resistividad detrás del revestimiento yacimientos virtuales cultura
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Verano de 2001
Resistividad detrás del revestimiento
Yacimientos virtuales
Cultura de intercambio de conocimientos
Administración del manejo del conocimiento
Oilfield Review
Este número narra una fascinante historia (“Medición de laresistividad detrás del revestimiento,” página 2) acerca deun equipo de profesionales que enfrentó desafíos aparente-mente inalcanzables y que finalmente, como usted verá,resultó éxitoso.
La historia comenzó a mediados de la década de 1980,cuando una fuerte contracción del gasto de la industria deexploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés) noshizo pensar seriamente en la “innovación a bajo costo.”Fueron convocados varios grupos de trabajo que produjeron117 nuevas ideas, de las cuales se han implementado 91. Eltema más candente fue la obtención de registros de unmodo efectivo desde el punto de vista de los costos. No hade sorprender que la idea más apreciada de las 117 presen-tadas fue la adquisición de registros durante la perforación,la cual se comenzó a adoptar a partir de entonces. Pero laidea número 12 parecía tan interesante como aquélla: ¿porqué no obtener registros cuando ya se ha asentado el reves-timiento y el tiempo del equipo de perforación no represen-ta un impedimento? El entusiasmo se atemperó cuandovarios nos dimos cuenta de que las dos mediciones másimportantes serían la resistividad y la presión, las cualesparecían obstáculos imposibles de superar. También era unaépoca en que debíamos administrar con prudencia nuestrosfondos de investigación y desarrollo. Estudiamos ambasideas, pero no construimos prototipos.
A principios de la década de 1990, aumentó el gasto deE&P y nuevamente dirigimos la mirada hacia nuestra carte-ra de buenas ideas no llevadas a la práctica. Aquella idea delas mediciones de resistividad detrás del revestimiento erauna de las tres principales. Al mismo tiempo, un equipo deprofesionales que trabajaba en Clamart, Francia, bajo ladirección de Paul Béguin recién había terminado la primerafase de un programa muy alentador que había logrado unéxito técnico, pero había sido un completo fracaso de co-mercialización. Queríamos ofrecerle al equipo la posibilidadde desarrollar un proyecto que fuera un triunfo de comercia-lización si superaba con éxito los aspectos técnicos. No fuefácil convencerlos, pues todos ellos conocían claramente lasdificultades del desafío. Por fin, la confianza del equipo ensi mismo prevaleció y el proyecto comenzó en 1992.
Fue evidente desde un principio que este proyecto seríamucho más arduo que el que acababan de finalizar. Como seexplica en el artículo, la cuestión no es el principio de lamedición en sí, que se basa en medir la corriente que sefuga fuera del revestimiento, sino el nivel de ruido extraordi-nariamente bajo que puede tolerar cualquier técnica demedición. Recuerdo que cuando visité al equipo a fines de1993 y observé el cartucho de la electrónica de la herra-mienta bajo una montaña de ropa en el laboratorio, les pre-gunté si estaban preocupados acerca del espionaje indus-trial. Me respondieron que el cambio de temperatura que seproducía al abrir la puerta del laboratorio generaba un ruido
Extensión del alcance de las mediciones
varias veces mayor que el que puede tolerar la medición. Unprototipo podía dar buenos resultados, pero el siguiente,aunque idéntico a los ojos del observador, podía entregarlecturas totalmente inexactas: un verdadero zoológico llenode problemas sin resolver. Recuerdo el Desplazamiento dePaul y el Factor K de Marie-Therese, entre muchos otros deestos especímenes.
Estos problemas no resueltos, que básicamente tenían quever con fuentes de ruido que ninguno de nosotros compren-día, impidió que la herramienta avanzara a la siguiente faseclave de nuestro proceso de desarrollo del producto. Los ge-rentes comenzaron a preocuparse acerca de si finalmentelograríamos hacerla funcionar. En ese entonces, pensabaque un buen manejo de riesgos era un factor clave para eléxito del desarrollo de un producto, y aún pienso así. Sinembargo, nuestra gente de manejo de riesgos de procesosconsideraba este proyecto como el más riesgoso, y tuvimosque dedicarle horas para convencerlos de que no debíamosrenunciar.
Afortunadamente, el equipo seguía pensando que podíahacer funcionar la herramienta. Un progreso lento peroconstante permitió crear un prototipo exitoso, y esto alentóal equipo y a los gerentes lo suficiente como para mantenervivo el proyecto. Varios miembros con mucha experienciaclave del área técnica comenzaron a contribuir con el pro-yecto, y nuestra comprensión de las distintas fuentes de rui-do mejoró notablemente como para reducir la confusa multi-tud de problemas a unos pocos problemas predecibles.¡Finalmente, el equipo lo logró! El resultado es la herramien-ta que se presenta en el primer artículo de este número.
El siguiente capítulo de la historia será similar: otro equi-po, en otro centro tecnológico, está lidiando con las me-diciones de presión a través del revestimiento. Tras variosaltibajos parecidos a los de la medición de la resistividaddetrás del revestimiento, el equipo también ha de teneréxito. Otras mediciones se hallan en camino, las que segura-mente plantearán tantos desafíos como las dos primeras.
Philippe Lacour-GayetCientífico en Jefe, Schlumberger Limited
Philippe Lacour-Gayet ingresó como ingeniero en el centro de investigación y desarrollo (R&D, por sus siglas en inglés) de Schlumberger en 1974, enClarmant, Francia. Se ha desempeñado en el manejo de las operaciones enLondres, Inglaterra; y Tokio, Japón; y ha dirigido los centros de investigación y desarrollo de Clamart; Fuchinobe, Japón; Palo Alto, California, EUA; yRidgefield, Connecticut, EUA. Actualmente se desempeña como Científico en Jefe, a cargo de los centros de investigación y desarrollo para todoSchlumberger. Philippe obtuvo un doctorado en física de la Universidad deParis-Sud en Orsay, Francia.
Consejo editorialTerry AdamsAzerbaijan International Operating Co., Bakú
Syed A. AliChevron Petroleum Technology Co.Houston, Texas, EUA
Antongiulio AlborghettiAgip S.p.AMilán, Italia
Svend Aage AndersenMaersk Oil Kazakhstan GmbHAlmaty, República de Kazakhstán
George KingBPHouston, Texas
David Patrick MurphyShell E&P CompanyHouston, Texas
Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra
Traducido y producido por LincED Int’l, Inc. y LincED Argentina, S.A.
E-mail: [email protected]; http://www.linced.com
EdiciónAntonio Jorge TorreSubediciónNora RosatoMiriam SittaDiagramaciónPablo RojasDiego SánchezRevisión de la traducciónJesús Mendoza R.Departamento de MercadotecniaMéxico y América Central (MCA)
Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a losprofesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo consiste en brindar infor-mación acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y pro-ducción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados yclientes de Schlumberger y se imprime en los Estados Unidos de Norteamérica.
Cuando se menciona sólo el lugar de residencia de un colaborador, significaque forma parte del personal de Schlumberger.
© 2001 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de estapublicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medioalguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debidaautorización escrita de Schlumberger.
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DistribuciónDavid E. BergtDiseño y producciónHerring DesignSteve FreemanKaren MalnartIlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge StewartImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks
Verano de 2001Volumen 13Número 1
Schlumberger
2 Medición de la resistividad detrás del revestimiento
Desde que los registros miden las propiedades de las formaciones, obtener laresistividad de la formación detrás del revestimiento ha constituido una metafundamental pero inalcanzable; hasta ahora. Una nueva herramienta parapozos entubados supera las dificultades del diseño y de la adquisición de datosque han eclipsado el éxito de los intentos anteriores. Los ejemplos de campomuestran cuán estrechamente coinciden las nuevas mediciones a través delrevestimiento con las herramientas de adquisición de registros a pozo abierto,y cómo se está utilizando la herramienta con el fin de identificar zonas produc-tivas previamente inadvertidas, así como para hacer un seguimiento de loscambios de saturación en los yacimientos en explotación.
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Oilfield Review
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66 Administración del manejo del conocimiento
Un grupo de gerentes de la industria analiza temas relacionados con el inter-cambio de conocimientos en el actual entorno de E&P. Ellos estudian laforma en que sus empresas se iniciaron en el manejo del conocimiento y loselementos de negocios que impulsan sus iniciativas, las que incluyen redes ycomunidades, tecnologías de la información y herramientas para la colabora-ción global, así como iniciativas de comercio electrónico (e-Business). Estosexpertos analizan las formas de medir el progreso, el valor del capital intelec-tual y los intercambios de conocimientos, y luego contemplan los desafíos yoportunidades que vislumbran para el futuro.
26 Mejoramiento de los yacimientos virtuales
Los simuladores de yacimientos han evolucionado en dos direcciones: unainterfaz simple para novatos y una herramienta sofisticada para usuarios conexperiencia. Los estudios de casos ilustran la innovadora opción del pozo demúltiples segmentos, la cual ofrece un mejor vínculo entre el pozo y las retí-culas de yacimientos. Para simular los campos de gran tamaño y complejidadse utilizan el procesamiento en paralelo y el modelado composicional. En al-gunos casos, la mejor solución está dada por un modelo que rastrea el movi-miento de los frentes de fluidos a través del modelado de líneas de corrientes.
48 Creación de una cultura de intercambio de conocimientos
A partir de la entera explotación de los datos y de la información disponible, las empresas de E&P pueden aumentar la eficiencia, mejorar los resultadosfinancieros, maximizar el valor de los activos y fortalecer la posición compe-titiva en un mercado dinámico. El éxito depende de la posibilidad de trans-formar datos e información en conocimiento comprobable y de acceso instan-táneo, como base para la toma de decisiones en tiempo real. Esto sólo sepuede lograr creando una cultura empresarial estructurada en torno a lacaptación y al intercambio de conocimientos.
2 Oilfield Review
Medición de la resistividad detrás del revestimiento
Karsani AuliaBambang PoernomoWilliam C. RichmondAri Haryanto WicaksonoPT. Caltex PacificMinas, Riau, Indonesia
Paul BéguinDominique BenimeliIsabelle DubourgGilles RouaultPeter VanderWalClamart, Francia
Austin BoydRidgefield, Connecticut, EUA
Sherif FaragYakarta, Indonesia
Paolo FerrarisAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos
Anne McDougallParís, Francia
Michael RosaDavid SharbakOccidental Oil and Gas CompanyElk Hills, California, EUA
Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Eric Bonnin, David Foulon y Gregory Joffroy,TOTAL ABK, Abu Dhabi, EAU; Bob Davis, Bakersfield,California, EUA; Alison Goligher y Don McKeon, Clamart,Francia; Russ Hertzog, Laboratorio Nacional de Ingeniería yAmbiente de Idaho, Idaho Falls, Idaho, EUA; PamRahmatdoost, Sugar Land, Texas, EUA; y Lukas UtojoWihardjo, Duri, Indonesia.AIT (herramienta de Inducción de Arreglo), CBT (herramien-ta de Adherencia del Cemento), CET (herramienta de Evalua-ción de la Cementación), CHFR (Resistividad de la Formaciónen Pozo Entubado), CPET (herramienta de Evaluación de laCorrosión), ELAN (Análisis Elemental de Registros), HRLA(Sonda de Lateroperfil de Alta Resolución), PlatformExpress, RST (herramienta de Control de Saturación delYacimiento), SCALE BLASTER, SpectroLith, TDT (Tiempo deDecaimiento Termal) y USI (herramienta de Imágenes Ultra-sónicas) son marcas de Schlumberger. TCRT (herramientade Resistividad a través del Revestimiento) es una marca deBaker Hughes.
La detección y evaluación de la saturación de hidrocarburos han sido
por mucho tiempo un problema en los pozos entubados. Después de 60
años de sueños y proyectos, la medición de la resistividad detrás del
revestimiento se convierte hoy en una realidad.
En busca de mejorar la productividad de los cam-pos, ampliar su vida útil y aumentar las reservas,las compañías petroleras necesitan ser capacesde identificar hidrocarburos aún no detectados,monitorear los cambios en la saturación de losfluidos y detectar el movimiento de los contactosde fluidos de los yacimientos. Muchas de lasreservas de petróleo y gas descubiertas y que aúnexisten están contenidas en campos viejos, des-cubiertos entre la década de 1920 y la de 1950.1
En aquellos días, por lo general los hidrocarburosse detectaban sólo a través de registros eléctri-cos obtenidos a pozo abierto; a menudo los úni-cos registros disponibles. Incluso hoy, losregistros de resistividad adquiridos a pozo abiertotodavía son las mediciones más comúnmente uti-lizadas para evaluar las saturaciones de los yaci-mientos y distinguir las zonas que contienenhidrocarburos de las que contienen agua. Sinembargo, el monitoreo de los cambios de satura-ción en yacimientos viejos requiere efectuarmediciones a través del revestimiento de acero,lo que no ha sido posible con las herramientas deresistividad convencionales.
Hasta hace poco, la evaluación de la satura-ción de hidrocarburos en un pozo entubado sóloera posible con herramientas nucleares. Estas he-rramientas tienen una reducida profundidad de in-vestigación y su aplicación efectiva está limitadaa altas porosidades y altas salinidades. Desde lainvención de los registros de resistividad de pozoabierto, los expertos de todo el mundo se han es-forzado por desarrollar una herramienta que pue-da medir la resistividad detrás del revestimiento.
Hoy, 60 años después de haberse concebidoesta idea, la medición exacta y confiable de laresistividad de formaciones no sólo es posible enpozos entubados, sino que también ya se encuen-tra disponible como servicio estándar. Las consi-derables dificultades de diseño y mediciónplanteadas por la medición de la resistividad de
la formación detrás de revestimientos de acerohan sido superadas (véase “Historia de la medi-ción de la resistividad en pozos entubados,”página 12). Con la ayuda de innovadores disposi-tivos electrónicos, los ingenieros deSchlumberger han desarrollado un sistema quehizo funcionar una vieja idea.
Como en el caso de las mediciones en pozoabierto, las mediciones de resistividad y porosi-dad nuclear en pozo entubado se pueden combi-nar para proporcionar una mejor evaluación de lasaturación. Además del monitoreo de yacimien-tos y la identificación de zonas productivas pre-viamente inadvertidas, este servicio proporcionauna medición de resistividad en pozos de altoriesgo en los que los registros de pozo abierto nopueden obtenerse debido a las condiciones delpozo, o cuando una falla de la herramienta impidela adquisición exitosa de los datos.
Este artículo revela cómo funciona la nuevaherramienta, cómo su diseño derriba obstáculosanteriormente insuperables para obtener la resis-tividad detrás del revestimiento, y de qué manerasupera las limitaciones de la técnica. Los ejem-plos de campo indican con cuánta fidelidad la nue-va medición corresponde a los resultados de lasherramientas de adquisición de registros a pozoabierto y cómo se está utilizando para monitorearcambios de saturación y de contactos de fluidos.
Principio de la mediciónLa herramienta de Resistividad de la Formaciónen Pozo Entubado CHFR es, en efecto, una herra-mienta de lateroperfil, es decir, un dispositivo conelectrodos que miden las diferencias de voltajeque se crean cuando una corriente emitida fluyehacia la formación alrededor del pozo. La manerausual de calcular la resistividad Rt de la forma-ción a partir de una herramienta de lateroperfilrequiere medir la corriente I emitida y el voltaje Vde la herramienta. Para obtener la resistividad, la
1. Informe del equipo de trabajo: “Through-Casing LoggingTools Approach Commercialization,” Gas ResearchInstitute GRID, Verano de 1998: 19-21.Blaskovich FT: “Historical Problems with Old FieldRejuvenation,” artículo de la SPE 62518, presentado enel Encuentro Regional Occidental de las SPE/AAPG,Long Beach, California, EUA, Junio 19-23, 2000.
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relación de ambos parámetros se multiplica porun coeficiente constante conocido como el factorK de la herramienta, el cual depende de la geo-metría de la herramienta misma: Rt = KV/I. Lamedición de la herramienta CHFR es un poco máscomplicada debido a la presencia del revesti-miento de acero, pero aún así se reduce a deter-minar Rt a partir de V e I. Los lateroperfiles depozo abierto utilizan electrodos para enfocar lacorriente emitida dentro de la formación. Una di-ferencia significativa en la física que rige la me-dición en un pozo entubado es el hecho de que elrevestimiento mismo del pozo sirve como unelectrodo gigante que aleja la corriente del pozo.
La corriente sigue el trayecto de menor resis-tencia para completar un circuito eléctrico, ycuando la opción es pasar a través de acero debaja resistencia o a través de la tierra, la mayorparte de la corriente fluirá a través del acero.
La corriente alterna de alta frecuencia (CA) per-manecerá casi enteramente en el interior delacero, pero con CA de baja frecuencia o concorriente continua (CC), una pequeña parte de lacorriente se filtra hacia la formación.
Para fluir desde la fuente de la herramientahasta la conexión eléctrica a tierra en un electro-do de retorno ubicado en la superficie, la corrien-te pasa a través del revestimiento y se filtragradualmente hacia la formación circundante, alpasar a través del terreno hasta la conexión eléc-trica a tierra. La fuga hacia la formación que seencuentra alrededor del pozo ocurre a lo largo detodo el revestimiento, de modo que la cantidadde corriente que se filtra por cada metro es míni-ma. El mayor desafío de la medición de resistivi-dad detrás del revestimiento consiste en mediresta pequeña cantidad de corriente que se fuga.
La manera en que se realiza la medición sepuede entender si se sigue el curso de lacorriente a lo largo de los trayectos que tomahacia la conexión eléctrica a tierra. El electrodode corriente está en contacto con el interior delrevestimiento. Una parte de la corriente viajahacia arriba del revestimiento, y la otra parteviaja hacia abajo. La cantidad que va en cadadirección depende de la posición de la herra-mienta en el pozo y de la resistividad de la for-mación; mientras más alta sea la resistividad dela formación, menos corriente irá hacia abajo por
Rc
Rc
Rcem
Rt
RcemRt
el revestimiento (derecha). Esto se debe a que lacorriente descendente se conecta a tierra al pa-sar a través de la formación. También significaque la herramienta se hace menos sensitivacuando la resistividad de la formación es mayor;entra menos corriente a la formación.
A medida que la corriente fluye hacia abajopor el revestimiento, una pequeña parte penetrala formación. La fuga se puede describir comouna cierta fracción de disminución de corrientepor metro. Cuando la herramienta está cerca dela superficie, la mayor parte de la corriente va ha-cia arriba del revestimiento, ya que es el trayectomás corto y con menos resistencia, de modo quehay poca fuga hacia la formación. A lo largo decasi todo el revestimiento, la fuga es casi cons-tante para las formaciones de baja resistividad,hasta que la herramienta se aproxima a la zapatadel revestimiento ubicada en el fondo del pozo.En ese punto, aunque disminuye la corriente des-cendente, una mayor parte de ella se filtra pro-gresivamente hacia cada metro de formación,hasta el último metro, en el que toda la corrientedescendente pasa a ese metro de formación, ha-ciendo que la fuga sea considerable. De hecho, lafuga de corriente es máxima en la zapata del re-vestimiento. En general esto es una ventaja, yaque la mayor parte de los intervalos de interés seencuentra cerca del fondo del revestimiento.
La dificultad para medir la resistividad detrásdel revestimiento, durante los 60 años que seextendió el desarrollo de esta técnica, ha radicadoen la medición misma. Es sencillo medir lacorriente que va hacia abajo por el revestidor, yaque el diseño de la herramienta puede incluir
electrodos que hacen contacto con la tubería derevestimiento. Es imposible medir directamente lacorriente que fluye hacia la formación, ya que loselectrodos no entran en contacto con el terreno.La corriente de la formación se debe inferir de lacorriente del revestimiento, efectuando una subs-tracción. Una corriente aplicada de un amperio (A)proporciona corrientes de fuga de unos cuantosmiliamperios por metro, e incluso menos, paraformaciones de mayor resistividad. Pero resultasumamente complicado determinar una pequeñacantidad a partir de la diferencia de dos can-tidades mucho mayores, particularmente cuandohay ruido en los datos.
Las dificultades técnicas relacionadas con lamedición de la resistividad detrás del revesti-miento han sido superadas mediante un cuida-doso diseño de la herramienta y la mayorexactitud y precisión de las mediciones. Los dis-positivos electrónicos ubicados en el fondo delpozo hoy son lo suficientemente precisos y esta-bles como para determinar la resistividad de laformación detrás del revestimiento conductivo.
Pero, ¿cómo se efectúa la medición? La pri-mera etapa de la medición utiliza una fuente enla herramienta para aplicar corriente alterna debaja frecuencia al revestimiento (página siguien-
te a la izquierda). Bajo el punto de inyección seencuentran cuatro electrodos de voltaje con unaseparación de 2 pies [0.6 m]. Tres de ellos se uti-lizan en cada medición. La caída de voltaje entrepares de electrodos es una combinación de laspérdidas debidas a la fuga de corriente hacia laformación, más las pérdidas resistivas en elrevestimiento. Se requiere un segundo paso, lla-mado paso de calibración, para determinar laspérdidas resistivas en el revestimiento.
El circuito del paso de calibración comienza enel mismo punto de aplicación de la corriente, pe-ro fluye hacia abajo del revestimiento a un elec-trodo de corriente ubicado cerca de 10 m [33 pies]más abajo en la herramienta (página siguiente ala derecha). Hay una fuga muy poco significativahacia la formación, ya que la corriente no nece-sita fluir a través de la formación para completarel circuito. La resistencia del revestimiento sepuede determinar con los mismos electrodos devoltaje que se usan en el paso de medición. Deeste modo, la resistividad de la formación sepuede obtener básicamente computando la dife-rencia entre ambas mediciones. De manera alter-nativa, si se conoce o supone la resistividad delacero, es posible derivar el espesor del revesti-miento, como se hace con la herramienta deEvaluación de la Corrosión CPET.
El alto contraste de resistividad entre el aceroy la formación determina la dirección de la fugade corriente hacia la formación (perpendicular alrevestimiento), debido a que el revestimiento esesencialmente una superficie equipotencial. Estaherramienta es más sensible a la resistividad dela formación cerca de sus electrodos de voltaje,ya que las mediciones de voltaje utilizadas paradeterminarla son afectadas en primer lugar por lafuga que se desplaza en forma radial hacia la for-mación, inmediatamente fuera del revestimiento.
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Efecto de la posición de la herramienta en una formación homogéneapara un pozo profundo de 3000 m [9840 pies] entubado con un revestidor de 7pulgadas de diámetro y 29 Ibm/pies de peso, y retornos de corriente en laboca del pozo. Se aplica un amperio (A). La corriente que desciende por elrevestimiento presenta sus mayores variaciones en las partes inferior ysuperior del pozo y disminuye a medida que aumenta la resistividad de laformación (arriba). La fuga de corriente también disminuye con el aumentode la resistividad de la formación. Cerca de la zapata del revestimiento, a los3000 m, la tasa de fuga aumenta radicalmente, incluso a pesar de que lacorriente descendente disminuye, ya que toda la corriente descendentefluye hacia la sección restante de la formación (abajo).
Componentes de la medición CHFR Valor(aproximado)
Voltaje diferencial (V1-V2)
Voltaje superior e inferior (V1,V2)
Voltaje del revestimiento (V0)
Corriente de calibración
Resistencia del segmento del revestimiento (Rc)
Corriente aplicada (I)
Corriente de la formación (∆I)
Corriente descendente del segmento del revestimiento (Id)
5 a 500 nV
20 a 100 µV
10 a 100 mV
0.5 a 3.0 A
20 a 100 µohm
0.5 a 6.0 A
2 a 20 mA
0 a 3 A
> Valores típicos registrados con mediciones de la herramienta CHFR.
Profundidad, m
Corriente descendente
Corriente de la formación
Rt = 1 ohm-mRt = 10 ohm-mRt = 100 ohm-m
Rt = 1 ohm-mRt = 10 ohm-mRt = 100 ohm-m
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
5
4
3
2
1
0
Corri
ente
, ACo
rrien
te, m
A/m
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
>
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Se requiere otro paso para obtener el voltajedel revestimiento V0. Son necesarias medicionesde voltaje extremadamente precisas en el rangode los 10 a 100 mV (página anterior, abajo). No sepueden realizar en corriente alterna, como en lospasos de medición y calibración. En una secuen-cia separada, la corriente directa se envía desdeel inyector superior a la superficie siguiendo elmismo trayecto utilizado en la medición de co-rriente de la formación. El voltaje se mide entre elinyector inferior y un electrodo de referencia dis-tinto en la superficie. La medición se efectúa dosveces—con polaridades negativas y positivas—para eliminar errores sistemáticos, tales como lapolarización o la deriva. Debido a que el voltajevaría muy lentamente con la profundidad, por lo
general es suficiente una medición de voltaje porcada 10 estaciones de profundidad.
El electrodo de referencia de superficie parala calibración de voltaje debe estar ubicado lomás lejos posible de la boca del pozo. Sin embar-go, esto no siempre es posible o factible en lasoperaciones de campo reales. La incapacidad deobtener una distancia suficiente para el electrodode referencia o un buen contacto eléctrico entreel electrodo de superficie y la tierra pueden afec-tar de manera adversa la calidad de la medicióndel voltaje y, en consecuencia, la confiabilidad dela medición de resistividad de la formación.
Esta dificultad puede superarse utilizandouna ecuación derivada empíricamente para esti-mar la resistividad sin una medición de voltaje.
Retorno
Electrodode superficie
Revestimiento
Electrodosuperiorde inyecciónde corriente
Rc
Rt
I
∆I
V1
V2
V0 ∆I y ∆Rc
> Primera etapa del principio de medición de dos etapas de la herramienta CHFR.En la etapa de medición, la corriente alterna de baja frecuencia (CA) asciendepor la tubería de revestimiento hacia la superficie y desciende por el revestidor através de la formación hacia un electrodo de retorno emplazado en la superficie.La herramienta mide la diferencia ∆I en la corriente descendente entre pares deelectrodos de voltaje. En cada estación, tres electrodos de medición contribuyena una medición de resistividad (lado derecho de la figura). Con cuatro electrodosde medición disponibles, es posible realizar dos mediciones de resistividad a lavez. Vo es el voltaje del revestimiento, y V1 y V2 son voltajes medidos en la forma-ción entre dos pares de electrodos. Rc es la resistencia del revestimiento.
Electrodoinferior decorriente
Revestimiento
Electrodosuperiorde inyecciónde corriente
∆Rc
Rc
Rt
I
> Etapa de calibración de la herramienta CHFR. Lacorriente sólo fluye desde el electrodo de corrientesuperior hacia el inferior, permitiendo el cómputode ∆Rc como la diferencia en la resistencia delrevestimiento entre dos puntos de medición.
Cuando se utiliza este método, las resistividadesde la formación de CHFR son aparentes, en lugarde absolutas. Un término de la ecuación com-pensa la presencia de la zapata del revesti-miento, y un segundo término da cuenta de lageometría del revestimiento donde se toma lamedición. Si bien esta fórmula no es aplicableuniversalmente, ha proporcionado resultadossatisfactorios en muchos casos. Incluso cuandono funciona, el carácter general de la curva deresistividad se conserva, pero la curva completase desplaza respecto de la curva de resistividadreal. Esto se considera aceptable para la herra-mienta CHFR, ya que a menudo se dispondrá deun registro de referencia adquirido a pozoabierto, el que permitirá el ajuste del factor K.
La calibración de registros de CHFR con res-pecto a los registros de pozo abierto consiste enajustar la ganancia de la medición de la corrientede formación de CHFR (efectivamente, el factor K)para desplazar el registro del pozo entubado ysuperponerlo al registro de pozo abierto. Ladeterminación del desplazamiento adecuadorequiere conocer la resistividad de una capa,como una zona de lutitas o una capa no abierta alflujo, cuya resistividad no se ha modificado desdela obtención de los registros de pozo abierto.
Desafíos del diseño y la mediciónEl principal objetivo del diseño de la herramientaCHFR fue medir de manera precisa y confiable laresistividad de la formación detrás del revesti-miento, sin que se viera afectada por problemasde contacto del revestimiento, capas de cementoe invasión de fluidos en las cercanías del pozo. Seestablecieron rigurosos objetivos adicionales pa-ra la detección de capas delgadas: determinar laresistividad de las capas adyacentes, tales comoestratificación, contactos agua-petróleo y petró-leo-gas, con una resolución vertical de 1 pie [0.3m], y determinar un contraste de resistividades através de las capas adyacentes del orden del 5%.
Para diseñar una herramienta como ésta eranecesario resolver, en primer lugar, importantesdesafíos técnicos en tres áreas: física, electrónicay mecánica. El comportamiento físico de lacorriente eléctrica en un pozo entubado es dis-tinto al de un pozo abierto. El modelado y trabajoanalítico proporcionaron una buena comprensiónde los aspectos físicos y la mejor manera demanejar fuentes inherentes de error y ruido aso-ciadas con los componentes electrónicos. Estetrabajo permitió que los registros de resistividadpudieran derivarse de las mediciones básicas.
Las formaciones típicas tienen resistividadescerca de 1000 millones de veces más altas quelas del típico revestimiento de acero. Sinembargo, debido al gran volumen de roca de yaci-miento, la relación entre la corriente de formacióny la corriente aplicada está en el rango de 10-3 a10-5, en vez de 10-9. Puesto que el cable eléctricolimita la corriente total que puede ser aplicada alrevestimiento a unos pocos amperios, las corrien-tes típicas de formación se encuentran en elrango de los miliamperios. Debido a que lascorrientes de formación se miden a través de unacaída en la resistencia del revestimiento de unaspocas decenas de µohm, la medición de CHFR serealiza en el rango de los nanovoltios. El principaldesafío de diseño fue desarrollar un dispositivoque pudiera medir nanovoltios con precisión.
La herramienta CHFRLa herramienta CHFR consiste de un cartuchoelectrónico diseñado recientemente, un electrodode inyección de corriente que también actúa co-mo un centralizador, cuatro juegos de electrodosde medición de voltaje y un electrodo de retornode corriente que también actúa como un cen-tralizador (izquierda). La herramienta tiene unalongitud de 43 pies [13 m] y un diámetro de 33⁄8pulgadas, lo que permite bajarla a través de tu-berías de producción y cañerías de revestimientode 41⁄2 pulgadas (liners). Si bien la herramienta sepuede bajar a través de la tubería de producción,no puede medir la resistividad de la formación através de la tubería de producción, sino sólo através de una sola sarta de revestimiento. Laherramienta se puede utilizar en pozos con hasta70° de desviación, utilizando un centralizadoradicional, o incluso horizontalmente, utilizandoseparadores con propiedades aislantes.
Cada juego de electrodos consta de tres pla-cas separadas 120° y conectadas en paralelo.Tres brazos por juego permiten un mejor contactocon el revestimiento y mediciones redundantesen el caso de que haya contacto insuficiente enalguno de los electrodos, o en el caso de que unelectrodo esté ubicado frente a un collar derevestimiento o un disparo. Un collar de revesti-miento típico tiene una longitud de aproximada-mente 2 pies, la misma distancia que separacada juego de electrodos, y puede afectar lamedición de CHFR. Los collares pueden aparecercomo espigas en la curva de impedancia delrevestimiento. Cuando una estación de la herra-mienta CHFR abarca o se superpone con un collarde revestimiento, la suma de espesores del aceropuede afectar la medición de resistividad. Enalgunos casos, se ha minimizado el efecto delcollar de revestimiento mediante una segundacarrera con una frecuencia de operación menor.
Los pequeños electrodos de voltaje ubicadosen la sonda están diseñados para atravesarpequeñas cantidades de incrustaciones y corro-sión del revestimiento, a fin de establecer unbuen contacto eléctrico con el revestimiento, locual es esencial para la medición de CHFR. Laherramienta asciende por el pozo con los brazosde electrodos extendidos para mejorar el con-tacto con el revestimiento. El diseño de tres elec-trodos por nivel proporciona redundancia, demodo que pocas mediciones se han perdido acausa de fallas en un electrodo.
6 Oilfield Review
Telemetría
Electrodo superiorde corriente
Junta de aislamiento
Electrónica
Brazos deelectrodos de medición
13 m
Hidráulica
Electrodo decorriente inferior
> Elementos y módulos de la herramienta CHFR.
