante más de 20 años, Baker Hughes operó con sus divisiones dedicadas a líneas de productos específicos. Esto permitió el desarrollo y aplicación de los mejores productos de su clase, pero no fue propicio para ofrecer soluciones más amplias. La nueva organización geográfica ha realineado nuestra red de servicios mundiales de manera tal que ahora una sola organización formada por geomercados que proporcionan una interfaz única con el cliente en el mercado local se encarga de la entrega de nuestros productos y servicios.

Esta edición de Connexus incluye una entrevista con Dato’ Wee Yiaw Hin, vicepresidente ejecutivo de exploración y producción de PETRONAS, empresa petrolera nacional de Malasia. Su opinión sobre la industria de los hidrocarburos y el papel de las compañías de servicios validan nuestro enfoque en el geomercado, lo cual aumenta nuestra capacidad para brindar soluciones personalizadas que cumplen con los requisitos locales y ubica a los gerentes de nivel superior más cerca de sus clientes, permitiéndonos tomar decisiones a “velocidad cliente”.

Durante los preparativos de la reorganización geográfica, Baker Hughes se empeñó por contratar localmente gran parte de su gerencia regional y cuenta con planes de formación para el desarrollo de aptitudes y experiencia necesarios para que los empleados asuman cargos de liderazgo en todos los niveles de la organización. Baker Hughes también financia becas para estudiantes talentosos interesados en hacer carrera en nuestra industria, tal como lo ejemplifica nuestro programa en Angola, que se destaca en esta publicación.

Hemos ampliado nuestra cartera tecnológica en dos frentes. Primero, Baker Hughes reconoce la necesidad de los clientes de comprender todos los pasos que se utilizan en el desarrollo de sus yacimientos de hidrocarburos. Mediante la adquisición de varias empresas de ingeniería y consultoría como Gaffney, Cline & Associates, GeoMechanics International, RDS y Epic Consulting, entre otras, Baker Hughes creó el Servicio de Desarrollo de Yacimientos. Tal como se expone en esta edición, hoy en día Baker Hughes cuenta con una gran capacidad para ayudar a sus clientes a evaluar y explotar el potencial de sus yacimientos.

Nuestra reciente adquisición de BJ Services incorpora los servicios de bombeo a presión, cementación y tubería

Director y Presidente Ejecutivo

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enrollada a la cartera de productos de Baker Hughes, optimizando nuestra capacidad de brindar soluciones integrales a nuestros clientes. Con el bombeo a presión prestamos un mejor servicio a nuestros clientes de los mercados no convencionales de gas en América del Norte y el resto del mundo. Además, la capacidad de estimulación y cementación marítimas de BJ Services incrementó considerablemente nuestra habilidad de ofrecer soluciones a operadores en aguas profundas.

Baker Hughes continúa ampliando y mejorando su cartera de productos con el desarrollo de nueva tecnología. Nuestro presupuesto anual total para los grupos tecnológicos dedicados a la investigación e ingeniería es de aproximadamente $500 millones de dólares. Esta revista presenta muchos ejemplos de los avances logrados como resultado de nuestros programas tecnológicos, incluso la singular tecnología de monitoreo con fibra óptica, una nueva broca híbrida, un sistema lógico de intervención y un innovador sistema de bombeo para aplicaciones submarinas. Este ejemplar también incluye el perfil de uno de los consejeros de Baker Hughes cuyas contribuciones a la innovación tecnológica le han conferido una reputación internacional.

Baker Hughes opera en más de 90 países. Dedicarse a los servicios de la industria petrolera requiere una amplia área de influencia. Baker Hughes se encuentra en medio de un programa de expansión de la infraestructura que incluye la sede principal en Dubai, más de 100 plantas de operación y el Centro de Desarrollo Tecnológico de Houston, así como también mejoras en otros de nuestros centros tecnológicos. El mapa en la página 46 muestra la magnitud de esta expansión global en apoyo de nuestros clientes.

Al analizar nuestra situación actual, me entusiasma nuestra organización con geomercados y el sólido compromiso de Baker Hughes a sus clientes. Estamos preparados para ofrecer un servicio completo prácticamente en cualquier parte del mundo con una cartera de productos mucho más amplia y una presencia internacional. Mirando hacia el futuro, considero que nuestros conocimientos sobre aplicaciones locales y nuestra vasta experiencia en yacimientos no solo ayudarán a nuestros clientes a optimizar la producción de sus yacimientos sino que también nos ofrecerá la oportunidad de desarrollar la próxima generación de tecnologías innovadoras.

De más está decir que nada de esto sería posible sin el constante respaldo de nuestros clientes. Le agradecemos que haya depositado su confianza en nuestra empresa.

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Hablando en el mismo idiomaExpertos y tecnología de Servicios de desarrollo de yacimientos ganan mercado e informan a clientes.

Concretándolo todoRendimiento estelar de brocas híbridas Kymera™ de Hughes Christensen en Oklahoma.

Realidad ópticaUn nuevo y poderoso sistema de fibra óptica para monitoreo, desarrollado por Shell International Exploration and Production y Baker Hughes controla la deformación de filtros de arena y detecta minúsculos cambios en elementos tubulares de fondo de pozo y entubado, en tiempo real.

Perspectivas de la industria Dato’ Wee Yiaw Hin, vicepresidente ejecutivo de exploración y producción de PETRONAS, expone sus opiniones sobre la industria de hidrocarburos, las perspectivas de crecimiento de exploración y producción en Malasia y la función de las empresas petroleras estatales en el mundo.

Perforación bajo el Lago de GinebraBaker Hughes presta servicios en un proyecto de exploración de alto perfil en Suiza, donde la máxima prioridad es el equilibrio entre la protección del medio ambiente y el descubrimiento de hidrocarburos.

Los rostros de la innovaciónConozca a David Curry, consejero tecnológico de Baker Hughes, conocido internacionalmente por sus trabajos de investigación en metalurgia física/mecánica de fractura y mecánica de perforación.

Ojos sabiosLa tecnología de intervención de pozos SMART™ para “ver” en el fondo de pozo ahorra millones en proyectos de cierre de pozos.

Equilibrio de flujoLa tecnología del EQUALIZER™ de Baker Hughes ayuda a optimizar la producción en un complejo yacimiento ruso al demorar la decantación de agua.

Contenido 2010 | Volumen 1 | Número 1

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es una publicación de marketing mundial de Baker Hughes. Dirigir toda la correspondencia sobre esta publicación a [email protected].

©2010 Baker Hughes. Reservados todos los derechos de ley. Prohibida la duplicación total o parcial del contenido de esta publicación sin la autorización previa por escrito de Baker Hughes.

www.bakerhughes.com

Imagen de la tapa Pulsos lumínicos de un haz de fibras ópticas Artículo en la pág. 20

Equipo de la redacciónKathy Shirley, directora de comunicaciones corporativasCherlynn “C.A.” Glover, redactora de publicacionesTae Kim, artista gráficoPam Boschee, escritoraErica Bundick, escritoraTraducción: Omni Intercommunications, Inc.

Impreso en papel reciclado

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Baker Hughes en su localidadDe 2007 a 2011, Baker Hughes invertirá más de $1.100 millones de dólares para construir y ampliar su infraestructura donde más lo necesitan los clientes: en su propia localidad.

Contención de residuosEco-Centre™, la nueva planta de manejo de residuos en Peterhead, Escocia, ofrece tratamiento de residuos de perforación y una solución de eliminación integral en un solo lugar.

Buenos vecinos Las becas de Baker Hughes permiten a los jóvenes de Angola concretar sueños inalcanzables: diplomas universitarios.

Última tecnologíaBaker Hughes desarrolla y presenta nuevas tecnologías para resolver los desafíos de sus clientes.

En retrospectivaPoco a poco, Howard Hughes Sr. erigió un imperio.

Incremento de producción en PerdidoA grandes profundidades y baja presión de yacimiento, los sistemas de electrobombas sumergibles Centrilift XP™ de Baker Hughes transportan petróleo hasta la superficie.

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Avance de la tecnología de producción en aguas profundasCuando Shell inició la planificación del desarrollo de Perdido en aguas profundas, las dificultades técnicas eran comparables a las del primer alunizaje. La industria petrolera posee vasta experiencia en perforación y producción en aguas profundas, al igual que la NASA tenía experiencia aeroespacial antes de 1969, pero las profundidades de 8.000 a 10.000 pies y la baja presión del yacimiento Perdido exigían un nuevo enfoque de desarrollo de campo en aguas profundas.

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Desde las profundidades

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Desde las profundidades

Las grandes profundidades y baja presión de yacimiento eran dificultades considerables para la terminación y producción. Los equipos de ingeniería debían enfrentar el tendido de varias líneas colectoras comunes submarinas y luego levantar el caudal 8.000 pies desde el lecho submarino hasta la planta de producción. Fue evidente desde el comienzo que la presión natural en la formación no era suficiente para transportar el caudal hasta la superficie y que iba a ser necesario utilizar medios artificiales de bombeo. El interrogante era qué tipo de extracción artificial se utilizaría.

La solución estaba en manos de Baker Hughes.

Dusty Gilyard, ingeniero de terminaciones de Shell, quien trabajó en Perdido desde el comienzo del proyecto, expresó que “para encontrar una solución de extracción artificial deseábamos una compañía con tecnología reconocida para nuestro proyecto en aguas profundas”. Shell evaluó varios tipos de extracción artificial, pero en definitiva se decidió por los sistemas de electrobombas sumergibles, que

tienen demostrados antecedentes de fiabilidad operativa.

Gilyard manifestó que “Shell consideró en definitiva dos compañías, una de ellas Baker Hughes, ya que debíamos ser cuidadosos en la elección debido a la tecnología involucrada en el proyecto”. Cuando llegó el momento fue Baker Hughes la elegida por sus antecedentes en innovación tecnológica. “Shell eligió Baker Hughes porque tenía la mejor tecnología y el mejor apoyo a nuevas tecnologías”.

En enero de 2006, Shell adjudicó a Baker Hughes los contratos de sistemas de incremento de producción en lecho marino para dos proyectos en aguas profundas: BC-10 en Brasil y Perdido en el Golfo de México. Perdido es el primer desarrollo petrolífero en el Golfo de México en usar electrobombas sumergibles para estaciones de bombeo en lecho submarino.

Sistemas de electro-bombas sumergibles de Baker HughesBaker Hughes recibió un contrato por el suministro de cinco sistemas de electrobombas

sumergibles Centrilift XP™, la ingeniería, la certificación y los servicios de prueba. La instalación de cada sistema abarca un separador de líquido/gas para elevar el rendimiento de las bombas. Las estaciones de bombeo vertical pueden manejar la producción de tres campos submarinos conectados a la planta centralizadora de Perdido.

Hay tres sistemas instalados y los dos últimos se instalarán para fin de año, según lo expresado por Jeff Knight de Baker Hughes, ingeniero de sistemas sumergibles en Shell.

Los sistemas de electrobombas sumergibles ofrecen varias ventajas sobre otros métodos de alternativa, incluyendo naves especiales temporales, sistemas redundantes y el uso de infraestructura existente para alojar las electrobombas sumergibles. Todas estas alternativas brindan soluciones económicas para elevar la producción en campos submarinos.

Las electrobombas sumergibles de 1600 HP se instalan en cinco cajones hidráulicos sumergidos de 350 pies, conectadas directamente a los tramos elevadores hasta la plataforma. Los cajones hidráulicos

Ryan Semple, gerente de pozos críticos de Baker Hughes

Dusty Gilyard, ingeniero senior de terminaciones de Shell

Jeff Knight, ingeniero de vigilancia de electro-bombas sumergibles asignado a la planta de Shell

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“Shell escogió a Baker Hughes porque contaba con la tecnología más avanzada y el mejor sistema de respaldo de nuevas tecnologías”. Dusty Gilyard Ingeniero senior de

terminaciones, Shell

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01> Perdido, Golfo de México, es la plataforma submarina de perforación y producción más profunda del mundo.

02> Distribución submarina bajo la plataforma de Perdido

03> Esquema del sistema de bombeo sumergible en una estación de bombeo vertical

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Cajón hidráulico

Cápsula de presión

Cubierta

Motor

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Gas

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sumergidos están bajo la planta centralizadora de producción. Cada cajón hidráulico sumergido está equipado con sistemas ciclónicos de separación de gas para separar el gas natural del fluido antes de que ingrese a las electrobombas sumergibles.

Según Knight, “sin un sistema de bombeo artificial, Shell no podría concretar el proyecto. La alta potencia de nuestros sistemas y su gran capacidad de bombeo son características fundamentales para las necesidades de este yacimiento”.

Cada sistema de bombeo tiene capacidad para transportar de 10.000 a 30.000 barriles por día. Para este proyecto, las bombas fueron fabricadas con una capacidad de unos 20.000 barriles por día. Según Ryan Semple, gerente de aplicaciones críticas de Baker Hughes, “si Shell tuviera en funcionamiento los cinco sistemas a capacidad nominal, podrían superar los 100.000 barriles por día de producción en plataforma”. Los sistemas de electrobombas sumergibles también controlan las presiones de las tuberías colectoras.

Gilyard manifestó que “en el caso de Perdido, con tuberías colectoras submarinas largas, gran profundidad y baja presión de yacimiento, el fluido no circularía naturalmente hacia la superficie. Por ello, debíamos encontrar algo que solucionara el bombeo y fuera sumamente fiable. Planeamos bombear 100.000 barriles por día; a menos que contemos con las cinco bombas funcionando a pleno, no lo lograremos. Necesitamos los cajones hidráulicos en el lecho submarino para que capten el caudal extraído y lo bombeen a la superficie”.

Superación de los límitesAntes de instalar las electrobombas sumergibles en Perdido era necesario adaptar los sistemas a los requisitos particulares de esta explotación submarina. Tanto Shell como Baker Hughes llevaron a cabo investigación y desarrollo para el diseño de los sistemas sumergibles para esta aplicación particular. Knight manifestó que “Baker Hughes tiene un programa activo de investigación y desarrollo para que sus sistemas sean adaptables a las cambiantes exigencias de sus clientes. Conocemos las duras condiciones en que las bombas sumergibles deben funcionar. Perdido es un sitio en el que imperan duras condiciones de servicio. Estamos dedicados a superar los límites en tecnología de electrobombas sumergibles

en términos de manejo de gas, producción de líquidos viscosos y alta demanda de potencia, condiciones que generalmente se encuentran en operaciones submarinas”.

Personal de Baker Hughes participó en el anteproyecto de este complejo emprendimiento. En el diseño del sistema de electrobombas sumergibles era necesario tener en cuenta todas las posibles situaciones en Perdido. Ingeniería de aplicaciones se concentró en alinear el diseño del sistema con las condiciones de servicio in situ. La tecnología se concibió en el contexto de condiciones variables de servicio, tales como presión y caudal, y también para varias composiciones de fluido ya que la producción de cada pozo se mezclaría en las electrobombas sumergibles. Shell no pudo definir una aplicación particular o específica que pudiera imperar constantemente en Perdido. Semple explicó que “fue necesario contemplar el proyecto para cada una de las situaciones posibles”.

En la fase de diseño, Baker Hughes y Shell propusieron más de 200 variables para manejar distintos modelos de servicio y determinar el mejor sistema para la aplicación. “Eran muchas las propuestas provenientes de ambos equipos de trabajo, pero al final del día todos convergíamos a un punto en común”.

Las especificaciones de ingeniería de Shell exigían pruebas de confirmación de los nuevos sistemas diseñados. Debido a las particulares exigencias de este proyecto, ambas compañías trabajaron juntas para definir las demandas que podían esperarse y la vida útil en servicio y antecedentes de los sistemas de electrobombas sumergibles. “Elaboramos un plan para la aprobación de diseños. Por ejemplo, si pensábamos utilizar un tipo de elastómero para una junta, establecíamos un plan de pruebas y hacíamos una prueba de descompresión rápida de gas con el material en nuestra planta de investigación y desarrollo para verificar que el equipo o componente cumpliera con las especificaciones de Shell”.

En lo concerniente a sistemas de bombeo, Gilyard afirma que fue necesario probar varios tipos de aplicación para cada posible situación de servicio. “El aspecto más importante era la funcionalidad del sistema de electrobombas sumergibles, ya que debía responder ante todo tipo de condiciones. El sistema de bombeo se puso en un sistema submarino separador y se probó con la supervisión de varias funciones y el control del nivel de carga. Consideramos combinaciones de varios valores de temperatura y de caudal. El sistema tenía que funcionar impecablemente desde el punto de vista mecánico y electrónico, pero sin interferir con otros instrumentos”.

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En el proceso de diseñar un sistema para Perdido se crearon ciertas mejoras para responder a las expectativas de vida útil en servicio del proyecto. Una de ellas fue el cambio de configuración de la sección de sellos para incluir el agregado de una cámara adicional. El diseño estándar del sello para equipos de este tamaño tiene dos cámaras, pero se agregó una tercera por seguridad. Se instalaron dos secciones de sellos en tándem y esto produjo un total de seis cámaras.

Otro desarrollo tecnológico para Perdido fue el cojinete axial del sello. “Al analizar la aplicación determinamos que en un par de condiciones de bombeo se superaba la capacidad máxima admisible del cojinete axial del sello. Por ello fue necesario crear un nuevo cojinete de mayor capacidad de carga, que también se sometió a pruebas completas de aprobación para servicios”.

Una de las principales dificultades del proyecto de Perdido era la adaptación a los cambios continuos de condiciones. Gilyard relató: “Comenzamos a diseñar el sistema de extracción artificial de Perdido en 2003. Se produjeron muchos cambios en las etapas iniciales del proyecto. Comenzamos con electrobombas sumergibles en los pozos y terminamos con ellas en cajones hidráulicos sumergidos. Estudiamos varios tipos de cajones hidráulicos sumergidos

y distintas alternativas de instalación y de sistemas de operación. La colaboración entre ambas compañías fue fundamental. Baker Hughes respondió a cada una de nuestras exigencias en este proyecto”.

Tecnología de instalación Baker Hughes creó equipos especiales de instalación para el proyecto de Shell, incluyendo nuevas herramientas de izamiento y movimiento vertical. Se diseñaron cestos, módulos de elevación y brazos para líneas de control. Semple explicó que “debido a la naturaleza compleja de montaje de estos equipos, era necesario contar con tecnología especial para manejar los servicios de campo”.