Verano de 2001 7
No hay correlación entre la calidad del con-tacto y la edad del pozo. Hasta la fecha, sólo 6 delos 100 pozos en los que se han obtenido regis-tros con la herramienta CHFR han presentadoproblemas con la calidad del contacto. En tres delos pozos, se mantuvo un buen contacto durantela mitad del tiempo de operación, mientras queen los otros tres, no fue posible un buen contactoeléctrico debido a la acumulación de incrustacio-nes en el revestimiento o corrosión del mismo. Lacalidad del contacto eléctrico está dada por lasmediciones de impedancia de inyección y deresistencia del revestimiento.
Antes de utilizar la herramienta CHFR, es re-comendable efectuar un acondicionamiento pre-liminar del revestimiento para mejorar elcontacto eléctrico, particularmente en pozos co-rroídos o cuando hay incrustaciones provocadaspor la producción de agua. La preparación previapuede incluir una carrera con una barrena y unraspador flexible para remover la corrosión o elservicio SCALE BLASTER para remover las incrus-taciones.2 Incluso en campos en los que no sepresentan estos problemas, los operadores, confrecuencia, prefieren extraer la tubería deproducción y preparar el revestimiento antes debajar la herramienta CHFR para reducir el riesgode un contacto eléctrico pobre.
La frecuencia de operación de la herramientaCHFR puede variar de 0.25 a 10 Hz, pero normal-mente se mantiene en 1 Hz. Se necesita esta ba-
ja frecuencia para evitar la polarización y derivaque acompañan el uso de corriente CC y tambiénel efecto skin del revestimiento que, dependiendodel espesor del revestimiento—por lo general de5 a 15 mm [0.2 a 0.6 pulgadas]—puede convertir-se en una preocupación, incluso a bajas frecuen-cias de CA. Cuando la frecuencia de operación esdemasiado alta, la corriente inyectada se concen-tra en la parte interna del revestimiento y volverádirectamente a la superficie durante la etapa demedición, sin descender primero. En estas cir-cunstancias, no habrá corriente de formación y,por consiguiente, no habrá medición.
La medición de dos etapas de la herramientaCHFR requiere tres niveles de electrodos para ob-tener un punto de resistividad. Puesto que la son-da CHFR tiene cuatro niveles, la duplicación delcanal de adquisición principal hace posible obte-ner dos mediciones de resistividad, a 2 pies dedistancia entre sí en cada estación de profundi-dad. La medición se efectúa con la herramientaestacionaria, por dos motivos. Primero, la magni-tud de las cantidades medidas es muy pequeña y,por lo tanto, muy sensible al error. Segundo, elmovimiento de los electrodos a lo largo del reves-timiento introduce un nivel de ruido significativo;hasta 104 veces mayor que el de la señal de laformación. En el mejor de los casos, esto lleva agruesos errores en el cálculo de la resistividad dela formación; en el peor de los casos, hace quesea imposible obtener mediciones confiables. Los
tiempos de cada estación, incluida la calibraciónen el fondo del pozo, varían de dos a cinco mi-nutos, dependiendo de la resistividad de la for-mación estimada, la precisión deseada y laspropiedades del revestimiento. Las estacionesde dos minutos proporcionan una velocidad deadquisición de registros equivalente a 120pies/hr [37 m/hr]. Una carrera de registros típica,a lo largo de un intervalo de 1500 pies [457 m],demora 12 horas. Al igual que con las herramien-tas nucleares, los mayores tiempos de estaciónde la herramienta CHFR mejoran la precisión yamplían el rango de las resistividades medibles.
Modelado de la respuesta de la herramientaPara herramientas de pozo abierto, la profundi-dad de investigación (DOI, por sus siglas eninglés) para una capa infinitamente espesa, sedefine como el punto en que la mitad de la señalproviene de la zona invadida y la otra mitad de lazona virgen. Con esta definición, la DOI de laherramienta CHFR tiene un rango de 7 a 37 pies[2 a 11 m], dependiendo de los parámetros de laformación (arriba).
Respuesta de la invasión a la medición de CHFRRe
sist
ivid
ad d
e CH
FR, o
hm-m
Profundidad de invasión, pies
Rt = 10 ohm-mRxo = 1 ohm-mRsh = 100 ohm-mSin cemento
500 pies200 pies50 pies20 pies10 pies
Espesor de la capa
J = 0.5
DOI = 16.3 pies
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
101
100
Profundidad de investigación (DOI, por sus siglas en inglés) de laherramienta CHFR. La profundidad de investigación se define comoel punto en el cual la mitad de las señales proviene de la zona inva-dida y la mitad de la zona virgen (J = 0.5). Para los parámetros deformación que se muestran—zona virgen Rt =10 ohm-m, zona inva-dida Rxo =1 ohm-m, y capas adyacentes Rsh =100 ohm-m—la profun-didad de investigación de la herramienta CHFR es aproximadamen-te 16 pies [5 m]. La profundidad de investigación de la herramientaCHFR, como la de todas las herramientas de lateroperfil, se ve afec-tada por la resistividad de las capas adyacentes.
2. Brondel D, Edwards R, Hayman A, Hill D, Mehta S ySemerad T: “Corrosion in the Oil Industry,” OilfieldReview 6, no. 2 (Abril de 1994):4-18.Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson Ay King G: “La lucha contra las incrustaciones—Remoción y prevención”, Oilfield Review 11, no. 3(Otoño de 1999): 30-49.
>
Los modelos de la respuesta de resistividadde la sonda CHFR demuestran que concuerdabastante bien con las respuestas de otras herra-mientas de resistividad que poseen característi-cas similares, tales como la curva de lecturaprofunda de la Sonda de Lateroperfil de AltaResolución HRLA y las curvas de lecturasprofundas de la Sonda de Lateroperfil Azimutalde Alta Resolución (HALS) (derecha).
De manera similar a los lateroperfiles de pozoabierto, la herramienta CHFR mide las resisten-cias en series; por el contrario, las herramientasde inducción las miden en paralelo. En conse-cuencia, la medición de la corriente que se fugadel revestimiento debe atravesar, y se ve afecta-da, por cualquier elemento que se encuentre en-tre el revestimiento y la formación (páginasiguiente, arriba).
En la medición de CHFR de pozo entubado, lacapa de cemento cumple la misma función que lazona invadida en el pozo abierto. Por ello, los pa-rámetros cruciales son el contraste entre las re-sistividades del cemento y la formación (Rt/Rcem)y los espesores del cemento. Los resultados delmodelado en 2D indican que el efecto del cemen-to en la medición de CHFR es insignificante en elcaso de un cemento conductivo (Rt/Rcem mayorque 1), pero se hace significativo cuando se tratade un cemento de gran espesor o resistivo(Rt/Rcem menor que 1) (abajo).
El modelado mostró que el cemento resistivoo el cemento de gran espesor puede generar lec-turas demasiado altas de la resistividad aparentede CHFR en formaciones de baja resistividad(página siguiente, abajo a la izquierda). Estoinfluyó en la decisión de fijar el límite más bajodel rango de resistividad de CHFR en 1 ohm-m.
La medición en sitio de la resistividad del ce-mento no es posible, pero los estudios de labora-torio demuestran que la resistividad del cemento
8 Oilfield Review
Resi
stiv
idad
, ohm
-m
Profundidad, pies
Rt teóricaSin cemento0.75 pulg Rcem = 0.1 ohm-m1.5 pulg Rcem = 0.1 ohm-m3 pulg Rcem = 0.1 ohm-m
101
100
Resi
stiv
idad
, ohm
-m
101
100
Profundidad, pies
Rt teóricaSin cemento0.75 pulg Rcem = 1 ohm-m1.5 pulg Rcem = 1 ohm-m3 pulg Rcem = 1 ohm-m0.75 pulg Rcem = 10 ohm-m1.5 pulg Rcem = 10 ohm-m3 pulg Rcem = 10 ohm-m
9450 9460 9470 9480 9490 9500 9510 9520 9450 9460 9470 9480 9490 9500 9510 9520
<Modelos que muestran el efecto de la resistividad del cemento u otro material entre elrevestimiento y la formación, en la respuesta de resistividad aparente de CHFR. El cementode baja resistividad (izquierda) casi no tiene efecto en la medición de una formación de altaresistividad. La capa resistiva está a 500 pies [152 m] por sobre la zapata de un revestimientode unos 10,000 pies [3048 m] de longitud y 51⁄2 pulgadas de diámetro. En la situación inversa(derecha), la medición de la resistividad se ve afectada significativamente donde haycemento de alta resistividad frente a una formación de baja resistividad.
Profundidad, pies
Modelado de mediciones de CHFR
Resi
stiv
idad
, ohm
-mRe
sist
ivid
ad, o
hm-m
Resi
stiv
idad
, ohm
-m
Modelado de mediciones de HRLA
Modelado de mediciones de HALS
9050 9100 9150 9200 9250 9300 9350 9400 9450 9500 9550
9050 9100 9150 9200 9250 9300 9350 9400 9450 9500 9550
9050 9100 9150 9200 9250 9300 9350 9400 9450 9500 9550
RtRxoRCHFRRCHFR/C
RHRLA1RHRLA2RHRLA3RHRLA4RHRLA5
RHRLSRHRLDRHLLSRHLLD
102
101
100
102
101
100
102
101
100
> Comparación de las respuestas computadas de las herramientas CHFR, HRLA y HALS parauna formación sintética. El intervalo de profundidad entre 9280 y 9500 pies es representativode una zona petrolífera, con una serie de capas resistivas invadidas (Rt = 40 ohm-m, Rxo = 4ohm-m, radio de invasión de 20 pulgadas) de espesor variable y capas conductivas (1.5 a 2ohm-m). El intervalo superior (9080 a 9250 pies) es característico de una zona de agua concapas conductivas e invasión resistiva (Rt entre 1.5 y 3 ohm-m, Rxo = 10 ohm-m, radio de inva-sión de 20 pulgadas) en un ambiente resistivo (20 ohm-m). En la “zona de agua,” el factor Kdel registro CHFR se desplaza levemente. Obsérvese el efecto insignificante (arriba) de lapresencia de una capa de cemento (resistividad = 3.5 ohm-m, espesor = 0.75 pulgadas) quese agrega a la respuesta computada de CHFR RCHFR/C (púrpura), en comparación con elregistro calculado sin la presencia de cemento (curva en rojo sólido).
Verano de 2001 9
varía por lo general entre 1 y 10 ohm-m.3
Además, el cemento tiene una microporosidadde cerca de 35% que permite que el agua delcemento intercambie iones con el agua de laformación. El agua de alta salinidad de laformación puede reducir la resistividad delcemento y minimizar su efecto.
Los resultados del modelado se han utilizadopara desarrollar gráficas de sensitividad del ce-mento para revestimientos de 41⁄2, 7 y 95⁄8 pulga-das de diámetro externo (abajo a la derecha).Para los valores típicos de espesor y resistividaddel cemento (por ejemplo, 0.75 pulgadas, y entre1 y 5 ohm-m respectivamente) y dentro del rangode medición de resistividad de CHFR (1 a 100ohm-m), el error debido al cemento es de menosdel 10%. En más de un 95% de los trabajos deadquisición de registros de CHFR no se harequerido corrección por cemento.
Hay dos factores adicionales relacionadoscon el cemento, cuyos efectos en la resistividadde formación aparente de CHFR son inciertos. Unfactor es el posible cambio de la resistividad delcemento a lo largo del tiempo. Esto no se puededeterminar, ya que la medición en sitio de la re-sistividad del cemento actualmente no es posi-ble. El segundo factor es el efecto de la calidaddel trabajo de cementación. En este caso, se re-
Respuesta delas herramientasde lateroperfily CHFR; en serie
Herramienta de registros
Agujero orevestimientoZona invadida
o cemento
Zona virgen
Respuesta de las herramientas
de inducción; en paralelo
RtRxo
Rm
Rt
Rxo
Rm
> Diferencia entre las respuestas de las herramientas CHFR o de lateroperfil y las herramientas deinducción. Los dispositivos de lateroperfil, incluida la herramienta CHFR, miden las resistencias delpozo y la formación en serie, mientras que los de inducción miden estas resistencias en paralelo.
Resistividad de la formación, ohm-m
Efecto del cemento en las mediciones de CHFR
Erro
r rel
ativ
o en
las
lect
uras
de
CHFR
, %
10-1 100 101 102
120
100
80
60
40
20
0
-20
Rcem’ ohm-m0.11251020
> Error relativo en la medición de la resistividad de la formación debido a laresistividad del cemento. Para un revestimiento de 7 pulgadas de diámetro,una capa de cemento de resistividad igual a 0.75 ohm-m y formación cuyaresistividad es menor a 1 ohm-m, el efecto del cemento es cada vez mayor.Por esta razón, se recomienda aplicar la herramienta CHFR en formacionescuyas resistividades excedan 1.0 ohm-m.
RCHFR /Rcem
Gráfica de sensibilidad de lecturas de CHFR al cemento (revestimiento de 7 pulgadas)
R t /R CH
FR
10-2 10-1 100 102
1.6
1.4
1.2
1.0
0.8
0.6
0.4
0101
0.2
Sin cemento0.5 pulgadas0.75 pulgadas1.5 pulgadas3 pulgadas5 pulgadas
> Gráfica de sensibilidad de las mediciones de CHFR al cemento paraun revestimiento de 7 pulgadas de diámetro externo. De manera simi-lar a las gráficas de corrección para registros de lateroperfil de pozoabierto, esta gráfica muestra el coeficiente de corrección como unafunción del contraste de resistividad aparente RCHFR/Rcem, para valorestípicos de espesor de cemento.
3. Klein JD, Martin PR y Miller AE: “Cement Resistivity andImplications for Measurement of Formation ResistivityThrough Casing,” artículo de la SPE 26453, presentadoen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Houston, Texas, EUA, Octubre 3-6, 1993.Klein JD y Martin PR: “The Electrical Resistivity ofCement, Final Report,” Gas Research Institute ReportGRI-94/0273 (1994).
10 Oilfield Review
Resistencia del revestimiento, Carrera 1
Prof
undi
dad,
m
0 µohm 100
Resistencia del revestimiento, Carrera 2
Espesor del revestimiento
0 µohm 100
0 pulgadas 0.5
Lateroperfil profundo de pozo abierto
1 ohm-m 1000
Resistividad de CHFR, Carrera 1
1 ohm-m 1000
Resistividad de CHFR, Carrera 2
1 ohm-m 1000
ImagenUSI del
Cemento
1100
1125
1150
> Registro de CHFR en un pozo con cemento de baja calidad. Si bien la imagen USI del cemento(extremo derecho) muestra baja calidad (celeste) en algunos lugares, la coincidencia entre lasdos carreras de la herramienta CHFR (Carril 2) y el registro de pozo abierto en el pozo de pruebade Schlumberger en Villejust, Francia, es bastante alta. También es visible en la imagen decemento un canal en el revestimiento producido por el cable eléctrico.
Verano de 2001 11
comienda que la calidad del cemento se evalúeutilizando la herramienta de Adherencia delCemento CBT, la herramienta de Evaluación de laCementación CET, o la herramienta de ImágenesUltrasónicas USI. El espesor del cemento sepuede calcular de manera aproximada a partirdel calibre de pozo abierto y el tamaño delrevestimiento. En un ejemplo tomado en el pozode prueba de Schlumberger en Villejust, Francia,se comparan dos carreras de la herramientaCHFR efectuadas con dos años de separación,con los registros de lateroperfil originales depozo abierto adquiridos 30 años antes (páginaanterior). Los resultados de campo, tanto en los
pozos viejos (30 años) como en los nuevos (9días), no mostraron efectos notables causadospor el cemento.
Repetibilidad, confiabilidad y límites de la mediciónLos registros de campo de la herramienta CHFRhan demostrado que la medición es repetible ycomparable con la resistividad de la formación depozo abierto registrada en el momento de laperforación. Los datos CHFR han identificado conclaridad zonas vírgenes, agotadas y no barridas.
Debido a problemas en el pozo, no se pudoobtener un registro de resistividad de pozo abier-
to en una sección intermedia de un pozo de gasen Austria, perforado por Rohoel AufsuchungsAG (RAG), antes de asentar un revestimiento de7 pulgadas. La perforación continuó en la zonamás profunda y, después que se obtuvieron losregistros de resistividad, se bajó una cañería derevestimiento de 41⁄2 pulgadas de diámetro. Trasello, la herramienta CHFR se corrió en ambassecciones (arriba). La coincidencia entre el late-roperfil profundo de la sonda Platform Express yla resistividad de CHFR en la sección inferiorproporcionó un alto grado de confianza en la medi-ción de CHFR, lo que permitió a RAG evaluar lasección intermedia sin realizar otras pruebas.
Resistencia delsegmento del revestimiento
0 ohm 0.0001
Rayos gamma
0 API 100
CCL
-19 1
Prof
undi
dad,
m
1450
1500
Resistividad aparente de CHFR
1 ohm-m 1000
1 ohm-m 1000
Lateroperfil profundo de Platform Express
Densidad
1.95 g/cm3 2.95
Porosidad de neutrones
0.45 m3/m3 -0.15
> Gran coincidencia entre el registro CHFR y las mediciones de lateroperfil profundo de la sondaPlatform Express obtenidas a pozo abierto (Carril 2), en la sección inferior de un pozo de gas enAustria. La coincidencia entre ambos registros es bastante alta. En el Carril 3, la densidad de laformación y la porosidad de neutrones muestra el cruce típico observado frente a las zonas degas (sombreado).
(continuación en la página 14)
12 Oilfield Review
Medir la resistividad detrás del revestimiento hasido por mucho tiempo un sueño en el campo pe-trolero. En la década de 1930, poco después deque Conrad y Marcel Schlumberger introdujeranlos primeros registros eléctricos de pozo abierto,la industria reconoció la necesidad de una medi-ción equivalente en pozos entubados para eva-luar zonas productivas previamente inadvertidasy monitorear la producción en los miles de pozoscompletados antes de la llegada de la adquisi-ción de registros. Para obtener la resistividaddetrás del revestimiento, es necesario medir lacorriente que se fuga a través del revestimientode acero hacia la formación adyacente. Aunqueen teoría esto es relativamente simple, resultaextremadamente difícil en la práctica debido alenorme contraste entre las propiedades electro-magnéticas del acero y las formaciones geológi-cas. El revestimiento de acero tiene de 107 a 1010
más conductividad que las formaciones del sub-suelo y posee una permeabilidad magnética 10 a200 veces mayor. El efecto neto de este ampliorango dinámico es que la señal débil de la for-mación queda enmascarada por la señal delrevestimiento que es mucho mayor.
Durante los últimos 60 años, se han emitidonumerosas patentes para teorías, métodos y apa-ratos diseñados para medir y obtener la resistivi-dad de la formación para pozos entubados. Entreestas patentes se encuentran propuestas demétodos galvánicos—electrodos o lateloperfi-les—así como también métodos de inducción.1
Muchos de los métodos propuestos no logranreconocer y contrapesar una cantidad de facto-res que afectan la medición. Entre ellos se inclu-yen el espaciado óptimo de los electrodos, lasvariaciones en la resistencia de contacto delelectrodo y las variaciones en el espesor delrevestimiento, la resistencia y el efecto skin; lacantidad de corriente que realmente se fugahacia la formación es una pequeña fracción de
la corriente que se introduce en el revesti-miento. Las variaciones en la resistencia delrevestimiento pueden ser el resultado de dife-rencias en las tolerancias de fabricación, com-posición química, corrosión y fracturas. Enteoría, algunos de los métodos propuestospodrían producir datos válidos. Sin embargo, laextremadamente baja relación señal-ruido y lalimitación de la tecnología disponible en elmomento en que se otorgaron estas patenteshacía prácticamente imposible medir de maneraprecisa la casi imperceptible señal de nanovol-tios de la formación.
Hasta la fecha, sólo los métodos con electrodoshan demostrado ser factibles. Los principios bási-cos de la medición se propusieron independiente-mente en una patente otorgada por la URSS aAlpin en 1939 y una patente otorgada a Stewartpor los EUA en 1949.2 En 1972, una patente otor-gada por Francia propuso un diseño de seis elec-trodos, utilizando una medición de dos etapasque se aproxima mucho a la utilizada por la pri-mera herramienta de demostración, desarrolladapor Vail, casi 20 años después.3 No fue sino hastaprincipios de la década de 1990 que los avancesen la tecnología de dispositivos electrónicos per-mitió el desarrollo de esta herramienta operada acable eléctrico.
A fines de la década de 1980, ParaMagneticLogging (PML) diseñó el montaje y los métodosde adquisición que tuvieron como resultado suprimera herramienta de demostración.4 Duranteel mismo período, Alexander Kaufman, trabajandoindependientemente, logró una solución similar ala de Vail.5 Los estudios iniciales de factibilidad, eldesarrollo de la herramienta y la evaluación delcemento estuvieron respaldados y financiados porun grupo diverso que incluía empresas operado-ras, empresas de servicios, el departamento deEnergía de los Estados Unidos de Norteamérica(DOE, por sus siglas en inglés), la Agencia de
Protección del Ambiente de los EUA y el Institutode Investigación del Gas (GRI, por sus siglas eninglés, ahora conocido como Instituto deTecnología del Gas, GTI).6
Los primeros registros experimentales de laherramienta PML obtenidos en 1992 probaronel concepto de medición y demostraron variospuntos de importancia.7 En primer lugar, lasmediciones confirmaron la teoría de operación ylos datos obtenidos, por lo general, reproducíanlas características del lateroperfil de pozoabierto. En segundo lugar, las mediciones eranrepetibles y operaban en el rango de los 7 a los100 ohm-m. En tercer lugar, el cemento delrevestimiento no parecía afectar la medición.Finalmente, la resolución vertical era de variosespaciamientos entre electrodos. La primeraprueba exitosa en un campo petrolífero tuvolugar en el pozo de investigación MWX-2 delDOE en Rifle, Colorado, EUA, en 1994. En estaprueba se utilizó un diseño perfeccionado de laherramienta PML.8 En 1995, Western Atlascomenzó el desarrollo de una herramientacomercial en conjunto con el GRI y, dos añosmás tarde, adquirió PML y su tecnología.9 Laherramienta de Resistividad a través delRevestimiento (TCRT, por sus siglas en inglés)de Baker Atlas es en la actualidad un prototipoen etapa de pruebas de campo.10
El interés de Schlumberger en los registros deresistividad de pozos entubados fue una conse-cuencia natural del desarrollo de la herramientade Evaluación de la Corrosión CPET. Esta herra-mienta aplica cuatro niveles de electrodos alrevestimiento para medir su resistencia ycorriente. La investigación comenzó a fines de ladécada de 1980 en Schlumberger-Doll Research(SDR), Ridgefield, Connecticut, EUA, y en 1992 seinició un proyecto sobre medición de la resistivi-dad de la formación en pozos entubados, en elCentro de Productos Riboud de Schlumberger
Historia de la medición de la resistividad en pozos entubados
1. Entre los ejemplos de métodos galvánicos propuestos seincluyen los siguientes:Stewart WH: “Electrical Logging Method and Apparatus,”patente de los EUA No. 2,459,196 (Enero 18, 1949).Fearon RE: “Method and Apparatus for Electric WellLogging,” patente de los EUA No. 2,729,784 (Enero 3, 1956).Fearon RE: “Method and Apparatus for Electric WellLogging,” patente de los EUA No. 2,891,215 (Junio 16, 1959).Desbrandes R y Mengez P: “Method and Apparatus forMeasuring the Formation Electrical Resistivity in WellsHaving Metal Casing,” patente francesa No. 72 41218(2,207,278) (Noviembre 20, 1972).Gard MF, Kingman JEE y Klein JD: “Method and Apparatusfor Measuring the Electrical Resistivity of GeologicFormations Through Metal Drill Pipe or Casing,” patentede los EUA No. 4,837,518 (Junio 6, 1989).Kaufman AA: “Conductivity Determination in a FormationHaving a Cased Well,” patente de los EUA No. 4,796,186(Enero 3, 1989).
Vail WB III: “Methods and Apparatus for Measurement ofthe Resistivity of Geological Formations from WithinCased Boreholes,” patente de los EUA No. 4,820,989 (Abril 11, 1989).Vail WB III: “Methods and Apparatus for Measurement ofElectronic Properties of Geological Formations ThroughBorehole Casing,” patente de los EUA No. 4,882,542(Noviembre 21, 1989).Vail WB III: “Methods and Apparatus for Measurement ofElectronic Properties of Geological Formations ThroughBorehole Casing,” patente de los EUA No. 5,043,668(Agosto 27, 1991).Vail WB III: “Measurement of In-Phase and Out-Of-PhaseComponents of Low Frequency A.C. Magnetic FieldsWithin Cased Boreholes to Measure GeophysicalProperties of Geological Formations,” patente de los EUANo. 5,065,100 (Noviembre 12, 1991).Vail WB III: “Electronic Measurement Apparatus Movablein a Cased Borehole and Compensating for CasingResistance Differences,” patente de los EUA No. 5,075,626 (Diciembre 24, 1991).
Entre los ejemplos de métodos de inducción propuestosse encuentran los siguientes:Vail WB III: “Methods and Appraratus For InductionLogging in Cased Boreholes”, patente de los EUA No.4,748,415 (Mayo 31, 1988).Gianzero SC, Chemali RE, Sinclair P y Su SM: “Methodand Apparatus for Making Induction MeasurementsThrough Casing,” patente de los EUA No. 5,038,107(Agosto 6, 1991).
2. Alpin LM: “The method of the electric logging in theborehole with casing,” patente de la URSS No. 56,026(Noviembre 30, 1939).Stewart, referencia 1.
3. Desbrandes y Mengez, referencia 1.Mamedov NB: “Performance of Electrical Logging of theCased Wells with a Six-Electrode Sonde.” IzvestiyaVysshikh Uchebnykh Zavedeniy, Neft I Gaz, (Noticias delas Instituciones Académicas Superiores, Petróleo y Gas)no. 7 (1987): 11-15 (en Ruso).
Verano de 2001 13
(SRPC, por sus siglas en inglés) en Clamart,Francia. En 1995, el equipo del proyecto de SRPCevaluó la tecnología de PML en relación con suspropias iniciativas de diseño y escogió continuar eldesarrollo de la tecnología para medir laResistividad de la Formación en Pozo EntubadoCHFR de Schlumberger. A través de un intensoesfuerzo de investigación e ingeniería se desarro-llaron nuevos dispositivos electrónicos y métodosde procesamiento de señales, así como tambiénmétodos para suministrar energía al fondo delpozo y mantener el contacto de los electrodos. Elprimer registro se obtuvo con una herramientaexperimental de un solo canal en 1996. En 1998,se introdujo una herramienta experimental desegunda generación, utilizando un diseño de doscanales. Los prototipos de ingeniería y herramien-tas comerciales creados posteriormente empleaneste diseño de dos canales.11 Con el servicio CHFR,se han obtenido con éxito registros en más de 100pozos en todo el mundo, y la producción de estaherramienta está incrementándose para satisfacerla creciente demanda mundial (izquierda).
La herramienta CHFR proporciona una medi-ción que investiga una mayor profundidad conrespecto a lo que se logra con el monitoreo con-vencional de saturación de pozos entubados conherramientas nucleares. Mientras las medicionesde CHFR leen hasta unos 2 m [6.6 pies] dentrode la formación, las mediciones nucleares pene-tran sólo unos 25 cm [10 pulgadas]. A diferenciade las mediciones nucleares, la medición de laresistividad de la herramienta CHFR puede efec-tuarse en zonas de baja porosidad de la forma-ción o baja salinidad del fluido de formación, ypermite una comparación fácil y directa con losregistros de resistividad de pozo abierto.
4. Vail, referencia 1.5. Kaufman, referencia 1.
Kaufman AA: “The Electrical Field in a Borehole with aCasing,” Geophysics 55, no. 1 (1990): 29-38.Kaufman AA y Wightman WE: “A Transmission-Line Modelfor Electrical Logging Through Casing,” Geophysics 58, no.12 (1993): 1739-1747.
6. Schenkel CJ y Morrison HF: “Effects of Well Casing onPotential Field Measurements Using Downhole CurrentSources,” Geophysical Prospecting 38 (1990): 663-686.Schenkel CJ: “The Electrical Resistivity Method in CasedBoreholes,” University of California, Berkeley, EUA, Tesisde doctorado (1991). Publicado como informe LBL-31139:Lawrence Berkeley National Laboratory, Berkeley,California (1991).Schenkel C y Morrison HF: “Electrical ResistivityMeasurement Through Metal Casing,” Geophysics 59, no. 10 (1994): 1072-1082.Klein et al, referencia 3, texto principal.Klein y Martin, referencia 3, texto principal.Vail WB y Momii ST: “Proof of Feasibility of the ThroughCasing Resistivity Technology, Final Report,” Gas ResearchInstitute Report GRl-96/033 (1996).Zhang X, Singer B y Shen LC: “Quick Look Inversion ofThrough-Casing Resistivity Measurement, Final Report,”Gas Research Institute Report GRl-96/0001 (1996).
7. Vail WB, Momii ST, Woodhouse R, Alberty M, PeveraroRCA y Klein JD: “Formation Resistivity MeasurementsThrough Metal Casing,” Transcripciones del 34 SimposioAnual sobre Registros de la SPWLA, Calgary, Alberta,Canadá. Junio 13-16, 1993, artículo F.
8. Vail WB, Momii ST y Dewan JT: “Through Casing ResistivityMeasurements and Their Interpretation for HydrocarbonSaturations,” artículo de la SPE 30582, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas,Texas, EUA. Octubre 22-25, 1995.Vail WB, Momii ST, Haines H, Gould JF Jr y Kennedy WD:“Formation Resistivity Measurements Through MetalCasing at the MWX-2 Well in Rifle, Colorado,”Transcripciones del 36 Simposio Anual sobre Registros dela SPWLA, París, Francia. Junio 26-29, 1995, artículo 00.
9. Tabarovsky LA, Cram ME, Tamarchenko TV, Strack K-M ySinger BS: “Through-Casing Resistivity (TCR —Physics,Resolution and 3-D Effects,” Transcripciones del 35Simposio Anual sobre Registros de la SPWLA, Tulsa,Oklahoma, EUA. Junio 19-22, 1994, artículo TT.Singer BS, Fanini 0, Strack K-M, Tabarovsky LA y Zhang X:“Through-Casing Resistivity: 2-D and 3-D Distortions and
Correction Techniques,” Transcripciones del 36 Simposio Anual sobre Registros de la SPWLA, París,Francia. Junio 26-29, 1995, artículo PP.
Singer BS, Fanini 0, Strack K-M, Tabarovsky LA y ZhangX: “Measurement of Formation Resistivity Through SteelCasing,” artículo de la SPE 30628, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA. Octubre 22-25, 1995.Maurer H-M, Fanini 0 y Strack K-M: “GRI Pursues Goal ofCommercial Through-Casing Resistivity Measurement,”Gas Research Institute Gas Tips 2, no. 2 (1996): 10-13.Singer BS y Strack K-M: “New Aspects of Through-Casing Resistivity Theory,” Geophysics 63, no. 1 (1998):52-63.
10. Maurer HM y Hunziker J: “Early Results of ThroughCasing Resistivity Field Tests,” Petrophysics 41, no. 4(2000): 309-314.
11. Wu X y Habashy TM: “Influence of the Steel Casings onElectromagnetic Signals,” Geophysics 59, no. 2 (1994): 378-390.Béguin P, Benimeli D, Boyd A, Dubourg I, Ferreira A,McDougall A, Rouault G y VanderWal P: “RecentProgress on Formation Resistivity Measurement ThroughCasing,” Transcripciones del 41 Simposio Anual sobreRegistros de la SPWLA, Dallas, Texas, EUA.Junio 4-7, 2000, artículo CC.
> Primer plano de los electrodos de medición de la herramienta CHFR.
Una segunda carrera efectuada sobre el intervaloentre 1220 y 1250 m ilustra la excelente repetibi-lidad de la medición (arriba).
Debido a la física de la medición y a laprofundidad de investigación, la resistividad deCHFR no se ve afectada por los derrumbes delpozo. Un ejemplo tomado de Medio Orientemuestra cómo la herramienta CHFR lee demanera confiable las resistividades, incluso enlos pozos agrandados (página siguiente).
La herramienta CHFR mide un rango de resis-tividad de 1 a 100 ohm-m con un ±10% de preci-sión. El límite inferior de 1 ohm-m está fijado porla influencia del cemento. El límite superior de100 ohm-m está fijado por la relación señal-ruidoy el tiempo aceptable por estación. Dependiendodel diámetro, el espesor y el peso del revesti-miento, y de la distancia a la zapata del revesti-
miento, el límite superior real puede ser mayor a100 ohm-m. La planificación previa al trabajopuede determinar si las propiedades del yaci-miento son adecuadas para la utilización de laherramienta CHFR, así como la relación entre lamáxima resistividad medible de la formación y eltiempo de adquisición de la estación requeridospara lograr la precisión y exactitud deseadas.
14 Oilfield Review
Rayos gamma
0 API 100
Resistencia del segmento del revestimiento
0 ohm 0.0001
Repetición de la resistenciadel segmento del revestimiento Pr
ofun
dida
d, m
Repetición de la resistividad aparente de CHFR
Resistividad aparente de CHFR
1 ohm-m 1000
1200
1250
0 ohm 0.0001 1 ohm-m 1000
> Excelente repetibilidad de la medición de CHFR (Carril 2) en una secciónmás somera del mismo pozo de Austria.
Verano de 2001 15
Calibre
6 pulgadas 16
Rayos gamma
0 API 150
Prof
undi
dad,
pie
s
Resistividad de CHFR
0.2 ohm-m 2000
Rxo
Lateroperfil somero de Platform Express
Lateroperfil profundo de Platform Express
140 µseg/pies 40
Porosidad de neutrones
0.6 pies3/pies3 0
Tiempo de tránsito
X400
X450
X500
X550
X600Derrumbe
0.2 ohm-m 2000
0.2 ohm-m 2000
0.2 ohm-m 2000
> Comparación de los efectos de derrumbe del pozo (washout) en mediciones nucleares y deCHFR. En este pozo de Medio Oriente, a una profundidad de X600 pies, el calibre (Carril 1) indica underrumbe con un diámetro del pozo cercano a las 16 pulgadas [41 cm]. En el Carril 2, la resistividadde CHFR (círculos abiertos de trazo negro) se superpone al lateroperfil profundo de pozo abiertode la sonda Platform Express (rojo) y parece no estar afectada por el derrumbe del pozo. En cam-bio, a la misma profundidad, los registros de porosidad del pozo abierto presentados en el Carril 3(azul, porosidad de neutrones; verde, tiempo de tránsito) se ven afectados de manera significativa.
Los resultados obtenidos en un pozo de TOTALABK en la zona marina de Abu Dhabi, EAU, mues-tran la importancia de una adquisición completade datos y la corrección por la presencia del ce-mento para ampliar los límites de operación de laherramienta CHFR (arriba). La observación de otrosdatos del campo indicó que la distribución de lacorriente aplicada al revestimiento en este pozo,varió significativamente respecto del modelado delas mediciones CHFR: el componente descendentede la corriente aplicada fue mucho mayor que elcomponente ascendente. Esta situación podía atri-buirse al contacto eléctrico insuficiente entre latubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas y elrevestidor de 7 pulgadas, por encima del punto deinyección, lo que impedía que la corriente fluyerahacia abajo por el trayecto esperado para unrevestimiento homogéneo. Un contacto eléctricoinsuficiente entre las secciones del revestimientopuede provocar un error significativo en el cálculo
de la resistividad de CHFR, particularmentecuando el voltaje se estima en lugar de medirse.
En este caso, la medición de voltaje de CC sehabía obtenido en la misma carrera de la herra-mienta y se pudo incluir en el nuevo cálculo de laresistividad de CHFR. Los resultados del nuevocálculo están más cercanos a los datos del pozoabierto, pero aún son altos.
En la zona acuífera, entre XX45 y XX70 m, la re-sistividad del pozo abierto está en el rango de 0.2 a0.3 ohm-m, bastante por debajo del rango normalde funcionamiento de la herramienta CHFR. Se sa-be que la resistividad del cemento está dentro delrango aceptable. Sin embargo, frente a estas bajasresistividades de formación, no se puede ignorar lainfluencia del cemento en las mediciones de CHFR.Se calculó una corrección por cemento (resistividady espesor del cemento de 5 ohm-m y 0.75 pulgadas,respectivamente), la cual fue aplicada a los datosrecalculados de la herramienta CHFR. Las resistivi-
dades de CHFR resultantes ahora coinciden con losdatos del pozo abierto sobre este intervalo, el queinicialmente se había pensado que estaba fueradel rango operativo de la herramienta CHFR.
Además de las restricciones respecto de laresistividad de la formación y del cemento, laresolución vertical de las mediciones de CHFRtiene algunas limitaciones. La resolución verticales una función del espaciamiento de los electro-dos de voltaje. El valor de 4 pies [1.2 m] repre-senta el espesor mínimo de la capa para que lalectura sea correcta en la mitad de ella. Se puedelocalizar un contacto agua-petróleo (CAP) a ±1pies, incluso con un espaciamiento de estación de2 pies. La profundidad de investigación es de 7 a37 pies [2 a 11 m], prácticamente ilimitada encomparación con los estándares de la mayoría delas herramientas de registros operadas a cable.Varía levemente con el contraste entre la resisti-vidad de la formación y del cemento.
16 Oilfield Review
7 µA/cm2 8
Rayos gamma
0 API 150
Corriente de la formación
0 µA/cm2 100
Voltaje
0.015 µohm/m 0.005
Corriente total Prof
undi
dad
en m
Resistividad de CHFR recalculada utilizando voltaje
0.1 ohm-m 100
Resistividad de CHFR corregida por cemento
Resistividad de CHFR
Resistividad del pozo abierto
XX30
XX70
Cañería derevestimiento
de 41/2
pulgadas
Revestidorde 7 pulgadas
0.1 ohm-m 100
0.1 ohm-m 100
0.1 ohm-m 100
XX50
> Comparación del procesamiento de las lecturas de CHFR con y sin medición de voltaje ycorrección por cemento en un pozo marino de Medio Oriente. La corrección por cemento sevuelve muy pequeña por encima de los 1.5 ohm-m e insignificante sobre los 3.0 ohm-m, como loindica la superposición de las líneas amarillas y rojas (Carril 2). El recuadro muestra la menorcorriente por encima de la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas, debido al contacto eléctricoinsuficiente entre las tuberías de 41⁄2 pulgadas y la de 7 pulgadas.
Verano de 2001 17
AplicacionesLas aplicaciones básicas para las mediciones deresistividad en pozos entubados fueron reconoci-das en la década de 1930, y abarcan: la adquisi-ción de registros primarios, la adquisición deregistros de contingencia, la identificación dezonas productivas previamente inadvertidas y elmonitoreo del yacimiento.
Registros primarios—La adquisición de regis-tros primarios es una decisión planificada dereemplazar todos o la mayor parte de los serviciosde pozo abierto con mediciones de pozo entubado.Esta decisión se origina en un deseo de reducirriesgos asociados con la inestabilidad del pozo omalas condiciones para la adquisición de regis-tros, o quizás para mejorar los aspectos económi-cos. Por ejemplo, en un campo en explotacióndonde la geología ya ha sido bien caracterizada através de pozos existentes, una combinación deregistros de CHFR con mediciones nucleares depozo entubado, tales como los registros de Tiempode Decaimiento Termal TDT o los de la herramien-ta de Control de Saturación del Yacimiento RSTpara estimar la porosidad, pueden proporcionar unanálisis completo de la saturación de la formación.
Registros de contingencia—Este tipo deregistros es apropiado para situaciones no plani-ficadas en las cuales las condiciones del pozoabierto, tales como la inestabilidad del hueco ola falla de la herramienta impiden la adquisiciónexitosa de registros. Ahora, con el servicio CHFR,las herramientas para pozo entubado puedenproporcionar todos los datos necesarios. En unpozo reciente del Mar del Norte, las herramien-tas de adquisición de registros durante la perfo-ración (LWD, por sus siglas en inglés) fallaron yno había otros registros de pozo abierto disponi-bles. Sin la evaluación proporcionada por laherramienta CHFR, el operador podría haberabandonado el pozo. En otro caso, las condicio-nes del pozo impedían la adquisición de registrosde pozo abierto; sin la evaluación del pozo entu-bado proporcionada por la herramienta CHFR, eloperador habría tenido que perforar otro pozopara realizar una evaluación adecuada del yaci-miento. La experiencia de campo hoy indica quelos registros de contingencia comprenden unaparte sustancial del mercado total para las medi-ciones de resistividad detrás del revestimiento.
Identificación de zonas productivas previa-mente inadvertidas—Estas zonas constituyen unporcentaje significativo de las reservas potencia-les en muchos campos petrolíferos. Esta catego-ría incluye no sólo zonas que fueron inadvertidaso que fueron mal identificadas, sino las que fue-ron deliberadamente inadvertidas y otras que han
0 API 200 Prof
undi
dad,
m
Rayos gamma
1.65 g/cm3 2.65
Densidad volumétrica
Lateroperfil profundo de pozo abierto
0.2 ohm-m 200
Lateroperfil somero de pozo abierto
0.2 ohm-m 200
Resistividad de MSFL
0.2 ohm-m 200
Resistividad de CHFR
0.2 ohm-m 200
X750
X800
X850
X900
> Zona productiva previamente inadvertida. En este pozo de Indonesia, ellateroperfil del pozo abierto subestimó la resistividad debido a una invasiónprofunda en el intervalo comprendido entre los X725 y X950 pies y, por lotanto, este intervalo no fue completado. La herramienta CHFR, corrida variosmeses después de la perforación, sugirió que esta misma zona conteníahidrocarburos. Tras ello, el intervalo fue completado y puesto en producción.
experimentado resaturación después de años deproducción. En estos casos, los pozos pueden ha-ber sido perforados antes de la disponibilidad deherramientas de adquisición de registros de pozoso herramientas modernas. La evaluación del pozoentubado facilita la identificación de estas zonasy permite la estimación de reservas adicionales.
La invasión profunda a veces oculta zonasproductivas. El registro lateroperfil de un pozo deIndonesia fue intensamente afectado por la in-vasión y se subestimó la resistividad (arriba).Puesto que la separación de las curvas entre losX725 y X950 pies sugería una zona húmeda, éstano fue perforada. Poco tiempo después de termi-nar el pozo, éste producía cerca de un 100% deagua de las zonas más profundas y el pozo fuecerrado. Unos cuantos meses después, una vez
que el lodo filtrado tuvo tiempo de dispersarse,un registro de CHFR indicó que esta zona en rea-lidad sí contenía hidrocarburos. La zona fue com-pletada en base a la interpretación del registrode CHFR y quedó produciendo petróleo a unatasa de 200 bppd [32 m3/d].
Monitoreo del yacimiento—El monitoreo delyacimiento consiste en la adquisición de regis-tros por lapsos de tiempo—adquisición de regis-tros en distintos momentos—para hacer unseguimiento de los cambios en la saturación delos fluidos y monitorear la posición de los contac-tos de los mismos durante la producción y losproyectos de inyección de agua. Esta técnica hasido exitosa en otro pozo de Indonesia, en dondeel registro de CHFR mostró un contacto agua-petróleo inesperado a 12 pies [3.5 m] por debajo
del CAP original, determinado a partir de los re-gistros de pozo abierto (próxima página, arriba).Se perforó la zona inferior y tres semanas des-pués estaba produciendo a razón de 2150 bppd[342 m3 /d] sin corte de agua, confirmando losresultados de las mediciones de CHFR. La expli-cación más plausible es que el proyecto de inyec-ción de agua en el campo había barrido un bancode petróleo hacia las cercanías de este pozo, perono se podía producir petróleo a través de los dis-paros (perforaciones, punzados) más altos acausa de una barrera de permeabilidad vertical.
Si bien la herramienta CHFR puedeproporcionar mediciones de resistividad detrásdel revestimiento, es posible obtener resultadosmás completos al combinarlas con lasmediciones nucleares. La herramienta deresistividad CHFR proporciona mediciones desaturación provenientes de una profundidad deinvestigación bastante superior a la de lasherramientas de registros nucleares utilizadasactualmente para la evaluación de lasformaciones detrás del revestimiento. El rangodinámico de la medición de CHFR es tal, que laevaluación también es posible en yacimientoscon baja porosidad y baja salinidad en laformación, condiciones que por lo general sondesfavorables para una evaluación precisa conlas herramientas nucleares. En las situaciones enque el pozo y las condiciones no son favorablespara la mediciones de CHFR, entonces se recurrea los registros nucleares para obtener los datosnecesarios (derecha).
Para comprender mejor el comportamiento delyacimiento, las mediciones de porosidad yresistividad de CHFR a partir de herramientasnucleares tales como la herramienta RST, puedencombinarse para proporcionar una evaluacióncuantitativa de la saturación, equivalente a unainterpretación de registros de pozo abierto. Laherramienta RST proporciona dos importantesmediciones para determinar la saturación dehidrocarburos y la porosidad de la formación. Larelación de la abundancia relativa de carbono yoxígeno en una formación puede predecir lassaturaciones de hidrocarburos y agua,independientemente de la salinidad del agua. La medición del parámetro Sigma, a partir deldecaimiento térmico, se utiliza para estimar laporosidad y la saturación de hidrocarburos enformaciones salinas.4
18 Oilfield Review
Muy baja saturación de agua
Formación
Baja porosidad (<15 p.u.)
Moderada porosidady baja salinidad (< 20 ppk)
Moderada porosidady moderada salinidad
Alta porosidad (>30 p.u.) yalta salinidad (Golfo de México)
Variable (inundación)
RelaciónCarbono/Oxígeno
SigmaHerra-mientaCHFR
Comentarios
Limitación del máximo Rt medible.
Limitación del máximo Rt medible
Limitación del máximo Rt medible
La herramienta CHFR pudo trabajar con cemento,pero el efecto es importante a baja Rt /Rcem.
La herramienta CHFR puede identificar el cambio desaturación respecto de la original del yacimiento, perono de manera cuantitativa.
Revestimiento de fibra de vidrio
Terminación
Collares del revestidor
Corrida a través de una tubería deproducción de pequeño diámetro
Registro dentro de latubería de producción
Revestimiento pesado
Revestimiento doble
Revestimiento de aleación o cromo
Los registros por inducción constituyen otra opción.
Comentarios
La herramienta CHFR puede perder datos entre los4 a 6 pies. La herramienta RST en modo C/O proveerábuenos resultados después de cuantificar el contenidode hierro mediante el procesamiento SpectroLith.
La herramienta RST proveerá resultados, siempre y cuandose pueda corregir el efecto del fluido entre la tubería deproducción y el revestimiento.
Límite de 40 lbm/pies para la relación señal-ruido de CHFR
La herramienta RST proveerá resultados, siempre y cuandose pueda corregir el efecto de fluido/formación/cementoentre la tubería de producción y el revestimiento. En modoC/O, puede ser necesaria una caracterización.
Las raspaduras ocasionadas por los electrodospuede inducir a corrosión.
Incrustaciones
Pozo
Microanillo seco
Gas canalizado en el cemento
Pozos con derrumbes
Pozos fluyendo
Contactos de fluidos en el pozo
Efectos de los alrededores del pozo
Pozos desviados
Efectos del ácido
Disparos
Litología
Comentarios
La herramienta CHFR debe contar con buen contactoeléctrico entre los electrodos y el revestimiento.El revestimiento debe estar limpio.
Los valores de Sigma serán válidos frente a derrumbes dehasta el doble de tamaño respecto al tolerable en modoC/O. Si el derrumbe es comparable a la profundidad deinvestigación, entonces el valor de Sigma se verá afectado.
Los valores de Sigma son sólidos respecto de los obtenidosen el modo C/O, debido a la profundidad de investigación.
No se recomienda sin la asesoría de expertos.
Utilizar según lo recomendado en los comentarios.
Se recomienda su aplicación.
> Cuadro comparativo de los datos de resistivi-dad de CHFR con las mediciones de Sigma y larelación carbono/oxígeno del RST para diferentescondiciones de formación. En muchas condicio-nes de pozo y yacimiento, las mediciones de lasherramientas son complementarias.4. Adolph B, Stoller C, Brady J, Flaum C, Melchor C, Roscoe B,
Vittachi A y Schnorr D: “Saturation Monitoring with the RSTReservoir Saturation Tool,” Oilfield Review 6, no. 1 (Enero de1994):29-39.Albertin I, Darling H, Mahdavi M, Plasek R, Cedeño I,Hemingway J, Richter P, Markley M, Olesen J-R, Roscoe By Zeng W: “The Many Facets of Pulsed Neutron Cased-HoleLogging,” Oilfield Review 8, no. 2 (Verano de 1996): 28-41
Verano de 2001 19
En un pozo de monitoreo de un yacimientopetrolífero carbonatado de Medio Oriente puedeverse una interpretación combinada de la resisti-vidad de pozo entubado y las mediciones nuclea-res (derecha). Después de adquirir los registros depozo abierto en este pozo de monitoreo, se asentóel revestimiento y durante los siguientes 15meses se corrieron varias sondas de registros depozos entubados, incluidas las herramientasCHFR y RST.
Durante este período, y antes de que un pozoinyector se activara en esta área, la serie de regis-tros mostraron un aumento progresivo en la resis-tividad aparente de CHFR, indicando laresaturación de hidrocarburos en la zona petroleraprincipal, entre los X0995 y X1085 pies. Despuésde obtenerse el segundo registro, comenzó lainyección de agua en un pozo ubicado a unos 100m de distancia. Al momento de correr el tercerregistro de pozo entubado, el frente de inundaciónse estaba aproximando al pozo de monitoreo ycomenzaba a influenciar la medición de CHFR delectura profunda. Esto permitió detectar y cuanti-ficar los efectos de la inyección de agua.
Volumen de agua en lazona invadida, pozo abierto
Porosidad, pozo abierto
0.5 pies3/pies3 0
Hidrocarburo, pozo abierto (OH)
Hidrocarburo desplazado
Volumen de agua en lazona virgen, pozo abierto
0.5 pies3/pies3 0
0.5 pies3/pies3 0
Prof
undi
dad,
pie
s
0.5 pies3/pies3 0
0.5 pies3/pies3 0
0.5 pies3/pies3 0
Porosidad, pozo abierto
Hidrocarburo (OH)
Volumen de agua en la zonavirgen, CHFR, Carrera 1
Filtrado o Decaimiento
Hidrocarburo de CHFR (1)
Volumen de agua enla zona virgen, pozo abierto
0.5 pies3/pies3 0
0.5 pies3/pies3 0
0.5 pies3/pies3 0
Porosidad, pozo abierto
Volumen de agua en la zonavirgen, CHFR, Carrera 1
Hidrocarburo, CHFR (1)
Hidrocarburo, CHFR (2)
Filtrado o Decaimiento
Volumen de agua en la zonavirgen, CHFR, Carrera 2
0.5 pies3/pies3 0
0.5 pies3/pies3 0
0.5 pies3/pies3 0
Porosidad, pozo abierto
Hidrocarburo, CHFR (2)
Hidrocarburo, CHFR (3)
Volumen de agua en lazona virgen, CHFR, Carrera 2
Filtrado o Decaimiento
Volumen de agua en la zonavirgen, CHFR, Carrera 3
X0950
X1000
X1050
X1100
Cálculos de volumen de fluidos basados enmediciones de CHFR en un pozo de MedioOriente. El registro ilustra la resaturación gra-dual de hidrocarburos en esta zona del yaci-miento. Al momento de la Carrera 1 en el pozoentubado (Carril 2), la mayor parte del filtrado hasido reemplazado o diluido, y en la Carrera 2 enel pozo entubado (Carril 3), la saturación dehidrocarburos ha vuelto a los niveles previos ala invasión. Cuando se efectúo la Carrera 3(Carril 4), la herramienta CHFR comenzó adetectar la influencia de un nuevo pozo inyectorperforado a unos 100 m [330 pies] de distancia.
0 API 200
Potencialespontáneo
-80 mV 20
Rayos gamma Prof
undi
dad,
pie
s
Lateroperfil somero de pozo abierto
2 ohm-m 200
Lateroperfil profundo de pozo abierto2 ohm-m 200
Resistividad de CHFR2 ohm-m 200
CAP de pozo abierto
CAP de CHFR
SW2 /SW1
Decaimiento
3 0
X630
X640
X650
X660
X670
Monitoreo de yacimiento en Indonesia. En este pozo, el CAPde CHFR a X656 pies (Carril 2, negro) está a 12 pies [3.5 m] pordebajo del CAP original indicado en el lateroperfil profundo depozo abierto a X644 pies (Carril 2, rojo). Este intervalo fue perfo-rado y puesto a producir a una tasa de 2150 bppd [342 m3/d].
>
>
Contrariamente a los datos de CHFR, los análisisbasados en lecturas someras de la herramientaRST no indicaron cambios durante este períodocon respecto a los datos de pozo abierto (abajo).
La diferencia entre las evaluaciones de resistivi-dad y las mediciones nucleares indica que posible-mente se ha creado una zona dañada alrededor delpozo, en la cual el filtrado ha invadido al menos has-ta la profundidad de investigación de la herramien-ta RST. Una interpretación combinada de los datosprovenientes de las herramientas CHFR y RST pro-porcionó un completo entendimiento del proceso deresaturación, el progreso del frente de inyección yel daño de la formación alrededor del pozo.
Otra manera de detectar cambios en la satura-ción de hidrocarburos con el paso del tiempo escon la evaluación rápida del índice de decai-miento (agotamiento, depleción). Este índice sebasa en la ecuación de saturación de agua deArchie, Sw = 1/ø (Rw/Rt)1/2, y relaciona la resistivi-dad de pozo entubado y la saturación derivada de
los datos de CHFR con los valores de referenciade pozo abierto, mediante la relación:(RCHFR/ROH)1/2 = SW0H/SWCHFR, donde RCHFR es la re-sistividad aparente de la formación de CHFR, ROH
es la resistividad de la formación de referencia depozo abierto, SW0H es la saturación de agua deArchie de pozo abierto, calculada utilizando ROH; ySWCHFR es la saturación de agua de Archie de pozoentubado, calculada utilizando RCHFR.
Las ventajas de este enfoque son que es rela-tivamente inmune al factor geométrico de CHFR,no requiere el conocimiento de la resistividad delagua de formación—aunque se parte del supues-to de que no ha cambiado entre los registros depozo abierto y de pozo entubado—y no requiereconocer la porosidad. Si se utiliza un factor K inco-rrecto, se desplazará la línea base de la curva, quedebiera ser 1.0 en formaciones acuíferas limpias.Incluso en este caso, sin embargo, todavía deberíaser posible identificar la posición de la línea basey detectar zonas agotadas, mediante el mo-
vimiento de la curva hacia la derecha de su líneabase. Al mismo tiempo, este enfoque conservalas limitaciones inherentes al enfoque de Archie,tales como el supuesto de una arena limpia.
En un pozo productor, de 27 años de antigüe-dad, del talud norte de Alaska, EUA, el índice dedecaimiento proporcionó una medición cuantita-tiva de la extensión del agotamiento del yaci-miento (página siguiente, arriba). Las curvas deresistencia del revestimiento para cada canal demedición para dos carreras separadas se super-ponen, lo que indica un buen contacto de electro-dos. La menor resistividad de CHFR con respectoa la resistividad de pozo abierto indica el agota-miento de las dos zonas petroleras selladasmediante cementación forzada, X720 a X740 piesy X820 a X955 pies.
Un campo maduro de Indonesia proporcionaotro ejemplo de monitoreo. El yacimiento estáformado por una serie de canales de arenas, conun amplio rango de permeabilidad. La producciónde estas arenas a menudo está entremezclada y,debido a las bajas presiones de la formación, serequieren bombas en el fondo del pozo. Por lo ge-neral, las zonas de alta permeabilidad son lasque contribuyen de manera principal a la produc-ción; se agotan primero y luego producen gran-des cantidades de agua. Los registros nuclearesde carbono/oxígeno (C/O) se utilizan rutinaria-mente para monitorear la producción y el decai-miento del yacimiento.
La interpretación de los registros de C/O se vecomplicada por dos factores. En primer lugar, debi-do a la baja presión del yacimiento, una vez quelas bombas se detienen para intervenir el pozo, elfluido del pozo invade el yacimiento. Esta nuevazona invadida hace que los registros de C/O de lec-tura somera subestimen la saturación de petróleo.Además, las diferencias de presión entre las zonaspueden generar un flujo transversal de los fluidos.
20 Oilfield Review
Porosidad, pozo abierto
0.5 pies3/pies3 0
Hidrocarburo (OH)
Hidrocarburo desplazado
Volumen de agua en lazona invadida, pozo abierto
0.5 pies3/pies3 0
Volumen de agua en lazona virgen, pozo abierto
0.5 pies3/pies3 0
Prof
undi
dad,
pies
Hidrocarburo (OH)
Hidrocarburo, Sigma de RST (1)
0.5 pies3/pies3 0
Porosidad, pozo abierto
Filtrado o Decaimiento
Volumen de agua en lazona virgen, pozo abierto
Volumen de agua en la zonainvadida, RST, Carrera 1
0.5 pies3/pies3 0
0.5 pies3/pies3 0
Volumen de agua en lazona invadida, RST, Carrera 1
0.5 pies3/pies3 0
Hidrocarburo, Sigma de RST (2)
0.5 pies3/pies3 0
Porosidad, pozo abierto
Volumen de agua en la zonainvadida, RST, Carrera 2
0.5 pies3/pies3 0
Filtrado o Decaimiento
Hidrocarburo, Sigma de RST (1)
Hidrocarburo, Sigma de RST (2)
Hidrocarburo, Sigma de RST (3)
Volumen de agua en la zonainvadida, RST, Carrera 2
0.5 pies3/pies3 0
Filtrado o Decaimiento
Volumen de agua en la zonainvadida, RST, Carrera 3
0.5 pies3/pies3 0
0.5 pies3/pies3 0
Porosidad, pozo abierto
X0950
X1000
X1050
X1100
< Cálculos de volumen de fluidos basados en lasmediciones nucleares de pozo entubado para elmismo pozo de Medio Oriente de la página ante-rior. Los registros nucleares fueron adquiridos almismo tiempo que se corrió la herramienta CHFR.Contrariamente a los registros de CHFR, los regis-tros nucleares no indican cambios significativos enla saturación con el paso del tiempo debido a sureducida profundidad de investigación. Esto es quedada su baja profundidad de investigación, conti-núan midiendo principalmente filtrado. Los volúme-nes de hidrocarburo continúan siendo práctica-mente los mismos que cuando se obtuvieron losregistros de pozo abierto. La diferencia entre lasevaluaciones de los registros nucleares y de resis-tividad indica que se ha creado un anillo o zonadañada alrededor del pozo. En consecuencia, noes posible monitorear el efecto de los pozos inyec-tores cercanos utilizando sólo la herramienta RST;se necesita una interpretación combinada.
Verano de 2001 21
Una solución sería cementar todos los disparosy dejar el pozo quieto por dos o tres semanas parapermitir que la región que rodea al pozo vuelva alas condiciones del yacimiento antes de correr elregistro de C/O y perforar nuevos intervalos. Sinembargo, este enfoque es costoso y tiene comoresultado una significativa pérdida de producción.
Más aún, el proceso mismo de cementaciónforzada, en el cual se inyecta un gran volumen deagua a la formación a alta presión antes decementar, en realidad puede causar un cambio enla saturación de la formación alrededor del pozode largo plazo. Los registros de C/O a menudomuestran saturaciones de hidrocarburos debajode la saturación de petróleo residual; esto puededeberse al permanente lavado de petróleo resi-dual hacia fuera de la región que rodea al pozo,debido a la alta presión de la cementación for-zada. Estas prácticas, combinadas con una cali-dad variable del cemento en los pozos viejos,hacen que la interpretación precisa de los regis-tros de C/O sea un verdadero desafío.
El servicio de CHFR no se ve afectado por nin-guna de estas limitaciones y ofrece al operadoruna alternativa más precisa y rentable con res-pecto a los registros de C/O, para la identificaciónde zonas agotadas (abajo). Antes de ejecutar unatarea de cementación forzada en el pozo deIndonesia, se corrió la herramienta CHFR, y tressemanas después se hicieron dos carreras másde la herramienta CHFR y una adquisición deregistro de C/O. La profundidad de investigaciónde las mediciones de CHFR permitió efectuar laprimera carrera inmediatamente después deextraer el equipamiento de terminación, antes de
0 ohm 5x10-5
Rayos gamma
30 API 180
Resistencia delsegmento del revestimiento
Cemen-taciónforzada
Abierto
Inducción profunda, pozo abierto
0.2 ohm-m 200
Resistividad aparente, CHFR
0.2 ohm-m 200Sw de Archie, Relación de decaimiento0 2
Prof
., pi
es
X700
X750
X800
X850
X900
X950
Carrera 2, Canal 2Carrera 1, Canal 2Carrera 1, Canal 1Carrera 1, Canal 1
> Monitoreo del decaimiento de hidrocarburos en el pozo del talud norte de Alaska, EUA. Laseparación entre las curvas de resistividad del registro de CHFR y el registro de inducción original de pozo abierto indica claramente que las zonas petrolíferas entre X820 y X955 pies, y entre X720 y X740 pies están agotadas.
Extracción delequipamiento de terminación
Extracción delequipamiento de terminación
Cementación de todas las zonas Adquisición del registro de larelación carbono/oxígeno
Tiempo en días
Tiempo de espera hasta quese disipe el fluido de invasión
Re-perforación delas zonas de interés
Producción
0 5 10 15Producción
Corrida delraspador
Corrida de laherramienta CHFR
Cementación selectiva delas zonas agotadas
< Línea de tiempo de monitoreo del yacimiento para un pozo de Indone-sia. La cantidad de pasos y días necesarios para el monitoreo con elregistro de la relación carbono/oxígeno (C/O) (arriba) se contrasta conla que se requiere para el monitoreo con registros de CHFR (abajo). Losregistros de CHFR permitieron que el pozo comenzara a producir 14 díasantes, además de los ahorros generados por la eliminación de las inne-cesarias cementación forzada de todos los intervalos abiertos y la re-perforación de las zonas de interés.
la cementación forzada y de tener que esperarque la zona invadida volviera a las condicionesresiduales (arriba).
La primera carrera de la herramienta CHFRfue la más precisa, ya que se efectuó antes de lacementación forzada, durante la cual se inyectóuna gran cantidad de agua a la formación. Lasegunda y tercera carrera mostraron menoresresistividades, debido al gran volumen de agua
inyectada a la formación. El registro de la rela-ción C/O obtenido al mismo tiempo que la terceracarrera del registro CHFR subestima, en granmedida, la saturación del petróleo remanente,debido a su incapacidad para investigar más alláde la zona invadida. La primer carrera de la herra-mienta CHFR muestra que más allá de la inva-sión, este intervalo ha conservado casi lasaturación original de petróleo. En comparación
con el registro de la relación C/O, la herramientaCHFR proporcionó un registro más preciso y unalectura más profunda de la formación, así comotambién considerables ahorros en el tiempo y losgastos de producción.
En la mayoría de los yacimientos de MedioOriente se utilizan métodos para mejorar la recu-peración de petróleo en los yacimientos carbona-tados. Los proyectos de inyección de aguautilizan la inyección de agua, gas o ambos paradesplazar el petróleo hacia los pozos en explota-ción. Los registros de los pozos de monitoreogeneralmente indican un buen drenaje en los car-bonatos de alta permeabilidad y soportados porlos granos, pero con frecuencia indican un dre-naje inconsistente en las zonas carbonatadas depermeabilidades más bajas y mixtas, soportadaspor el lodo. Las unidades de flujo individuales deestas zonas de permeabilidad más baja, amenudo están cubiertas por capas delgadas dealta permeabilidad que facilitan la penetracióndel agua o el gas durante las inundaciones eimpiden una buena recuperación.5
Históricamente, el progreso de estas inunda-ciones ha sido evaluado a través de pozos dedi-cados exclusivamente al monitoreo, utilizandomediciones de Sigma a partir de registros nucle-ares de decaimiento termal o de la relación C/Oobtenidos en pozos entubados con acero, o regis-tros de inducción en pozos entubados con fibra devidrio. Cada uno de estos métodos tiene sus limi-taciones. Las herramientas nucleares funcionanmejor en revestimientos de acero y en formacio-nes de porosidad mediana a alta. La mediciónnuclear de Sigma requiere agua de formaciónsalina. El filtrado de lodo y los ácidos utilizadospara estimular el yacimiento pueden dañar laregión que rodea al pozo, a menudo por meses oaños. Los dispositivos nucleares, que tienen unabaja profundidad de investigación—menos de 12pulgadas [30 cm]—pueden no ver más allá de lazona invadida por el filtrado. El revestimiento defibra de vidrio se deteriora con el tiempo y desa-rrolla fugas; los registros de inducción obtenidosen tales circunstancias pueden ser poco confia-bles. Por lo general, cuando ocurre una fuga lafibra de vidrio es reemplazada por revestimientode acero. Bajo estas condiciones, la adquisiciónde registros de CHFR puede ser más adecuada yproporcionar mejores respuestas que las medicio-nes nucleares tradicionales.