El grupo de Sistemas inteligentes de producción de Baker Hughes (IPS) diseñó nuevos equipos para este proyecto, incluyendo carreteles especiales para el manejo de los cables eléctricos blindados para los motores. Normalmente se suministran dos carreteles con un total de 8.500 pies de cable y se empalman durante la instalación. Shell exigió que el cable de las electrobombas sumergibles se suministrara en un solo tramo para evitar el cambio de carretel en la plataforma. Semple explicó que “el cable era muy pesado (aproximadamente unas 40.000 libras) y el carretel era prácticamente incontrolable. Con la ayuda del grupo de Sistemas inteligentes de producción, Baker Hughes creó una unidad

de carretel para servicio pesado que maneja el tendido del cable a medida que va entrando. También creamos bastidores de transporte para almacenar cable extra o un carretel vacío”.

También se crearon cajas especiales de taller. Las cajas de taller son centros de servicio en los que se guardan todas las herramientas necesarias para instalar y mantener los sistemas de electrobombas sumergibles. “Construimos dispositivos especiales de izamiento para los equipos pesados y también bancos de trabajo y estanterías especiales para estos equipos”.

Según Gilyard, Baker Hughes no fue elegida solamente por su tecnología sino también por su personal y la ubicación de sus plantas. “La compañía tiene directivos brillantes en el campo de electrobombas sumergibles. Baker Hughes tiene un sólido sistema de apoyo de ingeniería y una gran capacidad de fabricación. La planta de fabricación de Baker Hughes parecía ser superior a la de sus competidores en virtud de la aplicación de lo más avanzado en tecnología de fabricación. Sabíamos que esto produciría mejor calidad. Los procesos de fabricación parecían ser más avanzados que los de otras compañías, la igual que la tecnología y la calidad de fabricación”.

Shell vio con buenos ojos que los departamentos de fabricación e ingeniería de

Claremore, Oklahoma, se encontraban en la misma zona, ya que ello simplificaba la dinámica operativa del proyecto.

Gilyard también destacó la colaboración existente entre los distintos grupos de Baker Hughes. “Básicamente, Baker Hughes estaba en condiciones de ofrecer un paquete integral. Un factor favorable fue el hecho de contar con una persona en la compañía con quien comunicarnos durante todo el proyecto”.

Aporte continuo al proyectoBaker Hughes continúa aportando al éxito del proyecto de Perdido. Para fin de año, todos los sistemas de electrobombas sumergibles estarán instalados en las cinco estaciones submarinas de bombeo vertical. Baker Hughes continuará trabajando con Shell a largo plazo para asegurar el funcionamiento continuo de los sistemas de producción. A medida que la producción se incremente, las dos compañías continuarán buscando el máximo rendimiento de los sistemas para elevar al máximo la producción. Semple afirma que “este proyecto fue una experiencia muy importante para quienes participaron. La tecnología creada para Perdido y lo aprendido durante el trabajo en equipo ha ayudado a avanzar la tecnología y el conocimiento de desarrollo de campos submarinos de toda la industria”.

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Hablando en el mismo idiomaExpertos y tecnología de Servicios de desarrollo de yacimientos ganan mercado e informan a clientes

En las complejas áreas de prospección y campos en declinación, las compañías petroleras esperan que los proveedores de servicios tengan comprensión cabal de las dificultades y brinden soluciones, y no simplemente productos. Satisfacer esas expectativas exige integrar los conocimientos del yacimiento a la cultura de la compañía para poder hablar el mismo lenguaje del cliente.

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> Derek Mathieson, presidente de productos y tecnología de Baker Hughes

Las recientes decisiones de Baker Hughes de adquirir firmas consultoras de yacimientos de primer nivel, expandir la infraestructura global y reorganizarse en segmentos coherentes con la distribución geográfica de mercados, son parte de una evolución necesaria para estar con contacto con los clientes y coordinar la cartera tecnológica con las realidades del mercado. El conocimiento de yacimientos es fundamental en este proceso.

Derek Mathieson, Presidente de productos y tecnología de Baker Hughes comenta que “históricamente, la línea de productos de Baker Hughes ha brindado excelencia operativa en formación de pozos y sistemas de producción. Este modelo fue altamente eficaz, pero tenemos que reconocer que en la actualidad es necesario relacionar la línea de productos con la generación de soluciones integrales en los distintos segmentos del mercado, tales como hidrocarburos no convencionales, aguas profundas y recuperación asistida de

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SíSmico a Simulación

> Los equipos de RDS de Baker Hughes asisten a los clientes a entender y mejorar el rendimiento de yacimientos por medio de la integración de datos y la generación de modelos tridimensionales precisos de yacimiento. Estas imágenes muestran, de izquierda a derecha: Importación de perfiles sísmicos a un marco tridimensional; conversión de las superficies en un cubo tridimensional con datos adicionales de pozo para construir modelos geocelulares complejos; construcción de un modelo geológico dinámico y de distribución de arenas y lutita; traslado de los modelos dinámicos a un modelo de simulación que abarque también fluidos; análisis de los resultados en el marco de un software.

petróleo. Esta cartera integrada de productos junto con nuestros servicios de consultoría es la esencia de una compañía que interpreta integralmente los problemas de sus clientes y puede proponer la mejor solución”.

Inicialmente, Baker Hughes amplió sus recursos en el área de yacimientos al adquirir en 2008 la firma internacional Gaffney, Cline & Associates (GCA), y la firma de software de geomecánica y capacitación GeoMechanics International. En 2009, Baker Hughes continuó creciendo en este campo con la adquisición de las firmas consultoras de pozos y formaciones subsuperficiales Helix RDS y Epic Consulting.

Estas cuatro firmas consultoras constituyen el fundamento del segmento de Servicios de desarrollo de yacimientos de Baker Hughes (RDS). La convergencia de estas sólidas empresas en una sola consultoría de yacimientos de primer nivel coloca a Baker Hughes en una posición privilegiada

para ayudar a las empresas petroleras en todo el ciclo de explotación, desde las fases iniciales del desarrollo del proyecto hasta la recuperación asistida de petróleo.

John Harris, Presidente de RDS, concuerda con Mathieson en que la integración de consultoría de yacimientos a la cartera de servicios es fundamental para pasar de una oferta de productos individuales a la oferta de soluciones integrales. “El objetivo de nuestros clientes es elevar el rendimiento de sus activos. La solvencia de Baker Hughes en la caracterización y explotación de yacimientos les brinda los recursos y servicios que necesitan para alcanzar ese objetivo”.

La solidez de RDS se basa en su gente y tecnología. El personal especializado aplica una serie de tecnologías de modelación de yacimientos para ofrecer a los clientes estudios completos de desarrollo de campos. Esta tecnología de modelación de primer nivel abarca cada aspecto del desarrollo,

incluyendo entre otros la proyección en el tiempo de la geomecánica, conservación de pozos, identificación de fracturas y control de arena, entre otros. Estas tecnologías tienen el respaldo de técnicas y recursos de propiedad exclusiva para producir caracterizaciones geomecánicas tridimensionales de un campo, que abarcan datos como la resistencia de la formación, la estimación de la magnitud de la carga en estratos subsuperficiales y la distribución de propiedades físicas en el yacimiento y en los terrenos de recubrimiento. Estas tecnologías también permiten evaluar los cambios de las propiedades del yacimiento debido a las variaciones de presión (agotamiento o inyección).

RDS sumó recientemente un recurso más a su arsenal, que es el software de modelación de estratos subsuperficiales JewelSuite™. Integra los datos sísmicos, el modelo geológico, la simulación de circulación y el perfil geomecánico del campo en un solo diagrama de flujo. El software unifica la

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01> John Harris, presidente de Servicios de desarrollo de yacimientos de Baker Hughes.

02> Jim Curry, Marie Meyet y Julian Hornak con el grupo RDS de Baker Hughes analizan datos relacionados con la modelación de un yacimiento.

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modelación estática y dinámica mediante la interpretación simultánea del modelo geológico y los modelos de simulación. Esto facilita la evaluación de varias situaciones de manera rápida y precisa.

Estas tecnologías de apoyo son parte de una plataforma integrada que, combinada con un diagrama de flujo bien estructurado, permite responder rápidamente a las exigencias del cliente.

Lógicamente, la tecnología es sólo parte de la ecuación. Las relaciones con los clientes son el fundamento de la consultoría de yacimientos. Harris sostiene que son esas relaciones las que permiten a las compañías de servicio visualizar los problemas desde el punto de vista del cliente. “Debemos comprender la dinámica de sus actividades para ayudarlos a crecer como empresa. Esta es una industria muy dinámica, donde las compañías cargan con muchas responsabilidades. Baker Hughes tiene gente muy talentosa con experiencia mundial que, al unificar sus objetivos, generan soluciones beneficiosas para ambas partes. Hay varias maneras de aplicar la experiencia tecnológica de Baker Hughes para responder a nuestros clientes”.

Harris señala que Baker Hughes adquirió las compañías consultoras por su experiencia y por las sólidas relaciones con su clientela. El 95 por ciento del personal proviene de compañías operadoras, por ello comprenden esta perspectiva. “Nuestro objetivo es cambiar el modelo de Baker Hughes trabajando en un proyecto de perforación de 45 días a Baker Hughes participando como socio en un proyecto de campo durante 4 o 5 años. Eso lleva un alto grado de confiabilidad y conocimiento. La única manera de lograrlo es pensar como nuestros clientes, o sea, no siempre enfocar la venta de productos individuales sino concentrarnos en forjar una relación de por vida para beneficio de ambas partes. A ese punto nos llevará la tecnología apropiada, la gente indicada y el asesoramiento valioso”.

Según Harris, Baker Hughes puede trabajar con sus clientes de varias maneras: Como asesor de proyectos exclusivamente en el campo de yacimientos; como asesor de proyectos integrando productos y tecnología para producir la mejor solución; o como una relación permanente en todo el desarrollo de campos. El cliente aceptará esa relación según el grado de confiabilidad que sienta. Baker Hughes valora el tipo de relaciones a la que puede aportar consultoría imparcial.

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Asimismo, Baker Hughes está siempre dispuesto a aceptar más responsabilidades en un proyecto.

Según Mathieson, la consultoría de yacimientos confiere a Baker Hughes mayor capacidad de presentar soluciones completas y de colaboración para proyectos complejos integrados u operaciones integradas. Tradicionalmente, la compañía podía entregar un pozo según las especificaciones del cliente y administrar las relaciones con terceros. Con el agregado de la consultoría de yacimientos, Baker Hughes puede participar durante todo el ciclo de un proyecto.

Básicamente, Baker Hughes concentró sus recursos en proyectos integrados de perforación, pero la visión futura de este tipo de proyectos abarcará también servicios de optimización de producción en campos en declinación, que podrían o no incluir nuevos pozos. Estos proyectos exigen un profundo conocimiento acumulativo del yacimiento, en base a lo cual se decidirán los mejores productos y servicios a prestar para prolongar la vida útil del yacimiento, sea con líneas auxiliares de servicio, tubería enrollada, extracción artificial o tratamiento químico.

Para Harris, la función de RDS no es solamente la de interactuar con clientes sino también como catalizador de nuevos programas de investigación y desarrollo más eficaces. Como un equipo de avanzada que establece contacto con clientes al comienzo

de un proyecto de desarrollo u optimización de yacimientos, RDS comprende claramente las necesidades del cliente y puede aportar su opinión al ciclo de desarrollo de productos para asegurarnos de que un nuevo producto responda a las necesidades reales.

Mathieson está de acuerdo. La inclusión de desarrollo de yacimientos tiene influencia inmediata ya que congrega los grupos de tecnología de productos para concentrarse en soluciones específicas a cada segmento del mercado. La verdadera transformación se produce cuando el desarrollo de tecnología ocurre al mismo tiempo que adquirimos información sobre los desafíos críticos del cliente. “El grupo de RDS aportará un nuevo caudal de conocimiento para enfocar nuestros emprendimientos en responder a los problemas de hoy y anticiparlos en el futuro. Tenemos que diversificar nuestros recursos para no ser una compañía de geocientíficos o de diseñadores exclusivamente, sino una combinación cuyo total sea superior a la suma de las partes”.

RDS está ayudando a diversificar nuestra oferta. Este grupo está colaborando en la reestructuración de los programas de capacitación y desarrollo profesional de Baker Hughes. RDS tiene a su cargo crear cursos de capacitación para ayudar a los ingenieros de Baker Hughes a captar la influencia que ciertos recursos y servicios tienen en los yacimientos y qué lugar ocupan en todo el espectro de un proyecto. El personal ha recibido con agrado la

oportunidad de ampliar sus conocimientos. Harris señala que “desde que me incorporé a Baker Hughes noté que la gente tiene entusiasmo por ampliar su base de conocimiento para brindar soluciones a los clientes. Es un grupo muy motivado, en búsqueda de nuevos conocimientos y nuevas maneras de trabajar”.

La capacitación no es la única influencia que tendrá el sector de yacimientos de Baker Hughes. La expansión de nuestra cartera dará a los ingenieros y científicos de toda la compañía un camino más amplio para su desarrollo profesional. Con una cartera de servicios que abarca desde yacimientos y refinerías hasta análisis de mercado, Baker Hughes tiene la posibilidad de mover personal con potencial a diversas funciones para expandir el conocimiento especializado. Harris afirma que “un científico puede rotar del grupo de consultoría a un grupo de dirección de proyectos o a un grupo de desarrollo de productos. Es fantástico”.

Mathieson destaca que la integración de RDS a todos los aspectos de la compañía está cambiando el panorama para Baker Hughes. “Deseamos cambiar el tema a ‘¿cómo lo podemos ayudar a maximizar las reservas y potenciar la recuperación en el yacimiento?’”

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Kymera: Concretándolo todo

Tecnología optimiza rendimiento en formaciones de roca dura

Al recorrer las zonas centro sur y occidental de Oklahoma, es posible ver las planicies y las ondulantes colinas salpicadas de torres de perforación. La idílica campiña cubre formaciones rocosas implacables que yacen en las profundidades debajo de las torres. Las formaciones duras y abrasivas que constan de combinaciones de lutita, arena, granito de erosión, estratificaciones de arena, piedra caliza y anhidrita desafían la tecnología de perforación más avanzada de la industria. Sin embargo, la tecnología de broca híbrida Kymera™ de Hughes Christensen está cambiando esa situación, al ofrecer un óptimo rendimiento en esas formaciones heterogéneas.

Tecnología de broca híbrida especializadaLos primeros conceptos de las brocas híbridas datan de la década de 1930, pero el desarrollo de una herramienta de perforación viable sólo se hizo realidad con los recientes avances de la tecnología de cortadores de diamante policristalino compactado (PDC). Esta nueva generación de brocas híbridas se basa en diseños comprobados de brocas de PDC con cortadores de rodillo en la periferia de la broca.

La broca híbrida Kymera es capaz de perforar agresiva y eficientemente las formaciones de lutita y otras que presentan características plásticas o maleables problemáticas, de dos a cuatro veces más rápido que la broca de rodillos cónicos. Al aprovechar la potencia de la broca de PDC en formaciones blandas

y del rodillo cónico en formaciones duras, la broca Kymera emplea tecnología capaz de mantener una velocidad de penetración (ROP) general mucho mayor que la de una broca de rodillo cónico o de PDC por sí solas. Con la combinación sinergística del raspaje de diamante y el prensado de los rodillos cónicos, la broca puede sobrevivir incluso en conglomerados. Los cortadores de rodillo mejoran la dinámica de la broca reduciendo las oscilaciones torsionales, y los cortadores de diamante de raspaje producen un fondo de pozo sin asperezas, lo cual reduce el rebote de la broca. En comparación con las brocas de PDC convencionales, las oscilaciones torsionales son casi un 50 por ciento menos; los atascamientos y deslizamientos ocurren con revoluciones por minuto (RPM) más bajas; y la vibración por torsión se reduce con un RPM alto.

El sistema de perforación híbrido Kymera fue diseñado para las siguientes aplicaciones específicas: Aplicaciones tradicionales de rodillo cónico con limitación de ROP; broca de PDC de diámetro grande y broca de rodillo cónico con limitaciones de torque sobre la broca o de peso sobre la broca; formaciones altamente estratificadas en las que las grandes fluctuaciones de torque pueden causan fallas prematuras; y aplicaciones de perforación direccionales y/o de motor, en las que es más conveniente contar con una ROP más alta y velocidades optimizadas de consolidación y control de la superficie de la herramienta.

Kurtis Schmitz, ingeniero de aplicaciones de Baker Hughes con sede en Oklahoma City, comentó que la colaboración estrecha con dos clientes de Oklahoma, Devon Energy Corp. y Chesapeake Energy Corp., resultó

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{en el avance de la tecnología de Kymera y mejoró el rendimiento de perforación de ambas compañías en la zona occidental de Oklahoma y en el Condado Canadiense.

“Nuestra tecnología se creó específicamente para los intervalos difíciles que enfrentó Devon en los pozos profundos Woodford del Condado Canadiense y Chesapeake en las aplicaciones intermedias profundas de la zona occidental de Oklahoma”, comentó Schmitz. “Baker Hughes alineó sus equipos de cuentas integrados por ingeniería, marketing y operaciones con el equipo de perforación del cliente. Para iniciar el proceso, nuestro representante técnico se reúne con el cliente, el representante de marketing técnico llama a los superintendentes del cliente y nuestro gerente de cuentas se comunica con el ingeniero del cliente en la oficina. Luego, nuestro grupo de ingeniería toma en cuenta los comentarios de este grupo y coordina los recursos de desarrollo del producto para satisfacer las necesidades del cliente”.

La tecnología y las operaciones satisfacen las necesidades del clienteAl describir los desafíos de perforación en el Condado Canadiense, Mark Williamson, gerente de perforación de Devon, comentó: “Al perforar esos pozos horizontales de Woodford, encontramos varias formaciones problemáticas que nos crean enormes dificultades y consumen mucho tiempo de torre.

“Esos problemas se advirtieron inicialmente. El centro de la región de perforación es un área bastante implacable, que exige por lo general que cuatro brocas perforen un intervalo de 9.000 a 10.000 pies. Sin embargo, al comenzar a ampliar los límites del yacimiento, desde el centro hacia fuera, llevó el triple de brocas perforar el mismo

intervalo en dimensión. Por lo tanto, en vez de perforar sistemáticamente, la torre perfora en rachas de 200 pies. Se pasa la mayor parte del tiempo cambiando brocas, extrayéndolas y colocándolas en el pozo.

“La colaboración no es simplemente un par de personas trabajando juntas, también

abarca el laboratorio de mecanismos de perforación, nuestra gente en el campo, la comunicación de datos y la capacidad de Baker Hughes de analizar los datos”.

MarkWilliamson Gerente de perforación, Devon Energy

> Mark Williamson, Devon Energy

QuimeraSustantivo: Criatura mitológica cuyas distintas partes pertenecían a dos o más animales.

KymeraAdjetivo: Tecnología de perforación híbrida de Baker Hughes, que combina las avanzadas tecnologías de brocas de rodillos cónicos y de diamante policristalino compactado para atravesar formaciones difíciles de perforar en las que ningunas de las tecnologías convencionales de brocas tienen un rendimiento satisfactorio.

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“Tenemos un viejo dicho de que la torre de perforación es una fábrica de hacer orificios y si la cadena de tubos sólo sube y baja, entrando y saliendo del agujero, la fábrica está cerrada y no se está avanzando nada”.

Una característica singular de este campo es que, a diferencia de muchas áreas de EE.UU. en las que las formaciones se depositaron en forma relativamente uniforme en grandes áreas, Devon puede “perforar un pozo y mover la torre a una milla de distancia, y las condiciones en algunos intervalos serán totalmente distintas”, según Williamson.

Habiéndose enfrentado a estas rigurosas condiciones de perforación en 10 pozos y con el fin de reducir el tiempo improductivo, Devon se dio cuenta de que debía entender mejor la tecnología de brocas para mejorar su rendimiento de perforación en esta área. Alrededor de unos 18 meses atrás, Devon invitó a varios proveedores de brocas para que presentaran opciones y consejos. “Deseábamos ver qué podían ofrecer las compañías de brocas, cómo podíamos colaborar con ellas para rediseñar las brocas específicamente para nuestros yacimientos y para ayudarnos a perforar más rápidamente”, explicó Williamson.

“Baker Hughes puso manos a la obra inmediatamente y empezamos a rediseñar brocas para nuestras aplicaciones particulares. Otras compañías no estaban dispuestas a rediseñar brocas y sugerían que usáramos sus modelos estándar. De haber seguido ese camino, nunca hubiéramos visto mejoras”.

Kurtis, Troy Hinkle [representante técnico de ventas] y Jeff Due [gerente de ventas] escucharon atentamente nuestros problemas y nuestra estrategia para resolverlos. Dividimos los problemas en segmentos que fueran más fáciles de manejar y trabajamos en la curva y en

la parte lateral. Primero encaramos el rediseño de brocas para el tramo de pozo de 12-1/4 pulgadas porque era donde más posibilidades de éxito teníamos, y efectivamente lo logramos”.

Williamson obtiene datos de sistemas de monitoreo de torres en tiempo real, a intervalos de 10 segundos o en incrementos de medio pie a lo largo del tramo de perforación de la broca. “La colaboración no es simplemente un par de personas trabajando juntas, también abarca el laboratorio de mecanismos de perforación, nuestra gente en el campo, la comunicación de datos y la capacidad de Baker Hughes de analizar los datos”.

Analizando datos, consultando al equipo de perforación de Devon y examinando brocas desgastadas después de la perforación, Baker Hughes redujo el tiempo de diseño de cuatro a seis meses, a cuatro a seis semanas. Williamson señala que con un costo aproximado de $8 millones en terminación de pozos y ciclos de 45 a 50 días de perforación, la reducción del período de rediseño de brocas aumenta considerablemente la productividad de perforación.

Según Schmitz y Williamson, entre 2007 y 2010, el tiempo promedio de perforación se redujo un 20 por ciento y el consumo promedio de brocas bajó dos unidades. El pozo más profundo perforado por Devon ha sido de 14.700 pies de trayectoria vertical y el pozo más largo ha sido de 19.600 pies medidos verticalmente.

Solución para perforación vertical en OklahomaChesapeake Energy enfrentaba dificultades de perforación vertical en la zona occidental de Oklahoma, donde el costo por pozo terminado es de aproximadamente $18 millones. Las profundidades de perforación son generalmente de 16.500 a 17.000 pies, en un período que oscila entre 180 y

200 días de perforación. Chesapeake consultó a Baker Hughes para obtener una solución que reduzca considerablemente la cantidad de días.

Greg Bruton, ingeniero de perforación de Chesapeake, expresó que “la sección de la formación varía en espesor según el sector del campo. Históricamente, las brocas de PDC fueron superadas por la resistencia de la roca. Sea por el grado de abrasión o el contenido de carbonato, las brocas no dan resultados. No hemos tenido que recurrir a las brocas de alta dureza de rodillos cónicos de 12-1/4”, pero las condiciones superaban la capacidad de las brocas de PDC. Las brocas de PDC normalmente pueden perforar de 12.500 a 13.000 pies, pero es difícil llegar a sectores de entubado de 9-5/8” a unos 16.500 pies de profundidad. El sistema Kymera nos facilita la terminación de los últimos 3.500 a 4.000 pies en estos pozos, y también reemplaza a una broca impregnada a turbina en el tramo final de 1.500 pies con excelentes resultados”.

Schmitz expresa que la solución de Baker Hughes fue la fusión de la conversión de brocas de PDC y la tecnología de Kymera. Se estaba utilizando fundamentalmente tecnología tricónica, pero con la tecnología de PDC entonces existente no se lograba perforar. Con la llegada de la tecnología de corte con PDC Quantec Force™ de Baker Hughes, Chesapeake tuvo la oportunidad de dar un paso importante en los resultados de perforación y redujo la cantidad de brocas por pozo de 18 o 20 a cuatro.

La primera broca híbrida Kymera que Chesapeake utilizó en pozos de la zona occidental de Oklahoma elevaron la velocidad de penetración entre el 32 y el 118 por ciento en comparación con pozos de referencia. Aun así y al margen de los extraordinarios resultados, la broca perdió uno de sus rodillos cónicos soldados durante la pasada.

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Bruton relató: “Llevamos la broca directamente de la torre a la oficina. Todavía tenía lodo cuando la gente de Baker Hughes la trajo. Si bien la broca presentaba un desprendimiento de soldadura, se encontraba en excelente estado y en aptitud para continuar en uso varias pasadas más”.

La examinación reveló problemas de geometría y método de soldadura. Se corrigió el problema de geometría y se optimizó el método de soldadura para adoptar un proceso de soldadura solapada en varias etapas. Cada soldadura se somete a ensayo ultrasónico de control de calidad.

Bruton explicó que “el grupo de diseño manifestó simplemente: ‘Esto es lo que encontramos. Esto es lo que haremos para solucionarlo y estará listo en este plazo’“.

La tecnología de broca híbrida Kymera actualizada ha sido probada en el campo sin presentar fallas. Las soldaduras se analizaron con ultrasonido y no presentaron evidencia de agrietamiento. Según Schmitz, las mejoras tuvieron éxito y se están incorporando como características estándar en el sistema Kymera.

Bruton hace mención de incrementos de rendimiento de perforación tales como la duplicación de la velocidad de penetración (ROP) y de la distancia de pasada, que en algunos casos llegó a triplicarse. “La línea de productos Kymera tiene diversas variables que pueden modificarse para adaptarse a la mayoría de las situaciones, como por ejemplo rodillo cónico y PDC, características de los cortadores y diseño hidráulico”.

La cooperación entre Baker Hughes y Chesapeake es constante. Bruton manifestó

“Estos pozos llevan entre 170 y 180 días. Los cambios que hicimos en los últimos seis meses nos permitieron ganar de 40 a 50 días”.

Greg Bruton Ingeniero de perforación,

Chesapeake Energy

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y que “esta gente nos visita regularmente. Hablamos sobre las oportunidades de intervención y Baker Hughes encara directamente los problemas. Estos pozos llevan entre 170 y 180 días. Los cambios que hicimos en los últimos seis meses nos permitieron ganar de 40 a 50 días”.

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Realidad óptica Con tecnología de fibra óptica se monitorea la deformación de filtros de arena en tiempo real

Un nuevo y poderoso sistema de fibra óptica para monitoreo, desarrollado por Shell International Exploration and Production y Baker Hughes, controla la deformación de filtros de arena y detecta minúsculos cambios en elementos tubulares de fondo de pozo y entubado, en tiempo real.

Este sistema de supervisión de yacimiento, conocido como Real-Time Compaction Monitoring (RTCM™), se instala permanentemente en un pozo para obtener datos relacionados con la compactación y otros movimientos de suelo que influyen en la producción y los costos y, en el peor de los casos, pueden causar la pérdida de un pozo.

Realidad óptica

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01> Charles Giebner del grupo de sistemas ópticos de Baker Hughes de Blacksburg, Virginia, confecciona la preforma, que es la materia prima de la que se hacen hebras de fibra óptica.

02> La preforma se calienta hasta el punto de fusión para que el vidrio pueda trefilarse y formar las hebras de fibra. Las primeras gotas de vidrio que salen del horno son residuos en forma de lágrima.

FuncionamientoEl sistema RTCM monitorea la defor-mación de filtros de arena y la forma del entubado en tiempo real por medio de un cable de fibra óptica especial que contiene decenas de miles de sensores de tensión separados a 1 cm aproximadamente (reticulado Bragg), colocados helicoidalmente en un elemento tubular. Cada uno puede medir deformaciones submicrométricas (1x10-6 m).

Cada reticulado Bragg de fibra tiene una variación del índice de refracción del núcleo de la fibra óptica. Se comporta como un espejo que refleja ciertas longitudes de onda de luz según el período del reticulado y transmite todas las demás. Al aplicarse tensión a la fibra sensora, los reticulados individuales de

fibra se estiran o contraen y causan un desplazamiento de la longitud de onda de luz reflejada. Esto permite a los reticulados funcionar como sensores de tensión. Al poner una elevada cantidad de reticulados en una sola fibra óptica, el sistema RTCM obtiene mediciones altamente sensibles de tensión con gran resolución espacial.

En superficie hay un reflectómetro en dominio de frecuencia óptica (el sistema sensor SureView™ de Baker Hughes) que está conectado por cable a la fibra sensora y registra simultáneamente las tensiones medidas por cada sensor individual. Al tener una gran cantidad de sensores, el sistema RTCM genera un perfil de la distribución de tensiones y lo transforma directamente en una imagen tridimensional de alta resolución que

representa la deformación tubular en tiempo real.

Con estas mediciones de muy alta resolución se obtiene información sobre tensión axial, radio de curvatura de curvas y aplastamientos. Estas mediciones también permiten diferenciar el modo de deformación. Los modos principales de deformación son:

� Compresión axial � Curvatura � Ovalización � Esfuerzo de corte � Dilatación térmica

La herramienta también puede usarse con otras mediciones de fibra óptica de fondo de pozo.

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Estas mediciones en tiempo real dan tiempo para programar y ejecutar intervenciones correctivas tales como la corrección de los diferenciales de presión de producción o trabajos de soporte para evitar colapsos.

Tradicionalmente, los elementos de fibra óptica en un yacimiento se oscurecen por hidrogenación, que es un deterioro físico de las propiedades del vidrio. Los átomos libres de hidrógeno pueden adherirse al sílice del vidrio y formar hidroxilo siliconado, que es una sustancia química que bloquea el paso de luz a través del vidrio. Baker Hughes combate este problema con la fabricación de su propia fibra óptica resistente al hidrógeno. Baker Hughes es la única compañía de servicios que fabrica su propia fibra óptica, que actualmente, según Philippe Legrand, gerente de la línea de productos ópticos de Baker Hughes, se considera una de las mejores del mercado y la de mayor resistencia al oscurecimiento por hidrógeno.

Expansión de la tecnologíaEn 2005, Baker Hughes firmó un acuerdo de colaboración con Shell para desarrollar tecnología de fibra óptica para monitorear la deformación de elementos tubulares y entubados de pozos. En 2008, el sistema de sometió a ensayos y pruebas en las instalaciones de Shell en Pinedale, Wyoming.

Los ingenieros de control de arenas y pozos entubados del Centro de desarrollo tecnológico de Baker Hughes en Houston, y sus expertos en fibra óptica de Blacksburg, Virginia, luego expandieron la tecnología de monitoreo para incluir aplicaciones de control de arenas.

Estas aplicaciones necesitaban la creación de un sistema conector de fibra óptica

exclusivo, que fue patentado. Este conector establece la unión de hasta seis canales ópticos contenidos en cables separados de fibra óptica. Cada conductor de canal tiene el diámetro de un cabello humano y se encuentra en la profundidad del pozo.

Graeme Young, director de monitoreo de pozos de Baker Hughes, manifestó que “esta tecnología de conexión de conductores de fibra óptica es verdaderamente revolucionaria. Sin esto no sería posible utilizar sensores profundos en pozos de terminación”.

El sistema RTCM para control de arenas fue probado en la torre de pruebas experimentales de Baker Hughes cerca de Tulsa, Oklahoma, en el año 2009. Las pruebas de campo comenzaron a principios de 2010 en California y, según los resultados de estas pruebas, el producto podría estar listo para el lanzamiento comercial en 2011.

> Las mediciones del sistema RTCM abarcan 360º del filtro de arena. La ínfima separación de las miles de fibras reticuladas Bragg genera una resolución gráfica superior a la de sensores distribuidos de temperatura (DTS). En este ejemplo, la resolución del sistema RTCM es de 1 cm, o sea, 100 veces más detallada que la resolución de 1 metro de sensores distribuidos de temperatura.

“La tecnología del RTCM representa un avance importante en el monitoreo de pozos y el estudio de los efectos geomecánicos de producción. El rápido desarrollo de esta tecnología es demostración de las altas expectativas que la industria tiene en sus resultados”.

Vianney Koelman Gerente de tecnología de monitoreo de pozos

Shell International Exploration and Production

Perfil de resistencia del RTC12-D

Perfil de temperatura de sensores distribuidos (DTS)

Longitud axial (pies)

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01> El sistema RTCM para entubado espera ser instalado en un pozo de Bakersfield, California.

02> La tecnología clave del sistema RTCM es el conector de fibra óptica que ejecuta la unión de hasta seis canales ópticos con precisión, cada uno de los cuales tiene el espesor de un cabello humano.

03> Las mediciones de alta resolución en tiempo real dan suficiente tiempo para planificar y ejecutar intervenciones correctivas para prevenir el colapso de trabajos de terminación.

Vianney Koelman, gerente de tecnología de monitoreo interno de pozos de Shell International Exploration and Production comentó que “la tecnología del RTCM representa un avance importante en el monitoreo de pozos y el estudio de los efectos geomecánicos de producción. El rápido desarrollo de esta tecnología es demostración de las altas expectativas que la industria tiene en sus resultados”.

Capacidad futura Usos potenciales del revolucionario sistema de reticulado de fibra Bragg:

� Aguas profundas donde los problemas de compactación pueden causar tiempo improductivo

� Monitoreo de condiciones de la roca de cubierta en proyectos de captación y almacenamiento de carbono

� Proyectos de drenaje por gravedad asistido por vapor donde la terminación sufra los efectos del impacto del frente de vapor

Legrand explicó que “como la tecnología de reticulado Bragg responde tanto a los efectos térmicos como a la tensión mecánica, el sistema RTCM tiene el enorme potencial de producir imágenes tridimensionales de la circulación de fluidos en filtros de arena con una resolución que hasta hoy no se había podido lograr por otros medios. Esto ha quedado demostrado durante las pruebas en nuestra planta de Rankin en Houston. Estamos esperando ansiosos la ejecución de pruebas de campo que confirmen los resultados obtenidos en laboratorio”.

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PETRONAS, la empresa petrolera nacional de Malasia, es una compañía de petróleo y gas totalmente integrada que se considera entre las más grandes del mundo según Fortune Global 500®. Cuenta con operaciones en más de 30 países.

Entrevista de Dato’ Wee Yiaw Hin vicepresidente ejecutivo de exploración y producción

de PETRONAS

Perspectivas de la industria

PETRONAS, la empresa petrolera nacional de Malasia, es una compañía de petróleo y gas totalmente integrada que se considera entre las más grandes del mundo según Fortune Global 500®. Cuenta con operaciones en más de 30 países.

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Después de desempeñarse varios años como director gerente de Sarawak Shell Bhd/Sabah Shell Petroleum Co. Ltd., ¿cómo aprovechará su experiencia con una empresa petrolera internacional para elevar el nivel en PETRONAS?

Si se analiza el desempeño de PETRONAS, es como mirar una copa de agua que está probablemente más de la mitad llena porque PETRONAS ha actuado eficientemente. Se la considera entre las tres o cuatro empresas petroleras nacionales más exitosa. Volviendo a la analogía de la copa de agua, si bien nos hemos desempeñado bien, todavía queda un poco por llenar. Y espero que esa sea mi contribución: llenar lo que queda. ¿Cómo se logra?

Primero, es preciso tener bienes de calidad en la cartera de la empresa, tanto a nivel mundial como nacional. Contamos con una cartera mundial bastante importante, y debemos analizar en detalle todos esos proyectos y priorizarlos desde un punto de vista empresarial y comercial definido.

En segundo lugar, al expandirnos globalmente, debemos analizar también el plan nacional y determinar si podemos hacer más en las áreas poco profundas, áreas en declinación y en aguas profundas. ¿Podemos ser más enérgicos, es decir explorar y producir más y con mayor rapidez? Y en ese caso, ¿podemos ser también más rentables y sostenibles?

Para hacer todo eso, debemos conservar nuestra filosofía empresarial y cambiar la mentalidad a una velocidad más alta para orientarnos y actuar con miras comerciales y empresariales. Es preciso que en toda la compañía se exija una clara rendición de cuentas. Deseamos establecer estándares rigurosos y motivar a la gente a desempeñarse eficientemente, a superar expectativas y a crecer.

Yo tengo un modelo muy sencillo de tres pasos que he aplicado al dirigir empresas y que ha surtido buen efecto. El primer paso es conocer bien lo que se prometió y luego cumplirlo. El segundo paso es fijarse expectativas altas de uno mismo: preguntarse si uno puede hacer más. Mi deseo es que toda la organización adopte la cultura que ejemplifique: “Soy responsable. Debo desempeñarme con eficiencia. Puedo hacer más con nuestra empresa o bienes”. Luego, el último paso es el crecimiento. En este aspecto, deberíamos analizar las medidas estratégicas principales o los pasos para expandir nuestra cartera actual; por ejemplo, el ingreso a nuevos países, la adquisición o exploración de nuevas reservas, el desarrollo, la producción o los negocios.

En pocas palabras, deseo que toda la gente de la compañía se haga responsable de sus actos, sepa exactamente qué función cumple y qué se espera de ellos para desempeñarse con eficiencia y expandir el negocio.

La economía mundial ha sufrido una volatilidad sin precedentes en los últimos años. En su opinión, ¿cuáles son los desafíos más importantes que enfrenta la industria de los hidrocarburos para su futuro sostenible?

Los desafíos que afrontamos hoy en día son conocidos, pero la realidad es que nos toca encarar una multitud de asuntos a la vez: volatilidad de los precios del petróleo, el ritmo de recuperación de la economía mundial y su influencia en la demanda futura de energía, la sostenibilidad del precio de petróleo por barril, mayor demanda por menores impactos ambientales y mejor gestión de riesgo, y la función de la tecnología en recursos convencionales y no convencionales.