22 Oilfield Review
0 API 200
Rayos gamma
Resistividad, pozo abierto
0.2 ohm-m 200
0.2 ohm-m 200
Resistividad, CHFR
Disparos 2
Disparos 3
Decaimiento
Porosidad
0.5 pies3/pies3 0
Petróleo, pozo abierto
0.5 pies3/pies3 0
Volumen de petróleo, RST
Petróleo remanente
0.5 pies3/pies3 0
Decaimiento
Porosidad
0.5 pies3/pies3 0
Petróleo, pozo abierto
0.5 pies3/pies3 0
Petróleo remanente
0.5 pies3/pies3 0
Volumen de petróleo, CHFR
1 vol/vol 0
Agua desplazada
Agua
Hidrocarburos desplazados
Petróleo
Calcita
Ortoclasa
Cuarzo
Agua ligada
Ilita
Volúmenes de ELAN
> Interpretación según el Análisis Elemental de Registros ELAN de los registros de monitoreo del yaci-miento de CHFR y RST. En este pozo de Indonesia, los resultados de la relación C/O están afectadospor los efectos de la zona circundante al pozo. Esto ocasiona la subestimación del petróleo remanentedebido a la invasión. La mayor profundidad de investigación de las mediciones de CHFR ayuda a efec-tuar una mejor estimación del petróleo remanente.
5. Para obtener más información acerca de la produccióna partir de carbonatos, véase: Akbar M, Vissapragada B,Alghamdi AH, Allen D, Herron M, Carnegie A, Dutta D,Olesen J-R, Chourasiya RD, Logan D, Stief D,Netherwood R, Russell SD y Saxena K: “Evaluación deyacimientos carbonatados,” Oilfield Review 12, no. 4(Primavera de 2001): 20-43.
Verano de 2001 23
La profundidad de investigación de la herra-mienta CHFR permite no sólo monitorear la zonano invadida sino también, bajo ciertas condicio-nes, proporcionar una indicación oportuna defrentes de inundación que se estén acercando. Enun pozo de monitoreo de Medio Oriente, se obtu-vieron dos registros de CHFR en un período decuatro meses (arriba a la izquierda). No sedetectó cambio alguno en el yacimiento entre losdos registros. Además, con excepción de unazona, la coincidencia general entre la resistividadprofunda del registro LWD y la resistividad apa-rente del registro CHFR es excelente, tanto para
las bajas como las altas resistividades. El mode-lado indica que la mayor resistividad de CHFR enel intervalo entre X850 y X890 pies se debe a unevento ocurrido lejos del pozo, posiblemente unapata de petróleo o el frente de inyección de gas.Se estima que este evento ocurre a una distanciadel pozo de entre 50 a 100 pies [15 a 30 m]. Laresistividad de LWD responde a la zona inundadade agua en las cercanías del pozo.
En otro pozo, la herramienta CHFR se corriótres veces: a los tres, seis y ocho meses de haberentubado el pozo, a los efectos de monitorear elmovimiento de fluidos durante una inyección de
agua (arriba a la derecha). Las tres carreras serepiten y coinciden con el lateroperfil profundode pozo abierto, excepto en el intervalo com-prendido entre los X0970 y X1020 pies, en el quela resistividad aparente de CHFR aumenta pro-gresivamente con el tiempo. El aumento en laresistividad del pozo entubado entre la primera yla segunda carrera validó los resultados de unasimulación del yacimiento que predice que lainyección de agua hacia esta zona de alta per-meabilidad empujaría un banco de petróleo másallá de este pozo. Este ejemplo demuestra larepetibilidad de las mediciones de CHFR y la
Rayos gamma
0 API 150
Collares del revestimiento
-9 1 Prof
undi
dad,
pie
s
Carrera 2 de CHFR (28 de sept)
0.2 ohm-m 100
0.2 ohm-m 100
0.2 ohm-m 100
Carrera 1 de CHFR (30 de mayo)
Resistividad de LWD
X800
X900
> Ejemplo de un registro de un pozo de monitoreo en Abu Dhabi, en un yaci-miento petrolífero carbonatado. El Carril 2 muestra dos carreras de la herra-mienta CHFR efectuadas con cuatro meses de diferencia (Carrera 1, rojo;Carrera 2, azul) y la curva de resistividad de LWD obtenida a pozo abierto(negro). No se detectó cambio alguno entre las dos carreras de la herra-mienta CHFR. Sin embargo, en comparación con el registro de pozo abierto,la mayor resistividad de CHFR en la zona entre los X850 y X890 pies es elresultado de la detección de un evento ocurrido lejos del pozo (una pata depetróleo o un frente de inyección de gas). La resistividad de LWD respondea la zona inundada por agua en las cercanías del pozo.
X1000
X1050
X1100
Rayos gamma
0 API 150
4 pulgadas 14
Calibre
Prof
undi
dad,
pie
s
0.2 ohm-m 100
0.2 ohm-m 100
0.2 ohm-m 100
0.2 ohm-m 100
Carrera 3 de CHFR (16 de dic)
Carrera 2 de CHFR (20 de oct)
Carrera 1 de CHFR (26 de jul)
Lateroperfil profundo, pozo abierto
> Ejemplos de registros de monitoreo en un yacimiento petrolífero carbo-natado de Abu Dhabi. El Carril 2 muestra tres carreras de la herramientaCHFR y el lateroperfil de pozo abierto. La Carrera 1 (rojo) fue efectuada tresmeses después de entubar el pozo. La Carrera 2 (azul), seis meses des-pués, y la Carrera 3 (verde), ocho meses después. La medición de CHFR esla misma, con excepción del intervalo entre X0970 y X1020 pies, donde esclaro que la resistividad aumenta con el tiempo. La mayor resistividadentre las Carreras 1 y 2 ayuda a confirmar los resultados de una simulacióndel yacimiento que indica que el agua inyectada en un pozo cercanopodría haber desplazado un banco de petróleo más allá de este pozo.
capacidad de la herramienta CHFR de lectura pro-funda para detectar cambios remotos muchoantes de que los métodos nucleares que investi-gan las cercanías del pozo puedan detectar cam-bios en los fluidos del yacimiento.
Mejoramiento de la eficiencia de producciónEl campo petrolífero Elk Hills, ubicado cerca deBakersfield, California, EUA, es uno de los mayo-res campos de EUA, con una producción acumu-lada que supera los 1200 millones de barriles depetróleo equivalente (BOE, por sus siglas eninglés) [190 millones de m3] y reservas remanen-tes de 250 millones de BOE [39 millones de m3].Antes de su privatización en 1998, Elk Hills eraparte de las Reservas Navales de Petróleo de losEstados Unidos de Norteamérica. Hoy, explotadopor Occidental Oil and Gas (OXY), el campo haservido recientemente como una base de pruebaspara servicios de resistividad de pozo entubado.OXY está tratando de desarrollar confiabilidad enla medición y está probando sus aplicacionespotenciales. Las herramienta CHFR deSchlumberger y TCRT de Baker Atlas han sidocorridas en más de 25 pozos del campo. Las prin-cipales aplicaciones son el monitoreo del yaci-miento y el mejoramiento de la eficiencia en laproducción del mismo, básicamente a través dela reducción en la producción de agua o gas inde-seados. La ubicación de zonas productivas pre-viamente inadvertidas, incluidas zonas deresaturación, es una aplicación secundaria.
Muchos de los 900 pozos de producción deeste campo, descubierto en 1911, datan de ladécada de 1940. El campo consiste de capas delutitas silíceas, y yacimientos delgados y conlechos entrecruzados de turbidita, principalmentedentro de la formación Monterrey del Mioceno.
Los registros de resistividad de pozo abierto sonregistros normales antiguos o lateroperfiles,cuya respuesta debe convertirse a los registrosmodernos equivalentes antes de que puedan ser-vir como registros de referencia para la resistivi-dad de pozo entubado. Los entornos deadquisición de registros y producción planteandesafíos a la evaluación convencional de la for-mación a través del pozo entubado. Las arenascontienen agua dulce y frecuentemente tienenbajas porosidades. Raramente se obtienen regis-tros de neutrones y de la relación C/O, debido alas terminaciones de los pozos ya existentes.Una baja profundidad de investigación hace quelas herramientas nucleares para el pozo entu-bado detecten el fluido de cegado del pozo queha invadido los intervalos perforados.
Para poder correr aquí las herramientas deresistividad de pozo entubado, las prácticas deoperación estándar son, entre otras, extraer elequipamiento de terminación y preparar el reves-tidor utilizando un raspador y un cepillo para ase-gurar un buen contacto eléctrico. Para generarconfiabilidad en la medición de pozo entubado,se corrió la herramienta CHFR con alta densidadde muestreo; un espaciamiento de 1 pie [0.3-m].Esto redujo la incertidumbre en las estadísticasde la medición, al incrementar la relación señal-ruido y mejorar la resolución vertical (izquierda).
24 Oilfield Review
Frente de inyección de aguaaproximado de la arena MBB
Elk Hills, California
0 km 5
0 millas 3
Pozo horizontalPozo inyector
Acuñamiento de la arena MBB
40004500 5500 6000
> Mapa estructural de la arena Cuerpo Principal “B” (MBB, por sus siglas en inglés) Stevens, en laestructura 31S. La ubicación actual aproximada del frente de inyección se indica con la línea azul.OXY está perforando pozos horizontales más adelante del frente de inyección de agua en avance, conel fin de mejorar la eficacia de la recuperación de petróleo.
Resi
stiv
idad
de
CHFR
, ohm
-m
Rayos gamma, API70 135 200
Inducción profunda del AIT, ohm-m
20
10
11 10 20
> Gráfica de interrelación entre los registros de inducción profunda de pozo abierto(eje horizontal) y de resistividad CHFR. (eje vertical) de un pozo de Elk Hills. La grá-fica muestra una buena correlación a pesar del ruido que se observa en los datos.En este pozo, el ruido se debe a las diferencias de la resolución vertical entre estasdos medidas de resistividad, a la falta de un control preciso de profundidad y alerror asociado con la baja relación señal-ruido en las mediciones de CHFR.
Verano de 2001 25
Un registro promedio de CHFR en este campocubre un intervalo de 1000 pies [300 m], incluido uncorto intervalo no perforado, que se utiliza paraverificar la calibración del registro CHFR con losregistros de pozo abierto. A pesar de que se utilizaun intervalo de muestreo de 1 pie, puesto que laherramienta CHFR hace dos mediciones por esta-ción, el tiempo requerido para obtener registros deun pozo promedio fue sólo de 12 horas.
En 1978, se implementó un proyecto de inyec-ción de agua en la periferia de la arena Cuerpo Prin-cipal “B” (MBB, por sus siglas en inglés) Stevens, enla estructura 31S. La estructura 31S es la más gran-de y prolífica de las estructuras Stevens de Elk Hillsy contiene los yacimientos de turbidita 26R y MBB.
El agua ha subido a ritmo constante hacia laparte alta de la estructura durante los últimos 20años de inyección (página anterior, arriba). El pozo315A-34S fue perforado en 1982 como pozo pro-ductor vertical de la MBB y produjo más de 300bapd [48 m3 /d]. Se propuso un programa de regis-tros que consiste en medir rayos gamma y CHFR depozo entubado, con el fin de identificar el agua y laubicación de su entrada. En el intervalo superiorpermeable, las diferencias entre el registro derayos gamma de pozo abierto y pozo entubado seatribuyen a las incrustaciones de bario y se utilizanpara identificar la entrada del agua (derecha).
Antes de correr la herramienta CHFR, se limpióel revestidor. En las zonas de petróleo agotadas porla producción y barridas por la inyección de agua, laresistividad de CHFR es menor que la resistividadde pozo abierto. El sombreado azul oscuro muestralos intervalos en que la resistividad de CHFR y elregistro de rayos gamma indican la irrupción deagua. Los intervalos inferiores de menor per-meabilidad indican menos efectos de la irrupción.Se instaló un parche en el revestimiento frente a lasperforaciones originales (sombreado amarillo) yluego el pozo fue reperforado en el intervalo másprofundo. Se intentó probar esta zona, pero las difi-cultades operacionales no lo permitieron.
La experiencia de Occidental con la resistivi-dad de pozo entubado y la herramienta CHFR hasido extremadamente positiva. Los petrofísicos eingenieros de OXY ahora prefieren la resistividadde pozo entubado a las mediciones nucleares tra-dicionales, ya que encuentran que la interpreta-ción de resistividad es más simple y directa, ymenos incierta que la interpretación de las medi-ciones de Sigma obtenidas del decaimiento ter-mal, o que las mediciones de la relación C/O. Parala resistividad de pozo entubado, la alta resistivi-dad indica zonas productivas y la menor resistivi-dad con respecto a los registros de pozo abiertoindica zonas producidas o barridas. En las capaslaminadas se recomienda obtener los registros
con una alta densidad de muestreo; un intervalode 1 pie. Ahora, los petrofísicos de Occidental tie-nen la suficiente confiabilidad en la medicióncomo para recomendarla en pozos problemáticoscomo alternativa a los registros nucleares.
Futuro de la evaluación de formaciones en pozos entubadosCon la enorme base de pozos existentes, tanto encampos viejos como campos en producción, y elgran potencial de futuros pozos, es clara la nece-sidad de evaluar formaciones en pozos entuba-dos. Los registros de pozo entubado no sóloproporcionan información acerca de zonas pro-ductivas previamente inadvertidas y el cambio delos contactos de los fluidos, sino que tambiénreducen el riesgo al permitir la evaluación de for-maciones cuando no es práctico tomar registrosde resistividad de pozo abierto. Asimismo, losbeneficios son claros: mayores ingresos, menorescostos y una producción más rápida de las reser-vas. La resistividad de pozo entubado permite alos operadores optimizar mejor sus operaciones,al mismo tiempo que les permite obtener losdatos para la evaluación y la planificación.
Durante los últimos 10 años, el conjunto de he-rramientas para pozos entubados que proporcio-nan evaluación de formaciones detrás delrevestimiento se ha ampliado para satisfacer lacreciente demanda. Como un agregado a las tradi-cionales mediciones acústicas y nucleares, la nue-va herramienta CHFR proporciona una mediciónfamiliar que soluciona importantes necesidadesde la industria en cuanto a evaluación de forma-ciones, tanto en pozos viejos como nuevos. La re-sistividad de pozo entubado permite el monitoreodel yacimiento en condiciones desfavorables paralos registros nucleares tradicionales y una mejorevaluación cuando se la combina con las medicio-nes nucleares en condiciones favorables.
Nadie puede predecir los avances por venir enlos próximos 60 años, pero el futuro cercano es fácilde avizorar. A medida que más operadores acumu-len experiencia con la herramienta CHFR y empujenlos actuales límites de la tecnología, se crearánaplicaciones innovadoras y se superarán otros obs-táculos de la evaluación de formaciones en pozosentubados. El premio será encontrar mayores canti-dades de petróleo y gas. —SP, LS
Incrustaciones
Rayos gamma, pozo entubado
0.7 API 70
0.7 API 70
Rayos gamma, pozo abierto
Prof
undi
dad,
pie
s
Resistividad de CHFR
2 ohm-m 20
2 ohm-m 20
Inducción profunda, pozo abierto
6800
6900
7000
7100
7200
7300
Registro del pozo315A-34S de Elk Hills. El sombreado en verde(Carril 1) indica zonasde mayor radioactivi-dad debidas a los de-pósitos de incrustacio-nes de bario causadospor la entrada de agua.El sombreado en azulentre la inducción pro-funda del pozo abierto(negro) y la resistividadde CHFR (azul) en laCarril 2 indica la resis-tividad en zonas petro-líferas barridas por elagua. Las marcas ama-rillas al lado derechodel carril azul indicanlas perforaciones origi-nales y las marcas púr-pura indican irrupcio-nes de agua.
>
26 Oilfield Review
Mejoramiento de los yacimientos virtuales
John O. AfilakaCaracas, Venezuela
Jamal Bahamaish Abu Dhabi Company for Onshore OperationsAbu Dhabi, EAU
Garfield BowenKyrre BratvedtJonathan A. HolmesTommy MillerAbingdon, Inglaterra
Paul FjerstadDubai, Emiratos Árabes Unidos
George GrinestaffBPAberdeen, Escocia
Younes JalaliCharles LucasRosharon, Texas, EUA
Zulay JiménezPDVSA E&P Caracas, Venezuela
Tony LolomariEdward MayHouston, Texas
Edy RandallBPWareham, Inglaterra
¿Inyección de agua, inyección de gas, o perforación de pozos de relleno? Mediante
un laboratorio de escritorio, los ingenieros pueden probar escenarios de desarrollo
de yacimientos, evaluar cientos e incluso miles de posibles trayectorias de pozos y,
en forma iterativa, desarrollar una mejor solución antes que empiecen a elevarse los
costos de los equipos de perforación.
La naturaleza de un yacimiento se asemeja bas-tante a los misterios de las estrellas; ambas cosasestán distantes y accesibles sólo para la tec-nología de sensores remotos. Los astrónomos uti-lizan sus telescopios y conjuntos de antenas y,mediante el estudio detallado de las frecuenciasópticas, de radio y de rayos X captadas, caracteri-zan una pequeña proporción del espacio infinito,en su mayoría, características importantes comolas galaxias y nebulosas, o las estrellas dentro denuestra propia galaxia. La situación no es muy dis-tinta para los geocientíficos e ingenieros, que sebasan en los sistemas de sensores remotos paracomprender las características más importantesdel subsuelo, como la formación de límites y fa-llas. Al igual que nuestros colegas que miran ha-cia arriba y envían cohetes al espacio para obtenerdatos detallados de una pequeñísima fracción deluniverso, en la industria del petróleo, obtenemosinformación detallada de las inmediaciones de lospozos en la profundidad del yacimiento.
Ya sea desde el espacio exterior o desde elsubsuelo, los datos ofrecen un panorama limitadode los entornos remotos. Para comprender el cos-mos, los científicos diseñan modelos, simulacio-nes de la forma en que ellos piensan que secomporta el universo, y comparan dichos modeloscon la realidad representada por la informaciónrecopilada. En nuestra industria, hacemos lo mis-mo, por ejemplo, el modelado de cuencas y yaci-mientos, y los modelos geomecánicos. Cotejamoslos modelos con los datos sísmicos, recortes ynúcleos de rocas, registros de pozos y, en últimotérmino, con la producción de hidrocarburos.
En 1949, Morris Muskat dio a conocer queestaba trabajando en una simulación por compu-tadora para determinar el espaciamiento óptimoentre los pozos.1 Los primeros simuladores deyacimientos simples aparecieron en la década de1950 como soluciones de ecuaciones diferencia-les para el flujo de fluidos en un material homo-géneo con geometría sencilla. Más tarde, seprogramaron las computadoras para modelar losflujos a través de bloques del subsuelo.2 Durantela década de 1960, el avance en los algoritmos decálculo permitió resolver las ecuaciones en formamás rápida y precisa. Los modelos se hicieronmás grandes y más complejos con el aumento dela velocidad y la memoria de las computadoras, ycon la mayor sofisticación de los algoritmos. Seagregaron más elementos físicos, extendiendolas soluciones del flujo monofásico hasta el flujode tres fases—gas, petróleo y agua—que permi-tió entonces tomar en cuenta los cambios de lacomposición del gas y el petróleo debidos a lapresión y la temperatura. Los métodos para solu-cionar las geometrías irregulares eliminaron lanecesidad de modelar bloques de yacimientoscon retículas (mallas, cuadrículas) rectangulares.
Hasta hace poco, los simuladores resolvían elyacimiento en bloques de cientos de metros; sig-nificativamente más grandes que el equivalente ala resolución de la información sísmica y de regis-tros de pozos utilizada en el modelado geológico.En la actualidad, los simuladores de yacimientospueden manejar muchos más bloques y modelaruna geología más compleja, permitiendo unamayor consistencia con los modelos geológicos.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Jonathan P. Cox, Kirsty Foster, Jonathan Morrisy Terry Stone, Abingdon, Inglaterra; Neil Goldsworthy, Miri,Sarawak, Malasia; Thomas Graf, Aubrey O’Callaghan y RaúlTovar, Caracas, Venezuela; Omer Gurpinar, Denver,Colorado, EUA; Ramdas Narayanan, Abu Dhabi, EAU; RogerPollock, Clamart, Francia; Ian Raw, Rosharon, Texas, EUA;Jeb Tyrie, Aberdeen, Escocia; y Johan Warmedal, Bergen,Noruega. Se agradece también a los estudiantes en prác-tica Rakesh Kumar, Shekhar Sinha, Leonardo Vega y BurakYeten por su trabajo en los estudios de yacimientos con sis-temas de drenaje doble.
ECLIPSE, ECLIPSE100, ECLIPSE300, ECLIPSE Office, FIoGrid,FrontSim, GRID, Peep, PVTi, SCAL, Schedule, SimOPT VFPi,Weltest 200, y WRFC son marcas de Schlumberger. VIP esuna marca de Landmark Graphics Corporation. STARS esuna marca de CMG, Computer Modelling Group Ltd. UNIXes una marca registrada de The Open Group. Windows NTes una marca de Microsoft Corporation. LoadLeveler yRS/6000 son marcas de International Business MachinesCorporation, IBM.
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La incorporación de datos geológicos complejospermite tener un modelo de yacimiento más rea-lista, que se puede utilizar para comparar sussoluciones con datos históricos de producción, afin de confirmar o mejorar el modelo geológico.
El programa de computación de simulacióntambién ha cambiado con los avances en la tecno-logía de perforación. Los pozos multilaterales y dealcance extendido ofrecen más opciones para eldrenaje de los yacimientos.3 Un pozo multilateralse bifurca en el subsuelo para drenar varios ho-rizontes o proporcionar varias entradas hacia lamisma formación para mejorar su alcance espacialy su recuperación. Los ingenieros deben decidir elemplazamiento óptimo de estos pozos ra-mificados, por ello la capacidad de modelar estosyacimientos antes de la perforación resulta ex-tremadamente importante. Debido a que los hidro-
carburos pueden provenir de diferentes zonas conpropiedades de fluidos muy diferentes, los mo-delos deben también considerar estas dificultades.
La capacidad actual de solucionar modeloscomplejos se debe en gran parte a la increíble su-peración de la velocidad de procesamiento de lascomputadoras. Un tiempo de ejecución máximodeseado para una simulación de un gran yacimien-to es “de una noche,” de modo que la velocidadmayor de las computadoras normalmente se tra-duce en modelos más grandes o cada vez máscomplejos, o ambos, en la medida en que el resul-tado esté listo a la mañana siguiente. Recientes a-vances en el procesamiento en paralelo hanaumentado la velocidad de los simuladores; sinembargo, como se describe más adelante, por logeneral, el tiempo de ejecución no se reduce a lamitad duplicando la cantidad de procesadores.
Al principio de la era de la simulación de yaci-mientos, éste era un tema sólo para los especialis-tas que diseñaban los programas de computadoray ejecutaban los simuladores, y el desarrollo de losprogramas de computación se efectuaba principal-mente en las grandes compañías petroleras. El si-mulador normalmente se reprogramaba para cadanueva situación para representar las diferenciasen los yacimientos. Las mejoras en un modelo ten-dían a estar relacionadas paralelamente con la es-trategia de desarrollo de activos de la empresa:por ejemplo, los modelos de doble porosidad sedesarrollaban sólo para los yacimientos grandes yfracturados. A medida que mejoró la tecnología,también lo hizo el equipo de especialistas, distin-guiéndose finalmente los que desarrollaban el có-digo del programa de aquéllos que ejecutaban losmodelos. Generalmente las dos disciplinas mante-nían estrechas relaciones, y normalmente ambasse centralizaban en un grupo de soporte técnico.
Con el tiempo, la demanda de la simulaciónde yacimientos aumentó y las compañías comen-zaron a instalar copias de los simuladores fuerade las instalaciones centralizadas. Con los pro-gramas y usuarios lejos de los equipos de desa-rrollo, la documentación y la facilidad del uso deprogramas de computación adquirieron unaimportancia mucho mayor. Dado que los equiposde desarrollo de simuladores de yacimientos delas grandes compañías petroleras no tenían losconocimientos necesarios para producir interfa-ces de usuario, nació la era de los paquetes deprogramas de computación para la simulación deyacimientos suministrados por proveedores exter-nos. Si bien aún existen programas de modeladode yacimientos desarrollados en forma interna, latendencia ha variado, de los simuladores propiosy mantenidos por las diferentes compañías petro-leras a los simuladores adquiridos a proveedoresde programas de computación externos. En laactualidad, el objetivo es simplificar el uso delprograma, con generación automática de retícu-las, importación fácil de datos geológicos, de flui-dos y de formaciones, y representación gráfica delos resultados que los usuarios requieren.
Actualmente, los dos principales simuladorescomerciales son el modelo ECLIPSE deSchlumberger GeoQuest y el simulador VIP deLandmark Graphics. Ambos paquetes incluyenmodelos para petróleo negro y composiciona-
> Yacimientos y estrellas. Los datos de yacimientos de alta resolución seutilizan ahora para estudiar la vida de los yacimientos. Del mismo modo,el telescopio espacial Hubble proporciona a los astrofísicos más detallesde los modelos cósmicos. La Administración Nacional de la Aeronáuticay el Espacio (NASA, por sus siglas en inglés) fotografió esta antiguaconstelación de estrellas en la Nebulosa Tarántula.
1. Muskat M: “Physical Principles of Oil Production.” NuevaYork, Nueva York, EUA: McGraw-Hill, 1949:812-813.
2. Para tener una visión general de la historia de la simula-ción de yacimientos, véase: Watts JW: “ReservoirSimulation: Past, Present, and Future,” artículo de la SPE38441, presentado en el Simposio sobre Simulación deYacimientos de la SPE, Dallas, Texas, EUA. Junio 8-11, 1997.
3. Bosworth S, El-Sayed HS, Ismail G, Ohmer H, Stracke M,West C, y Retnanto A: “Key Issues in MultilateralTechnology,” Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998):14-28
les—con y sin mezcla de gas y petróleo—que sedescriben en mayor detalle más adelante en esteartículo. Otros simuladores son poderosos ennichos específicos: el modelo STARS, deComputer Modelling Group, Ltd., simula procesostérmicos, como el desplazamiento con vapor.
En este artículo, se presenta la forma en queun programa de computación de simulación puedecrear, manejar y mostrar resultados de un yaci-miento virtual. Una tecnología de simuladores sinprecedentes permite incluir pozos más realistasen el modelo, cada uno con varios segmentos, co-mo los pozos con múltiples ramas laterales, termi-naciones complicadas y la inclusión de controlesinteligentes en el fondo del pozo en la simulación.Los estudios de casos específicos ilustran losavances en la práctica actual de la ingeniería deyacimientos. Uno de los estudios de casos especí-ficos tiene un escenario computacional complejo;un modelo que utiliza la descripción de un fluidocon muchos componentes que se ejecuta a travésde un procesamiento en paralelo. Finalmente, sedescribe un tipo de simulador diferente que utilizaun método de seguimiento del frente de una fase,en lugar del método habitual de diferencia finita.
El entorno del yacimiento virtualImagínese que perfora un pozo en un yacimientoy lo pone en producción durante cinco años, yluego se da cuenta que podría haber producidomás cambiando el pozo a otro lugar. Vuelve alprincipio, perfora la segunda opción y comienzanuevamente a producir. Y tal vez una tercera tra-yectoria parezca prometedora (arriba).
El valor de la simulación de yacimientos estáen la capacidad de investigar todas estas opcio-nes mucho antes que una barrena de perforacióntoque la tierra. Se pueden examinar muchosescenarios dentro del yacimiento virtual, cam-biando los emplazamientos de los pozos, la geo-logía del yacimiento, las limitaciones de laproducción, o cualquier combinación de datos deentrada al modelo. Así como los cosmólogosobservan la formación de las estrellas para mejo-rar sus modelos, lo cual permite predecir nuevosfenómenos, los ingenieros desarrollan yacimien-tos en etapas—comenzando con la exploración yterminando con el abandono del campo—conmodelos basados en datos de una etapa queinfluyen en la etapa siguiente.4
En la fase de exploración, la geología del yaci-miento es incierta. En un simulador de yacimien-tos, se pueden incluir varias realizacionesgeoestadísticas. Al tener suficientes realizacio-nes, se pueden examinar casos de producciónalta, media y baja de gran significado estadísticopara mostrar la variabilidad económica.
Durante el desarrollo se perforan varios pozosque incorporan más información acerca de la for-mación y que contribuyen a delinear el campo. Losresultados de producción de los primeros pozos sepueden utilizar para afinar el modelo de yacimien-to, disminuyendo además las dudas acerca de laspropiedades del yacimiento.5 Las trayectorias delos pozos surgen de decisiones basadas en la in-formación adecuada. El modelo de yacimiento pro-porciona estimaciones de los hidrocarburos ensitio y de los hidrocarburos recuperables, las quese necesitan para la toma de decisiones y parainformar a los organismos reguladores. Cuando loscontratos especifican requisitos de entrega para elsuministro de gas, los modelos pueden incluir lanaturaleza cíclica de la demanda de gas, incluidaslas opciones de reinyección.
Más tarde en la vida del campo, los ingenie-ros de yacimientos utilizan modelos para estudiaren detalle los yacimientos candidatos a obteneruna mayor recuperación. El yacimiento virtual esuna forma rentable de examinar varias estrate-gias de perforación de pozos de relleno, escena-rios de inyecciones de agua o gas, y otrosmétodos, tal vez más exóticos, de recuperación.
Manejo del yacimiento virtualEl modelado de yacimientos no es una cienciaexacta. Aun con la mejor interpretación geológicay años de datos de producción como referencia,hay muchos escenarios virtuales posibles que po-drían describir el yacimiento. Hasta hace poco, losingenieros de yacimientos que operaban unmodelo tenían que tener conocimientos es-peciales, incluidos el diseño de las retículas y elescalamiento (la conversión de un modelo geo-lógico de alta resolución a un modelo de yacimien-to con bloques más grandes, de menor resolución),el poblado de los bloques con los datos apro-piados, la modificación de los parámetros paraajustar la historia de producción, la programaciónde la perforación de pozos dentro del modelo, y eldiseño de esquemas de agotamiento.
La necesidad de capacitación especializadarestringió el modelado a yacimientos económica-mente importantes, dejando que muchos yaci-mientos más pequeños se manejaran conmétodos de ingeniería menos sofisticados. En losúltimos años, se han desarrollado nuevas herra-mientas para colocar los conocimientos de estosexpertos en manos de usuarios de menor expe-riencia, incluso novatos. Nuevas herramientas deprogramas de computación amplían la base deusuarios de simulación de yacimientos, inclu-yendo geocientíficos, ingenieros de terminacio-nes e ingenieros de perforación.
El programa de computación ECLIPSE Officeofrece una interfaz simple para las herramientasque ayudan al usuario a diseñar y ejecutar una si-mulación de yacimiento. Los botones en la partesuperior de la pantalla del Administrador de Ca-sos activan los subprogramas que ayudan a esta-blecer un modelo de yacimiento (próxima página).Los módulos de programas, que se activan por losbotones de la izquierda de la pantalla, guían a losusuarios a través del proceso de simulación.