La industria debe responder tomando medidas para asegurarse de contar con la capacidad de responder a esos entornos complejos de la manera más eficiente y efectiva.

El año 2010 marcó un siglo de exploración y producción petrolera en Malasia. ¿Cuáles son las perspectivas para la futura exploración petrolera en Malasia?

Las perspectivas para la futura exploración petrolera en Malasia son buenas. No ha disminuido el elevado nivel de actividades de las PMU [unidades de administración petrolera] de PETRONAS Carigali y de los contratistas de servicios y empresas petroleras internacionales.

No obstante, debemos entender los factores demográficos de nuestros recursos y equiparar nuestras estrategias para maximizar las actividades de exploración, desarrollo y producción. Si bien existen todavía oportunidades de recursos materiales considerables y nuevas áreas de prospección, también hay áreas en considerable declinación.

En esas áreas en declinación, que son principalmente en aguas poco profundas, el enfoque es aumentar la recuperación en última instancia mediante estudios de campo completos e integrales, administración adecuada del reservorio y programas enérgicos de recuperación mejorada de petróleo y recuperación asistida de petróleo. Al mismo tiempo, estamos analizando activamente modelos nuevos e innovadores, como por ejemplo contratos de participación en la producción, para desarrollar enérgicamente algunos de los descubrimientos ya efectuados en esas áreas. Esperamos que esas iniciativas incluyan áreas especializadas, de alto movimiento y menor costo incluso aquella ya conocidas.

En cuanto a la exploración, estamos pasando a la exploración nacional más agresiva de todas las áreas de recursos a corto plazo en los próximos dos a tres años: concretar prospecciones de exploración cerca de campos en aguas poco profundas y áreas en declinación; prospecciones identificadas de

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exploración en áreas sustanciales y nuevas, como en aguas profundas; y exploración de nuevas áreas de prospección como aquellas más profundas y de alta presión, alta temperatura y de basamento.

Asimismo, estamos eliminando el riesgo de bloques y cuencas nuevos o menos evaluados para identificar áreas de prospección para la perforación exploratoria a mediano plazo después de concretar el programa enérgico a dos o tres años.

Estoy en busca de compañías de servicios petroleros que puedan alinearse con nosotros y nuestros objetivos, y que sean capaces de desempeñar una función con PETRONAS y PETRONAS Carigali en nuestras aspiraciones por maximizar el valor de nuestros recursos para la nación.

En la última década, se ha ampliado drásticamente la función de la empresa petrolera nacional en la industria petrolera mundial. ¿Cuál es su visión para el futuro respecto de la función de PETRONAS?

Con la meta de maximizar el valor de los recursos en el país, debemos ser claros sobre lo que tenemos y lo que deseamos.

Luego debemos preguntarnos cómo hacerlo. ¿Cómo concretamos nuestro objetivo de adquirir más reservas en menos tiempo?

En primera instancia, tenemos a nuestro operador PETRONAS Carigali. Debemos

conocer nuestra propia capacidad, en qué áreas debemos desarrollarla por cuenta propia o en conjunción con otras empresas petroleras y contratistas de servicios y, por último, en qué aspectos las compañías petroleras pueden añadir más valor si emprenden la exploración y el desarrollo de nuestros recursos.

Examinemos esta analogía: Supongamos que soy propietario de terrenos. Construyo mis propias casas. Invito a la gente a construir casas en mis terrenos. Con el tiempo, se forma un poblado. De manera similar, si PETRONAS trata de hacer algo por cuenta propia, es posible que no logre fundar el mejor poblado.

Debemos analizar quiénes son las mejores partes dispuestas a compartir los riesgos y las recompensas de colaborar con nosotros y ayudarnos a alcanzar nuestro objetivo de explorar, desarrollar y producir nuestros recursos eficazmente y contribuir valor a la nación.

En su opinión, ¿cómo hace PETRONAS para fomentar el talento local y establecer el nivel según estándares de calidad internacionales?

PETRONAS ha sido líder en Malasia en el establecimiento de estándares internacionales de la industria y con 8.000 empleados, nos hemos convertido en un factor catalítico entre otras empresas para crear y fomentar el talento local, tanto dentro de PETRONAS como fuera de ésta.

Hace unos años, establecimos una iniciativa llamada “Programa de desarrollo acelerado

de capacidad” para acelerar el desarrollo de profesionales jóvenes. Como parte de nuestros convenios con todos los operadores de los contratos de participación en la producción, exigimos un plan de contratación de profesionales locales. Tiene sentido que el personal local sea el encargado de dirigir las operaciones comerciales del lugar donde opera la compañía. Es más efectivo en función de costos y apoya la cultura local.

En los últimos 20 a 25 años, Malasia ha recorrido un largo camino. Por ejemplo, en ese entonces, la mayoría del trabajo de fabricación se hacía en Corea y otros lugares. Hoy en día, ni se pensaría en recurrir a otros países para fabricar una estructura. Malasia es un centro de aguas profundas de clase mundial, y emprendemos proyectos en todo el mundo.

Se conoce en general a Malasia como un destino favorable de contratación para las empresas petroleras, lo cual es testimonio de que el talento local ha alcanzado estándares internacionales.

PETRONAS amplió sus operaciones a más de 30 países y se considera un socio estratégico en el desarrollo de hidrocarburos en estas naciones. Por favor explique la filosofía de PETRONAS como socio estratégico de crecimiento.

Nuestra agenda global se basa en una filosofía impulsada por los negocios. Cada vez que ingresamos en un nuevo país, lo hacemos porque presenta la oportunidad de un negocio fidedigno con retorno de nuestra inversión. Sin embargo, sólo lo haremos

Dato’ Wee Yiaw Hin se incorporó a PETRONAS el 1 de mayo de 2010 como vicepresidente ejecutivo de exploración y producción, tras haberse desempeñado como vicepresidente de Talisman Malaysia. De 1988 a 2009, ocupó cargos gerenciales en Shell, supervisando carteras clave en Sarawak Shell y Shell South Africa.

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cuando lo consideremos conveniente porque tenemos relaciones en las que confiar o porque sabemos que podemos contribuir al desarrollo de la industria petrolera en ese país.

No es cuestión de ir simplemente donde deseamos ir. Vamos a países en los que hay una oportunidad comercial concreta para nosotros y para el país que desea la industria petrolera, y que considera a PETRONAS como una compañía que puede ayudar a desarrollar los recursos para beneficio mutuo de todos.

Por ejemplo, en Sudán, reconocimos que podíamos colaborar con la autoridad patrocinante, así como con la empresa petrolera estatal, para desarrollar los recursos y la industria petrolera para beneficio mutuo. PETRONAS colaboró también con el gobierno para implementar varias iniciativas de desarrollo de capacidad de la autoridad petrolera patrocinante y empresa estatal, así como para la comunidad en general.

¿Cuál es su opinión de la relación entre operadores y compañías de servicio? ¿Cómo puede consolidarse esa relación?

Considero que puede consolidarse entendiendo nuestras capacidades y necesidades y alineándolas con aquellas de las compañías petroleras y empresas de servicios. Con esa ventaja, podemos aprovechar mutuamente nuestras capacidades a nivel más mundial.

Un ejemplo es la relación entre PETRONAS y Shell, en la cual he participado. No es una relación de operador y compañía de servicio, pero se aplican normas similares. Ambas

compañías han colaborado durante décadas en el área de exploración y producción, y forjamos una relación de trabajo dinámica creando acuerdos innovadores como el proyecto de recolección de gas BARDEGG [Plan de recolección de gas de Baram Delta], en el que la evolución del modelo empresarial se adapta al entorno cambiante y eso satisface las exigencias comerciales mutuas. Intercambiamos funciones en el contrato de participación en la producción de la Operación de Baram Delta, en el que PETRONAS Carigali se convirtió en el operador y Shell en el socio, a fin de respaldar a PETRONAS Carigali en su gestión de consolidar su capacidad de operador.

En cuanto a las relaciones con las compañías de servicios, varios de ellos están construyendo centros de operaciones locales para apoyar mejor nuestras operaciones y a la región, destinando personal en los sitios adecuados para alinearse con PETRONAS.

Inmensos recursos de energía no explotados yacen en el Cinturón de fuego del Pacífico que presenta actividad geotérmica. ¿Cómo explora PETRONAS el potencial de los recursos energéticos alternativos como la energía geotérmica?

PETRONAS seguirá analizando los recursos de energía renovable o alternativa, en combinación con los combustibles fósiles, desde un ángulo estratégico o comercial porque es lo que la gente espera. Hemos identificado dos áreas de energía alternativa (solar y biomasa), y se están

realizando gestiones para determinar y consolidar nuestra posición para avanzar en esta área. Sin embargo, debe ser claro el fundamento estratégico y comercial de todo emprendimiento de energía alternativa antes de canalizar importantes inversiones. En la actualidad, la energía geotérmica no está en nuestros planes, pero seguimos estudiando la agenda de energía renovable en función de los factores estratégicos y comerciales.

Baker Hughes ha pasado de ser una empresa de línea de productos a una organización de geomercados creada para alinearse mejor con los clientes. ¿De qué forma esa realineación ha afectado la relación comercial con PETRONAS?

PETRONAS considera que ese cambio es positivo. Baker Hughes es una empresa internacional, pero realiza operaciones a nivel local, sea en Asia, Medio Oriente o cualquier otra parte del mundo.

Considero que las funciones globales y locales están impulsadas por la actividad comercial. Ambas partes (local y global) son importantes, pero en una compañía internacional, las partes locales nunca ven muchas de las actividades internas, lo cual da lugar a confusión.

Global es la organización y local es la faz con la que debe verse y con la que debe actuar el ejecutivo. Creo que esa fue su intención con la reorganización y ha sido de utilidad.

Dato’ Wee tiene un título en ingeniería civil de primera clase y con honores de la Universidad de Gales, y una maestría en ciencias de Imperial College London, una institución académica de renombre mundial en ciencias, tecnología y medicina.

Dato’ Wee es socio (“fellow”) del Instituto de Ingenieros de Malasia; socio del Consejo de Ingenieros de Malasia; socio graduado de la Institución de Ingenieros Civiles del Reino Unido; y director de la Sociedad de Ingenieros Petroleros de la región Norte de Asia-Pacífico.

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LAGO DE GINEBRAPERFORACIÓN PROFUNDASIN INMUTAR EL MEDIO AMBIENTE

Desde Zermatt hasta Zurich, los majestuosos picos alpinos de Suiza, los capiteles de catedrales, los quesos, chocolates y edelweiss han atraído y cautivado al mundo entero.

Con cuatro idiomas nacionales, este pintoresco país europeo que linda con Francia al oeste, con Alemania al norte, con Austria y Liechtenstein al este y con Italia al sur, lo tiene todo. Bueno, casi todo.

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Suiza no tiene reservas conocidas de petróleo ni de gas. Depende enteramente de las importaciones de hidrocarburos. Sin embargo, hay una compañía que espera cambiar esa situación. Con el gas natural a un precio de $6,50/MMbtu y problemas de seguridad de los futuros suministros de hidrocarburos, la compañía suiza de exploración Petrosvibri comenzó un proyecto nacional de perforación exploratoria en 2009. Philippe Petitpierre, vicepresidente de Petrosvibri, explicó que “Suiza importa todos los hidrocarburos que consume, lo cual representa dos tercios del consumo total de energía del país. El descubrimiento de hidrocarburos es de importancia estratégica para Suiza”. (El resto del consumo de energía de Suiza proviene de energía hidráulica, nuclear y ciertas fuentes de recursos renovables.)

Algunas prospecciones sísmicas indicaron la posibilidad de presencia de hidrocarburos en las estructuras subsuperficiales de Chablais, que se encuentran parcialmente bajo el Lago de Ginebra, el depósito natural de agua dulce más grande de Europa occidental. Petrosvibri eligió a Baker Hughes como contratista para la prestación de servicios en este proyecto de exploración de alto perfil en el Cantón de Vaud y en Les Grangettes, una reserva natural de aves migratorias y hábitat de aves zancudas y acuáticas de importancia internacional.

Petitpierre manifestó que “como empresa privada, Petrosvibri no tiene una sólida presencia en la industria de perforaciones. Por ello, debe respaldarse en la excelencia profesional de compañías especializadas. Baker Hughes ofreció un paquete de servicios con varias líneas de productos y apoyo técnico de alto valor para el proyecto, que representaba importantes ventajas tanto técnicas como económicas”.

Baker Hughes está prestando servicios de perforación direccional, brocas, captación de datos, fluidos de perforación y extracción de muestras.

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Protección del medio ambienteAndreas Macek, gerente de operaciones del pozo Noville-1 y asesor de la compañía suiza GeoWell expresó que “la elección del lugar de perforación implicó un equilibrio entre temas ecológicos y la proximidad a la culminación estructural, que esta situada entre Saint-Gingolph y Vevey.

Como la perforación en el Lago de Ginebra está prohibida por motivos técnicos y ecológicos, la torre de perforación tuvo que colocarse cerca de la costa. Los aspectos positivos de la ubicación del sitio de perforación son la larga distancia a centros densamente poblados y la proximidad a la infraestructura existente de gasoductos”.

“La protección de Les Grangettes, uno de los parques más protegidos de Europa, contra el ruido, la potencial contaminación de pantanos y el desecho de los residuos de perforación eran las principales preocupaciones de la población, el gobierno y la compañía operadora”, manifestó Mario Aufiero, vicepresidente de Europa Continental de Baker Hughes. “Los delicados aspectos ecológicos de este proyecto de perforación netamente exploratorio nos hace sentir entusiasmados por participar en él”.

Según Trey Clark, Director de apoyo técnico de Baker Hughes Europa Continental, la máxima prioridad de Petrosvibri al planear el proyecto del pozo Noville-1 en la costa del Lago de Ginebra era la protección ecológica. “Para reducir al mínimo el riesgo, era fundamental que Petrosvibri encontrara una compañía experimentada de servicios, que pudiera ser solvente en una amplia gama de aplicaciones petroleras. Baker Hughes de Alemania e Italia, que apoyan el proyecto Noville-1, contaban con certificación ISO 9001/14001 en sistemas integrados de calidad y protección del medio ambiente desde 2006”.

Nicola Ruzzi, especialista de HSE de Baker Hughes Europa Continental,

destacó que “además de los requisitos de capacitación sobre salud, seguridad y medio ambiente para todos los empleados de Baker Hughes, el personal de Italia se capacitó también en el control y los riesgos de emisiones atmosféricas, manejo de residuos y reducción de ruido ambiental”.

Además de la capacitación continua sobre el medio ambiente y el proyecto en particular, los ingenieros de campo de Baker Hughes recibieron capacitación especial sobre la interpretación y el uso de hojas de datos de seguridad de materiales (MSDS). Roberto Sestilli, gerente de HSE de Baker Hughes Europa Continental comentó que “las MSDS contienen información específica sobre un producto o un compuesto químico del producto, cómo almacenarlo, transportarlo y desecharlo, además de los datos de ecotoxicidad y biodegradación”.

Manejo de desechosSe dio particular importancia al almacenamiento y transporte de productos químicos y materiales radioactivos. Antes de ser enviado al sitio de perforación desde la planta de Baker Hughes en Pescara, Italia, el laboratorio de fluidos fue equipado con una unidad especial para almacenamiento de productos químicos de laboratorio y recursos para contener derrames. Los pro-ductos químicos almacenados fuera de la unidad (para la mezcla de lodo) estaban en un lugar separado del resto para evitar el riesgo de contaminación medioambiental.

Otro tema importante fue la seguridad de transporte y utilización de materiales radioactivos, que son necesarios para identificar ciertas características de yaci-mientos. Fabio Guerra y Andries Beugeling, especialistas en productos peligrosos de Europa Continental, colaboraron estrecha-mente con Petrosvibri y las autoridades locales para asegurarse de que los materiales radioactivos cumplieran con las exigencias de las reglamenta - ciones locales.

A fin de reducir al mínimo los residuos líquidos y sólidos, y mejorar la reutilización de fluidos in situ, Baker Hughes aplicó un proceso de floculación en serie. Esta tecnología, basada en la dosificación automática de floculantes y centrífugas de alta velocidad y bajo volumen, facilita la extracción de sólidos del lodo en uso.

Ruzzi explicó que “después de pasar por los separadores de lutita, parte del lodo emergente del pozo pasa por la unidad floculante y por la centrífuga para separar los sólidos. Esto facilita y acelera la separación de sólidos del circuito de lodo. La parte líquida se recircula en el circuito activo de lodo. Con esto hemos logrado reducir la necesidad de dilución en agua y la formación de grandes volúmenes de lodo. El resultado final es la reducción de la cantidad de líquidos y sólidos que deben ser desechados”.

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Petrosvibri podrá saber pronto si hay cantidades económicamente explotables de gas bajo el Lago de Ginebra. Según ciertas estimaciones, si encuentran gas explotable, podría satisfacer el consumo de gas natural de Suiza durante 20 años. Petitpierre explicó que si no encontraran gas natural, existe la posibilidad de encontrar recursos geotérmicos o profundas capas acuíferas porosas para almacenamiento de gas que representaría un éxito parcial.

Clark comentó que “Suiza probablemente no sea el próximo boom petrolero. El mercado aquí podría encontrarse en segmentos no tradicionales tales como almacenamiento subterráneo de gas, energía geotérmica, gas de lutita o captación de carbono, pero cada uno de estos proyectos es de vital impor-tancia para nuestros clientes. Encarando proyectos multidisciplinariamente tal como lo hicimos en Noville-1, Baker Hughes puede brindar tecnología y servicios aplicados específicamente al mercado europeo”.

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01> Cezary Smol (izquierda), ingeniero de perforación direccional, y Torben Liedke, ingeniero de campo de MWD, en la torre Noville-1 en la costa del Lago de Ginebra en Suiza.

02> Karl Gollob (izquierda), supervisor de operaciones de Petrosvibri, conversa con Torben Liedke de Baker Hughes.

03> Sandra Ludwig (de rojo), geóloga de PetroServices GmbH, y Karl Gollob de Petrosvibri (a la derecha), conversan con personal de Baker Hughes asignado al proyecto.

04> Smol y Liedke bajan de la torre Noville-1.

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Lo s rostros de la

InnovaCIÓn

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Quienes dedican su vida a la investigación tienen un gran respeto por el tiempo.

David Curry es uno de ellos. No tiene inclinación hacia la vida febril. Se toma su tiempo para prepararse en las mañanas. Aprecia enormemente las raras veces que puede estar con sus cuatro hijos al mismo tiempo. Se imagina el momento en que pueda estar cómodamente instalado en el sur de Francia escribiendo apaciblemente un libro de texto, disfrutando de una siesta y, según la hora del día, de una cerveza o una copa de vino.

El ritmo mesurado de Curry es el resultado de sus raíces. Se crió en Princes Risborough, un pequeño pueblo a 40 millas al noroeste de Londres, que ya estaba bien establecido cuando se compiló el Libro del Juicio Final de Guillermo el Conquistador en 1086. Para sus estudios universitarios escogió Cambridge, a menos de dos horas de distancia pero un mundo de diferencia de Princes Risborough.

“Comencé la universidad deseando convertirme en un físico teórico y descubrí muy pronto que no tenía la inteligencia para ello”, comentó Curry. “Física era una asignatura que había disfrutado y que me resultaba fácil en la escuela secundaria. Cambridge tenía buena reputación, y creo que todavía la tiene, en el campo de física teórica. Creo que no me había dado cuenta de cuánta matemática implica esa carrera y realmente no soy matemático, por cierto no al nivel exigido necesario para ser físico”.

Aunque su nombre no se vincule a aquellos que racionalizan, explican y predicen los fenómenos físicos, Curry cursó una licenciatura en ciencias naturales y un doctorado en mecánica de fractura, goza del reconocimiento internacional por sus

investigaciones en mecánica de perforación y en metalurgia física y mecánica de fracturas.

Hoy en día, Curry es un consejero tecnológico de Baker Hughes, cargo que comparte sólo con otras dos personas de la compañía: Hartley Downs y Dan Georgi. En carácter de consejeros tecnológicos, ellos son “los rostros visibles de la tecnología de Baker Hughes” e, internamente, promueven la excelencia técnica y proporcionan normas y asesoramiento estratégicos a los grupos dedicados a la tecnología. Son símbolos de excelencia en el profesionalismo tecnológico dentro de Baker Hughes, ya que se han dedicado siempre a intercambiar conocimientos en toda la organización.

Cuando Curry se incorporó a Servicios de ingeniería OASIS™ de Baker Hughes en 1996, recurrió a más de una década de experiencia en investigación de mecánica de perforación para solidificar la infraestructura técnica de este nuevo servicio.

Tras graduarse de Cambridge, Curry fue contratado por Central Electricity Research Laboratories en Leatherhead, Inglaterra, para conducir investigaciones sobre la integridad estructural de las plantas generadoras de energía nuclear. Cuando se enteró de que Schlumberger estaba por inaugurar un laboratorio de investigación en Cambridge y la compañía estaba buscando alguien con antecedentes en mecánica de fractura para perforación, abandonó su puesto seguro como investigador en la industria de energía nuclear nacionalizada y se incorporó en 1983 a lo que él llama “el mundo laboralmente transitorio de la industria petrolera”.

Curry pasó seis años con Schlumberger antes de dirigir el establecimiento del Centro Internacional de Tecnología de Perforación y Fondo de Pozo en Aberdeen, Escocia. De ahí, emigró a los EE.UU. donde se desempeñó como gerente de perforación del laboratorio de perforación y terminaciones

Consejero tecnológico de Baker Hughes

david Curry

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TerraTek en Salt Lake City, Utah, antes de regresar al Reino Unido en 1996 para iniciar su carrera con Baker Hughes.

Durante ocho años, Curry dirigió el grupo de apoyo técnico de Servicios de ingeniería OASIS, un servicio comercial ofrecido por Baker Hughes para mejorar el rendimiento de perforación mediante un análisis minucioso de las condiciones completas de perforación: Identificación y diagnóstico de problemas potenciales y determinación de las medidas correctivas apropiadas, tales como selección de equipos, planificación de procesos y métodos apropiados de operación. “Y, quizás sea lo más importante, cerrar el ciclo: después de perforar el pozo, proceder a analizar lo que sucedió para identificar las lecciones aprendidas y trasladarlas a la planificación del próximo pozo”, explicó Curry.

Su experiencia con el servicio OASIS lo trajo nuevamente a EE.UU. en 2004 como director

de investigaciones de Hughes Christensen, una línea de productos de Baker Hughes. Más tarde actuó como asesor técnico jerárquico antes de ser nombrado Consejero Tecnológico de Baker Hughes en 2008.

Este experto de evaluación de propiedades de rocas y de rendimiento de perforación es uno de los investigadores más respetados de la compañía.

“David ejemplifica el cargo del consejero tecnológico”, comentó Dan Scott, amigo de muchos años, colega y ex competidor, quien ocupa el cargo de jefe de investigación de materiales duros de Baker Hughes. “Es un talentoso profesional, mentor, profesor, líder y experto: una persona multidimensional y multidisciplinaria que sólo se encuentran una vez cada diez años”.

Curry es coautor del manual de perforación con diferencial negativo de presión Underbalanced

Drilling Manual y de más de 40 publicaciones técnicas. Su nombre también figura en cinco patentes estadounidenses; se desempeña como “fellow” del Instituto de Ingenieros Mecánicos; es socio profesional del Instituto de Materiales, Minerales y Minas; y sería una injusticia decir que es tan sólo un “socio” de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE).

Curry dedica gran parte de su tiempo a la SPE. Por ejemplo, dedicó un fin de semana a la calificación de unos 100 resúmenes teóricos presentados en la Conferencia de perforación y terminaciones en aguas profundas, llevada a cabo en Galveston, Texas.

Curry ocupó cargos en numerosos comités y fue director ejecutivo de la publicación sobre perforación y terminaciones de la SPE (SPE Drilling and Completions Journal). En 2007, se lo nombró miembro honorario de “Colegas destacados” de la SPE, un grupo elite de miembros del comité de revisión editorial,

> Curry y Oreo, el perro pastor de la familia

Uno de los Socios Distinguidos más recientes de SPE

Se honró a David Curry como Socio Distinguido de la SPE 2010 durante la Conferencia y Exposición Técnica Anual de la Sociedad de Ingenieros Petroleros en Florencia, Italia, en septiembre.

Establecido en 1983, el Premio al Socio Distinguido de la SPE honra a socios que han adquirido distinción merecedora de atención especial. Este premio se limita al 1 por ciento de los socios y reconoce a aquellos que han adquirido renombre en la industria petrolera o en la comunidad académica y/o que han efectuado contribuciones inusualmente considerables a la SPE.

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quienes han analizado más de 100 documentos técnicos.

Entre sus funciones actuales en la SPE, ocupa la de miembro del comité de desarrollo de obras, el comité asesor en perforación y terminaciones y el comité organizador del Foro europeo - Fábrica de Construcción Automatizada de Pozos. Además es presidente de la sección técnica de investigación y desarrollo, e integrante ex oficio del comité de investigación y desarrollo.

Cuando le preguntan por qué es tan activo en la SPE, admite con calma: “Muchas de las cosas que hacemos en realidad son entretenidas, y la Sociedad misma cumple una valiosa función en el desarrollo de recursos que son útiles para la sociedad. “Sin embargo, creo que la verdadera respuesta es que todavía no he aprendido a decir ‘no’”, dice bromeando.

Además de todas sus responsabilidades y compromisos, Curry se hace el tiempo de asesorar y orientar a los profesionales que recién se inician en esta carrera.

Admite que puede hablar por propia experiencia. “Les digo que estén preparados para aceptar lo que no saben y se propongan aprenderlo. Habrá gente que los ayude. Encontrarán muchos colegas de cabello blanco que estarán dispuestos a guiarlos en la dirección acertada. Escúchelos. Disfruten la instrucción.

Una carrera es un compromiso de por vida al aprendizaje, a incrementar el conocimiento y a mejorar la manera en que lo usamos. Entiendan que puede ser gratificante desarrollar algo que perdure, brindar soluciones, por así decirlo, que ayuden a nuestros clientes y, en última instancia, a Baker Hughes o la industria. Hay un alto grado de satisfacción en ello”.

El entusiasmo más reciente de Curry es “estimular la creación de un único modelo subsuperficial para Baker Hughes que podamos usar para todo lo que hacemos por nuestros clientes, sea en el campo o en los pozos”,

explicó. “A principios de año, congregamos alrededor de 40 personas de distintos sectores de Baker Hughes para analizar lo que estamos haciendo, cómo usamos los modelos subsuperficiales, cómo los creamos y cómo avanzamos para trabajar a partir de un solo modelo compartido.

Este es un ejemplo en el que el trabajo conjunto puede determinar en qué áreas necesitamos soluciones técnicas que puedan extenderse al resto de la empresa, y luego concretarlas”.

Curry espera participar activamente en esta gestión, pero lo hará desde el Reino Unido, adonde él y su esposa Jane han regresado para estar cerca de sus hijos Katie, Edward, Charles y Rachel.

A fines de septiembre - entre la Conferencia y Exposición Técnica Anual de la SPE, la Conferencia en Perforación y Terminaciones en Aguas Profundas y la Fábrica de Construcción Automatizada de Pozos - Curry se tomará vacaciones bien merecidas para viajar a Cambridge a un encuentro de ex alumnos universitarios, donde recordarán tiempos pasados.

“Una carrera es un compromiso de por vida al aprendizaje, a incrementar el conocimiento y a mejorar la manera

en que lo usamos”.

Siendo un estudiante en Cambridge, David Curry participó en “University Challenge”, un show televisivo de preguntas y respuestas basado en la serie “GE College Bowl” de EE.UU. en el que se enfrentaban equipos universitarios. El equipo de Curry, que ganó la serie en 1973, fue invitado a participar en una competencia para celebrar el 40º aniversario conducida por los organizadores del show en 2002. En esta foto del año 1973 se ve a Curry, con barba, y sus compañeros de Cambridge, junto con Bamber Gascoigne (a la derecha), el presentador original de “University Challenge” cuyos modismos y frases acuñados durante el programa se hicieron muy famosos.

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Usar conjeturas

para tratar de recuperar

un equipo de

500 libras en

un pozo de

30.000 pies

con desviaciones

y curvas es como tratar de

hacer cirugía con guantes

de boxeo. La única manera

de saber con certeza si se

ha recuperado el equipo

es ver directamente en

la superficie lo que

se ha pescado.

‘Visualizar’ el fondo de pozo con

Tecnología

smaRTLos pozos son cada vez más profundos, sinuosos y difíciles, por lo que es cada vez más importante saber lo que está ocurriendo en el fondo, ya que las operaciones de recuperación improductivas desperdician tiempo y dinero. Los instrumentos tradicionales de superficie generalmente generan lecturas imprecisas de las fuerzas aplicadas en las herramientas en el fondo del pozo.

Garry Garfield, gerente de intervención de pozos de Baker Hughes en Noruega afirma que “uno de los aspectos más frustrantes y costosos de la intervención de pozos es cuando no se hace ningún avance y las herramientas vuelven a la superficie sin señales de haber realizado su trabajo. Es igualmente frustrante cuando una herramienta desgastada más allá de su vida útil sigue siendo usada en fondo de pozo simplemente por la interpretación de las lecturas de instrumentos tradicionales de superficie”.

Sobre la base de tecnología existenteEn 2006, las líneas de productos de perforación, evaluación de formaciones e intervención de pozos

de Baker Hughes se propusieron resolver estos problemas y crearon el módulo Sentio™, un equipo de adquisición de datos en fondo de pozo con tecnología de optimización de perforación.

Los servicios de intervención SMART™ poseen un sensor corto del tipo utilizado para mediciones durante la perforación, que se incorpora al equipo de fondo de pozo que se está utilizando. Los sensores del módulo Sentio toman mediciones de parámetros fundamentales tales como peso sobre la herramienta, torque, RPM, momentos de torsión, vibraciones y presiones diferenciales. Estas mediciones brindan un panorama más claro de las condiciones presentes en las herramientas y equipos de fondo de pozo. La información es transmitida a la superficie con telemetría de pulsos y analizada prácticamente en tiempo real. Este sistema facilita la toma fundamentada de decisiones a fin de aplicar medidas inmediatas que optimicen el trabajo en fondo de pozo y reduzcan el tiempo improductivo y los riesgos.

Esa misma información puede transmitirse en tiempo real a un centro de operaciones para ser interpretada por un equipo de especialistas.

Respuesta a las necesidades de un clienteEn el sector noruego del Mar del Norte, donde muchos de los campos

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petroleros han alcanzado el fin de su ciclo de explotación económicamente viable y están en espera de ser cerrados, Baker Hughes vio la oportunidad de aplicar los servicios de intervención SMART.

Una compañía del Mar del Norte solicitó al grupo de intervención de pozos de Baker Hughes Noruega una solución económica para el cierre de varios campos. Uno de estos proyectos era en ocho pozos de inyección de agua que se habían hecho entre 1990 y 1991. En 2008, el cerramiento de dos pozos llevó un promedio de 65 días. La compañía operadora enfrentaba un alto presupuesto para el cierre de los otros seis pozos.

Garfield recuerda que el personal de operaciones les dijo que necesitaban hacer una sola pasada de apertura de 50 metros de largo. (Para el cierre de pozos, las autoridades noruegas exigen la extracción de 50 metros de entubamiento para dejar expuesta la formación y hacer una obturación de cemento). La apertura de este

tramo en una sola pasada de herramienta reduciría considerablemente el tiempo de trabajo. Esto es fundamental en una zona del Mar del Norte con muchas plataformas autoelevadizas. “Sabíamos que iba a ser difícil, ya que en el pasado nos llevaba normalmente varias pasadas para abrir el entubado en una sección de 50 metros. El desgaste de las herramientas es inevitable.”

Afortunadamente, el grupo de investigación y desarrollo de Houston había finalizado los ensayos iniciales de laboratorio del prototipo de una herramienta de corte y estaba lista para las pruebas de campo.

El grupo de intervención de pozos de Noruega presentó la nueva herramienta de corte como la posible solución para el corte de 50 metros en una sola pasada. También se sugirió la integración del módulo Sentio a la herramienta de fondo de pozo para evaluar el rendimiento de los nuevos cortadores en la prueba inicial de campo.

¿Los resultados? En la primera pasada con el sistema de intervención SMART, Baker Hughes abrió el tramo de 50 metros y la compañía operadora ahorró cuatro días de trabajo de torre.

“La parte más importante de esta tecnología y el motivo por el cual es un gran avance en la intervención de pozos es que produce en tiempo real datos de las condiciones operativas en el fondo del pozo. Históricamente teníamos que esperar la extracción de las herramientas para interpretar los resultados. Al contar con información en tiempo real, podemos hacer cambios operativos sin tener que salir del pozo”, expresaba Vaughn Griffin, director de productos convencionales de recuperación de Baker Hughes.

“En este caso hemos usado cortadores de nueva tecnología y duplicamos e incluso triplicamos la longitud cortada con cada juego de cortadores. Con el sistema Sentio de adquisición de datos en tiempo real

> Los datos obtenidos con los servicios de intervención SMART™ pueden analizarse en tiempo real en la torre o en centros de operaciones tal como éste, donde especialistas de todo el mundo pueden visualizar el procedimiento.

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pudimos supervisar de cerca la densidad equivalente de circulación en el pozo (ECD) para evitar pérdidas. Esto se tradujo en una gran economía de costos para el cliente”.

Ese proyecto inicial en el cuarto trimestre de 2009 condujo a una serie de excelentes resultados en los seis pozos del proyecto que finalizó en abril de 2010.

Garfield manifestó que “este fue un éxito extraordinario. Estos pozos necesitaban varias barreras de 50 metros a distintas profundidades y con diferentes tipos de entubado. La constancia de resultados en el corte del tramo de 50 metros en una o dos pasadas de herramienta continuó mejorando durante el proyecto.

Sin el sistema Smart de intervención o la nueva tecnología de cortadores hubiera llevado cuatro, seis o incluso ocho pasadas para cortar una sola sección. Fue una solución sumamente económica para el cliente”.

El módulo SentioEl módulo Sentio es una herramienta de adquisición de datos en fondo de pozo, con tecnología de optimización de perforación creada por Baker Hughes. Los datos digitalizados son analizados simultáneamente y a alta velocidad por un procesador integrado a la herramienta, que luego genera mediciones estáticas y diagnóstico computarizado. Estos datos se ordenan con prioridades específicamente relacionadas con el trabajo en curso y se envían a la superficie (y a un centro remoto de operaciones si fuera necesario), donde son visualizados claramente y en el orden más significativo. Parte de la información puede registrarse en una memoria interna para ser analizado en más detalle en la superficie. El módulo Sentio ofrece un nivel superior de control para tomar decisiones en tiempo real que permitan elevar el rendimiento y confiabilidad de la intervención y reducir considerablemente los riesgos.

El cortador ‘P’En 1985, Baker Hughes dio un importante paso en operaciones de recuperación con la estructura de corte Metal Muncher™. Este cortador y su aplicación patentada para herramientas de fresado ha logrado incrementar las velocidades de penetración y la vida útil de la herramienta hasta en un 1000 por ciento. Los “botones” del Metal Muncher dan en el fondo del pozo resultados similares a trabajos realizados en un taller de maquinado. En 2009, Baker Hughes dio un paso revolucionario al presentar un nuevo prototipo de estructura de corte. El llamado cortador “P” tiene un forma alargada y una longitud el cincuenta por ciento mayor que el cortador estándar Metal Muncher. Esta forma alargada presenta mayor volumen para absorber impactos y corta más rápido ya que hay menores espacios sin cortar entre los cortadores. El cortador “P” viene en calidad estándar para cortar acero y en calidad superior para cortar aleaciones metálicas de níquel tal como Inconel†. La estructura del cortador “P” tiene un ángulo de incidencia y un poder de extracción de material que da excelentes resultados en aceros cromados. Está diseñado para hacer un corte limpio en lugar de desgastar el material.

01> Las mediciones de presión diferencial y en la zona anular almacenadas en el Sentio permiten ver problemas de sellamiento y limpieza de pozo, y seguirlos en subsiguientes intervenciones para determinar si estos problemas ocurren arriba o abajo del módulo Sentio. También pueden analizarse las tendencias de densidad equivalente de circulación.

02> Técnicos preparan una intervención de pozo en tiempo real con el sistema SMART.

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† Inconel es una marca registrada de Special Metals Corp. en EE.UU.

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La buena noticia es que el campo de Verkhnechonskoye es la mayor reserva de petróleo y gas jamás descubierta en Siberia oriental y presenta la perspectiva de ampliar considerablemente las reservas de hidrocarburos de Rusia. La mala noticia son las dificultades de producción por la complejidad geológica del yacimiento, la ubicación remota y la falta de infraestructura.

Para hacer Verkhnechonskoye económicamente viable era necesario contar con la última tecnología de control de arenas para superar los desafíos geológicos y elevar al máximo la producción y la recuperación de reservas.