El módulo Administrador de Datos de la gamade productos ECLIPSE Office permite el acceso auna serie de pantallas organizadas en torno a gru-pos de datos lógicamente relacionados. El pro-grama de computación de modelado geológico yde diseño de retículas de simulación GRID y elmódulo FloGrid pueden ingresar datos de la geo-metría del modelo, o bien el usuario puede crear-los en forma interactiva. El módulo FIoGrid tieneademás la capacidad de generar una retícula delyacimiento de menor resolución que mantiene lascaracterísticas importantes del modelo geológico,tales como las fallas, las capas o los canales.
Un bloque de la retícula del simulador deyacimientos puede contener varios bloques de laretícula del modelo geológico que proporcionandatos del yacimiento, como la porosidad y la per-
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> Una cuestión de economía. El modelado deyacimientos proporciona datos económicos paraelegir entre posibles emplazamientos de pozos.
4. Para obtener una visión más completa de la simulaciónde yacimientos en las diferentes etapas de la vida delcampo, véase: Adamson G, Crick M, Gane B, Gurpinar 0,Hardiman J, y Ponting D: “Simulation Throughout the Lifeof a Reservoir,” Oilfield Review 8, no. 2 (Verano de 1996):16-27.
5. Bouska J, Cooper M, O’Donovan A, Corbett D,Malinverno A, Prange M, y Ryan S: “ Validating ReservoirModels to Improve Recovery,” Oilfield Review 11, no. 2(Verano de 1998): 21-35.
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meabilidad. Aunque promediar los valores de po-rosidad es una forma razonable de escalamiento,promediar los valores de permeabilidad puedetraer consigo una complejidad geológica, comouna dirección de flujo preferencial. El móduloFIoGrid puede simular el flujo a través de los blo-ques del modelo geológico que componen un blo-que del simulador de yacimientos para determinarun tensor de permeabilidades escaladas.
Las propiedades de las rocas y de los fluidospara poblar los bloques del modelo se puedengenerar a partir de datos de laboratorio medianteel uso de programas de computación especialesde manejo de análisis de núcleos SCAL, y el pro-grama de computación de análisis de presión,volumen y temperatura PVTi, respectivamente. Enforma alternativa, se pueden obtener correlacio-nes de las propiedades de las rocas y de los flui-dos a través de los paneles correspondientes delmódulo Administrador de Datos.
Por lo general, el simulador debe reproducir losdatos de producción en condiciones de superficie,y no los datos en las condiciones del yacimiento.La conversión de la presión de fondo a la presiónde boca de pozo de la tubería de produccióndepende de las condiciones de flujo en los pozos,las cuales pueden variar. El levantamiento artifi-cial por gas, las bombas de fondo del pozo, lacompresión de gas y los estranguladores (orificios,reguladores) de superficie afectan el flujo, al igualque las secciones de pozos ondulatorias y no ver-ticales. Algunas restricciones del flujo provienende las instalaciones de superficie, de modo que elsimulador debe saber la forma en que tales pozosestán conectados a dichas instalaciones y respe-tar tales restricciones. El programa de comporta-miento de flujo vertical (VFPi) simula el flujo desdeel yacimiento hasta la boca de la tubería de pro-ducción. El programa de computación de transfor-mación de datos del pozo Schedule puedeimportar y manipular la historia de flujos y presióny definir agrupaciones de pozos.
Estas herramientas del programa de computa-ción ECLIPSE Office operan en conjunto para quelos usuarios puedan crear grupos de datos, sinnecesidad de conocer los aspectos específicos delformateo y organización de datos y palabras claveen los archivos de entrada de datos. La aplicaciónAdministrador de Datos puede crear pantallasgráficas de datos en los formatos correspondien-tes, tales como mapas de curvas de contornobasados en las retículas o gráficas de líneas.
Si el campo ya ha producido, el ingeniero pue-de comparar las predicciones del simulador con laproducción real, a una fecha dada, y ajustar los pa-rámetros para optimizar el modelo. Este proceso,llamado ajuste de la historia de producción, mejora
la confianza en predicciones futuras del modelo. Larutina Administrador de Ejecución permite al usua-rio iniciar y detener el simulador mientras monito-rea los datos seleccionados. Por ejemplo, cuandose simula un piloto de inyección de agua, el cortede agua del productor debería monitorearse paraasegurarse de que la irrupción del agua se pro-duzca en el momento correcto en relación con lahistoria del piloto. Si se produce demasiado prontoo demasiado tarde, el usuario puede abortar la eje-cución y restablecer los parámetros de entrada.
El módulo Administrador de Casos permite elregistro contable visual de múltiples ejecucioneso casos. El usuario podría generar una jerarquíade casos para desarrollar un yacimiento con in-yectores de agua, inyectores de gas, o ambos o-perando en forma conjunta. En un yacimientocomplejo, el ingeniero puede tener cientos de ca-sos que rastrear. El programa de computaciónAdministrador de Casos altera sólo los archivosde datos que difieren entre los casos, para impe-dir la proliferación de archivos.
Otro módulo, el programa de computación decalibración de modelos SimOPT, puede ayudar enel proceso de ajuste de la historia de producción,al determinar los parámetros de entrada que másinciden en los resultados. Este módulo proporcio-na una interfaz para definir los rangos de varia-bles de entrada, ejecuta múltiples casos basadosen las variables seleccionadas por el usuario, ydespliega los resultados. El programa puede bus-
car automáticamente la mejor solución, o puedepermitir al usuario controlar las variables queevaluará. Si bien no puede encontrar la soluciónóptima, el programa SimOPT ayuda al usuario adeterminar si es posible realizar un ajuste de lahistoria de producción dentro del rango de valo-res que el usuario considera creíbles.
Los simuladores generan predicciones de pre-sión, saturación y otros parámetros para cada unode los bloques del modelo dinámico, las cualespueden visualizarse en forma bidimensional o tri-dimensional, utilizando la rutina Visualizador deResultados. El usuario puede consultar los valoresde cualquier bloque en cualquier momento a travésde la interfaz gráfica y obtener gráficas de presen-tación de los datos ejecutados. Algunos datos sevisualizan mejor como gráficas x-y, tales como lasaturación de los bloques, o la producción de agua,petróleo y gas en un pozo en función del tiempo.
Los resultados de las simulaciones debendocumentarse. Para ello, el Generador deInformes crea resúmenes simplificados y arrojaadvertencias y mensajes de error en lenguajeinteligible, y los usuarios pueden personalizar losinformes. Los resultados de las simulaciones sepueden exportar al programa de análisis econó-mico Peep, un paquete de manejo de activosestándar en la industria del petróleo.
La Calculadora—otra función de ECLIPSEOffice—permite efectuar cálculos personaliza-dos con los parámetros del modelo. Los usuarios
> Pantalla Administrador de Casos de ECLIPSE Office. Los usuarios recurren a diversos programaspara configurar una retícula, poblarla con datos, ejecutarla y analizar los resultados. Esta pantalla(arriba) muestra un caso base sin inyección. Los casos posibles incluyen sólo la inyección de gas, lainyección de agua, y la inyección de gas y agua. La gráfica de líneas (recuadro) muestra las tasas deproducción de petróleo para el caso base (línea negra) y para el caso de inyección de gas y agua(línea azul). El aumento de la recuperación logrado gracias a la inyección de gas y agua obtenido apartir del módulo Calculadora se muestra como el área sombreada. A los 1800 días, la simulación deECLIPSE cerró las zonas de alto corte de agua, forzando el agua a través de las zonas saturadas conpetróleo y aumentando la producción de petróleo.
pueden definir sus propias condiciones,ampliando significativamente las posibilidadesde resultados ilustrativos. Un botón vincula alusuario con el programa de computación de aná-lisis de pruebas de pozos Weltest 200, el cual uti-liza el poder de simulación de ECLIPSE pararesolver numéricamente las pruebas de pozos, enlugar de basarse sólo en modelos analíticos.
Mejoramiento del modelado de pozos con segmentos En la actualidad, los pozos son mucho más compli-cados que hace sólo algunos años atrás. Los pozospueden tener múltiples ramas, lo que permite queun solo pozo drene una mayor porción de la forma-ción o que tenga contacto con una serie de regio-nes productivas aisladas. Los sensores de fondo depozo pueden monitorear las condiciones—tempe-ratura, presión, densidad, velocidad de flujo y frac-ciones de agua y gas—en lugares seleccionadosdentro del pozo, mientras que los dispositivos decontrol de flujo activados desde la superficie pue-den reducir progresivamente o bloquear la produc-ción de las áreas de alto corte de agua o de altarelación gas-petróleo (RGP). En la familia de simu-ladores de yacimientos ECLIPSE, se ha incorporadola opción de pozo de múltiples segmentos (MSW,por sus siglas en inglés), para ayudar a modelar lascondiciones en estos tipos de pozo.
Los primeros simuladores de yacimientos utili-zaban modelos simples de pozos; permitían el flujode fluidos hacia y desde la formación, pero simpli-ficaban la física de flujos dentro del pozo. El gra-diente de presión dentro del pozo normalmente sebasaba en una densidad de mezcla de fluidos queno permitía el deslizamiento entre las fases; estoes la tendencia de los fluidos individuales a fluircon diferentes velocidades. Más aún, el modeloconsideraba que el flujo dentro de un pozo estaba
completamente mezclado y uniforme. Con la apa-rición de los pozos de alcance extendido y hori-zontales, algunos simuladores incluyeron unrefinamiento para dar cuenta de la fricción, quepuede ser una parte importante de las pérdidas deenergía de los fluidos que fluyen en una secciónhorizontal. Sin embargo, tal refinamiento aún nopermitía que el contenido del pozo variara con laubicación, ni tampoco calculaba correctamente ladensidad de la mezcla fluyente.
La opción MSW elimina estas limitaciones,permitiendo al analista del yacimiento dividir elpozo en segmentos y definir el conjunto de varia-bles que describen los fluidos en cada segmento.En esta retícula unidimensional de segmentos, elcontenido del pozo y las propiedades de la mez-cla de fluidos pueden variar con la ubicación
(véase “Pozos fluyentes,” página siguiente). Unared de bifurcación de estos segmentos define lageometría de los pozos multilaterales.
Los segmentos del pozo que representan lastuberías de revestimiento (liners) ranuradas seconectan a la retícula del yacimiento, permi-tiendo el paso del flujo. Los otros elementos delmodelo se pueden definir con elementos queincorporan las características de caída de presiónde los dispositivos de control de flujo, tales comoválvulas, estranguladores y bombas.
La estructura segmentada sigue la trayectoriadel pozo, independientemente de la retícula delyacimiento. El modelo del pozo puede incorporarsecciones de tuberías de producción no perfora-das que se extienden hacia afuera de la retículay permiten que las ramas de los pozos multilate-rales se unan fuera de la retícula. Esto no seríaposible con un modelo de pozo convencional; sinla opción MSW, el simulador define la trayecto-ria del pozo mediante la secuencia de celdas dela retícula que intersecta.
Control de un pozo lateral doble en el campo Wytch FarmEl campo Wytch Farm fue el primero del mundoen completarse con una válvula de control deflujo de fondo de pozo en un pozo multilateral dealcance extendido.6 El campo petrolífero terres-tre más grande de Europa, el Wytch Farm, yaceen el sur de Inglaterra, cerca del Puerto de Poole,y se extiende hacia el Canal de la Mancha(arriba). El operador, BP, desarrolló el campo uti-lizando pozos de alcance extendido, algunos quesobrepasan los 10 km [6 millas].7
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Puerto Poole
Londres 3 millas
> Campo Wytch Farm en el sur de Inglaterra. El pozo M-15 se perforó desdela costa y se terminó en la Formación Sherwood en la ubicación mostrada enla gráfica. En la escala de la gráfica no se pueden distinguir las dos ramas.
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> Modelo de predicción de la producción del campo Wytch Farm. La producción de petróleo de laszonas entremezcladas del Pozo M-15 (curva verde) mejoró considerablemente al agregar válvulas decontrol de fondo de pozo (curva azul). El abrupto cambio en la pendiente de la tasa de producción depetróleo (curvas sombreadas) de la terminación convencional y la de avanzada se relaciona con laestrangulación del flujo para controlar la producción de agua.
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La opción de pozos de múltiples segmentos (MSW,por sus siglas en inglés) del simulador ECLIPSEofrece varias opciones para modelar el flujo demúltiples fases en el pozo. La opción más simplees un modelo de flujo homogéneo en el cual todaslas fases fluyen con la misma velocidad.
Una segunda opción utiliza un modelo de“flujo de arrastre” simple para representar eldeslizamiento entre las fases. Este tipo demodelo permite un cálculo rápido, y sus resulta-dos son continuos a lo largo de una amplia gamade condiciones de flujo. Es válido con el flujo encontracorriente, donde las fases densas y ligerasfluyen en direcciones opuestas. También sepuede utilizar para modelar la separación de lasfases dentro de un pozo, por ejemplo, cuando unpozo se cierra durante una prueba de incre-mento de presión. La separación de fases influyeen la respuesta de almacenamiento del pozo, quese debe entender para modelar correctamentelos resultados de las pruebas.
Una tercera opción utiliza tablas precalcula-das, similares a las tablas de comportamiento deflujo vertical ampliamente usadas para modelarlas pérdidas de presión del pozo entre la forma-ción y la boca del pozo, para determinar las caí-das de presión en un segmento. Esta opciónpermite emplear modelos de flujo de múltiples
fases más complejos y computacionalmente máscostosos, si sus resultados se traducen primero auna planilla de datos. La obtención de la caídade presión, mediante la interpolación en latabla, es rápida y eficiente en términos compu-tacionales. Las tablas también proporcionan unamanera eficiente de representar pérdidas depresión en ciertos dispositivos de control deflujo, tales como los estranguladores, ya que loscálculos de caída de presión para modelos másprecisos de estos dispositivos requieren mástiempo de computación.
La capacidad de manipular dispositivos decontrol de subsuelo es un importante elementoque se ha agregado a la opción MSW deECLIPSE. El ingeniero de simulación puedecambiar los parámetros del estranguladordurante la corrida del simulador, con sólo pasara otra tabla. Para ciertos dispositivos, talescomo las válvulas subcríticas, se encuentran dis-ponibles modelos incorporados que permitenhacer cambios “manuales” a parámetros talescomo el área de restricción. Otros modelos dedispositivos están diseñados para funcionarautomáticamente en respuesta a un corte deagua o RGP cambiantes, o limitar la tasa de flujodel petróleo, el agua o el gas a un valor máximoespecificado.
Las condiciones de flujo del pozo se represen-tan en el simulador de petróleo negro mediantecuatro variables para cada segmento: presión,tasa de flujo total a través del segmento, y frac-ciones de flujo de petróleo y gas. Estas variablepermiten el cálculo de las propiedades de lamezcla de fluidos y el gradiente de presión. Encada segmento se aplican cuatro ecuaciones: lasecuaciones de conservación de la masa para elpetróleo, el agua y el gas, y una relación de lacaída de presión a lo largo del segmento. Elsimulador composicional utiliza variables adi-cionales para la fracción molar de cada compo-nente de fluido, además de ecuaciones deconservación de la masa para cada componente(véase “Composición de los seudofluidos,”página 44). Estas ecuaciones y las que descri-ben las condiciones en la retícula del yaci-miento se solucionan simultáneamente,mediante una técnica computacional conocidacomo acoplamiento implícito. Ello asegura queel sistema combinado del pozo más el yaci-miento permanezca estable a lo largo de losintervalos de tiempo escogidos por el simulador.La estabilidad computacional es importante,puesto que los cambios en las condiciones deflujo se propagan a través del pozo en una frac-ción de un intervalo de tiempo.
Pozos fluyentes
El pozo M-15 tiene dos ramas que drenan unaparte de la formación de areniscas Sherwood. Larama que se extiende hacia el norte yace en unárea con fallas, de modo que fue revestido y per-forado, mientras que el lateral hacia el sur es unaterminación a pozo abierto. Los problemas poten-ciales eran bastante diferentes. BP anticipó unairrupción anticipada de agua en el área de fallasde la zona norte, y estimó que debía controlarse lacaída de presión para impedir el colapso del pozoen la zona sur, terminada a pozo abierto.
Si bien ambos laterales comparten un pozomatriz, requieren estrategias de producción dife-rentes. En la rama norte se deseaba una grancaída de presión, al menos hasta que aumentarala entrada de agua, pero esta gran caída de pre-sión sí era posible hacia el sur. Las válvulas decontrol de flujo de fondo de pozo que controlan enforma separada la producción de los dos tramoslaterales corrigieron el problema.
BP perforó y terminó el pozo con tres válvulashidráulicas de control de flujo WRFC-H recupera-bles con cable. Las velocidades de flujo esperadasfueron más altas en el lateral norte, de modo que
se instalaron dos válvulas para permitir un mayorflujo. La tercera válvula controló el lateral sur.
Para determinar las condiciones de operaciónóptimas de las válvulas de control, el Grupo deTecnología de Terminaciones del Centro de Termi-naciones de Yacimientos de Schlumberger (SRC,por sus siglas en inglés) desarrolló un modelo deyacimiento de petróleo negro, utilizando el simu-lador ECLIPSE100. Se utilizó la opción MSW paramodelar el pozo matriz y los dos laterales. Las vál-vulas de control se modelaron con elementos queincorporan las características de los dispositivosde control de entrada de flujo.
La recuperación convencional, sin válvulas decontrol en el fondo del pozo, permitió dos opcio-nes: hacer producir primero un lateral y después elotro, o producir ambos simultáneamente. Elmodelo ECLIPSE demostró que, de las dos opcio-nes, la de producir en forma simultánea generabamás petróleo durante un período de cinco años.Para controlar el alto corte de agua en este esce-nario, se estranguló la producción de todo el pozo.
El agregado de válvulas de control separadaspara cada rama generó una producción adicional
importante (página anterior, abajo). La rama nor-te se pudo estrangular sin disminuir la produc-ción de la otra.
El pozo se puso en producción en febrero de1999. El lateral norte produjo solo durante seismeses a más de 10,000 B/D [1600 m3 /d] de líqui-do. Al final de este período, sólo alrededor de3000 B/D [477 m3/d] eran de petróleo. Entoncesel operador cerró este lateral y abrió el lateralsur. La producción de petróleo fue la misma quela entregada por el lateral norte, pero con unaproducción de agua significativamente menor.Después de cinco meses de producción de estarama con un corte de agua en aumento, amboslaterales se pusieron en producción simultánea.8
6. Gai H, Davies J, Newberry P, Vince S y AI-Mashgari A:“World’s First Downhole Flow Control Completion of anExtended-Reach, Multilateral Well at Wytch Farm,” artí-culo de las IADC/SPE 59211, presentado en laConferencia sobre Perforación de las IADC/SPE, NuevaOrleáns, Luisiana, EUA. Febrero 23-25, 2000.
7. Allen F, Tooms P, Conran G, Lesso B y Van de Slijke P:“Extended-Reach Drilling Breaking the 10-km Barrier,”Oilfield Review no. 4 (Invierno de 1997): 32-47.
8. Algeroy J y Pollock R: “Equipment and Operation ofAdvanced Completions in the M-15 Wytch FarmMultilateral Well,” artículo de la SPE 62951, presentadoen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA. Octubre 1-4, 2000.
Los ingenieros de yacimientos utilizaron elmodelo ECLIPSE para ajustar la historia de pro-ducción del campo. Una comparación de casoscon y sin controles de fondo de pozo en el PozoM-15 indica una recuperación progresiva espe-rada de más de un millón de barriles [160,000 m3]de petróleo después de cinco años.
Recientemente, falló una bomba de fondo depozo y BP decidió reemplazarla por una másgrande para aumentar la velocidad de flujo, demodo que las válvulas de control de flujo defondo de pozo ya no se pueden ajustar. Sinembargo, los resultados de este pozo alentaron aBP a continuar utilizando pozos multilaterales concontrol de fondo de pozo en el campo WytchFarm. En septiembre de 2000, se instaló una vál-vula eléctrica de control de flujo recuperable en latubería de producción (TRFC-E, por sus siglas eninglés) en el Pozo F-22.
32 Oilfield Review
Zona 3
Zona 2
Zona 1
Contacto gas-petróleo
Contacto agua-petróleo
Saturación de gas
Saturación de petróleo
Saturación de agua
> Modelo de pozo de múltiples segmentos (MSW, pos sus siglas en inglés) detres formaciones de arena. El flujo se controla con una válvula de control deflujo de fondo de pozo. Tres conjuntos separados de bloques de retículas mode-laron el comportamiento en las zonas, mediante el uso de la opción MSW, quepermite segmentos de pozo fuera de los bloques de retículas del yacimiento.
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Prod
ucci
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3
> Mejoramiento de la producción con control de flujo. La producción usando válvulas de control de flujo (líneaazul) supera considerablemente la producción serial sin válvulas en la terminación (línea verde). La curva detasa de flujo sombreada en verde para el caso serial muestra una declinación de la tasa de producción en lazona más baja, hasta que se cierra y comienza la producción en la zona intermedia. Los rápidos cambios en latasa de producción (sombreada en azul) se logran graduando la entrada de gas con válvulas de control de flujo.
9. Sinha S, Kumar R, Vega L y Jalali Y: “Flow EquilibrationTowards Horizontal Wells Using Downhole Valves,” artículode la SPE 68635, presentado en la Conferencia y Exhibiciónde Petróleo y Gas del Pacífico Asiático de la SPE, Yakarta,Indonesia. Abril 17-19, 2001.
10. Yeten B y Jalali Y: “Effectiveness of IntelligentCompletions in a Multiwell Development Context,” artí-culo de la SPE 68077, presentado en la Exhibición dePetróleo de Medio Oriente 2001 de la SPE, Bahrain.Marzo 17-20, 2001.
Verano de 2001 33
Modelado de zonas aisladasSchlumberger estudió una serie de canales anas-tomosados de arenas de planicie de delta concapas de carbón, enfocado a tres formaciones dearena aisladas. El contacto gas-petróleo (CGP)intersectaba la arena superior, Zona 1, y proba-blemente el contacto agua-petróleo (CAP) estabadentro de la arena inferior, Zona 3, pero su ubica-ción era incierta. En el modelo de yacimiento depetróleo negro de ECLIPSE100 se asumió que losyacimientos eran lateralmente extensos, peroque no había comunicación de flujo entre ellos.Se utilizó un pozo segmentado para conectar lastres zonas en el modelo, con el objeto de evaluarlas interacciones de los fluidos en el pozo (páginaanterior, arriba).
El CGP en la Zona 1 implica un aumentopotencialmente rápido en la RPG de esa zona. Laincertidumbre acerca del CAP en la Zona 3 signi-ficaba la posibilidad de producir una gran canti-dad de agua. Con esa entrada de fluidos diversos,el modelo tenía que representar las interaccionescomplejas de los fluidos dentro del pozo. Podríanhaberse necesitado controles de fondo de pozopara estrangular la producción de agua o gas.
Sin dispositivos de control de flujo de fondode pozo, se produce más petróleo en el períodode cinco años, si se termina el pozo se-cuencialmente desde la arena del fondo haciaarriba, en lugar de producir las tres arenas enforma simultánea. Sin embargo, con las válvulasde control de flujo de fondo de pozo, el caso másproductivo corresponde a la producción de lastres zonas entremezcladas. Como la RAP de laZona 1 aumentó, se restringió el flujo a través dela válvula superior para limitar la tasa de gas. Laválvula inferior controlaba la entrada de agua.Otra combinación permitió abrir la válvulasuperior para que proporcionara gas para un le-vantamiento artificial, lo que podría ser necesariosi el agua de la Zona 3 no se pudiese estrangularsin perder una producción importante de pe-tróleo. En comparación con un enfoque deproducción convencional, el esquema determinación avanzado no sólo prolonga la vidadel pozo, sino que también aumenta la tasa deproducción a lo largo de los cinco años delestudio (página anterior, abajo).
Control de fondo de pozo en yacimientoscon mecanismo de drenaje dobleLos modelos simples pueden sacar a la luz lasrespuestas de flujo que pueden estar ocultas enyacimientos más complejos. Para comprender elempuje simultáneo de gas y agua hacia los pozoshorizontales, los ingenieros de SRC modelaronun yacimiento simple y homogéneo.9,10 El primercaso utiliza un pozo perforado a lo largo de lasección horizontal recta desde la curva que con-duce a la sección vertical, llamada talón delpozo, hasta el extremo o punta del pozo (arriba).La velocidad del fluido dentro del revestimientode 6 pulgadas aumenta de casi cero en el seg-mento del extremo a cerca de 10 pies porsegundo [3 m/seg] en el talón.
En las condiciones iniciales y sólo con petró-leo fluyendo hacia el pozo, la mayor caída de pre-sión se produce en el talón. Por la geometría ylas propiedades de este modelo, la caída de pre-sión entre el extremo y el talón es de sólo 40 lpc[275 kPa], pero eso produce un flujo mayor decasi 3000 B/D [477 m3 /d] en el talón.
10 pies/seg
Dirección del flujo
3000 B/DPresión
Tasa de producción
Influjo
40 lpc
Gas
Petróleo
Agua
>Modelo simple de yacimiento con pozo horizontal con una capa de gas, 13 capas de petróleo y una capade agua. El modelo tiene 25 bloques en la dirección del pozo y 17 en la otra dirección, y el pozo está entreel séptimo y el octavo bloque. El pozo tiene 4000 pies [1220 m de largo, con un revestimiento de 6 pulgadasde diámetro y produce 16,000 B/D [2540 m3/d] de petróleo. Los perfiles de presión (rosa), flujo de petróleo(azul) y tasa de producción (blanco) dentro del pozo horizontal se indican en este corte del modelo.
34 Oilfield Review
Saturación de gas
Saturación de petróleo
Saturación de agua
Pozo
Pozo
> Imágenes instantáneas de frentes de fluido. Sin válvu-las de control de flujo de fondo de pozo, la caída de pre-sión es mayor en el talón del pozo, en donde preferente-mente sube agua y baja gas. El agua irrumpe primero eneste modelo, que se muestra como dos celdas de la retí-cula que tocan el pozo (arriba). Dos años después de lairrupción de agua, la recuperación sigue siendo insufi-ciente cerca del extremo (abajo). Las celdas de la retí-cula que conservan la saturación de petróleo original noaparecen en la ilustración.
Verano de 2001 35
A B
Válvula Obturador Abertura de la camisa o manguito
Pres
ión/
Tasa
de
flujo
Presión anular/Tasa de flujo
< Ensamble de terminación con un obturador quedivide la sección horizontal en dos partes (A y B).El fluido del yacimiento fluye a través de la aber-tura de la camisa o manguito hacia el revesti-miento en la sección del extremo o a través deuna válvula controlable desde la superficie en lasección del talón. La caída máxima de presión seproduce en la abertura de la camisa o la válvula.Con el adecuado control de la válvula, la caída depresión o la tasa de producción se pueden igua-lar entre las dos secciones (curva rosada).
Saturación de gas
Saturación de petróleo
Saturación de agua
Pozo
> Mejoramiento del barrido con un controlinteligente. El pozo se divide en dos zonasy se controla la zona aguas arriba con unaválvula de control de flujo para lograr elmismo perfil de caída de presión a medidaque la zona aguas abajo mejora la eficien-cia de barrido al momento de la irrupción,dado que más celdas de la retícula cerca-nas al extremo del pozo han sido barridaspor el agua o el gas. Las celdas que con-servan la saturación de petróleo originalno se incluyen en la ilustración.
La mayor caída de presión y la más alta tasa deflujo en el talón del pozo harán subir agua desde elCAP y bajar gas desde el CGP (página anterior).Dos años después de la irrupción en el talón, aúnqueda considerable cantidad de petróleo nobarrido cerca del extremo. Si la irrupción de aguaocurriera primero en el extremo, las zonas invadi-das por agua podrían cerrarse con un obturador,pero instalar un obturador en el talón afectaríatoda la producción.
Una terminación inteligente disminuye estosproblemas dividiendo la sección horizontal en dospartes con un obturador y moviendo el punto demáxima caída de presión al centro de cada seg-mento (arriba, parte superior). Si se coloca unaválvula controlable en la superficie en la seccióndel talón, se puede optimizar el perfil de presióny equiparar la caída de presión en el extremo.
Si se divide el yacimiento en dos zonasagregando una válvula, no se impedirá lairrupción de gas o agua, pero puede retardarse yal mismo tiempo mejorarse la eficiencia debarrido a lo largo de un pozo (arriba, parteinferior). El grado de retardo depende de unaserie de factores, como la fricción en el pozo, laubicación vertical del pozo horizontal dentro deun yacimiento y la tasa de flujo total. La mayorfricción en el pozo—posiblemente debido aondulaciones en el pozo—hace más empinada lapendiente del perfil de caída de presión a lo largodel pozo y agrava el problema de barrido. Estohace que la terminación con una válvula sea másrentable, porque a medida que aumentan laspérdidas por fricción a lo largo del pozo, larecuperación progresiva por la adición de unaválvula también aumenta.
La producción acumulada de petróleo permiteefectuar una mejor evaluación del emplaza-miento del pozo entre las zonas de gas y aguaque el tiempo de irrupción. El emplazamientoóptimo del pozo en la zona petrolífera dependede la tasa de producción de líquido; a tasas deflujo mayores, el pozo debería estar más cerca dela capa de agua. Obviamente los yacimientosreales no son homogéneos, y las eficiencias rela-tivas de barrido de agua y gas desplazandopetróleo influirán en los resultados.
En ocasiones, la geología del yacimiento o lasrestricciones de las instalaciones de superficiehacen que los pozos horizontales se emplacen tancerca que pueden interferir entre sí. Para examinaresta situación, se agregó un segundo pozo hori-zontal paralelo al modelo de yacimiento simplecon empuje de agua y por expansión de gas(arriba). Ambos pozos pueden ingresar al yaci-miento desde el mismo lado, es decir de talón atalón, o desde lados opuestos, de talón a extremo.Los pozos tienen una válvula de control de fondode pozo en la sección del talón que se puede habi-litar o deshabilitar. Se examinaron seis casos:ambos pozos sin dispositivos controladores delflujo, un pozo con tales dispositivos, o ambospozos con los dispositivos; cada caso con las dosconfiguraciones: talón a talón y talón a extremo.
El caso de flujo de talón a talón sin dispositi-vos controladores del flujo mostró la recupera-ción más baja, de modo que se considera el casobase. La eficiencia de barrido es baja, particular-mente en la región del extremo del modelo (dere-cha). La recuperación de petróleo después decinco años es de 30.2 millones de barriles [4.8millones de m3] que representan el 34.5% delpetróleo original en sitio. El cambio de la orienta-ción de un pozo aumenta el barrido entre lospozos en 172,000 barriles [27.400 m3] porque enesta configuración, la fuerte caída de presión enel talón de un pozo complementa la caída másdébil en el extremo del otro pozo.
El agregado de una válvula de control en unode los pozos mejora la recuperación en ambos po-zos. El pozo con el dispositivo de control de flujoen la configuración de talón a extremo tiene unmayor mejoramiento que en el caso de talón a ta-lón, sin afectar en forma importante la recupera-ción en el pozo sin dispositivo alguno. Con unaválvula de control en ambos pozos, la recupera-ción es aún mayor. La caída de presión también esmás uniforme, haciendo menos importante la con-figuración de talón a talón o de talón a extremo.
Estos dos ejemplos muestran cómo los mode-los simples pueden ayudar a los ingenieros acomprender casos más complejos y desarrollarestrategias de terminación adecuadas.
Procesamiento en paralelo en VenezuelaMuchos de los modelos de yacimiento actualesson enormes—tal vez con millones de celdas deretículas—para capturar la mayor cantidad posi-ble de los datos geológicos de relevancia. Losmodelos con tantas más celdas de las que se usa-
36 Oilfield Review
Pozo 1
Pozo 2
> Modelo de pozos paralelos similar al caso de un solo pozo, pero ampliado para aceptar un segundopozo. El Pozo 1 y el Pozo 2 pueden ser de talón a extremo, como se muestra en esta gráfica, donde elflujo se desplaza por las secciones horizontales en direcciones opuestas, o bien de talón a talón, conambos pozos fluyendo en la misma dirección.