El yacimiento de Verkhnechonskoye está formado por sedimentos marinos y aluviales

poco profundos. La zona productiva está formada por dos capas de arenisca Cámbrica de un espesor que varía entre 2,2 y 26 m (7,2 a 85 pies), y de 5,5 a 20,2 m (18 a 65,6 pies) respectivamente, con una profundidad promedio de aproximadamente 1650 m (5.412 pies). Las capas están separadas por un depósito de lutita que se va estrechando gradualmente. Por ello, ambas capas de arenisca forman un yacimiento conectado hidrodinámicamente con un espesor de 2,7 a 22,8 m (8,8 a 75 pies). La presencia de sedimentos aluviales implica parámetros de yacimiento discontinuos y heterogéneos.

Lukasz Ostrowski, director de terminaciones y servicios de yacimientos de Baker Hughes Rusia explica que “debido a la falta de una capa acuífera, es necesario inyectar

agua para mantener la presión en el yacimiento. Considerando la saturación del yacimiento, no es deseable una reducción de la presión.

Si bien los pozos horizontales aumentan el área de drenaje y mejoran la recuperación de reservas, el agua y el gas tienden a circular hacia la parte baja del pozo y también a filtrarse multidireccionalmente debido a la variación de permeabilidad a lo largo de la sección horizontal”.

EQUALIZER Con tecnología se optimiza producción y demora bajada de agua en complejo yacimiento ruso.

01> Un día de invierno en una torre en el yacimiento Verkhnechonskoye de Siberia, cuando la temperatura alcanzó 56 ºC bajo cero (-70 °F)

02> El Ingeniero de producción Ray Morrison con una sección de EQUALIZER

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> Eddie Bowen, gerente de la línea EQUALIZER (izquierda) y Lukasz Ostrowski, director de terminaciones y servicios de yacimientos de Baker Hughes Rusia

Los controles de circulación EQUALIZER™ de Baker Hughes se utilizan en proyectos de terminación de pozos para controlar el flujo desde el yacimiento hacia el pozo a lo largo de una sección horizontal. Su tecnología se basa en ofrecer resistencia al flujo desde la fase del yacimiento.

Elección del modelo óptimo de terminaciónSe generan perfiles de permeabilidad en base a datos geológicos de otros pozos y a valores de permeabilidad mínima y máxima de muestras y análisis de pozos. La eficacia de todo sistema de control de circulación depende de la precisión de los datos geológicos, ya que la distribución de permeabilidad a lo largo de una sección horizontal es un factor fundamental del modelo de terminación.

Con varios perfiles de permeabilidad se propone un modelo a seguir para la terminación de un pozo. Esto incluye la cantidad de ecualizadores de flujo a utilizar y su distribución para obtener óptima ecualización. El principal objetivo de esta etapa de evaluación

es determinar si la utilización del sistema EQUALIZER de Baker Hughes tendrá un efecto positivo.

Eddie Bowen, gerente de la línea EQUALIZER explicó que “en los yacimientos rusos, donde la mayor dificultad es la filtración de agua, existe gran interés en esta tecnología. Siempre que hay contacto petróleo/agua se presenta el interrogante de cómo contener la penetración de agua y mantener la recuperación de reservas al máximo. Esta tecnología facilita este objetivo.

Inicialmente esta tecnología es más costosa que el uso de revestimientos o filtros convencionales, pero mediante modelos de yacimiento podemos demostrar al cliente el valor de esta tecnología”.

Con el historial de producción y los datos del yacimiento proporcionados por la compañía operadora, Baker Hughes presentó en 2007 un estudio conceptual de terminación y monitoreo de yacimiento para mejorar los

problemas de equilibrio de circulación en el yacimiento de Verkhnechonskoye. Con este modelo, Baker Hughes recomendó el uso del sistema EQUALIZER en dos pozos en producción a fin de obtener el máximo rendimiento en esas condiciones complejas de operación.

Ostrowski explicó que “en nuestro análisis de modelo predictivo utilizamos las variables conocidas de permeabilidad confirmadas en pruebas de producción a fin de establecer el mejor diseño para estos pozos en particular. Luego hicimos la comparación con tecnologías convencionales y trazamos las proyecciones para demostrar el valor de la instalación propuesta”.

Bowen afirma que la instalación del EQUALIZER podría costar de $200.000 a $300.000 más con respecto a soluciones convencionales, “pero el valor neto presente podría ser del 200 por ciento”.

(El valor neto presente compara el valor actual del dólar con respecto a su valor futuro tomando en cuenta la inflación y los retornos. Si este valor es positivo para un proyecto, generalmente es aceptado.)

Medición de los resultados del sistema EQUALIZERSe aplicó la tecnología EQUALIZER para la terminación de tres pozos en este yacimiento: dos pozos de producción (números 1 y 2) y uno de

2-7/8 in. Tubing

114 mm Liner Top

4-1/2 in.Casing

178 mm @ OC 152 mm, 6 in. Open Hole

Interval #5Interval #6 Packer #4 Packer #3 Packer #2 Packer #1Packer #5 Interval #4 Interval #3 Interval #2 Interval #1

Ilustración 1. Diseño típico de terminación

Tubería de 2-7/8”

Revestimiento superior de

114 mmEntubado de 4-1/2”

Empaquetadura N°5 Intervalo N°5 Intervalo N°4 Intervalo N°3 Intervalo N°2 Intervalo N°1

Empaquetadura N°4

Empaquetadura N°3

Empaquetadura N°2

Empaquetadura N°1

OC 152 mm, orificio abierto de 6”178 mm @

Intervalo N°6

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inyección (número 3). El diseño planificado para los pozos de producción era una distribución uniforme de empaquetaduras y acoplamientos EQUALIZER (siete EQUALIZER por cada una de cinco zonas creadas con cinco empaquetaduras de orificio abierto). En el pozo de inyección se previeron tres acoplamientos EQUALIZER por cada una de cinco zonas. En la Ilustración 1 se muestra el diseño típico de terminación.

Después de hacer la perforación en el pozo, se obtuvo el perfil real de permeabilidad en base a los datos finales y se actualizó el modelo de terminación. Se definió la profundidad de instalación de empaquetaduras para separar la permeabilidad alta y baja. La cantidad de acoplamientos EQUALIZER se determinó para atenuar la alta circulación desde zonas de alta permeabilidad y facilitar la circulación en zonas de baja permeabilidad. La baja temperatura exigió el uso de empaquetaduras de elemento reactivo REPacker™ de Baker Hughes, que pueden dilatarse en las condiciones presentes en el yacimiento.

Después de un período inicial de producción, el operador realizó pruebas de producción en cada pozo. Los ingenieros luego compararon los perfiles de circulación actuales y previstos en los mismos pozos, pero sin los sistemas EQUALIZER.

El perfil real de circulación fue comparado con un modelo de simulación. En base a estos modelos fue posible crear un perfil completo de circulación para una terminación a pozo abierto. En las Figuras 1 a 3 se muestra el perfil real de circulación en el pozo con el sistema EQUALIZER a partir de las pruebas de producción (azul), el perfil previsto para un pozo abierto (verde) y el perfil previsto para un pozo con sistema EQUALIZER (anaranjado).

Ostrowski expresó que “es importante destacar que las curvas del perfil previsto

de circulación para el pozo con el sistema EQUALIZER se calcularon a partir de los datos finales obtenidos y en base a los valores anticipados de caudal y presión de líquido. Aun así, el caudal de producción a veces difiere considerablemente de los valores previstos. La curva del modelo para el pozo de terminación abierta se trazó en base a los datos reales de producción”.

Los perfiles de circulación indican buenos resultados con el sistema EQUALIZER en los pozos número 2 y 3, contrariamente al pozo número 1. “En el caso del pozo 1 no pudimos calcular el perfil de permeabilidad por falta de datos. La permeabilidad real era menor que la anticipada, por lo cual el EQUALIZER no mostró ninguna ventaja

ya que el caudal real por cada acoplamiento es mucho menor que el valor de diseño”.

Aun en yacimientos de alta incertidumbre, los sistemas de control de circulación pueden equilibrar eficazmente la circulación de petróleo en pozos horizontales. Bowen comentó que “Baker Hughes ha intervenido en más de 2 millones de pies con tecnología EQUALIZER sin que se hayan producido fallas. La clave del diseño de sistemas de control de circulación es la precisión de los datos de campo, particularmente el perfil de permeabilidad, y del modelo del yacimiento, que es exactamente lo que tuvimos en estos pozos del yacimiento Verkhnechonskoye”.

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la ubicación eS clave

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01> Planta de Baker Hughes en Barmer, India

02> Centro de Innovación Tecnológica en Celle, Alemania

03> Asistentes observan la última tecnología de Baker Hughes durante la inauguración de la planta de Arabia Saudí en Dhahran. La planta está incluida en los planes de expansión de Baker Hughes en Arabia Saudí, un mercado de crecimiento clave para la compañía.

04> Planta de Baker Hughes en Vankor, Rusia

Ninguna compañía puede sobrevivir sin adaptarse a las evoluciones del mercado. Ciertamente ello se aplica a la industria petrolera, en la que las partes intervinientes principales y su localidad cambian con cada tendencia nueva. En el ámbito de los servicios petroleros, eso significa desafiar las fronteras tecnológicas y edificar la infraestructura necesaria para atender eficazmente a las cuencas y tendencias más activas.

Durante 100 años, Baker Hughes fue el líder tecnológico y en años recientes invirtió enérgicamente en la edificación de una infraestructura de servicios de clase mundial para ofrecer esa tecnología. Baker Hughes prevé invertir, de 2007 a 2011, más de $1.100 millones para añadir casi 9 millones de pies cuadrados (836 000 m2) de infraestructura. Esa ampliación incluye una importante sede del Hemisferio oriental en Dubai, más de 100 establecimientos de operaciones, tres centros tecnológicos principales, establecimientos de capacitación y plantas de fabricación.

Desde ya, nada de eso importaría si la inversión no se destinara a los lugares acertados. Como se dice en el mundo de los bienes raíces: la ubicación es clave. Baker Hughes siguió al pie de la letra ese axioma. Los nuevos establecimientos están ubicados estratégicamente en mercados en crecimiento de todo el mundo.

Baker Hughes en su loCalidad

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Oriente MedioEl Oriente Medio es un destino importante para los planes de expansión de Baker Hughes. En 2008, la compañía inauguró su sede mundial del Hemisferio oriental y centro de capacitación en Dubai, y este año se optimizará la capacidad de formación del centro con el añadido de siete pozos de prueba diseñados para entrenar a los empleados y clientes en condiciones reales de pozo.

Este año también se añadirá un centro de operaciones de 11 148 m2 (120.000 pies cuadrados) en Dhahran, Arabia Saudí. Éste alberga laboratorios, oficinas, operaciones de reparación y mantenimiento, y un centro de colaboración instantáneo a distancia BEACON™, e integra los planes de expansión de Baker Hughes en el Reino de Arabia Saudí, un mercado de crecimiento clave para la compañía. Dhahran también alojará el centro tecnológico de Baker Hughes que se planea inaugurar en

2011. Su objetivo será la investigación aplicada en áreas de optimización de yacimientos, eficiencia de perforación, optimización de la producción y la recuperación de reservas así como tecnología específica para abrir los yacimientos gasíferos estrechos de Arabia Saudí.

“Arabia Saudí se caracteriza por un crecimiento notable del mercado, en particular en el área de gas”, comentó Chariag. “La ubicación estratégica de la base de operaciones y centro tecnológico demuestra nuestro compromiso a Arabia Saudí y al mercado amplio del Oriente Medio. Esos establecimientos desempeñarán una función muy importante en ubicar a Baker Hughes como líder del mercado en la región”.

Rusia y la región del CaspioCon más del 9 por ciento de las reservas comprobadas de petróleo* del mundo, la región de Rusia y el Caspio es otro mercado de importante crecimiento actual y en el futuro.

Baker Hughes está ampliando su presencia con la construcción de nuevas instalaciones y adquisiciones a fin de poder atender eficazmente a los clientes de esta región. A comienzos de este año, la compañía adquirió Oilpump Services, con lo cual añadió cuatro bases de servicio importantes en la zona occidental de Siberia. Las nuevas plantas en Usinsk, Rusia; Vankor, Rusia; y Baku, Azerbaiyán, optimizarán aún más la capacidad operativa.

“Históricamente Baker Hughes no contaba con una presencia importante en Rusia, pero ahora tenemos varios centros de servicio en que ubicar a nuestra gente en alojamientos adecuados con acceso más fácil a la localidad de nuestros clientes”, explicó Chariag. “La gran parte de las reservas de petróleo y gas de Rusia y la región del Caspio se encuentran en lugares sumamente remotos que pueden crear serios problemas logísticos. Nuestra presencia ampliada elimina muchas de esas complicaciones”.

Hemisferio oriental“Deseamos invertir en lugares a largo plazo, por lo que planeamos atentamente nuestra expansión de infraestructura con miras a las necesidades de hoy y el crecimiento futuro”, explicó Belgacem Chariag, presidente de la región Hemisferio oriental de Baker Hughes.

la ubicación eS clave

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Hemisferio occidentalLos hidrocarburos presalinos marítimos en Brasil, las áreas de prospección de lutita en EE.UU. y las arenas petrolíferas de Canadá impulsaron la expansión de instalaciones en todo el Hemisferio occidental.

> La nueva planta de Baker Hughes en Leduc, Canadá, se construyó para atender mejor a los operadores de las arenas petrolíferas y otros yacimientos en la zona norte de Canadá. La planta química, inaugurada en 2009, fue diseñada para reducir los residuos de procesos en más de un 10 por ciento, en comparación con las plantas convencionales.

LatinoaméricaBaker Hughes tiene contratos por el 50 por ciento de la actividad de perforación marítima de Petrobrás y está expandiendo sus operaciones en Brasil para respaldar el crecimiento de las actividades de la compañía petrolera estatal en las cuencas Santos y Campos. Entre los nuevos proyectos de construcción planeados para Brasil se encuentran un centro tecnológico regional de 5600m2 (60.278 pies cuadrados) en Río de Janeiro; la ampliación de las bases de operaciones en Macaé, incluyéndose un pozo de prueba para terminación y sistemas de extracción artificial; y una planta de fabricación de 4000m2 (43.040 pies cuadrados) que pronto se anunciará. “La cantidad de torres de perforación marítimas de Brasil sigue aumentando, y nos estamos preparando para el incremento de actividad”, comentó Nelson Ney, presidente de Latinoamérica de Baker Hughes.

En 2009, Petrobrás y Baker Hughes firmaron un convenio de cooperación para desarrollar tecnología que permita abordar los desafíos que presentan los descubrimientos presalinos de Brasil. En virtud del convenio, Baker Hughes y Petrobrás inaugurarán el Centro Tecnológico Río en 2011, que facilitará la colaboración entre Petrobrás, CEMPES, Baker Hughes y universidades de la zona. Los proyectos

de la planta de investigaciones se centrarán en la caracterización y modelación de reservorios, optimización de la perforación y tecnologías de terminación y producción para reducir los costos de perforación y construcción del pozo, así como para mejorar la producción y recuperación al entender mejor el yacimiento.

Baker Hughes también está ampliando su presencia en México. En respaldo del aumento de la actividad, la compañía está abriendo una nueva planta en Poza Rica para consolidar las distintas líneas de productos y apoyar el trabajo en los campos de Aceite Terciario del Golfo (ATG). Baker Hughes también comenzó a construir una nueva instalación en Ciudad del Carmen para brindar apoyo a las operaciones marítimas de Pemex. Ambas mega plantas, con una superficie de 15 800 m2 (170.000 pies cuadrados) cada una, presentan similares capacidades. “Las nuevas instalaciones consolidadas aumentarán sideralmente nuestra capacidad de operación para atender eficazmente los proyectos de Pemex y continuar expandiendo nuestra participación en el mercado”, explicó Ney.

Otra área en la que Baker Hughes invertirá en nuevas instalaciones es Colombia. “Baker Hughes está muy concentrada en respaldar el crecimiento de la actividad en ese país. Dicho aumento se debe a Ecopetrol, la empresa petrolera nacional, que está dedicada a un enérgico plan de exploración y desarrollo, así como a recibir vastas inversiones de empresas petroleras internacionales y de operadores independientes pequeños y medianos”, comentó Ney. Baker Hughes está construyendo una nueva base de operaciones de 7000 m2 (75.347 pies cuadrados) en Neiva para consolidar todas las líneas de productos, así como para iniciar un proyecto en Los Llanos en respaldo de las operaciones de campos de crudo pesado.

NorteaméricaEl otoño pasado Baker Hughes consolidó su fuerte posición en las arenas petrolíferas

canadienses con dos nuevas instalaciones en Alberta: una planta de mezcla química en Leduc y un centro de operaciones y prueba en Fort McMurray. La planta de mezcla química aloja un moderno laboratorio de arenas petrolíferas para elaborar productos químicos de tratamiento de aguas y separación de fluidos para el crudo pesado, la explotación de arenas petrolíferas y proyectos de drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD).

“Contamos con una posición de liderazgo en el área de separación de fluidos del mercado térmico canadiense. A fin de mantener esa posición, debemos seguir evolucionando y fomentando nuestras líneas de productos. Esta planta nos permite hacer precisamente eso”, comentó Tom Whalen, vicepresidente de marketing de Baker Hughes en Canadá. “Asimismo, somos la única compañía química petrolera con dos plantas de mezclado estratégicamente situadas en la zona occidental de Canadá. Desde esas localidades podemos atender a toda la región occidental canadiense. No hay otra compañía que tenga un alcance similar de capacidades.

La planta de Fort McMurray apoya además nuestro compromiso hacia el mercado de las arenas petrolíferas. Ahora contamos con la capacidad de almacenar los productos químicos especializados de la separación de fluidos cerca de las operaciones de nuestros clientes en el área de Fort McMurray”, explicó. El centro multipropósito alberga una gama completa de productos y servicios de Baker Hughes, incluidos productos químicos para yacimientos, sistemas de extracción artificial y servicios de evaluación de formaciones.

Desde que ingresó al mercado de las arenas petrolíferas en 2000, Baker Hughes aumentó drásticamente su participación en el segmento de extracción artificial en las arenas petrolíferas. El centro de operaciones de Fort McMurray respalda ese mercado en crecimiento. “A princi-pios de este año, fuimos los primeros en el

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Los campos en aguas profundas en África Occidental presentan grandes oportunidades para el futuro, particularmente los que se encuentran en la costa de Nigeria. Baker Hughes ha ganado importantes contratos para proveer una amplia gama de tecnologías de aguas profundas para varios de estos proyectos, incluyendo el Campo USAN de Total que fue descubierto en 2002. Con USAN, Total E&P Nigeria Ltd. espera hacer una importante contribución a los objetivos de Nigeria de aumentar su producción diaria de petróleo. Para apoyar los proyectos de aguas profundas de Nigeria, Baker Hughes encaró en 2007 un programa de inversiones de $15 millones en obras de infraestructura.