30.16millones de bbl
+263miles de bbl
+448miles de bbl
+172miles de bbl
+318miles de bbl
+454miles de bbl
Ambos pozos sin válvula de control Ambos pozos sin válvula de control
Pozo 1 con válvula Pozo 1 con válvula
Ambos pozos con válvulas Ambos pozos con válvulas
+86
+215
+224 +227
+227+224
+233
+85+48
+86
> Conificación de gas en un pozo doble. Estas imágenes instantáneas, tomadas al inicio de la simula-ción de una capa de yacimiento encima del pozo horizontal, indican interferencia de barrido de gas(rojo) entre los pozos. La fila superior representa pozos convencionales, sin dispositivos controladoresde flujo. En el centro, el Pozo 1 tiene uno de tales dispositivos, y en la fila inferior, ambos pozos tienenválvulas controladoras de flujo. Las figuras de la izquierda son de talón a talón, y las de la derecha, detalón a extremo. La eficiencia de barrido mejora cuando se utilizan válvulas controladoras del flujo defondo de pozo. La recuperación total en el caso de talón a talón sin válvula es de 30.16 millones de bbl[4.8 millones de m3] de petróleo. Se muestra la recuperación progresiva más allá de ésta para otroscasos (junto a cada imagen instantánea), y también se muestra el aumento en la recuperación decada pozo, para cada caso (dentro de la imagen instantánea).
Verano de 2001 37
ban hasta hace una década requieren mucho mástiempo para encontrar la solución. Los datos de lahistoria de producción que abarcan varias déca-das y cientos de pozos aumentan más la comple-jidad de la simulación y el tiempo de solución.
Un procesador de una computadora no puedesolucionar un problema de mega-bloques de undía para otro, pero si se divide el modelo envarias partes, varios procesadores pueden operaren forma simultánea. Las versiones del simuladorVIP y del simulador ECLIPSE utilizan el procesa-miento en paralelo de esta forma.
Idealmente, duplicar el número de procesado-res que operan en paralelo reduciría el tiempo deejecución a la mitad. Sin embargo, la división ine-ficiente del problema y la comunicación de proce-sador a procesador disminuyen ese nivel deaumento en la velocidad de procesamiento.
Los procesadores dispuestos en paralelo noinician un nuevo paso hasta que todos hancompletado el paso anterior. Es necesario dividircorrectamente el problema para distribuir enforma equitativa el trabajo entre los procesado-res y así optimizar el aumento en la velocidad deprocesamiento.
La división del problema requiere la comunica-ción entre los procesadores. Esto incluye la trans-ferencia de información de flujo y presión entreceldas adyacentes que están asignadas a diferen-tes procesadores, y entre las instalaciones desuperficie y los pozos en procesadores separados.Dividir el problema en base a cortes naturalesayuda a controlar el tiempo de comunicacióninterna, por ejemplo, una gran fractura que con-duce fluido debería estar completamente asig-nada a un mismo procesador.
Petróleos de Venezuela, S. A. (PDVSA) estudióel aumento en la velocidad de ejecución median-te el procesamiento en paralelo para identificarlas mejores configuraciones de procesadores y elequilibrio entre el poder de la unidad central deprocesamiento (CPU) y el uso de la memoria. En1998, los primeros estudios de PDVSA indicaronque cuatro procesadores solucionaban una seriede problemas en aproximadamente la mitad deltiempo que con un solo procesador. Sin embargo,las comunicaciones internas utilizaban un enlacelento de comunicaciones entre computadoras deuna red UNIX más vieja. Los ingenieros de PDVSApensaron que las máquinas más nuevas podríanalcanzar una mayor velocidad. El estudio de ladistribución eficiente del trabajo continuó encomputadoras IBM RS/6000, máquinas nuevas ymás potentes, con el programa de computaciónde administración de carga LoadLeveler de IBM.
El programa de computación LoadLeveler haceque los nodos paralelos se comporten como unasola máquina. Este programa de computación ma-neja todos los trabajos—en serie o paralelo—asignando cada solicitud nueva al procesador oprocesadores menos utilizado(s). Cuando un trabajoen particular requiere más nodos que los dispo-nibles en ese momento, el programa de com-putación de administración lo deja en espera hastaque hayan nodos listos. Una vez que comienza afuncionar un modelo de yacimiento, el uso de laCPU será ininterrumpido, haciendo posible efectuarcomparaciones entre ejecuciones. Estos estudiosmuestran importantes aumentos en la velocidad deejecución con procesadores dispuestos en paralelo;un factor de seis por ocho máquinas y un factor decasi cuatro por cuatro máquinas (arriba).
La velocidad del procesador de las PC tambiénha mejorado desde el estudio de 1998.Schlumberger evaluó un yacimiento de petróleopesado de la cuenca del Oriente de Venezuela uti-lizando una versión en paralelo ECLIPSE en dos PCoperando bajo Windows NT. La geología del yaci-miento comprende lutitas del prodelta y barras dedesembocadura, ocasionalmente cortadas osuperpuestas por canales fluviales. Parte delcampo era un importante complejo de canalesque probablemente alimentaban al delta. Paradetectar las incertidumbres geológicas, el modelode yacimiento utilizó una realización estocástica oprobabilística basada en las características estra-tigráficas y de facies.
En este yacimiento de petróleo pesado, el aguaes alrededor de 50 veces más movible que elpetróleo, de modo que el agua no desplaza alpetróleo como un frente uniforme. En lugar de ello,crea canales angostos a través del petróleo. Losmodelos numéricos de sectores y seccionestransversales indicaron que se necesitaba una altaresolución vertical para modelar en forma precisael comportamiento de este desplazamiento. Seutilizó una retícula de alta resolución, con capas de1 a 3 pies [0.3 a 1 m] de espesor. Las celdas de laretícula eran del mismo tamaño que las del modeloestocástico—50 m [164 pies] de cada lado—paramantener la heterogeneidad geológica. El modelonumérico tenía unas 880,000 celdas de retícula. Unsistema de PC de dos nodos, operando bajoWindows NT, ejecutó la simulación en 62 horas,comparado con las 119 horas que tomó en una solaPC. La duplicación del número de procesadoresagilizó la simulación en 1.9 veces.
Número de celdas de la retícula
Número de celdas activas de la retícula
Años simulados
Número de pozos
Tiempo de ejecución en serie
Procesador
Tiempo de ejecución en paralelo
Número de nodos paralelos
Reducción en el tiempo de ejecución
180,072
122,666
55
850
48 horas
IBM RS/6000
8 horas
8
6 veces
109,200
44,033
46
60
8 horas
IBM RS/6000
2 horas
4
4 veces
880,000
388,500
52
22
119 horas
PC
62 horas
2
1.9 veces
Yacimiento A B C
> Reducciones en el tiempo de ejecución obtenidos para yacimientos de Venezuela.En el Yacimiento C de petróleo pesado, se logró un aumento en el tiempo de ejecuciónde 1.9 para el modelo grande estocástico.
Una segunda realización estocástica de esteyacimiento se escaló a una retícula de menorresolución—150 m [492 pies] de cada lado—quetenía sólo 94,080 celdas (arriba). Este tamañomenor permitió efectuar un ajuste de la historiade producción con un trabajo computacional razo-nable. En una PC de un solo procesador con 1gigabyte de RAM y un reloj de 900 MHz, la simu-lación se demoró alrededor de seis horas. Con elsimulador en paralelo ECLIPSE con dos procesa-dores de las mismas especificaciones, el tiempode ejecución disminuyó a cerca de tres horas; unaumento en la velocidad de procesamiento casiideal, cercano al doble.
Simulación del comportamiento de un fluido complejoSe utilizó el simulador ECLIPSE para modelar unyacimiento carbonatado de Medio Oriente. Setrata de ambiente depositacional de frente detalud en el que se espera que la calidad del yaci-miento mejore hacia el sur. Los cambios cíclicosen el nivel del mar condujeron a una serie alter-nada de caliza porosa y densa, que se puedeidentificar a partir de la respuesta de los registrosde pozos. El campo se divide en un área norte debaja permeabilidad y un área sur de mayor per-meabilidad (página siguiente). La parte norte, lla-mada el área patrón, tenía originalmente 1.7 mil
millones de barriles [270 millones de m3] depetróleo en sitio y el área sur, o área de exten-sión, tenía originalmente 3.4 mil millones debarriles [540 millones de m3].
La compañía Abu Dhabi Company for OnshoreOperations, ADCO, inició la producción del cam-po poco después de su descubrimiento en 1962,pero la producción importante comenzó en 1986.El campo ha tenido inyección periférica de aguadesde 1974. La producción de petróleo en el áreade extensión llegó a su máximo con cerca de13,000 B/D [2000 m3 /d] a fines de la década de1980. La adición de doce pozos inyectores de gasen el área patrón de menor calidad en 1996, per-mitió que la producción llegara a su máximo—cercana a la misma tasa de la región—en 1999y 2000, en tanto el área de extensión continuóaportando cerca de 3000 B/D de petróleo.
ADCO inició un estudio de dos zonas produc-toras para determinar futuros escenarios de pro-ducción. Había tres puntos de interés. Primero, lainyección dispar de gas debido al emplazamientodel pozo de inyección, que generaba un diferen-cial de presión entre el área patrón y el área deextensión y hacía que el petróleo migrara unalarga distancia hacia el sur. Cuando se alternanlas capas duras (poco permeables) y las permea-bles en el área patrón, el desplazamiento delfluido se complica.
El segundo punto de interés fue que la caídade presión cerca de los pozos productores erademasiado grande. Esto puede hacer que emanegas del hidrocarburo líquido cerca del pozo, redu-ciendo la permeabilidad relativa del petróleo, dis-minuyendo así la productividad. Finalmente, lamala calidad del yacimiento en la parte norte delárea patrón disminuía la productividad y la efi-ciencia de la inyección, que ADCO esperabamejorar a través de un nuevo plan de agota-miento del yacimiento.
Se esperaba que el gas inyectado fuera mis-cible, es decir, que formara una solución al entraren contacto con el petróleo. Este cambio en lacomposición del petróleo altera sus propiedades,incluidas la densidad y viscosidad, de modo quelos ingenieros utilizaron el simuladorECLIPSE300, que puede modelar los cambios enla composición (véase “Composición de los seu-dofluidos,” página 44).
Para simular las dos zonas se necesitaban 37capas para representar la heterogeneidad vertical.Una retícula de 55 por 45 bloques horizontales—cada uno de 500 m [1640 pies] de cada lado—erasuficiente para cubrir el campo, pero esto no per-mitiría un número adecuado de celdas entre lospozos del centro del campo. Se necesitan variasceldas de separación para definir el gradiente desaturación entre los inyectores y los productores.
38 Oilfield Review
Tipo de roca
31 2 64 5
> Modelo estocástico de un yacimiento de Venezuela. La simulación de este yacimiento de petróleopesado necesitó capas delgadas para manejar en forma adecuada el flujo de agua y retículas peque-ñas para dar cuenta de una geología compleja. La retícula de alta resolución tenía 880,000 celdas. Loscolores designan seis tipos de roca en celdas de retículas que representan seis clasificaciones de laspropiedades de permeabilidad relativa y de capilaridad.
0
0 1 2 3 4 5 millas
1.5 3.0 4.5 6.0 7.5 km
Área patrónPozo I
Pozo P
Área de extensión
Verano de 2001 39
La solución era utilizar el refinamiento local dela retícula, creando bloques más pequeños en unaporción del modelo. En este caso, los bloques cen-trales, 15 en dirección norte-sur y 11 en direccióneste-oeste, se dividieron en celdas de 100 m [328pies] de cada lado, dejando los bloques más gran-des en los flancos. En conjunto con el refinamien-
to local de la retícula en el centro del campo,ADCO utilizó una característica del simuladorECLIPSE300, llamada método implícito adaptable(AIM, por sus siglas en inglés); (véase “Acopla-miento de espacio y tiempo,” página siguiente).
Este modelo tiene alrededor de 238,000 celdas.Si bien no es grande para un estudio de un campode Medio Oriente, un modelo con tantos bloquesse ejecutará lentamente, en particular cuandocambie la composición del fluido, como en estecaso. ADCO aumentó la velocidad de simulaciónutilizando 12 procesadores dispuestos en paralelo.
< Mapa estructural de un yacimiento car-bonatado. Las fallas conocidas aparecenen rojo. El cuadrado púrpura grande deli-mita el área del modelo de simulación, y elrecuadro azul encierra la región del refi-namiento local de la retícula. Dentro delrefinamiento local de la retícula, losrecuadros en color gris forman el áreapatrón, mientras que los bloques de abajocorresponden al área de extensión. Seindican los emplazamientos del Pozo pro-ductor P y el Pozo inyector de gas I.
40
El problema esencial en la simulación es anti-cipar el estado de un yacimiento a través deltiempo, afectado por los cambios externos,como la producción de petróleo, o los cambiosinternos, como las transiciones de fases de losfluidos. Las propiedades del yacimiento se al-macenan en la computadora como matrices,con una combinación de propiedades que de-finen cada bloque del modelo. Un cambio enun bloque afecta a los bloques de las inmedia-ciones, tal como ocurre cuando se succionaun popote (pajilla) de un trago, éste drenafluido de la zona más cercana al hielo molido,haciendo que el líquido que se encuentra máslejos del popote fluya hacia el mismo.
Las variables en el modelo de yacimiento sonla saturación de gas, petróleo y agua y la presión.Las ecuaciones que describen su comportamien-to se basan en un balance de materiales—no secrea ni se destruye material en el proceso—y enel equilibrio de las fuerzas, que es esencialmentela segunda ley de Newton, F = ma, expresada entérminos de presión, y no de fuerza. Las ecuacio-nes son ecuaciones diferenciales en derivadasparciales que no se pueden solucionar en formaanalítica, de modo que el problema se divide enpartes, en base a una retícula y solucionadocomo un conjunto de ecuaciones que expresan ladiferencia entre los bloques.1 El sistema buscaequilibrio, pero dado que el flujo del fluido no esinstantáneo, se debe considerar el tiempo en elproblema. El tiempo también se divide en inter-valos discretos.
Las matemáticas de un simulador de yaci-mientos consideran las condiciones dentro decada bloque y avanzan en el tiempo, solucio-nando dichas condiciones en ese nuevotiempo. Se han probado diferentes procedi-mientos, pero actualmente los dos más comu-nes son de formulación totalmente implícita; ypresión implícita, saturación explícita(IMPES, por sus siglas en inglés). Los modelostotalmente implícitos solucionan tanto la pre-sión como la saturación al final de un inter-valo de tiempo, en tanto que la formulaciónIMPES utiliza los valores de saturación delcomienzo de un intervalo de tiempo para solu-cionar las presiones al término de éste. Cadauno tiene ventajas y desventajas, y los simula-dores comerciales más importantes ofrecenambos métodos; el usuario escoge el métodomás adecuado para cada caso.
La formulación IMPES es computacional-mente más rápida, dado que las saturacionesde fluido se resuelven en una sola inversión dela matriz. Luego, el simulador itera hasta quelas presiones en los bloques tienen una solu-ción internamente coherente. Sin embargo,puede ser difícil lograr una solución si la satu-ración, que el método IMPES supone que esconstante dentro de un intervalo de tiempo, enefecto cambia rápidamente durante ese inter-valo. Dichos modelos dan cuenta de esto me-diante la disminución del tamaño del intervalode tiempo, pero el número de intervalos detiempo que usa el modelo puede aumentar bas-tante, o el modelo puede no converger a unasolución.
El procedimiento totalmente implícito esmás estable. La saturación y la presión se obtie-nen simultáneamente, de modo que la dispari-dad entre un intervalo de tiempo y el siguientees menos importante. Los intervalos de tiempopueden ser mayores que los del método IMPES.El precio para lograr una solución simultáneade presión y saturación es un mayor tiempo deprocesamiento. Cuando las condiciones delyacimiento cambian rápidamente, un métodototalmente implícito por lo general puede solu-cionar el modelo más rápidamente, aunquecada repetición pueda tomar más tiempo.
El simulador VIP de Landmark ofrece unaopción intermedia. La retícula se puede dividiren dos partes: una que utiliza el método IMPESy la otra, una formulación totalmente implícita
El simulador de yacimientos ECLIPSE300tiene una característica llamada método implí-cito adaptable (AIM, por sus siglas en inglés), lacual se basa en un enfoque flexible. El programaencuentra las partes del modelo donde las pro-piedades cambian rápidamente y el métodoIMPES no puede converger en forma fácil, entanto que el simulador las configura para solucio-narlas en forma implícita. La opción AIM buscaun tamaño de intervalo de tiempo que sea óp-timo para ambos métodos de solución. El usuariopuede especificar el porcentaje máximo del mo-delo que se va a solucionar de manera implícita.Si dicha proporción se encuentra entre el 10 y el 20%, probablemente sea más rápido resolvertodo el modelo con el método implícito.
1. Mattax CC: “Modeling Concepts,” en Mattax CC yDalton RL: “Reservoir Simulation,” Monograma de laSPE, Vol 13. Richardson, Texas, EUA: Sociedad deIngenieros de Petróleo, 1990.
Se ajustaron los parámetros de los modelospara optimizar el ajuste de la historia de produc-ción, correlacionando los resultados del modelocon los datos registrados desde que el campocomenzó a producir. Los principales datos inclu-yeron la presión del yacimiento en los pozos pro-ductores y la presión de la tubería de producciónen los pozos inyectores (página siguiente,izquierda). Un buen ajuste de la historia de pro-ducción permitió a ADCO evaluar futuros escena-rios de producción con mayor confianza.
La primera recomendación a partir del estu-dio de este yacimiento fue convertir 24 pozosverticales del área patrón en el norte del campo,incluidos los inyectores y productores, en termi-naciones horizontales mediante operaciones dereentrada. Esto amplió el nivel de producción yaumentó la recuperación final en comparacióncon los planes de desarrollo anteriores (páginasiguiente, parte superior derecha). Las restriccio-nes de las instalaciones de superficie limitaron laproducción de líquido del área patrón a 30,000B/D [4800 m3 /d]. El simulador ECLIPSE permiteagrupar los pozos, aplicando los límites a todo elgrupo de pozos. Sobre la base de los datos ingre-sados por el usuario, el simulador selecciona lospozos que se deberán estrangular para mantenerla producción dentro de las limitaciones delcampo. ADCO considera que esta capacidad decontrolar grupos de pozos es una característicafundamental del simulador.
La conversión de los pozos a una geometríahorizontal también redujo la larga migración delpetróleo hasta el área de extensión, dado queestos pozos permiten una mayor producción delárea patrón. El flujo, o tasa de migración, dismi-nuye rápidamente, en tanto que el modelo delplan de negocios indicaba un flujo continuodesde el área patrón (página siguiente, abajo a laderecha). El simulador maneja la histéresis resul-tante—o aumento en la saturación de una fasede fluido que antes había estado disminu-yendo—debido a la inversión de la dirección deflujo en el área patrón.
El estudio de simulación continuó con unacomparación del desarrollo posterior del campocon diferentes patrones de pozo inyectores.Además de evaluar la inyección de gas, esteestudio incluyó evaluaciones de inyección deagua, inyección de agua alternada con inyecciónde gas, y la inyección de agua y gas combinados;evaluaciones que están fuera del alcance de esteartículo.
Oilfield Review
Acoplamiento de espacio y tiempo
Verano de 2001 41
Simulación de líneas de corrienteLos simuladores de yacimiento ECLIPSE, como lamayoría de los simuladores comerciales, usa lametodología de diferencia finita. Los frentes desaturación son difíciles de seguir en un modelode diferencia finita, dado que el yacimiento vir-tual está dividido en bloques. Tan pronto como lasaturación de agua en un bloque exceda la satu-ración mínima movible, el flujo hacia los bloquesadyacentes llevará algo de agua. Este efecto—llamado dispersión numérica—se produce en elmodelo aunque no hubiera sido posible quepasara agua del yacimiento de un lado del bloquehacia el otro lado del mismo desde el momentoque ingresó. Los analistas normalmente recurrena seudofunciones—curvas de permeabilidadrelativa alteradas—para demorar la transmisiónde agua de una celda a otra.
Un enfoque alternativo consiste en resolver elproblema utilizando líneas de corriente. La visua-lización más simple de una línea de corriente es eltrayecto que hace una tintura transportada por elagua que fluye. Otros patrones complejos incluyenla Corriente del Golfo de México, un flujo de aguatemplada proveniente de los trópicos y que atra-viesa la costa este de EUA para dirigirse hacia elOcéano Atlántico Norte, y la corriente de un jet,un flujo de aire a alta velocidad en la estratosferasuperior, o troposfera.
Un fluido que fluye se desplaza dentro de uncampo de energía. Las corrientes del Golfo y deun jet son impulsadas por una combinación defuerzas, incluidas la rotación de la tierra y latransferencia por convección de calor hacia el océano o el aire. Las fuerzas gravitacionales, odiferencia de densidad creada por una diferenciade temperatura o de composición, y la diferenciade presión impulsan los fluidos en un yacimiento.Se pueden determinar líneas de energía poten-cial constante, como las curvas de contornos de
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> Descenso de la tasa de flujo. El agregado de pozos horizontales en el áreapatrón disminuye la cantidad de petróleo que fluye desde el área patrón haciael área de extensión en la zona inferior del yacimiento de Medio Oriente (púr-pura) en comparación con el plan anterior (verde). El flujo negativo corres-ponde al movimiento desde el área patrón hacia el área de extensión.
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> Impacto de los pozos horizontales. La conversión de 24 pozos a termina-ciones horizontales aumenta considerablemente la recuperación del áreapatrón (púrpura), en comparación con el plan anterior (verde) para el campode Medio Oriente. El nivel constante que se extiende hasta el año 2017, estárestringido por una limitación de las instalaciones de superficie, capaces deprocesar sólo 30,000 B/D [4800 m3/d]. El simulador de yacimiento manejaesto limitando la producción de un grupo de pozos.
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> Ajuste de la historia de producción de dos pozos. Lapresión resultante de la simulación (naranja) reprodujolos datos de campo (puntos púrpura) de la presión de latubería de producción del Pozo inyector I (arriba) y de lapresión de cierre de fondo del Pozo productor P (abajo).En la gráfica se muestran las tasas de flujo de inyeccióny producción (celeste).
elevaciones en un mapa topográfico y las isoba-ras en un mapa de las condiciones climáticas ode un yacimiento (abajo). El fluido es impulsadodesde una superficie de contorno de alta energíahacia una de baja energía. En un yacimiento, pue-de haber varias fuerzas actuando: las fuerzas gra-vitacionales, los gradientes térmicos, las tasas desepultamiento diferencial a lo largo de unacuenca, y la inyección o producción de un fluido.Una línea de corriente está siempre perpendicu-lar a las líneas de fuerza de empuje constante.
Las líneas de corriente son entidades mate-máticas; existe un número infinito para un deter-minado campo de fuerzas. Sin embargo, para queeste concepto pueda servir para solucionar losproblemas de flujo, se considera un número limi-tado de líneas de corriente, y el flujo que rodea lalínea de corriente se considera como unacorriente. La situación se puede extender a tresdimensiones, donde las líneas de corriente seconvierten en tubos de corriente, definiendo volú-menes específicos de fluido que fluyen juntos.
Dado que el fluido no pasa de una línea decorriente a la otra, el flujo dentro de una corrientese puede considerar en forma independiente decualquier otra corriente. Esto básicamente desa-copla la compleja relación entre el flujo y elbalance de materiales que deben tratar los simu-ladores de diferencia finita. El problema se puede
solucionar como una serie de regímenes de flujoindependientes, cuasi-unidimensionales, lo cualevita el problema de la dispersión numérica y per-mite una clara definición de frentes de inunda-ción o paso de un tapón de fluido a través delyacimiento. Asimismo, se puede determinar lafuente del fluido que fluye hacia un pozo produc-tor, ya sea que provenga de uno de los variospozos inyectores, de un acuífero subyacente olateral, o de la columna de petróleo. Las líneas decorriente pueden también identificar las áreasdentro de un campo que han sido previamenteinadvertidas, o pozos con una inyección inefi-ciente, como el agua o gas que está constante-mente barriendo la misma parte de un yacimientosin mover petróleo adicional.
Los simuladores de líneas de corriente noreemplazan a los simuladores de yacimientosestándar. Cuando las condiciones cambian rápida-mente, un simulador de líneas de corriente puedearrojar resultados incorrectos, o podría no conver-ger a una solución. El simulador de líneas decorriente soluciona el campo de presión, asu-miendo efectos gravitacionales y térmicos insigni-ficantes, como un primer paso hacia la solucióndel problema de flujo. Este esquema de soluciónsupone que los cambios de presión son lentos, demodo que se adapta mejor a una situación demantenimiento de la presión que a un caso de
agotamiento rápido. Asimismo, cuando el campode presión cambia en forma significativa debido ala adición de inyectores o productores, puede sernecesario efectuar nuevamente el ajuste de lahistoria de producción en los modelos de líneasde corriente. Los simuladores de líneas decorriente también ignoran las fuerzas capilares.
Por otra parte, los simuladores de líneas decorriente pueden ser muy rápidos. El tamaño deun intervalo de tiempo—el tiempo entre dossoluciones del modelo—se restringe en lossimuladores de diferencia finita. En la medidaque haya más celdas, y éstas sean más peque-ñas, se requerirá mayor tiempo de la CPU para unintervalo de tiempo dado. Los simuladores delíneas de corriente no tienen la misma limitaciónde intervalo de tiempo, y pueden manejar gran-des intervalos de tiempo, si fuese necesario. Enconsecuencia, el simulador puede manejar gran-des modelos con muchos pozos o grandes mode-los geológicos, que podrían ser difíciles oimposibles de resolver para un simulador de dife-rencia finita en un tiempo razonable.
El simulador de líneas de corriente FrontSimpuede utilizar el mismo tipo de retículas yasignación de propiedades, como la porosidad yla permeabilidad, que un simulador ECLIPSE. Loscambios al modelo geológico básico efectuadosen un simulador se pueden llevar de inmediato alotro simulador.
En la mayoría de los casos, el modelo geoló-gico desarrollado para un campo es considera-blemente más detallado que el modelo deyacimiento. Estos modelos de alta resoluciónnormalmente son escalados para disminuir elnúmero de celdas antes de llevar a cabo el mode-lado del yacimiento. Con la simulación de líneasde corriente, no es necesario el escalamiento; esposible evaluar el potencial de producción delgran número de celdas de un modelo geológico.
La velocidad de los simuladores de líneas decorriente los hace útiles para clasificar múltiplesrealizaciones geoestadísticas de un yacimiento.
42 Oilfield Review
11. Idrobo EA, Choudhary MK y Datta-Gupta A: “SweptVolume Calculations and Ranking of GeostatisticalReservoir Models Using Streamline Simulation,” artículode la SPE 62557, presentado en la Reunión RegionalOccidental de las SPE/AAPG, Long Beach, California,EUA. Junio 19-23, 2000.
12. Lolomari T, Bratvedt K, Crane M, Milliken WJ y Tyrie JJ:“The Use of Streamline Simulation in Reservoir Manag-ement: Methodology and Case Studies,” artículo de laSPE 63157, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA. Octubre 1-4, 2000.
13. Lolomari et al, referencia 12.14. Grinestaff GH y Caffrey DJ: “Waterflood Management:
A Case Study of the Northwest Fault Block Area ofPrudhoe Bay, Alaska, Using Streamline Simulation andTraditional Waterflood Análisis,” artículo de la SPE63152, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA. Octubre 1-4, 2000.
P3
I2
> Las líneas de corriente fluyen del pozo Inyector I2 al Productor P3. En unyacimiento horizontal a temperatura constante, la presión impulsa el flujo.Las líneas de presión constante disminuyen de una presión alta (amarillo) auna presión baja (naranja) alrededor del productor. El par inyector-productoraltera el campo de presión existente, disminuyendo gradualmente de izquier-da a derecha. Las líneas de corriente son perpendiculares al campo de pre-sión, y se designa con colores la proporción descendente de agua que saledel inyector (azul, pasando a verde y luego a amarillo), con flujo de petróleoen la mayor parte del modelo (púrpura). Los bloques subyacentes (gris claro)contienen las propiedades del yacimiento.
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Después de probar varios casos, se puede haceruna evaluación posterior de aquellos casos con,por ejemplo, un factor de recuperación alto, uno in-termedio, y uno bajo.11 Esto puede mejorar la evaluación económica de yacimientos potenciales.
Schlumberger utilizó el modelo de yacimientode líneas de corriente FrontSim en un modelo geo-lógico con fallas, tridimensional y estructural-mente complejo de un campo de areniscas delGolfo de México. Las propiedades de las celdas seasignaron mediante un método geoestadístico ba-sado en un atributo sísmico. La permeabilidad seasignó en base a una relación de ésta con la po-rosidad. Se utilizó el programa de computación FIoGrid para crear un modelo FrontSim con las mis-mas dimensiones que el modelo geológico, condoce pozos de producción y dos pozos de inyec-ción. El modelo FrontSim de un millón de celdas seejecutó en aproximadamente seis horas, muchomás rápido que un modelo de diferencia finita.12
Se escaló el modelo para obtener un caso dediferencia finita de aproximadamente 120,000 cel-das. Se efectúo un promedio armónico para la per-meabilidad y uno aritmético para la porosidad(arriba). Esta versión más pequeña se ejecutó conun modelo de diferencia finita. Después de simu-lar nueve años de producción, la diferencia de pre-sión entre los modelos de líneas de corriente y dediferencia finita fue cercana a un lpc, para un va-lor de presión de casi 5200 lpc [35.8 MPa]. El cor-te de agua del campo arrojó una diferencia de sóloel 0.1% de la producción de líquido.13 La excelenteconcordancia validó el método de escalamiento.
Corrientes de flujo en el campo Prudhoe BayAlgunos yacimientos son difíciles de simular conun método de diferencia finita. Los yacimientosgrandes pueden necesitar millones de bloquespara definir las fallas u otra geología compleja.Las invasiones de agua y gas agregan un mo-vimiento dinámico de frentes de invasión, que
puede requerir un rastreo riguroso. Puede habermuchos pozos, cada uno con una historia de pro-ducción o inyección que ajustar. El tiempo reque-rido para resolver este tipo de modelo puedesobrepasar el presupuesto de una compañía y lapaciencia de un ingeniero de yacimientos.
El campo Prudhoe Bay, en el talud norte deAlaska, EUA, significaba justamente ese pro-blema para el operador, BP. Este gran campo—con 26 mil millones de barriles [4 mil millones dem3] de petróleo en sitio—tiene ahora más de 23años de historia de producción, incluida la inyec-ción de agua y de agua alternando con inyecciónde gas en las áreas de inyección de agua.Simular más de 1000 pozos que penetran el yaci-miento no es una tarea menor.
En el área del Bloque de Fallas del Noroeste(NWFB, por sus siglas en inglés) del campoPrudhoe Bay, un simulador de diferencia finita demás de 200,000 celdas fue abandonado despuésde 10 meses porque no se pudo lograr un ade-cuado ajuste de la historia de producción de losmás de 200 pozos incluidos en la simulación(izquierda). El operador evaluó alternativas delmodelo de diferencia finita y decidió utilizar elmodelo de líneas de corriente FrontSim.14 Sepudo mantener la complejidad geológica, al igualque el gran número de pozos, y se pudieronincluir suficientes celdas para cubrir adecuada-mente el yacimiento. Un ingeniero que utilizó elmodelo FrontSim logró el ajuste de la historia deproducción del NWFB en sólo seis meses.
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Porosidad
> Modelo de areniscas del Golfo de México para el simulador de líneas de corriente en dos tamañosde retículas. El frente de esta figura corresponde a la mitad del caso de un millón de celdas, y la parteposterior corresponde a la mitad de la versión escalada de 120,000 celdas, mostrando la diferencia enel tamaño de las retículas. En ambas porciones la porosidad está representada por códigos de color.
Saturación de petróleo
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> Bloque de Fallas del Noroeste de Prudhoe Bay (NWFB). El modelo FrontSim del NWFB indica la satu-ración de petróleo en el año 2001. Algunos pozos que se muestran en el modelo ya no están activos.