Baker Hughes inauguró una planta de terminaciones y producción en Onne Port Federal Lighter Terminal, que es el centro de operaciones y logística marítimas de petróleo y gas de África occidental y central. La construcción de la base comenzó en abril de 2008 y se terminó en diciembre de 2009. La planta de 463.000 pies cuadrados (43.000 m²) entró en operaciones en febrero de 2010. El taller fue diseñado para óptima producción y tiene máquinas de alto torque, sistema de preparación de sistemas inteligentes de pozo NAS-6, transportadores de carga de tubos y amplios puestos de pruebas de presión.

Baker Hughes Nigeria tiene sede en Lagos, pero también posee una planta de 333.681 pies cuadrados (31.000 m²) de perforación y evaluación en Port Harcourt y una planta y laboratorio recientemente ampliados de lodo líquido en Onne Port.

mercado con el sistema de electrobomba sumergible (ESP) ultratérmico ansiadamente esperado. Nuestro enfoque en fomentar la tecnología ESP para los proyectos SAGD tuvo excelentes resultados ya que continuamos ampliando nuestra participación en el mercado”, comentó Whalen.

El gas proveniente de formaciones de lutita está adquiriendo importancia tanto en Canadá como en EE.UU., y Baker Hughes se está preparando para respaldar a sus clientes en esta área. En Canadá, la compañía comprometió $10 millones para construir un centro de operaciones totalmente integrado en Fort Nelson, Columbia Británica, en apoyo del área de prospección de lutita de la Cuenca del Río Horn. Se prevé finalizar la construcción de la planta en 2011.

En EE.UU., Baker Hughes está construyendo nuevas plantas en Bossier City, Luisiana, y en Carthage, Texas, en apoyo del área de gas de lutita en Haynesville que está en plena expansión. Una nueva instalación en New Stanton, Pensilvania, ampliará la capacidad de la compañía en el área de lutita Marcellus.

El centro de operaciones totalmente integrado de Bossier City optimizará la eficiencia y tiempo de respuesta en los proyectos de Haynesville. “Bossier City está en el centro mismo de Haynesville. La planta nos permitirá responder con rapidez y eficiencia a los operadores de la zona de prospección”, manifestó Paul Butero, presidente de Adquisición de Tierras de EE.UU. de Baker Hughes. La planta de Carthage cuenta con las líneas de productos químicos para yacimientos petroleros y productos de extracción artificial de Baker Hughes, para los cuales se necesitaba mayor capacidad de entrega y una presencia más sólida en Haynesville. “Los clientes conseguirán los productos químicos casi al instante dada la proximidad del depósito, y el tiempo de entrega debería acortarse de tres a un día”, relató Butero.

El centro de operaciones de 85.000 pies cuadrados (7897 m2) en New Stanton contará con oficinas, depósito y talleres para las actividades de perforación y terminación del área de lutita Marcellus. Baker Hughes ha ampliado sistemáticamente su estructura de apoyo en la región, y la nueva instalación ofrecerá el acceso local tan esperado a las herramientas y al personal.

Comprometidos con las aguas profundas de nigeria

* Análisis estadístico de BP sobre la energía mundial (BP Statistical Review of World Energy), junio de 2010

> La nueva planta de Baker Hughes en Onne Port respalda algunos de los servicios de terminación y producción más avanzados de la industria. Entre sus servicios de planta se incluye el sistema de preparación de sistemas inteligentes de pozo NAS-6, transportadores de carga de tubos, amplios puestos de pruebas de presión y máquinas de alto torque.

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Baker Hughes Proyectos de expansión en el mundo

Base de operaciones / Oficinas

Centros tecnológicos

Centros de capacitación

Fabricación

Planta de tratam. de residuos de perf.

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Contención de residuos Nuevo Eco-centro ofrece solución integral de manejo de residuos

> Las ruinas de New Slains, uno de los castillos más famosos de Escocia, inspiraron la obra “Drácula” del novelista Bram Stoker. Las ruinas están situadas a cinco millas al sur de Peterhead.

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Como muchos otros hombres, Frank sigue su rutina matinal. Se ducha, come una tostada, abraza a su mujer y a sus hijos y se dirige al trabajo. La rutina sufre su interrupción cuando la esposa le recuerda habitualmente que no se olvide de sacar la basura.

Frank saca obedientemente la basura, junto con el recipiente de artículos reciclables, a la acera. Cuando regresa al hogar esa noche, la basura generada por la familia ya fue retirada. En unas pocas semanas, recibirá una factura por correo. Frank paga la factura por Internet y ni vuelve a pensar en la basura hasta que su esposa le recuerda sacarla.

En millones de hogares como el de Frank, el manejo de residuos es un servicio regular que para la mayoría de la gente no merece demasiada atención.

Sin embargo, en todo el mundo, la eliminación de residuos es una preocupación sea que se trate de una familia de cuatro que genera unas pocas bolsas de basura por semana o una empresa que genera toneladas de residuos todos los días para producir bienes y servicios. A algún sitio tienen que ir.

Residuos de los campos petrolerosLas normas ambientales rigurosas del Mar del Norte y, cada vez más en otras partes del mundo, exigen la eliminación correcta de los residuos provenientes de las actividades de perforación y producción de petróleo y gas. Sin embargo, la eliminación de esos enormes volúmenes no es fácil ni barata.

Los residuos de la explotación marítima consisten en sólidos y líquidos en forma de recortes de perforación, fluidos de perforación y agua contaminada con petróleo. No es infrecuente que un pozo del Mar del Norte produzca 800 toneladas métricas (882 tone-ladas) de residuos sólidos y más de 850 m³ (30.000 pies³) de residuos líquidos. ¿Dónde se eliminan todos estos residuos?

Las leyes actuales que rigen el Mar del Norte prohíben la eliminación en el mar de recortes con más de 1 por ciento de petróleo, pero los equipos de control de sólidos en las torres de perforación no pueden eliminar suficiente petróleo para reunir ese requisito. Por consigui-ente, los operadores tienen dos opciones:

� Contratar compañías de manejo de residuos para que transporten los recortes y los

fluidos a distintas plantas de tratamiento en tierra, donde se reciclan, incineran o envían a un relleno sanitario.

� Reinyectar los recortes mezclando éstos y otros residuos de los campos petroleros con agua y bombearlos a alta presión en un pozo destinado a la eliminación de residuos. Eso evita la necesidad de transportar los resi-duos a tierra, pero implica los costos adicio-nales de perforar un pozo de inyección.

Solución ecológica integralCon la inauguración en junio de la planta de manejo de residuos Eco-Centre™ en Peterhead, Escocia, Baker Hughes presentó una solución completa para el tratamiento y eliminación de los residuos de perforación en un mismo establecimiento. Ya no es necesario que los operadores envíen los residuos líquidos y sólidos de perforación a distintas compañías para su tratamiento y eliminación. Ambos pueden procesarse y reciclarse en un solo lugar en este moderno establecimiento fabricado con ese fin, que supera todos los estándares ambientales locales. Cuenta con la capacidad de procesar y reciclar 30.000 toneladas métricas (33.069 toneladas) de recortes de perforación y 14.000 m3 (495.000 pies3) de residuos de perforación por año.

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“En nuestra experiencia hasta la fecha, millones de litros de residuos de perforación se conservan en la zona noreste de Escocia sin solución de tratamiento viable o completa”, comentó Rohan Cree, gerente de ventas de FES en el Reino Unido. “La tecnología de tratamiento de la planta Eco-Centre aborda ese problema y ofrece también la reutilización de los componentes recuperados”.

En resumidas cuentas, es una solución ecoló-gica integral que cumple con los mandatos regulatorios y proporciona al mismo tiempo un proceso plenamente susceptible de auditoría mediante EcoLink™, el revolucionario sistema de seguimiento en línea de Baker Hughes.

La planta Eco-Centre, estratégicamente ubicada en un sitio de propiedad de Baker Hughes cerca del concurrido Puerto Peterhead, también recicla y reutiliza corrientes de residuos, incluyéndose petróleo base recupe-rado de recortes de perforación y fluidos de residuos, reduciendo la huella de carbono general de la planta.

Una vez procesados, los materiales sólidos recuperados se utilizan en lugar de materiales de cantera para tapar rellenos sanitarios. El agua recuperada se destina a enfriar y rehidratar los sólidos recuperados; el petróleo recuperado se utiliza como combustible para la unidad procesadora. Incluso se recoge el agua de lluvia y se utiliza en la planta.

Una singular característica de esta planta de 75.000 pies cuadrados es el departamento de investigación y desarrollo global de manejo de residuos de perforación de Baker Hughes, que es un grupo de investigadores dedicados a desa-rrollar la próxima generación de soluciones para residuos. (Ver artículo relacionado en la pág. 51.)

Tecnología revolucionariaQuizás el valor clave de la solución que ofrece Eco-Centre es la capacidad de brindar a los operadores acceso en línea permanente al procesamiento general de sus corrientes de residuos. Desde la torre de perforación hasta la eliminación final, se realiza un seguimiento y documentación claros de los residuos para cumplir con requisitos regulatorios, brindando a los clientes un proceso de auditoría consolidado para poder dar cuenta precisa de sus residuos desde su inicio hasta su fin.

El sistema de seguimiento en línea EcoLink, creado por el grupo de tecnología informática de Baker Hughes, hace posible esa documentación.

“Los operadores tienen la obligación legal ante el gobierno de saber dónde están en todo momento los residuos producidos en sus pozos”, comentó Cree. “Deben presentar informes periódicamente sobre la cantidad de residuos producidos en un proyecto y dónde se destinaron después del tratamiento”.

El sistema EcoLink facilita este proceso. “Nuestros clientes pueden estar en sus oficinas, abrir un portal en Internet y tener acceso inmediato a un sinnúmero de informes que hemos generado para ellos”, explicó Cree. “Nunca antes tuvieron acceso a algo similar. Asimismo saben que estamos utilizando la mejor tecnología disponible para tratar sus residuos de manera eficiente y en cumplimiento de las reglamentaciones”.

Cree califica a la tecnología EcoLink como verdaderamente “revolucionaria” porque, históricamente, el manejo de residuos y sus costos eran aspectos que no se planeaban. “Uno o dos meses después de terminado

un pozo, el operador recibe una factura pidiéndole tantos miles de libras”, continuó explicando. “Con nuestro programa de seguimiento, les damos datos cuantitativos durante todo el proceso de manejo de los residuos. En cuestión de horas, podemos mostrar a los clientes dónde están sus residuos y darles una cifra estimada de los costos incurridos”.

La función de la planta Eco-Centre no se limita a ser un mero centro de procesamiento físico. Representa una solución plenamente integrada para los clientes dondequiera que se encuentren. La planta de Peterhead es un modelo que puede utilizarse para duplicar otros centros similares. Se están considerando planes para instalar plantas similares en Noruega, Brasil, África, Australia y EE.UU.

“La capacidad de tratar todos los residuos vinculados a la perforación de pozos en un mismo lugar elimina muchos cargos ocultos, como kilometraje, combustible y alquileres que implica el almacenamiento de líquidos y sólidos de desecho”, aclaró Cree. “Además reduce el riesgo de tener numerosos vehículos transitando por las calles del Reino Unido para llevar los residuos a distintas plantas. Nuestro objetivo es prestar un servicio excepcional y hacerlo con miras a nuestro futuro ecológico”.

01> Peterhead ha sido un importante puerto pesquero en la zona oriental de Escocia de larga data. Hoy en día, es un puerto de pesca y de embarcaciones de servicio de la industria petrolera.

02> John Cleary, gerente de Eco-Centre, izquierda, y Rohan Cree, gerente de ventas del grupo Fluids Environmental Services (FES)

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Aguasmásazules Futurosmásverdes Los visionarios que crearon el concepto de manejo de residuos Eco-Centre™ deseaban encontrar soluciones para los desafíos de los residuos de perforación que enfrentan los operadores de plataformas marítimas sin dejar un legado ecológico desfavorable para las generaciones futuras.

El resultado es una planta totalmente autorizada no sólo para tratar y reciclar residuos de perforación (lodos y recortes de perforación), sino también para alojar un centro de investigación y desarrollo diseñado con miras al futuro.

“Los productos que planeamos desarrollar no son sólo para usar en esta planta o en otras plantas futuras Eco-Centre que construyamos”, explicó Martin Gilbert, gerente de investigación y desarrollo global de Baker Hughes. “Se están desarrollando estos productos para los mercados globales y, dada la clasificación peligrosa de los residuos de perforación, no es posible crear esas soluciones en cualquier sitio. Es por eso que necesitamos una planta de investigación y desarrollo global en un establecimiento autorizado”.

Los residuos de perforación que contienen restos de petróleo se clasifican como residuos peligrosos y deben eliminarse en estricto cumplimiento de normativas ecológicas locales y federales.

Las plantas que tratan residuos peligrosos en el Reino Unido deben adherirse a las pautas de la Agencia de Protección Ambiental Escocesa (SEPA) y deben contar con un permiso conforme a la Directiva de Prevención y Control de Contaminación (IPPC) que rige el control de las emisiones atmosféricas.

La planta de manejo de residuos Eco-Centre de Peterhead le brinda a Baker Hughes la oportunidad de demostrar y desarrollar las soluciones de manejo de residuos de perforación mejores en su clase en la única planta de investigación y desarrollo en un sitio autorizado por la IPPC en el Reino Unido.

“Esta planta de investigación y desarrollo se convertirá en un centro mundial de excelencia para idear la nueva generación de soluciones ecológicas para el manejo de residuos de perforación”, explicó Gilbert. No existe otra planta similar a ésta con acceso directo a los recortes de perforación y fluidos de desecho”.

Además de desarrollar un sistema de tratamiento de fluidos de perforación, lodos y agua, que es ahora parte de las operaciones del centro, los investigadores están dedicados a otros tres proyectos de desarrollo, que incluyen los siguientes:

� Sistema de recuperación de lodos aceitosos sólidos-líquidos-líquidos para recobrar todas las fracciones valiosas de la corriente de desechos para su reutilización

� Un sistema de limpieza de tanques y recipientes automatizado, combinado con una solución de ingeniería de mesofase para optimizar las operaciones de limpieza. (Mesofase es un proceso químico desarrollado por Baker Hughes capaz de solubilizar el petróleo al hacer contacto y los residuos de perforación humedecidos con agua.) Este sistema demostrará la revolucionaria dedicación a evitar que el personal de limpieza de tanques opere en entornos potencialmente peligrosos.

� Un sistema de procesamiento de fluidos de perforación marítima que reducirá la huella de carbono del operador y las emisiones afines de CO2 de enviar los residuos a tierra para su procesamiento y eliminación.

01> Charles Knight transfiere recortes de perforación separados de silos de almacenamiento exclusivos al limpiador térmico de recortes para su procesamiento.

02> La científica Fiona Bruce comprueba las concentraciones de demanda de oxígeno químico, uno de los requisitos de la planta para evacuar aguas residuales al alcantarillado.

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Investigación y desarrollo

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COLOREs GENUINOs

Los alumnos de la escuela primaria St. Fergus diseñaron cuadros escoceses especiales para conmemorar la inaugura-ción de Eco-Centre™, la nueva planta de Baker Hughes de procesamiento de residuos, en Peterhead, Scotland.

La compañía invitó a escuelas de la zona a crear un diseño que incorporara los colores corporativos de Baker Hughes y las credenciales verdes de la planta Eco-Centre, y los 17 niños de la clase

de Sarah Warrander, que justo estaban realizando un trabajo práctico sobre Escocia, aceptaron el desafío.

El alumno Callum Watson, de seis años de edad, diseñó el cuadro escocés ganador. El particular diseño escocés azul, naranja y verde se utilizó para crear bufandas y mantas de viaje, cuya elaboración textil estuvo a cargo de Smiths of Peterhead, una fábrica local. Los alumnos fueron los invitados especiales durante la ceremonia

inaugural de Eco-Centre celebrada el 23 de junio.

Claire Adam, especialista en marketing de Baker Hughes Fluids Environmental Services, comentó: “Fue muy palpable el entusiasmo de los niños al crear cuadros escoceses, y hubo algunos diseños sensa-cionales. También contamos con la asisten cia y asesoramiento de la fábrica Smiths of Peterhead, y estoy segura de que será grande la demanda por las mantas y bufandas”.

COLOREs GENUINOs El a zul de Baker Hughes luce en

cuadro escocés conmemorativo

COLOREs GENUINOs

> Claire Adam, especialista de marketing de Fluids Environmental Services de Baker Hughes, con los diseños escoceses ganadores de los alumnos de la escuela primaria St. Fergus: Callum Watson (derecha), creador del diseño ganador; Tyler Holroyd y Faith Allan, ganadores del segundo y tercer puesto.

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Becas de Baker Hughes abren puertas a las

oPoRtUnidadeS

Hoy en día, como alumno de ingeniería electromecánica en la ciudad capital Luanda, el sueño de Helder ha crecido todavía más: lograr que la mayoría de la gente de su tierra natal cuente con servicios de electricidad.

“En mi opinión, uno de los grandes problemas de Angola es la falta de electricidad de la mayoría de la población”, declaró el joven de 23 años. “Sólo el 20 por ciento tiene electricidad a su disposición, y siento la responsabilidad de hacer algo para mejorar esta situación en el futuro”.

Gracias a la asistencia de Baker Hughes, Helder y otros 85 jóvenes cursan carreras universitarias y aspiran a la oportunidad de cambiar el mundo que los rodea.

Con el respaldo de una subvención de $2,5 millones de la Fundación Baker Hughes en 2008, la compañía lanzó el Programa de Becas Baker Hughes en Angola, cuyo objetivo es dedicarse durante cuatro años al desarrollo de la fuerza laboral educada y cualificada de Angola. El programa fue diseñado para alentar a la próxima

generación de líderes tecnológicos y empresariales a convertirse en importantes contribuyentes en aras de las metas de desarrollo de su país.

Si bien Baker Hughes estableció los criterios de solicitud de becas, el Instituto de Educación Internacional administra el programa y selecciona paneles académicos independientes para elegir a los becarios. Todos los becarios fueron seleccionados en función de su mérito. Se entregaron cuarenta

> Se homenajearon a los becarios en una ceremonia auspiciada por Baker Hughes.