(continuación en la página 46)
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El modelo de yacimiento más simple utilizaríaun solo fluido. Aunque un modelo de un solocomponente sirve para describir los acuíferos,no es adecuado para la producción de hidrocar-buros, que puede tener tres fases de flujo: gas,petróleo y agua. Los modelos de tres componen-tes, llamados modelos de petróleo negro, sonefectivamente modelos composicionales simplescon agua y dos fases de hidrocarburos, porqueel gas puede entrar y salir de la solución con elpetróleo. Los componentes de gas y petróleo tie-nen propiedades definidas, como la densidad yla viscosidad, y el comportamiento de la fasegas-petróleo se trata como un sistema de doscomponentes. Esto significa que cualquier gasque provenga del petróleo o que esté presentecomo un casquete de gas libre, tendrá una com-posición fija. La única variable es la cantidad degas que aún queda disuelta en el petróleo.
Sin embargo, el gas en un yacimiento no es unsolo componente, sino una combinación demuchos componentes, como metano, etano, pro-pano, butano y otros. La cantidad de cada com-ponente en la fase gas está dada por la relaciónentre la presión, el volumen y la temperatura,(PVT, por sus siglas en inglés) de la mezcla.1 Esimportante considerar la diferencia entre uncomponente, como el pentano, y una fase, comoel gas.
El agua a presión atmosférica tiene una rela-ción de fase simple. Es una sola fase que va desólido a líquido a gas; hielo a agua a vapor deagua. Si se enfría el agua hasta el punto de conge-lación, ésta comienza a convertirse en hielo. A esatemperatura, coexisten dos fases, y podemoshablar del porcentaje de cada fase que está pre-sente en cualquier momento, pero las fases sóliday líquida todavía son H2O.
En un sistema de dos componentes, como pro-pano [C3H8] y hexadecano [C16H34], el pano-rama se complica. En las condiciones detemperatura y presión del yacimiento, el sis-tema de dos componentes puede ser todo gas,todo líquido, o gas y líquido juntos. Ahora bien,no sólo los porcentajes de las fases gas y líquidodependen de las condiciones, sino también lacantidad de propano o hexadecano en cada fase.Si a partir de la fase gas se disminuye la pre-sión, llega un punto en que comienzan a apare-cer gotas de líquido. En este “punto decondensación,” las primeras gotas de líquidoson más ricas en hexadecano; el componentemás denso. Si la presión disminuye aún más,una mayor cantidad de ambos componentespasa de gas a líquido. La última burbuja de gasque se transforma en líquido es más rica en pro-pano; la fase más ligera. El estado final es todolíquido, con la misma mezcla de los dos compo-nentes que el gas original.
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Composición de los seudofluidos
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Temperatura del yacimiento, °C
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Curva del puntode burbujeo
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Envolvente de fase de los hidrocarburos.La envolvente de fase está delimitada porlas curvas del punto de burbujeo y delpunto de condensación, las cuales se en-cuentran en el punto crítico. Bajo condi-ciones de presión y temperatura en elPunto A, el fluido es todo líquido. El ago-tamiento disminuye la presión. En el Punto B comienzan a formarse burbujasde gas. El agotamiento continuo aumentala proporción de gas libre en el sistema,cruzando líneas de composición constante.A una mayor temperatura, como el PuntoC, el agotamiento intersecta la curva delpunto de burbujeo en el Punto D, dondecomienza a brotar líquido del gas. Laslíneas de la relación constante gas a líqui-do se encuentran en el punto crítico. Alseguir un trayecto de B a A a C a D, incre-mentado primero la presión, luego aumen-tando la temperatura y finalmente dismi-nuyendo la presión, un fluido se puedellevar de líquido a gas sin pasar por unafase de transición.
>
1. Para una descripción completa de las propiedades de loshidrocarburos, véase: Muskat M: “The Physical Proper-ties and Behavior of Petroleum Fluids,” en Muskat M:Physical Principles of Oil Production. Boston,Massachusetts, EUA: IHRDC, 1981.
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Los hidrocarburos de yacimientos son unamezcla de componentes más complejos, que vandesde aquéllos con un átomo de carbono hastacompuestos con incluso más de 40. El diagramade fases es similar a un caso de dos fases, peroahora hay una distribución más amplia de loscomponentes que puede haber en cualquiera delas dos fases. El diagrama de fases del petróleode un yacimiento de un campo de Medio Orienteindica algunas de las características importan-tes del comportamiento de las fases (páginaanterior). El diagrama de fases muestra el com-portamiento del fluido a medida que la presión yla temperatura cambian a un volumen constan-te, yendo de una sola fase fuera del diagrama ados fases dentro de éste. El fluido es un líquidopor encima de la curva del punto de burbujeo,donde se forman las primeras burbujas de gas amedida que desciende la presión, y un gas porencima de la curva del punto de condensación,donde se forman las primeras gotas de líquido amedida que desciende la presión. El puntodonde se encuentran las curvas del punto deburbujeo y del punto de condensación es elpunto crítico. Todas las curvas de composiciónconstante dentro del diagrama convergen en elpunto crítico. En el punto crítico, las propieda-des intensivas, como la densidad, son idénticaspara las fases gas y líquido. Cerca del punto crí-tico, pequeñas variaciones de presión o tempe-ratura dan origen a importantes cambios en lacomposición de las fases.
La composición del fluido define la forma dela envolvente de fase, la posición del punto crí-tico en la envolvente, y la ubicación de las cur-vas de composición constantes. Dado que losfluidos de hidrocarburos pueden tener 40 com-ponentes o más, modelar el comportamientosería una tarea enorme si se incluyeran todoslos componentes. Para simplificar el problema,se desarrolló el concepto de agrupación, o lacreación de seudocomponentes. Una agrupacióncomún coloca todos los componentes más den-sos que el hexano en un seudocomponente, C7+.Los componentes más ligeros también se pue-den agrupar en dos o más grupos. Las herra-mientas como el programa de computación PVTiayudan a definir los seudocomponentes.
Las propiedades físicas de los fluidos se des-criben mediante una ecuación de estado.Cuando se utilizan seudocomponentes, los datosque se introducen en la ecuación se deben esta-blecer por cada grupo formado. El comporta-miento del fluido—determinado en pruebas delaboratorio, como las pruebas de expansión decomposición constante, las pruebas de separa-dores, y las pruebas de aumento del volumen delpetróleo—se utiliza para ajustar la ecuación deestado, que luego se utiliza en el modelo deyacimiento composicional (arriba).
Mientras la composición específica de la fasegas no sea crucial para la situación del yaci-miento, el modelo de petróleo negro puede fun-cionar bien. El ingeniero debe determinar laimportancia que tiene el cambio de la composi-ción en las propiedades del fluido y en los ingre-sos monetarios generados por un campo.
Un modelo composicional puede ser adecuadoen las siguientes situaciones:• inyección de gas, debido a la extracción del gas• inyecciones miscibles, ya que el gas de inyec-
ción forma una solución con el petróleo• inyección de dióxido de carbono con gas solu-
ble tanto en petróleo como en agua• yacimientos gruesos con un gradiente composi-
cional debido a efectos gravitacionales• yacimientos con variaciones areales en la com-
posición del fluido• yacimientos cercanos al punto crítico• yacimientos de alta presión y alta temperatura.
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> Modelado de la ecuación de estado. Los parámetros que describen los seudocomponentes se afi-nan comparando las mediciones de laboratorio (bloques) con los resultados del modelo de seudo-componentes (líneas). La densidad del líquido de hidrocarburos (verde) y la presión de satura-ción (púrpura) se muestran como funciones de la composición de gas.
El operador deseaba entender en detalle larelación entre los pozos inyectores y productorespara asignar la inyección de agua y manejar lasinyecciones de agua. Mediante un examen pozopor pozo con el modelo NWFB, se pueden identi-ficar los problemas con el influjo de agua, mos-trando si el agua viene del acuífero o de un pozoinyector de las inmediaciones (arriba). En base adicho análisis, BP cambió el programa de inyec-ción, incluidos la reperforación de pozos y elajuste de la asignación de la inyección. Despuésde estos cambios, los patrones de flujo fueronmás localizados, y la inyección de agua se redujoen un 40% (página siguiente).
BP utiliza modelos de yacimientos FrontSimpara todas las áreas con inyección de agua delcampo Prudhoe Bay, considerándolos una impor-tante herramienta para el manejo diario de losyacimientos. Estos modelos se ejecutan en una odos horas, lo cual los hace útiles para evaluarlocalizaciones de pozos nuevos en áreas coninyecciones de agua y predecir la recuperaciónde petróleo adicional.
Manejo de yacimientosLas alzas y bajas radicales en los precios del pe-tróleo conducen a la industria hacia dos extremosde manejo de yacimientos. Algunos operadoresen áreas maduras desean producir la mayor canti-dad de petróleo posible con un mínimo de eroga-ciones de capital y recursos de ingeniería. Ellosbuscan soluciones de ingeniería sencillas. Aunquela simulación de yacimientos nunca se puede rea-lizar “a espaldas de una envolvente,” estos usua-rios generan la necesidad de una interfaz intuitivadel usuario. En consecuencia, para tener éxito, losfuturos programas de computación deberán tenerelementos inteligentes predeterminados demanera que los usuarios novatos puedan rápida-mente obtener soluciones razonables.
En el otro extremo del espectro están los gran-des campos, ya sea en etapa de producción o aúnen las fases de delineación y exploración, donde lasenormes inversiones de capital deben protegersecon la mejor ingeniería disponible. Los progra-madores mejorarán los algoritmos y el diseño in-terno de los simuladores para satisfacer la voraznecesidad de retículas con mayor cantidad de blo-ques, más complejidad y más velocidad para resol-ver grandes problemas.
El procesamiento en paralelo ha sido porvarios años una opción en los simuladores deyacimientos, pero en el futuro, será el métodoestándar, particularmente para los modelos convarios millones de celdas. Esto requiere mejorarla forma en que los procesadores se comunicanentre sí, así como herramientas más avanzadasque dividan los modelos de simulación en seccio-nes que sean lógicamente coherentes y fáciles demanejar para los programas.
El ingeniero a cargo del modelado enfrenta dostareas principales que necesitan una mayor auto-matización. En primer lugar, el usuario debe dise-ñar la retícula, que puede simplificarse mediantevínculos automatizados con modelos geológicos yuna mejor importación de datos de celdas de mo-delos geológicos a modelos de yacimientos. Lavinculación estrecha entre estos dos tipos de mo-delos ayudará a los geólogos a utilizar los modelosde yacimientos para evaluar posibles candidatos.
En segundo lugar, el ingeniero debe ajustar lahistoria de producción del campo. La completaautomatización del ajuste de historia probable-mente esté lejos de ser posible, pero en el futurocercano, las rutinas de optimización ayudarán alos usuarios a identificar las variables que másinfluyan en las soluciones. El buen criterio delingeniero seguirá jugando un papel fundamental.Sin embargo, el mejoramiento de las rutinas deajuste de historia podría revolucionar los algorit-mos de los simuladores.
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Saturación de agua
0.6250 0.8125 1.00000.2500 0.4375
> Fuente del influjo de agua. En este intervalo de tiempo de 1983, los tubos de corriente que conducena un solo pozo muestran una diferencia entre el agua pura que fluye desde el acuífero (azul oscuro) yel agua con petróleo que fluye de las capas superiores (azul claro). Los tubos de corriente indican queparte del agua se desplaza más allá de muchos otros pozos (magenta) antes de ser producida.
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La mayor parte del análisis que hemosefectuado tiene relación con las interfaces delusuario o la forma en que los modelos cambiaráninternamente. Con las mejoras, se incrementarála utilidad de los simuladores de yacimientospara otras disciplinas. El módulo Weltest 200,que ya está disponible, ofrece a los ingenierosuna herramienta numérica para evaluar laspruebas de pozos. Asimismo, la opción MSW dela aplicación ECLIPSE brinda a los ingenieros determinación nuevas posibilidades para analizarpozos multilaterales y algunos dispositivosinteligentes de control de fondo de pozo.
1997
2001
< Resultados de simulacionespara los años 1997 y 2001. Antesde los cambios en el programa deinyección, los tubos de corrienteprovenían desde afuera del áreaproductiva, como los largos tubosverdes que se observan en el pri-mer plano (arriba). Las prediccio-nes de modelos posterioresmuestran que las corrientes deflujo permanecen dentro del áreaproductiva (abajo). Los tubosestán codificados en color por lafuente de inyección, y la longituddel tubo es la distancia que reco-rre el fluido en casi tres años.
Se están concentrando esfuerzos paramejorar los modelos en la región cercana a lospozos. Una mayor flexibilidad en el empla-zamiento de los pozos dentro de los modelos per-mitirá optimizar las localizaciones de los pozos enel futuro, no sólo a nivel de un bloque de la retí-cula versus otro, sino para definir la localizaciónde los pozos dentro de unos pocos metros. Losingenieros y geocientíficos podrán evaluar lainfluencia de las fallas y fracturas naturales, delas lentes de arena o lutita, y los acuñamientosde las zonas, por citar algunos ejemplos geológi-cos, así como también la interacción de los pozosexistentes y los frentes de inyección.
Hoy en día, los simuladores de yacimientosincluyen relaciones simples con los esfuerzosmecánicos del subsuelo. El modelado de loscambios de los esfuerzos se realiza con losmodelos mecánicos de rocas. En el futuro, habrásimuladores que podrán solucionar los modelosde flujo y de esfuerzos del subsuelo en formasimultánea. Los yacimientos con una compac-tación y subsidiencia importantes necesitan estassoluciones integradas para asegurar que las ener-gías del yacimiento se evalúen correctamente. Elaumento o disminución de la permeabilidaddebido a la compactación deberá relacionarsecon los cambios de los esfuerzos. Se incluiránmás prácticas de producción en los modelos deyacimiento a medida que se agreguen módulospara manejar numéricamente el fracturamientohidráulico y el control de la producción de arena.Más adelante, la interacción de la barrena de per-foración con las formaciones podría transfor-marse en una parte estándar de los modelos,representando los daños en las formaciones y lainvasión de los fluidos de perforación, así comotambién las rupturas y cavernas.
Hasta hace unos años atrás, los astrónomos yastrofísicos no podían detectar los planetasalrededor de las estrellas, pero ellos mejoraronlas técnicas de detección y los modelos delsistema planetario. Ahora se encuentran otrosobjetos planetarios con frecuencia de meses. Ennuestra industria, la idea de un programa simpleque permita el modelado del yacimiento desde eldescubrimiento hasta el abandono es un sueñopara el futuro lejano, pero ya existen loselementos para lograr que esto suceda antes delo esperado. —MAA
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Creación de una cultura de intercambio de conocimientos
Amin AminSaad BargachJim DoneganChuck MartinReid SmithSugar Land, Texas, EUA.
Mark BurgoynePaolo CensiHouston, Texas
Peter DayClamart, Francia
Rachel KornhergGatwick, Inglaterra
Un escritor anónimo escribió una vez: “Es extrañocuánto llegas a saber antes de saber cuán pocosabes.” La estructuración del conocimiento es unproceso continuo, una necesidad de estar siempreal día. En disciplinas tales como la física cuánticay el control ambiental mundial, este procesopuede abarcar muchos años. Es posible quetranscurran siglos e incluso milenios en el procesode aprendizaje a partir de nuestros éxitos yfracasos, pasando desde las observacionesiniciales y los datos a la información, elconocimiento y la comprensión, bases sobre lasque se sustenta una toma de decisiones óptima(página siguiente, arriba).
Durante los comienzos del negocio de explora-ción de petróleo y gas, el mero hecho del brote depetróleo en una torre de perforación constituíaconocimiento y la única certeza era que se habíadescubierto un yacimiento de tamaño no de-terminado. En la última mitad del siglo XX, a me-dida que la industria maduraba y la tecnología delas mediciones pasaba a primer plano, las com-pañías de exploración y producción (E&P, por sussiglas en inglés) se vieron abarrotadas de can-tidades crecientes de datos de la superficie y elsubsuelo. La habilidad para clasificar esta infor-mación y encontrar pepitas de oro, separando lapaja del trigo, hizo la distinción entre las empresasrentables y las que se desempeñaban mal finan-
Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Henry Edmundson, París, Francia; JustinRounce, Sugar Land, Texas, y a Bill Wright, Houston, Texas.DecisionPoint, DrillCAST, DrillMAP, GVR (ResistividadGeoVision), MindShare, PERFORM (Desempeño a través delManejo de Riesgos) y RiskTRAK son marcas deSchlumberger. NDS (Perforación Sin Sorpresas) es unamarca conjunta de BP y Schlumberger. NetMeeting es unamarca de Microsoft Corporation. UNIX es una marca regis-trada de Open Group.
El adquirir y compartir conocimientos en la industria de E&P se ha convertido en una
prioridad para las empresas que apuntan a lograr una mayor productividad, optimizar
los resultados financieros y aumentar el valor de los activos. El éxito depende de la
capacidad para crear una cultura corporativa constituida sobre la base de un manejo
del conocimiento en tiempo real.
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cieramente. Los datos confiables y validados re-presentaban la clave para un desarrollo de campoy una recuperación de hidrocarburos eficiente yeficaz en cuanto a costos (abajo, al centro).
A pesar de los avances en las tecnologías infor-máticas y comunicacionales de alta velocidad yalto poder, el crecimiento casi exponencial del vo-lumen actual de datos en la industria petrolera, pormomentos, ha sobrepasado a quienes deben ma-nejar, manipular e interpretar esta información.
Sin el manejo de los datos, el manejo del cono-cimiento se hace imposible. No obstante, hastamediados y fines de la década de 1990, pocasempresas petroleras habían definido e implemen-tado una metodología de manejo de datos queabarcara una verificación y categorización comple-tas; la elaboración de extensas bases de datos deuso fácil para los usuarios, y la utilización de estasbases de datos como cimiento para la captación delconocimiento. Esta deficiencia ha llevado a variasempresas a iniciar extensos programas de manejode datos que son la base para una infraestructuraguiada por el conocimiento.1
Sin embargo, existe una profunda diferenciaentre el manejo de datos—dedicado principal-mente al proceso y a la tecnología—y el manejodel conocimiento; concentrado esencialmente enlas personas y su interacción y colaboración. Labrecha entre ambos se puede cerrar sólo si lasempresas invierten y se comprometen a crearuna cultura integral donde se comparta el conoci-miento (abajo).2
Actualmente, ha habido un progreso significa-tivo hacia la creación de tal cultura, pero quedamucho por hacer. Los repositorios de conoci-mientos, los bancos de memorias corporativas ylas comunidades de práctica se están convirtien-do en un lugar común en el campo petrolero.Finalmente la industria está comenzando a cose-char el enorme valor que significa explotar losdatos y la información que está a su disposición.
En este artículo analizaremos algunas de lasiniciativas para el manejo del conocimiento queestán elevando la habilidad de la industria paradesarrollar y producir reservas de petróleo y gasde manera rentable. En el próximo artículoofreceremos las perspectivas de expertospertenecientes a seis compañías de petróleo ygas que nos cuentan acerca de las lecciones que
1. Beham R, Brown A, Mottershead C, Whitgift J, Cross J,Desroches L, Espeland J, Greenberg M, Haines P,Landgren K, Layrisse I, Lugo J, Moreán 0, Ochoa E,O'Neill D y Sledz J: “Changing the Shape of E&P DataManagement,” Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997):21-33.
2. Gould A: “Merging Knowledge and Technology toImprove Oilfield Efficiency,” Convención Petrolera deMedio Oriente, Bahrain, EAU (Febrero de 1999).
Subsuelo
SuperficieSeparary catalogar Validar
Equipo de perforacióno embarcación de sísmica
Fuentes de datos Usuario
> Regulación de la sobrecarga de datos. Las grandes cantidades de datos disponibles de la superficiey el subsuelo provenientes de las avanzadas mediciones petroleras se deben separar, catalogar y vali-dar en forma apropiada, de modo que tengan un valor real para el usuario. Este proceso es el primerpaso en la creación de un sistema de manejo de datos.
Te
cnología
Proceso
Manejode datos
Personas
Colaboración
Manejo delconocimiento
Estructuración del conocimiento
> Enlace entre datos y conocimiento. El manejo de los datos se concentra en el proceso y la tecnolo-gía, mientras los pilares del manejo del conocimiento son las personas y su habilidad para colaborarcon los demás en forma rápida y eficiente. Unir la brecha entre ambos en forma exitosa requiere uncompromiso con una cultura donde se comparta el conocimiento.
> Jerarquía del conocimiento. Para alcanzar la excelencia en el rendimientode los negocios y el desempeño financiero es necesario recopilar los datos,convertirlos primero en información útil, luego en conocimiento y finalmenteen comprensión como base para una toma de decisiones precisa y confiable.
Valo
rTiempo
Información
Conocimiento
Decisiones óptimas
Datos
Comprensión
aprendieron al establecer programas de manejodel conocimiento, los beneficios que hanacumulado hasta la fecha y la visión que tienenpara el futuro (véase “Administración del manejodel conocimiento,” página 66).
Un nuevo panorama para el aprendizajeLa era de la información ha iniciado una época deeficiencia y flexibilidad sin igual en lo que serefiere a transferir, catalogar y recuperar infor-mación sobre las personas, los procesos y la tec-nología. Esta capacidad ha creado una atmósferaque conduce a una mayor productividad, efectivi-dad en materia de costos y conciencia acerca dela calidad total. Hoy en día los profesionales dela industria petrolera, motivados por esta nuevafacilidad para acceder a los datos, están cada vezmás deseosos de aprender, ampliar y profundizarsu repertorio básico de aptitudes, y de adaptarnueva información para ayudar a lograr metastanto personales como de negocios (arriba).
El ansia por saber y comprender ha llevado auna revolución en el uso compartido yestructurado del conocimiento, en el cual laexperiencia colectiva de múltiples expertos sepuede aunar y luego distribuir rápidamente acualquier persona en cualquier parte del mundo.Con frecuencia, el deseo de aumentar lavelocidad puede entrar en conflicto con el hechode que la persona correcta pueda obtener lainformación adecuada y de calidad superior en elmomento apropiado, un requisito fundamentalpara lograr una toma de decisión precisa y en
tiempo real. Sin embargo, como veremos en esteartículo, el movimiento de información eficientepuede lograrse sin sacrificar la calidad, elcontenido o la flexibilidad de entrega.
¿Qué es el manejo del conocimiento?El conocimiento se puede definir como “la infor-mación transformada en capacidad para generaracción efectiva.” Actualmente, se estima que elconocimiento acumulado a nivel mundial seduplica cada cuatro años y que después del año2010 se duplicará mensualmente (izquierda).3 Elimpacto en los negocios es asombroso. El desa-fío de absorber y explotar este conocimiento enforma productiva es monumental, pero necesariosi las empresas van a continuar respondiendo ycompitiendo en un mundo de información enexpansión. Las estrategias tradicionales hanquedado obsoletas; las empresas necesitan unametodología proactiva y estructurada, no sólopara mantenerse al día, sino también para estara la vanguardia. La base de una estrategia exi-tosa es el manejo del conocimiento.
Entonces, ¿qué es exactamente el manejo delconocimiento? No se ha llegado a un consensoen cuanto a una definición universal. Para esteartículo elegimos la siguiente: “procesos ytecnologías para adquirir, compartir y aplicar elconocimiento colectivo a fin de tomar decisionesóptimas en tiempo real.” En este contexto, eltiempo real representa el tiempo disponible paradecidir una acción que afectará materialmente elresultado (página siguiente, arriba).
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• Mejorar el aprendizaje• Ampliar la base de aptitudes• Aumentar la colaboración• Lograr metas del negocio
Fuentes de datos Personal de campo
Experto
> Nuevo panorama para el aprendizaje. La eficiencia y la flexibilidad al momento de transferir, catalogary recuperar información ha creado una atmósfera de negocios que nos lleva a un aprendizaje perma-nente, a un desarrollo avanzado de las aptitudes y a la colaboració; elementos cruciales para lograrobjetivos técnicos y de negocios en el ámbito petrolero.
Cono
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Tiempo1995 2000 2005 2010
Conocimiento: Información transformada en capacidad para generar una acción eficaz
> El crecimiento del conocimiento.Actualmente, el conocimiento acumu-lado a nivel mundial se duplica cadacuatro años. Después del año 2010, sepronostica que se duplicará mensual-mente. Esto representa un enormedesafío para todas las empresas. Paraganar una ventaja competitiva, unacompañía debe estar equipada paradesarrollar y aplicar las herramientasnecesarias para absorber y explotareste conocimiento en forma eficaz.
Verano de 2001 51
Mirando más allá de la simple definición,¿cuál es la finalidad? Schlumberger define el ob-jetivo como: “aplicar en todas partes lo que se a-prende en cualquier parte.” Alcanzar esteobjetivo depende de poder fusionar la tecnología,los procesos y la capacidad intelectual de la gen-te, y luego transformar el resultado en una accióninmediata y bien definida.4
El punto central del manejo del conocimientoradica en mejorar la capacidad organizacional. Eléxito requiere la creación de un nuevo ambientelaboral donde el conocimiento y la experiencia sepuedan compartir con facilidad. Es necesario ins-taurar los procesos y las tecnologías para lograreste objetivo. Se debe compatibilizar el compor-tamiento organizacional de modo que la informa-ción y el conocimiento se fusionen y se dirijanhacia la gente correcta, en el momento correcto,y así puedan trabajar de modo más productivo. Enprimer lugar, el manejo del conocimiento debeconectar a la gente con la información a través deun amplio espectro de disciplinas de E&P. Estaconexión incluye los procesos y la motivación quelas personas necesitan no sólo para confiar y uti-lizar la información disponible, sino también paracontribuir al repositorio global de información. Ensegundo lugar, las personas deben estar conecta-das con personas. Necesitan ser capaces deencontrarse entre sí y sentirse cómodas al pediry dar ayuda, así como también publicar susexperiencias. Esto hace que las personas sientanque cada día están contribuyendo a cumplir losobjetivos estratégicos de la empresa. El aumentode la productividad, el aprendizaje acelerado yuna mejor y más rápida toma de decisiones,promueven la innovación y fomentan la mo-tivación de los empleados (centro).
Hoy en día, el capital intelectual está reem-plazando rápidamente al capital físico como lafuerza competitiva impulsora. La inversión ensoluciones para el manejo del conocimiento trae
el poder de los activos intelectuales a primerplano y otorga valor real. Como resultado, aproxi-madamente el 80% de las corporaciones másgrandes del mundo está realizando actualmentealgún esfuerzo en materia de manejo del conoci-miento; algunos están en niveles básicos, otrosen niveles más sofisticados. Las empresas depetróleo y gas han logrado ahorros substancialesal adoptar y fomentar el sistema para adquirir ycompartir conocimientos. Por ejemplo, Chevronha anunciado reducir los costos en $2 mil millo-nes al año, mientras que las iniciativas de BP setradujeron en $30 millones de ahorro durante elprimer año.5
Al crear programas de manejo del conoci-miento que resulten exitosos, se deben conside-rar cuatro temas: personas, tecnología, procesosy contenido. La ola inicial de manejo del conoci-miento se concentró en la infraestructura paracaptar datos, en la construcción de bases dedatos para esos datos y en proporcionar acceso aestas bases de datos, integrándolos y maneján-dolos, y luego utilizando esta capacidad comobase para una mejor toma de decisiones.Actualmente, el manejo del conocimiento tiendea lograr objetivos clave, tales como facultar a lagente para que utilice esta información con el fin
de agregar valor, compatibilizando los objetivosde negocios con las necesidades de los usuarios;lograr la capacitación para extraer, depurar y per-sonalizar el conocimiento, y finalmente lograr laaplicación eficiente del conocimiento cotidiana-mente con éxito (abajo).6
En el año 2000, se estimó que el mercadoanual de las herramientas para el manejo delconocimiento rondaba los $3 mil a $4 mil millo-nes, creciendo a niveles de $8 mil a $12 milmillones para el año 2003. Sin embargo, la crea-ción de un espectro más amplio de sofisticadasherramientas disponibles no supera el déficit deconocimiento; una medida que absorbe los cos-tos e ineficiencias que resultan de una reelabo-
Manejo delconocimiento:
Procesos y tecnologías para adquirir,compartir y aplicar el conocimientocolectivo para tomar decisionesóptimas en tiempo real.
“Aplicar en todas partes lo que se aprende en cualquier parte.”
PersonasTecnologíaProcesoContenido
> Manejo del conocimiento. La transformación deuna empresa en una organización centrada en elconocimiento depende de lograr que las personas,la tecnología, el proceso y el contenido sean lasbases de una acción inmediata y bien definida.
Personas conla información
Conectando
Colaborando
Personas conpersonas
Personas conlos negocios
• Aumentar la productividad• Acelerar el aprendizaje• Tomar decisiones mejores y más rápidas• Aumentar la capacidad para crecer• Promover la innovación• Mejorar la motivación
Personas concomunidades
Lograr metasfinancieras
y operacionales
> Conexiones vitales. Para que exista un manejo efectivo del conocimiento, primero lagente se debe conectar con la información a través de un amplio espectro de disciplinasde E&P. Luego, la gente se debe conectar mutuamente para mejorar la productividad y latoma de decisiones.
Optimizarla toma dedecisiones
Integrar y manejardatos
Proporcionar acceso
a los datos
Captar datos, construir
bases de datos
Crearun valor
nuevo
Aplicar elconocimiento
Extraer, depurar y
personalizar el conocimiento
Compatibilizar los objetivos
de negocios y las necesidades
de los usuarios
Primera tendencia Tendencia actual
> Tendencias de manejo del conocimiento. La primera tendencia del manejo del conocimiento se con-centraba en captar datos y almacenarlos en bases de datos, a fin de mejorar la toma de decisiones. Latendencia actual se basa en extraer y personalizar el conocimiento para crear un valor nuevo y medible.
3. Saputelli LA y Ungredda AD: “Knowledge CommunitiesHelp to Identify Best Operating Practices,” Journal ofPetroleum Technology 51 (Diciembre de 1999):42-47.
4. Smith RG: “Knowledge-Management Solutions,”GeoQuest Forum, Kuala Lumpur, Malasia (Marzo de 2001).
5. O'Dell C, Elliott S y Hubert C: “Knowledge Management:A Guide for Your Journey to Best-Practice Processes,”Houston, Texas, EUA: Centro Americano para laProductividad y la Calidad, 2000.O'Dell C, Hasanali F, Huber C, Lopez K y Raybourn C:Stages of Implementation: A Guide for Your Journey toBest-Practice, Houston, Texas, EUA. Centro Americanopara la Productividad y la Calidad, 2000.
6. Schafer PA: “Beyond Access-From IT to ManagingKnowledge,” Manejo del Conocimiento en el Mercado de E&P (Febrero de 2001): 3-4.
ración intelectual, el desempeño por debajo delos niveles óptimos y la incapacidad para encon-trar información oportunamente. Los expertosestiman que este déficit aumentará a cerca de los$20 mil millones durante los próximos tres años,a pesar de que se equipe al 20% de la fuerzalaboral con tecnología de extracción del conoci-miento.7 Entre las señales de advertencia de queuna empresa no está invirtiendo en prácticasmodernas de manejo del conocimiento seencuentran la repetición de errores, la duplica-ción del trabajo, las fallas al momento de com-partir buenas ideas, la pérdida de una posicióncompetitiva en el mercado y la ineficiencia al lan-zar nuevas tecnologías (abajo).8
Una empresa puede pregonar que el manejodel conocimiento es medular para su estrategia,cuando en realidad sólo depende de un conjuntodisperso de datos no validados e información de lacual es difícil o imposible extraer conocimiento.Una arraigada cultura de manejo del conocimientomejora la eficiencia y la productividad organizacio-nal a través de la capacidad colectiva de la gentepara captar, compartir y utilizar efectivamente laexperiencia. Esta capacidad, por ejemplo, permite
a un proveedor de servicios petroleros comoSchlumberger entregar la suma de su conoci-miento global a las empresas de petróleo y gas, enlugar de que la experiencia se concentre en unospocos individuos particulares. La colaboraciónactiva entre los expertos técnicos de las empresaspetroleras y los de las empresas de servicios con-duce a una solución precisa de los problemas, auna mayor productividad y a una reducción de loscostos. Este tipo de intercambio es la base para laconstrucción de relaciones estrechas, de largoplazo y de trabajo en equipo entre dos sectoresconcentrados en captar valor agregado.