Buenos vecinos

Helder Nzuzi Domingos, hijo de granjeros analfabetos de la zona rural de Angola, sabía que sus probabilidades de asistir a la universidad era remotas. Aun así, soñaba con las oportunidades que le reportaría una educación universitaria.

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y dos becas en 2008; 44 en el año 2009; y otras 20 se adjudicaron recientemente. Casi todos los alumnos son la primera generación de su familia en cursar estudios superiores.

Las becas totalmente inclusivas benefician indirectamente a familias enteras al sufragar los costos de matrícula, la compra de libros de textos, computadoras portátiles, transporte e incluso las comidas de los alumnos, explicó Jennifer Cutaia, directora de relaciones gubernamentales de Baker Hughes y coordinadora de la compañía en el programa.

“Cuando hablamos con las universidades para abordar sus necesidades, nos enteramos de que muchos alumnos afrontaban dificultades insuperables por ser los encargados del sustento de sus hermanos menores”, comentó Cutaia. “En ese momento supimos que, para que esos jóvenes pudieran terminar de cursar sus estudios, debíamos ofrecer apoyo económico que no se limitara a pagar la matrícula universitaria”.

“Esta beca me cambió totalmente la vida”, manifestó António João Gunza Eduardo, alumno de geofísica de 23 años. “Justo antes de recibir la beca de Baker Hughes, estaba pensando en dejar la universidad. Con la beca, podré comprar libros y ya adquirí mi primera computadora. Además, puedo pasar el día en la biblioteca estudiando sin sufrir hambre. No tengo palabras para expresar mi agradecimiento a Baker Hughes. Gracias a Baker Hughes, me graduaré el año entrante”.

Los 86 becarios asistieron a ocho facultades y universidades distintas

de la zona de Luanda, pero la mayoría (62 por ciento) cursaron sus estudios en Agostinho Neto, la universidad más importante y prestigiosa de Angola. La mayoría de los alumnos cursan estudios de ingeniería y ciencias aunque el 12 por ciento eligió carreras en administración de empresas.

A cambio de las becas renovables, los alumnos deben mantener un cierto promedio de calificaciones. No tienen obligación alguna para con Baker Hughes, pero seis de ellos fueron seleccionados para realizar pasantías en la oficina de Luanda de la compañía, según explicó Duncan McWilliam, director gerente de Baker Hughes Angola.

“Las becas son sumamente importantes para los alumnos, para nuestra industria y para el futuro de Angola”, comentó McWilliam. “Como se otorgan en base al mérito, los alumnos más dedicados y brillantes del país pronto ingresarán al mercado laboral. Hemos informado a otras compañías de la industria de hidrocarburos sobre los futuros graduados y les hemos aconsejados que consideren contratar a algunos de ellos”.

Por la fe inquebrantable depositada en estos jóvenes y su capacidad y voluntad de ayudar a mejorar su país, Baker Hughes expandió su contribución a $6,2 millones para ampliar el programa de becas hasta el año 2016.

“La demanda de las becas es inagotable”, explicó McWilliam. “Estos jóvenes las consideran la oportunidad de contribuir a acelerar el crecimiento económico de su país natal, y Baker Hughes se enorgullece de ser parte de ese legado”.

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01> Helder Nzuzi Domingos con Miriã Cazanova, una de sus profesores de la Universidade Agostinho Neto

02> Durante la ceremonia de entrega de becas, Heather Theisen-Gandara, subdirectora de Programas de Intercambio Internacional del Instituto de Educación Internacional, presenta una mochila de Baker Hughes a António João Gunza Eduardo, alumno de geofísica de la Universidade Agostinho Neto.

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18,5 millones

Población de angola

481.354 millas cuadradas

Superficie de tierra en angola

13,5 miles de millones de barriles

Reservas confirmadas de angola

$2,5 millones

Fondos suministrados por la Fundación Baker Hughes para establecer el Programa de becas de Baker Hughes en angola

$6,2 millones

aportes previstos por Baker Hughes para continuar el programa de becas hasta 2016

106 Beneficiarios de becas en los últimos tres años

84 por ciento

Primera generación de estudiantes universitarios

24 por ciento

Mujeres beneficiarias de becas

Contratación, capacitación, construcción

Inversión en el futuro de AngolaEl petróleo es la base de la economía de Angola. Constituye el 90 por ciento de las exportaciones del país. Con una pro-ducción de un millón de barriles por día, Angola es el segundo productor de petróleo del continente africano y, según datos de la embajada de ese país en Washington, D.C., es probable que pronto supere a Nigeria, que actualmente produce más de dos millones de barriles por día.

Durante más de 30 años Baker Hughes ha suministrado productos y servicios a la industria petrolera de Angola. Hoy más que nunca Baker Hughes está dedicada a suministrar tecnología avanzada y excelencia operativa para la recuperación de los vastos recursos petroleros de Angola.

Igualmente importante es el plan de la compañía para apoyar la economía local y contribuir a programas sociales que mejorarán la calidad de vida de los angoleños. Baker Hughes emplea más de 460 personas en Angola. Casi el 75 por ciento de su personal es angoleño. Baker Hughes contrata y capacita gente del país, pero además está invirtiendo más de $80 millones en bienes de capital en las tres regiones en las que opera: Luanda, Soyo y Cabinda. Este proyecto de expansión de infraestructura comenzó en 2009 y es uno de los programas de inversión más importantes de Baker Hughes en todo el mundo.

La expansión abarca:

� Construcción de una nueva planta de operaciones de $22 millones en la base Sonangol de Servicios integrados de logística (Sonils) de Luanda, donde Baker Hughes Angola tiene presencia desde 1999.

� Una inversión de $29 millones en nuevas viviendas para el personal en Luanda.

� Una inversión de $14 millones en el término de dos años para construir una nueva planta de servicios en Malongo/Cabinda.

Otros proyectos incluyen inaugurar un nuevo centro de colabora-ción remota BEACON™; una planta de almacenamiento a granel y mezcla de productos químicos de producción en la base Sonils; una nueva sede para el personal directivo de Angola; una amplia ción de la planta de servicios de perforación de Soyo y la expansión de la planta de mezcla de productos químicos de producción en Soyo, que está bajo la dirección de Baker Petrolite Angola Ltd., un emprendimiento conjunto con Vernon Angola Services Inc.

Realidad en números

> La planta de operaciones por valor de $22 millones recientemente inaugurada en la base Sonils en Luanda

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Última teCnología de Baker HughesNEXT-DRILLEl sistema NEXT-DRILL™ de Baker Hughes es un fluido de perforación de emulsión inversa personalizado, que brinda estabilidad superior de pozo en comparación con los lodos convencionales formulados con petróleo, y satisface las expectativas de rendimiento y economía del mercado convencional y no convencional de formaciones de lutita.

Por tratarse de un sistema de emulsión inversa flexible y de alto rendimiento, los fluidos NEXT-DRILL permiten al operador perforar formaciones reactivas o de alta dispersión, zonas agotadas con limitaciones de densidad de circulación equivalente ajustada y arenas bajo presión, y también permite controlar con eficacia los problemas de circulación. Los fluidos NEXT-DRILL pueden formularse con diesel o aceite mineral, dependiendo de los requisitos reológicos, los problemas previstos de pozo, la densidad de fluidos y disponibilidad del aceite de emulsión.

Es una actualización del sistema CARBO-DRILL™/CARBO-SEA™, el estándar de larga data de la industria en sistemas de emulsión inversa. El sistema NEXT-DRILL brinda al cliente la flexibilidad de aplicar tecnologías novedosas y mejores prácticas, junto con el modelo de ingeniería patentada para satisfacer los requisitos particulares de un pozo. Si bien algunos de los componentes y mecanismos de rendimiento son similares a los de CARBO-DRILL/CARBO-SEA, el sistema NEXT-DRILL difiere considerablemente ya que aprovecha productos optimizados y modelación de pozos para reducir las pérdidas de lodo totales y el tiempo improductivo.

El fluido NEXT-DRILL es compatible con una amplia gama de salinidades de fase interna y puede emplearse con cloruro de calcio (CaCl2) o soluciones salinas de cloruro de sodio. Sin embargo, fue diseñado para soluciones salinas de fase interna más baja (10 a 15 por ciento wt CaCl2) para que el fluido esté más equilibrado con la actividad de la formación, lo cual es un componente integral para la integridad y resistencia del pozo.

AutoTrak VEl sistema AutoTrak V™, el nuevo producto de la flota de Baker Hughes de sistemas rotativos direccionales AutoTrak™, permite a los operadores perforar eficazmente intervalos verticales con excelente calidad de diámetro de pozo y poca intervención de superficie, en algunos casos. Al eliminar la necesidad de las pasadas de corrección que suelen necesitarse con los sistemas convencionales de perforación, el sistema AutoTrak V maximiza la velocidad de penetración general y es capaz de perforar un pozo recto y vertical en entornos en que el control de desviación es problemático, o cuando se debe perforar un intervalo vertical preciso para intersectar un objetivo.

A diferencia de productos de la competencia, la herramienta AutoTrak V cuenta con un servicio de medición de inclinación continua e instantánea que garantiza la colocación del pozo en el objetivo sin utilizar una herramienta adicional de medición durante la perforación (MWD). Goza de la experiencia de 15 años de Baker Hughes en el desarrollo de sistemas de perforación vertical automática y de alto rendimiento que han perforado millones de pies de profundidad.

El diámetro de pozo perfectamente derecho y vertical que produce AutoTrak V minimiza el riesgo de impacto con las paredes del pozo en ciertas aplicaciones de perforación, y la calidad superior del pozo reduce los riesgos operativos durante las mediciones de perfilaje y al instalar el entubamiento. El sistema AutoTrak V además ahorra el tiempo de la torre de perforación al reducir o incluso al eliminar por completo las operaciones de ensanchamiento de paso.

Además, mejora la velocidad de penetración porque elimina los intervalos de deslizamiento comunes de los sistemas de perforación convencionales. La medición de inclinación instantánea y cerca de la broca permite a los operadores perforar hasta el objetivo sin herramientas adicionales de medición durante la perforación (MWD), mejorando las condiciones económicas y simplificando las operaciones.

La herramienta AutoTrak V está guiada por tres brazos direccionales de control hidráulico que proporcionan el control direccional constante, lo cual resulta en un orificio preciso que reduce el ensanchamiento previo a las operaciones de terminación. El sistema totalmente rotativo mantiene al pozo en dirección vertical, como se programó, y produce para los operadores un pozo económico, a tiempo, dentro del plan y conforme al presupuesto.

Para aumentar aun más la velocidad de perforación, es posible optimizar el sistema AutoTrak V añadiendo uno de los motores comprobados de fondo de pozo Navi-Drill™ de Baker Hughes para cada aplicación específica y para maximizar la velocidad de penetración. Al contar con una completa selección de configuraciones de motor, se puede conseguir el rendimiento exacto para la aplicación en particular y la capacidad de reducir el RPM de la cadena de tubos para limitar el desgaste al perforar en formaciones abrasivas.

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Sistema de electrobomba sumergible Ultratérmico Baker Hughes instaló los primeros sistemas de electrobomba sumergible (ESP) ultratérmicos en pozos de drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) en las arenas petrolíferas de Canadá. Los sistemas de producción de electrobombas sumergibles son capaces de operar a temperaturas de fluido de hasta 250 °C (482 °F), permitiendo a los operadores aumentar la producción, reducir la relación vapor-petróleo (SOR), omitir la fase de extracción de gas y producir inmediatamente mediante vapor a través de bombeo. Estos nuevos sistemas ultratérmicos también pueden emplearse para ampliar la vida útil en servicio del sistema en aplicaciones SAGD de menor temperatura.

Son el resultado de varios años de investigaciones y desarrollo intensivos en plantas de prueba especializadas en el centro de productos de electrobombas sumergibles de Baker Hughes en Claremore, Oklahoma. Esta planta de prueba única en su clase permite a los ingenieros de Baker Hughes no sólo diseñar y probar los equipos de ESP a temperaturas fluidas de hasta 300°C (572°F), sino también simular la orientación horizontal y características del ciclo térmico de los pozos de drenaje por gravedad asistido por vapor. Las pruebas realizadas en los circuitos de prueba de alta temperatura permiten incorporar en el diseño de los sistemas ESP ultratérmicos los más rigurosos niveles de confiabilidad. La confiabilidad de la vida útil en servicio más alta significa mayor producción y menores costos operativos para los clientes. Los expertos de la industria consideran que el aumento de producción se debe a la cámara de vapor más grande y a la característica misiva del petróleo a temperaturas superiores.

El sistema ultratérmico completa la familia de sistemas de producción de ESP de elevada temperatura de Baker Hughes. Los sistemas de alta temperatura operan confiablemente en temperaturas fluidas de hasta 163 °C (325 °F). Los sistemas de temperaturas extremas operan confia-ble mente en temperaturas de fondo de pozo de hasta 220 °C (428 °F).

Sistema de soporte y empaquetadura de revestimiento de expansión TORXS™El sistema de soporte de revestimiento TORXS™ de Baker Hughes es el único sistema expandible que puede introducirse e instalarse convencionalmente, sin necesidad de colocar un obturador de alta presión en un momento crítico y preciso del proceso como método principal de activación para el soporte o empaquetadura o para liberar la herramienta en uso. El sistema de alto torque y balanceado hidráulicamente es ideal para pozos de perforación de largo alcance, y un diámetro externo reducido le permite ofrecer una mejor cementa-ción en entornos de densidad de circulación equivalente baja.

El sistema TORXS elimina la necesidad de depender del obturador porque todas las activaciones hidráulicas, incluida la liberación de la herramienta, ocurren con la presión actuando sobre un sello positivo en la herramienta en uso. Eso reduce el riesgo de una unión de baja calidad entre el revestimiento y el cemento, que puede ocurrir cuando se infla el revestimiento con un obturador de alta presión.

El sistema de empaquetadura TORXS puede utilizarse para varias operaciones, incluyéndose pozos desviados, pozos profundos o de poca profundidad, pozos de largo alcance, perforaciones derechas, revestimientos de fractura, líneas colectoras entre revestimientos, revestimiento para segmentos defectuosos y terminaciones de pozos de una sola perforación. Es compatible con la válvula de derivación Hyflo™ de Baker Hughes para una rápida pasada en revestimientos de tolerancia estrecha o revestimientos en formaciones débiles.

El sistema TORXS viene en el tamaño 7 pulg. x 9-5/8 pulg. y los otros dos tamaños- un sistema de 5 pulg. x 7 pulg. y un sistema de 7-5/8 pulg. x 9-5/8 pulg.- se lanzarán comercialmente más adelante en el curso del año. En última instancia, el sistema se ofrecerá en seis tamaños distintos.

> Proyecto SAGD en las arenas petrolíferas canadienses

> El mandril ajustable del sistema TORXS compensa las variaciones de diámetro del entubamiento para que las fuerzas permanezcan constantes.

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No es casualidad que donde se encuentre petróleo el nombre de Baker Hughes sea sinónimo de tecnología de brocas. Después de todo, fue la broca rotativa bicónica original la que dio origen a Hughes Tool Co. y revolucionó la incipiente industria petrolera.

Howard Hughes Sr. fue uno de los emprendedores de principios de siglo que se propuso hacer fortuna en los campos petroleros de Texas. Nacido en Missouri en 1869, asistió a Harvard College y a la Facultad de Derecho de la State University of Iowa. Durante un corto período ejerció la abogacía con su padre en Iowa, pero estaba ansioso por emprender una carrera

más audaz y lucrativa. La pujante industria minera de plomo y zinc en Joplin, Missouri, parecía un buen lugar para que un joven probara su suerte. Cuando se produjo el auge del petróleo en el este de Texas, al igual que tantos otros de esa época, no pudo resistir la tentación y dejó la abogacía y la minería. No le llevó mucho tiempo encontrar su fortuna.

Hughes se asoció con Walter Sharp para formar una empresa contratista de perforaciones con presencia en Luisiana y Texas. Hughes deseaba crear un mejor método de perforación que superara la herramienta de impacto usada en la mayoría de los casos o el

Poco a poco, Howard Hughes Sr.

erigió un IMPERIO

En retrospectiva

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1906 ~método de trépanos con cola de carpa. Como los trépanos con cola de carpa sólo raspaban la superficie, podían usarse únicamente en formaciones blandas. En 1906, Hughes estaba buscando la manera de perforar eficazmente en formaciones más duras con un método rotativo que pulverizara la roca.

Durante una visita a un taller de maquinado donde estaban reparando sus herramientas, Hughes notó una rueda esmeril con dos ruedas externas girando en una dirección y una rueda interna girando en la dirección opuesta. Aplicando el mismo concepto a una herramienta cortadora de roca de varios conos, construyó un modelo de madera de una broca con dos rodillos cónicos cortadores.

Lo que sucedió después cambiaría la perforación petrolera por los próximos 100 años.

En 1908, Hughes y su socio fabricaron la primera broca bicónica de acero. El 10 de agosto de 1909, la broca Sharp-Hughes fue patentada en EE.UU. El mismo año, los socios crearon la compañía Sharp-Hughes Tool Co. con sede en un espacio alquilado en la esquina de Houston Car Wheel and Machine Co., a una corta distancia de la sede corporativa actual de Baker Hughes. Walter Sharp falleció en 1912 y Hughes adquirió la participación de Sharp en la compañía. En 1915 se cambió la denominación social a Hughes Tool Co.

Después de la muerte de Hughes en 1924, su único hijo, Howard R. Hughes Jr., tomó el control de la compañía como único dueño. Nueve años después, los ingenieros de Hughes Tool crearon una broca rotativa tricónica. Entre 1934 y 1951, cuando otras compañías comenzaron a fabricar brocas similares, Hughes abarcaba casi el 100 por ciento del mercado. La broca para roca Sharp-Hughes fue usada para extraer prácticamente todo el petróleo descubierto en los primeros años de la perforación rotativa. Howard Hughes Jr. se convirtió en uno de los hombres más ricos del mundo. En 1972 Hughes Tool Co. comenzó a cotizar en bolsa. Según un artículo en la revista Texas Monthly, el día que salió a la venta ganó $150 millones.

Los ingenieros de la compañía continuaron liderando en innovaciones tecnológicas de brocas. En 1976, Hughes Tool lanzó al mercado brocas con elementos de corte de diamante sintético, llamadas brocas de diamante policristalino compactado (PDC).

La fusión de Hughes Tool Co. y Baker International en 1987 dio origen a Baker Hughes Incorporated. Actualmente, Baker Hughes continúa desarrollando y fabricando brocas rotativas de PDC y tricónicas en distintos lugares del mundo.

La broca para roca Sharp-Hughes fue usada para extraer prácticamente todo el petróleo descubierto en los primeros años de la perforación rotativa.

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