Creación de una cultura de intercambio de conocimientosNo existe sustituto para el conocimiento. AlbertEinstein dijo una vez: “El conocimiento es experien-cia, todo lo demás es sólo información.” Cada vezes más importante acortar la curva de aprendizaje,o el tiempo necesario para alcanzar una total com-petencia; asimilar en forma rápida sofisticadas tec-nologías nuevas; y cerrar las brechas en la base deconocimientos de una empresa en forma eficiente,particularmente a medida que los desarrollos de
campo se hacen más complejos y los ambientesde operación, tales como las instalaciones mari-nas, plantean una creciente exigencia a las perso-nas y a los equipos. Transformarse en unaempresa de primer nivel significa transformar atodos los miembros de ella en empleados experi-mentados en una o más disciplinas técnicas o deapoyo (página siguiente, arriba).
Para los proveedores de servicios, existe unaenorme ventaja competitiva al estar bien equipa-dos y ser reconocidos como una empresa quepuede entregar a los operadores de gas y petró-leo soluciones basadas en el conocimiento. Estassoluciones son críticas para el desarrollo de cam-pos de alto riesgo. En estas circunstancias, losprincipios de manejo del conocimiento, combina-dos con el manejo efectivo del riesgo, han ayu-dado a alcanzar rendimientos que establecen unrécord; por ejemplo, en perforaciones de alcanceextendido, como se describirá más adelante eneste artículo. Las soluciones para el manejo delconocimiento son elementos esenciales paralograr tasas de producción más elevadas, unamayor recuperación de las reservas y un valormáximo de los activos. El éxito depende de apro-vechar el capital intelectual, compartir el conoci-miento más allá de las fronteras, evitar que elmismo error se repita y aprovechar las oportuni-dades porque la información correcta está dispo-nible en el lugar y momento correctos.
El mayor impedimento para transferir y apli-car el conocimiento es la cultura corporativa, y lamayor dificultad al momento de manejar el cono-cimiento es el comportamiento cambiante de laspersonas. Muchas empresas están adoptandouna rigurosa filosofía basada en el conocimiento,comprometiéndose a ser los mejores, haciendoque la mejor gente produzca y aplique la mejortecnología, utilizando los procesos más avanza-dos para proporcionar los mejores productos yservicios; es decir, creando una empresa impul-sada por el conocimiento. Para la mayoría, estorequiere un cambio cultural básico. La gente debeestar equipada con las herramientas adecuadas,incluida una nueva generación de aplicacionestécnicas y de negocios que apoyen decisionesintegradas e incorporen capacidades de simula-ción, y estar motivada para evolucionar desde elnivel de colaboradores individuales hasta el nivelde miembros que participan plenamente de lascomunidades de expertos. Hacer un cambiorápido y eficiente de la cultura corporativarequiere una atmósfera intelectual que acoja yrecompense el intercambio del conocimiento.
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> Señales de advertencia. Las ineficiencias que causan pérdida detiempo y generan mayores costos, tales como los errores repetidos,la duplicación de trabajo y el no compartir ideas en forma efectiva,son inherentes a una empresa sin una cultura de manejo del conoci-miento firmemente arraigada, lo que puede llevar a una pérdida departicipación en el mercado y a la falta de eficiencia al lanzar tecno-logías de nueva generación. 7. Perdue JM: “The KM Toolbox,” Manejo del Conocimiento
en el Mercado de E&P (Febrero de 2001): 11.8. Perdue JM: “E-Collaboration,” Manejo del Conocimiento
en el Mercado de E&P (Febrero de 2001): 32
• Repetición de errores• Duplicación del trabajo• No compartir ideas• Pérdida de participación en el mercado• Ineficiencia al lanzar nuevas tecnologías
PELIGRO
Verano de 2001 53
Los beneficios potenciales, a niveles organiza-cionales, operacionales y financieros, son enormes. La implementación de una cultura don-de se comparte el conocimiento dentro deSchlumberger está creando un ambiente laboralradicalmente nuevo, mediante el aprovecha-miento de la riqueza de datos e información yaexistente dentro de la organización. Al fomentaresta cultura y respaldar el compromiso con el apo-yo de la gerencia en todos los niveles, cada in-dividuo—independientemente de su ubicacióngeográfica—está facultado para contribuir a unconjunto central de experiencias globales, así co-mo a asimilarlas y utilizarlas. Los expertos decampo comparten en forma sistemática su ex-periencia, como parte de sus quehaceres labora-les diarios, y reutilizan el conocimiento de suspares de manera continua. Esto se traduce en unareducción del tiempo de preparación del trabajo,menos tensión, un servicio con mayores benefi-cios para el cliente y una mayor calidad de servi-cio. Al mismo tiempo, este atractivo ambienteestimula la creatividad y la innovación. El resul-tado final es que la gente ve el intercambio deconocimientos como algo simplemente correcto.
A petición de los ingenieros de campo, elintercambio de conocimientos se ha transfor-mado en un aspecto por el cual la empresa eva-lúa el desempeño de su personal. Además, losgerentes y los ingenieros son responsables delograr objetivos específicos tendientes a compar-tir el conocimiento durante el año.
La conectividad y la distribución del conocimientoLa conectividad es fundamental para facultar ymantener una cultura de intercambio de conoci-mientos y las iniciativas que de ello resulten.Hace más de 15 años, Schlumberger reconocióque el futuro del sector de “upstream” de laindustria del petróleo y el gas dependería de lacreación de una infraestructura para distintos gru-pos distribuidos en forma global que interactua-ran electrónicamente. En consecuencia, laempresa comenzó a construir y desplegar unaintranet de primer nivel entre todas sus filiales delmundo. Hoy, es una de las redes de comunicaciónprivada más grande del mundo, que conecta a
más de 38,000 usuarios en aproximadamente 800lugares de más de 100 países. Esta intranet sirvecomo el bloque estructural principal para todaslas comunicaciones y programas de manejo delconocimiento de la empresa (abajo).
El siguiente paso en la creación de una es-tructura y una cultura de manejo del conocimien-to dentro de Schlumberger fue la creación delcentro de distribución (Hub) del conocimiento. Acomienzos de 1999 se inició un proyecto piloto encooperación con el segmento de negocios de Perforación y Mediciones. Esta primera iniciativaen el manejo del conocimiento tuvo dos objetivosprimarios. El primero fue construir un portal de laInternet para personal de perforación que repre-
TiempoEquipo de perforación
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Tiempo
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Datos e informaciónAprovechar los activos
Transferir el "know-how"
Compartir elconocimiento
> Alcanzar los objetivos del negocio. Para lograr tasas de producción de petróleo y gas más altas yun mayor valor de los activos, una empresa de E&P debe aprovechar su gente e infraestructuramediante el intercambio de conocimientos y la transferencia eficiente del know how, por ejemplo,desde los centros de excelencia hacia los pozos.
38,000 usuarios, 800 lugares, 100 países
> La intranet de Schlumberger. Hace más de 15 años, Schlumberger comenzó la construcción de unaintranet local que actualmente conecta a más de 38,000 usuarios, en 800 lugares de más de 100 paí-ses; una de las redes privadas más importantes del mundo.
sentara la memoria corporativa y facilitara la cap-tación y reutilización de información especiali-zada dentro de la comunidad de perforación; elsegundo fue desarrollar un conjunto de estánda-res de manejo del conocimiento que otros seg-mentos de negocios y grupos de soporte pudieranaplicar e implementar fácilmente (izquierda).9
Hoy, todos los segmentos de negocios deSchlumberger han adoptado estándares desarro-llados durante ese programa piloto, siguiendouna estructura simple que promueve una fácil re-plicación. Se siguió en forma rigurosa una meto-dología de utilización de las mejores prácticas ylecciones aprendidas desde la captación del co-nocimiento y su validación hasta el intercambioy, finalmente, la aplicación. Esto proporciona unmodo de transferir ideas de un punto geográficoa otro en forma rápida, horizontalmente y verti-calmente dentro de la organización. Siguiendo elmismo estándar, en cualquier momento se pue-den crear centros de distribución especializadospara organizar y diseminar el conocimiento enuna disciplina o materia particular.
En forma global dentro de Schlumberger, loshubs individuales cuentan con un Hub centralpara encontrar y recuperar la información de laforma más rápida y eficiente posible (izquierda,abajo). Se trata de una herramienta de navega-ción que cubre un amplio espectro de disciplinastécnicas, que utiliza la infraestructura de laInternet y está respaldada por la intranet de laempresa. El Hub lleva a los usuarios adonde quie-ran ir, con una rutina de búsqueda personalizadasimilar a las que encuentran en la Internet. Lacatalogación de información hace que la navega-ción, búsqueda y recuperación sean procesosfáciles y eficientes, basados en un índice jerár-quico de más de 10,000 páginas Web y accesoadicional a varios millones de páginas de la intra-net corporativa. El Hub tiene por objetivo buscardentro de la intranet de Schlumberger de maneratan profunda como sea necesario, para utilizar losbeneficios de los sitios existentes y hacer uso delas páginas de inicio y los vínculos allí presentes.
El Hub sirve como portal hacia un espacio deinformación de fácil acceso; muy distinto de lamayoría de sitios Web independientes, cada unocon una interfaz del usuario diferente y unaforma distinta de estructurar sus contenidos.Actualmente, navegar por la Internet es comovisitar diferentes condados. Cada sitio tiene supropio lenguaje y costumbres locales, y la expe-riencia no es para nada sencilla. Con un reposi-torio de conocimientos como el Hub, encontrarcontenidos en una intranet compleja es fácil y
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> Hub de perforación. Este es el resultado de un proyecto piloto de manejo del conocimiento queproporciona a la comunidad mundial de perforación un portal hacia el banco de conocimientos y elrepositorio de las mejores prácticas de la empresa, y ha funcionado como un sitio prototipo paraconstruir iniciativas similares en un amplio espectro de disciplinas del ámbito petrolero.
> El Hub de Schlumberger. Los repositorios de disciplinas únicas e individuales cuentan con un sitiode la intranet, de fácil uso, para encontrar y recuperar información en forma tan rápida y eficientecomo sea posible. Este sitio, contiene un índice jerárquico de más de 10,000 páginas Web que permi-ten el acceso a varios millones de páginas adicionales.
9. Bargach S, Martin CA y Smith RG: “Managing DrillingKnowledge for Improved Efficiency and ReducedOperational Risk,” artículo de las SPE/IADC 67821, pre-sentado en la Conferencia de Perforación de lasSPE/IADC, Amsterdam, Países Bajos, Febrero 27- Marzo 1, 2001.
Verano de 2001 55
eficiente, fomentando su reutilización y disminu-yendo la frustración del usuario, que sería elresultado de interactuar con una infraestructurade comunicaciones lenta y complicada.
Hoy en día, la intranet y el portal de manejodel conocimiento de Schlumberger admiten unamplio espectro de comunidades de práctica,compuestas por personas en operaciones decampo, investigación y desarrollo, mercadeo,personal, finanzas y otras disciplinas clave. Laconectividad y los grupos interrelacionados detécnicos expertos a disposición de la organiza-ción de campo a nivel internacional, en cuestiónde momentos, son la base de InTouch, una inicia-tiva dirigida a solucionar problemas en formarápida y eficiente. InTouch se describe en detallemás adelante en este artículo.
Comunidades de prácticaLa base del manejo del conocimiento son lascomunidades de práctica, grupos de expertosdotados de las herramientas necesarias parainteractuar en forma eficiente (arriba). Estascomunidades pueden ser técnicas o abarcardiversas disciplinas que van desde el mercadeo yel desarrollo de negocios hasta las finanzas, losimpuestos y la selección del personal. Dichascomunidades de conocimientos o redes de profe-sionales han existido durante siglos tanto enempresas personales como comerciales. Los pri-meros ejemplos son los gremios de artesanos ycomerciantes. Las capacidades básicas de unaorganización residen, prosperan y se desarrollandentro de dichas comunidades, a medida que lasredes de expertos comparten y utilizan los cono-cimientos adquiridos. La experiencia comunitariacompartida agrega vitalidad y ayuda en la defini-ción, captación, conservación y diseminación delas mejores prácticas de la compañía y la indus-tria que, a su vez, aceleran la adopción de nuevastecnologías y ayudan a mantener y desarrollaraún más las capacidades básicas. Estas comuni-
dades pueden estar más o menos estructuradas.En el primer caso, puede ser necesario reunir aequipos de expertos formales reconocidos pararesolver problemas apremiantes. En el segundo,no hay requisitos para definir equipos específi-cos, grupos de tareas o incluso grupos autoriza-dos e identificados. Las comunidades existenpara servirse mejor a sí mismas y entre sí, utili-zando estructuras acordes con dichos objetivos.El objetivo común para cada miembro es conver-tirse en un colaborador totalmente activo.
Puesto que los expertos han compartido cono-cimientos durante siglos, ¿por qué la industriadel petróleo está aumentando su interés en lascomunidades de práctica en la actualidad? Prime-ro, la colaboración electrónica está rápidamentereemplazando la interacción cara a cara a medidaque las compañías se diversifican geográfica-mente. El concepto tradicional de agrupar a todas
las comunidades técnicas sólo en uno o en unnúmero muy limitado de sitios, como los centrosde investigación y desarrollo, está cambiando, yla interrelación de expertos a escala mundial seha hecho esencial para la solución de los proble-mas día a día. Segundo, el uso óptimo del capitalintelectual implica aprender en forma rápida yconstante para aprovechar los mayores benefi-cios del recurso más competitivo de la empresa.Tercero, el uso habitual de la tecnología de lainformación y de las herramientas de cooperaciónbasadas en la Internet facilitan plenamente lacaptación, el intercambio y el aprovechamientode la experiencia y los conocimientos, de modoque puedan aplicarse en forma más eficiente.
En Schlumberger, la iniciativa Eureka ha crea-do un entorno de operación en red mundial einterdisciplinario para la excelencia técnica.Eureka reúne a más de 4600 técnicos expertos,3300 en el campo del petróleo, agrupados en 17comunidades clave que abarcan desde la geofí-sica y las matemáticas hasta la ingeniería depozos, tecnología de la información, y la calidad,salud, seguridad y medio ambiente (QHSE, porsus siglas en inglés) (abajo). Estas comunidadesrepresentan la infraestructura básica que sus-
Unidad de negocios
Centro de investigación
Centro de productos
Unidad de negocios
Unidad de negocios
Ingeniería de materiales
Seguridad de TI
Aplicaciones implantadas
Sensores
Diseño eléctrico
< Comunidades de práctica. Las capacidades centrales de una empresaresiden, prosperan y se desarrollan en comunidades de práctica, quecomunican a los expertos de cada unidad de negocios, centro de inves-tigación y centro de productos. Las comunidades pueden estar más omenos estructuradas, dependiendo de las necesidades del negocio. Elobjetivo más importante para cada miembro de la comunidad es contri-buir a la generación y captación de conocimientos, y utilizarlos paramejorar la productividad y el rendimiento.
Química
Manejode datos
Electricidad
Electromagnetismo
Tiempo
Incr
emen
to d
el c
onoc
imie
nto
Geomatemáticas
Geofísica
Tecnología dela Información
Intercambio deconocimientos
Manufactura
MatemáticasMecánica
Nuclear
Física
Ingeniería deyacimientos/producción
QHSE
Caracterizaciónde yacimientos
Ingenieríade pozos
ComunidadEureka
> La comunidad Eureka. Dentrode Schlumberger, la iniciativaEureka ha creado un entorno deoperación en red mundial einterdisciplinario para la exce-lencia técnica, compuesto pormás de 4600 técnicos expertos,3300 en el campo del petróleo,agrupados en 17 comunidadesclave que abarcan desde lageofísica y matemáticas hastala ingeniería de pozos y la tec-nología de la información.
tenta la cooperación técnica y el intercambio deinformación. Eureka se autogestiona y fomenta elaprendizaje permanente, el desarrollo profesionaly la motivación del personal. La participación esvoluntaria. Los miembros de la comunidad estánpermanentemente fijando parámetros de referen-cia técnica (benchmarks) para el rendimiento delos productos y la provisión de servicios.
Cada comunidad tiene su propio hub especia-lizado, integrado con el Hub de la empresa, y uti-liza instalaciones interconectadas paraintercambiar información. Los representantes delmanejo de conocimientos específicos dentro decada comunidad son responsables de la capta-ción, la validación y la publicación de conoci-mientos. La infraestructura virtual promueve eldesarrollo y el intercambio de conocimientos, yprovee información técnica sobre los aspectoscomerciales estratégicos asociados con la solu-ción de los problemas de los clientes. La integra-ción y la extensión del alcance de su personaltécnico permite a Schlumberger estar en mejorescondiciones de entregar soluciones en el ámbitopetrolero que se beneficien plenamente de laexperiencia y los conocimientos técnicos.
Circuito cerrado de la generación y la aplicación de conocimientosEn la práctica, ¿Cómo combina Schlumberger unavariada recopilación de elementos de intranet,programas de computación, procesos y recursosintelectuales para crear un Hub del conoci-miento?10 Cada día, los miembros de la comuni-dad realizan su trabajo normal, llamadoActividades de campo, donde interactúan con suscolegas, captando y compartiendo conocimientosimportantes para solucionar los problemas de losclientes (arriba). Dentro de Schlumberger, elcorreo electrónico es la herramienta de elecciónpara apoyar esta interacción. Los miembros de lacomunidad tienen acceso a una impresionantecantidad de información en la Internet, con el Hubfuncionando como portal. El diálogo se facilita
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Diálogo, consultas, problemas, ideas,debate, soluciones
Documentos
Secuencias de tareas
Archivo de proyectos
Directorio de expertosMejores prácticas
Noticias y alimentación de datos
Centro de ayuda
CapacitaciónPreguntas frecuentes
Correo electrónico
Internet
Boletines de noticias
Aplicaciones
Sistema de manejode datos
Nuevos productosy servicios
Actividades de campo < Circuito cerrado de la generación y la aplicación de cono-cimientos. Los miembros de la comunidad tienen acceso auna completa gama de herramientas de información y mane-jo de datos habilitadas en la Internet que apoyan el intercam-bio de conocimiento y la experiencia. Estas herramientasincluyen el archivado de proyectos, los directorios de exper-tos y los repositorios de las mejores prácticas. Cerrar el cir-cuito es esencial para que las ayudas de capacitación esténactualizadas y que las mejores prácticas se apliquen a nivelde campo para mejorar la toma de decisiones y crear solu-ciones eficientes en el ámbito del petróleo.
> Herramienta MindShare. Esta herramienta es una solución de colaboración basada en el conoci-miento que permite a los equipos de exploración y producción interactuar mediante el uso de diversosprogramas de computación que residen en diferentes plataformas de computadora. Las decisiones ysecuencias de tareas se pueden catalogar y conservar a medida que avanza un proyecto, y sirvecomo un repositorio central de información sobre el proyecto, tanto actual como antiguo.
mediante los boletines de noticias, de los cualeshay varios cientos en la compañía. Estos boleti-nes permiten captar mensajes de correo electró-nico en archivos que se pueden buscar en laInternet. A través de la Internet, los miembros dela comunidad tienen acceso a documentos, por
ejemplo, materiales de capacitación, informa-ción sobre productos, manuales técnicos y nor-mativas para las actividades diarias de campo.Los miembros de la comunidad también puedenconsultar las secuencias de tareas—los pasosdocumentados y autenticados necesarios pararealizar una tarea en particular—y aplicaciones,para la planificación, la simulación y el diagnós-tico del trabajo. En el sistema de manejo dedatos se encuentran disponibles datos medidos
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de todo tipo, incluidos información económica yde negocios, así como también datos específicosde distintas disciplinas que abarcan las áreas desísmica, registros, producción y una variedad deotras áreas de los campos petroleros.
Un archivo de proyectos almacena informa-ción sobre los proyectos efectuados en elpasado, y actúa como un lugar de trabajo elec-trónico para los equipos del proyecto. El archivoes un medio para captar y almacenar todos losaspectos de un proyecto, desde la planificación ylos hechos importantes hasta los informes deavance del trabajo, datos experimentales y lec-ciones aprendidas. Esta característica es el resul-tado de una iniciativa iniciada en 1997 en elCentro de Investigaciones de Cambridge deSchlumberger, Inglaterra. El archivo fomenta lareutilización de la información y ayuda a evitar laduplicación de trabajos anteriores.
Esta iniciativa ha producido un innovador pro-ducto conocido como la herramienta MindShare;una solución de colaboración basada en elconocimiento. La tecnología MindShare permiteinteractuar captando conocimientos, compartien-do información, creando informes y colaborandoen línea (página anterior, abajo). Esta tecnologíaha adquirido gran importancia dado que diversosequipos de activos usan diferentes programas decomputación que se ejecutan en plataformasdiferentes. La herramienta MindShare permiteeste entorno heterogéneo, lo personaliza paraadecuarlo a las necesidades de cada usuario yaún deja información que todos pueden compartir.
Es la única herramienta de captación de conoci-mientos que ofrece acceso a múltiples usuarios ysoporte total para plataformas PC y UNIX.
Con MindShare, las secuencias de tareas ylos procesos de decisión respecto de algún pro-yecto se pueden catalogar y conservar fácilmentea medida que avanza el proyecto. Actúa como unrepositorio central de información sobre proyec-tos actuales y antiguos, fomentando el aprendiza-je organizacional. El conocimiento acumulativo dela empresa es fácilmente accesible desde cual-quier lugar y en cualquier momento. El usuariopuede definir niveles de seguridad personalizadospara cualquier proyecto de manera que dichainformación se pueda compartir con confianza.
Mediante el uso del directorio de expertos,los miembros de la comunidad pueden encontrarpersonas con las aptitudes y experiencia apropia-das para que ayuden a solucionar sus problemas.En Schlumberger, este directorio se encuentra enun directorio LDAP (protocolo liviano de acceso adirectorio) que contiene las coordenadas básicaspara cada empleado, como las direcciones decorreo electrónico y personales, número de telé-fono y facsímile, así como enlaces a páginas per-sonales con las áreas de especialización.
Un grupo distinguido de miembros de la co-munidad tiene responsabilidades especiales y selos designa como campeones del conocimiento.Estos reconocidos expertos son responsables dela validación, la integración y la publicación delconocimiento captado por cada uno de los miem-bros de la comunidad. Nos referimos a este cono-
cimiento que está al alcance de todos como lasmejores prácticas; recetas que detallan el mejormodo de ejecutar una tarea o resolver un pro-blema. Los campeones del conocimiento y otrosexpertos designados para tales fines, son tam-bién responsables de informar a la comunidadsobre noticias y alimentación de datos: los te-mas, éxitos y fracasos, y las lecciones aprendi-das que más interesan a los miembros de lacomunidad; de asignar personal al centro deayuda para que comuniquen a los demás con losconocimientos o personas adecuadas, y de cap-tar y actualizar las preguntas frecuentes (FAQ,por sus siglas en inglés) para la comunidad.
Cerrar el circuito es especialmente impor-tante para asegurar que los cursos de capacita-ción técnica y manuales sean actualizados, y queefectivamente se implementen las mejores prác-ticas para mejorar la toma de decisiones y dise-ñar soluciones personalizadas.
La convergencia de estas capacidades ha lle-vado a la creación de la solución DecisionPoint,una revolucionaria tecnología de manejo de lainformación basada en el rendimiento del nego-cio, enfocada en el negocio de E&P (arriba).
La filosofía central detrás de este proceso esidentificar los cuellos de botella en la disponibili-dad de la información y crear soluciones perso-nalizadas que faciliten una toma de decisionesmás eficiente. La herramienta DecisionPoint uneexplícitamente una solución a procesos de deci-
Indicadoresde desempeño
Flujo de información optimizado
Soporte de decisionesPersonas Conocimientos
> Solución DecisionPoint. Se trata de una tecnología del manejo de la información acerca del rendi-miento de la empresa, que permite a los profesionales del petróleo y el gas de todos los niveles deuna empresa obtener la información que necesitan en el tiempo requerido para tomar decisiones efi-cientes. El proceso identifica los indicadores clave de rendimiento y luego optimiza los flujos de infor-mación necesarios para alimentar esos indicadores, conectando a las personas y los conocimientosen cada punto a lo largo de la secuencia de tareas de exploración y producción.
10. Smith RG y Farquhar A: “The Road Ahead for KnowledgeManagement,” Al Magazine (Invierno de 2000): 17-40.
sión que controlan el rendimiento del negocio alofrecer acceso a la información pertinente; exac-tamente la información que necesitan los profe-sionales para controlar sus trabajos con sóloechar un vistazo. El proceso sigue un enfoquedescendente para identificar los indicadoresclave del rendimiento de una empresa y luegooptimiza los flujos de información necesariospara alimentar dichos indicadores. Conecta a lagente y el conocimiento para apoyar la toma dedecisiones en cada punto en toda la secuencia detareas de exploración y producción, incluidos laplanificación de pozos, la optimización de la pro-ducción, la eficiencia de la perforación y elmanejo de los activos; todos elementos vitalespara el exitoso desarrollo del campo y la optimi-zación de su recuperación. El asumir un compro-miso de DecisionPoint implica la implementación
y el mantenimiento a largo plazo de una soluciónde manejo de información de la empresa conmediciones ligadas explícitamente al mejora-miento de los resultados del negocio.
El enfoque de DecisionPoint brinda, en elescritorio de cualquier usuario, el acceso seguroa la información, las aplicaciones y las herra-mientas de colaboración necesarias para apoyarlos procesos de trabajos de nueva generación,aprovechando el éxito del Portal de Informaciónde la Empresa, un concepto de productividad delcomercio electrónico implementado por el 80%de las compañías de Fortune 500.11
En contactoEl manejo del conocimiento no puede ser exitososin un enfoque estructurado hacia la colaboracióntécnica. Las compañías exitosas serán aquellasque cuenten con una infraestructura avanzadacapaz de acceder instantáneamente a un amplioespectro de datos, información y conocimientos.Cada vez son más las compañías de petróleo y gasque miran hacia los proveedores de servicios paraobtener en forma rápida y confiable solucionesvalidadas para los problemas operacionales com-plejos.
En respuesta a esta necesidad, Schlumbergerha destinado suficientes recursos a una iniciativainterna llamada InTouch—inicialmente lanzadaen 1996—que ha resultado muy eficaz paralograr el intercambio directo y oportuno de infor-mación entre expertos en centros de tecnología ypersonal de campo en todo el mundo. A través dela sofisticada tecnología de la información y lasherramientas de comunicaciones, el personal decampo cuenta con capacidades de intercambiocon técnicos expertos y acceso a informaciónfáciles de usar, repositorios de conocimientos yelementos de capacitación validados. La comuni-cación directa permite al departamento de inge-niería identificar las necesidades del cliente yentregar soluciones a un ritmo nunca antes visto.
Los clientes del ámbito petrolero se benefi-cian porque la base general de conocimientos ylas mejores prácticas de Schlumberger están dis-ponibles en todo momento para el personal decampo. De este modo, se aprovecha la vasta basede conocimientos de los centros de tecnología yla amplia experiencia operacional de las locacio-nes de servicio de campo, se aumenta la eficien-cia mediante el mejoramiento de lascomunicaciones y se agiliza la solución de losproblemas. Esto último ha sido una deficiencia delos campos petroleros que se ha extendido pormucho tiempo: el largo proceso que por lo gene-ral toma obtener la solución óptima a un pro-blema operacional complejo (izquierda).12
Schlumberger está superando rápidamenteesta deficiencia a través de una metodología decircuito cerrado de diseño, ejecución, evaluacióny mejoramiento (arriba). Los componentes claveson los siguientes:• la intranet global de Schlumberger• una plataforma de computadora estándar para
facilitar las comunicaciones• un portal exclusivo, InTouchSupport.com, con
acceso a la base de conocimientos técnicos yoperacionales de la compañía, que contieneprocesos y secuencias de tareas para la capta-ción, la validación y la diseminación de conoci-mientos.
• capacitación interactiva y aprendizaje a distanciaen línea
• documentación actualizada en línea, e• intercambio de conocimientos.
Plataforma de conocimientos estandariza-dos—Una computadora portátil estándarfunciona como una plataforma completa de co-nocimientos (página siguiente, arriba). Más de15,000 usuarios cuentan con esta oficina móvil in-tegrada, precargada con un programa de compu-tación especial estandarizado, incluidas lasavanzadas herramientas de información y las apli-
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> Enfrentar las demoras. Históricamente, hatomado demasiado tiempo obtener la informa-ción y las soluciones requeridas para resolverlos problemas operacionales, las consultas téc-nicas de rutina, las necesidades de modificacio-nes y la documentación de ingeniería debido alas demoras que ocurren en una infraestructurade negocios compleja.
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> Superación de las deficiencias. La iniciativaInTouch establece un vínculo entre los centrosde tecnología y el campo mediante el uso de lasherramientas de comunicaciones y de la tecnolo-gía de la información para facilitar el intercambioentre los técnicos expertos y los ingenieros decampo—aprovechando el vasto conocimiento delos centros de tecnología y la amplia experienciaoperacional que reside en el campo—para en-tregar soluciones en forma rápida y confiable.Mediante una metodología de circuito cerradode diseño, ejecución, evaluación y mejoramientopermanente, la iniciativa InTouch entrega lainformación y los conocimientos requeridos para crear una organización eficiente e inte-grada para la solución de problemas.
Demoras en:• Solucionar problemas operacionales complejos• Responder consultas técnicas de rutina• Resolver modificaciones de ingeniería• Actualizar documentación
RespuestaConsulta
Operacionesde campo
Centro de tecnología
Oficina central
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caciones de negocios. La plataforma ofrece accesoseguro y de alta velocidad vía Internet y la intranetde la compañía a los centros de ayuda globales, yherramientas tales como una robusta rutina debúsqueda y solución de problemas a distancia.
InTouchSupport.com—El corazón del sistema,InTouchSupport.com, es la interfaz primaria parael intercambio de información acerca deproductos y servicios nuevos y existentes entrelos centros de tecnología y el campo (abajo). Estainterfaz habilita el soporte técnico desde loscentros especializados durante los 7 días de lasemana, las 24 horas del día, y ayuda a crear unaeficiente organización basada en el conocimientodonde las comunidades técnicas de prácticainteractúan, comparten y utilizan lo que saben. Enla actualidad, existen más de 75 de estos centrosde ayuda y más de 165 ingenieros de InTouch detiempo completo. Nunca antes se haproporcionado soporte en forma tan eficiente.Con una red global de profesionales especializa-dos y expertos multidisciplinarios, Schlumbergercapta, clasifica y distribuye las mejores prácticas,estudios de casos, lecciones aprendidas y solu-ciones específicas esenciales para la organiza-ción de campo a escala mundial. InTouch ofreceun mecanismo de validación de las mejores prác-ticas y las lecciones aprendidas, eliminando asíla preocupación de tener sugerencias técnicas nocalificadas circulando entre la comunidad deintercambio de conocimientos.
Se estima que más del 40% de todos los pro-blemas de calidad de servicio en los sitios depozos se repiten. La única forma de evitarlos esasegurar una rápida identificación y un completoanálisis de deficiencias en forma global. InTouch
ofrece un gran avance en este proceso, poniendoa disposición de quienes lo necesiten informa-ción sobre cada etapa de la secuencia de tareas.
Con InTouchSupport.com, los empleadospueden encontrar conocimientos validados,aprovechando las soluciones y experienciasexistentes. Si una persona de campo no puedeencontrar una respuesta a un problema dentro deun sistema, puede contactarse de inmediato conun ingeniero del servicio de ayuda InTouch quienpodrá solucionarle directamente el problema oreunir a un equipo de expertos de un centro detecnología para solucionárselo. Las respuestasrápidas y precisas se transmiten directamente a
quien efectúo la consulta, y la solución sealmacena en la base de conocimientos para quepuedan utilizarla personas de otros campos connecesidades similares. La solución se transmitea todos los usuarios que se han suscrito en esaárea de interés en particular, asegurándose deque la solución llegue a la base de los usuariosde todo el mundo en forma oportuna y sinintervención humana.
> Plataforma de conocimientos. Se trata de una computadora portátil completa y estan-darizada que entrega a más de 15,000 usuarios una oficina móvil integrada y precargadacon una gama de aplicaciones técnicas y de negocios, y acceso de alta velocidad a laInternet y a la intranet de la empresa.
Centro de tecnología Operaciones de campoInformación validada
InTo
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rt.co
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> InTouchSupport.com. Una sola interfaz conecta los centros de tecnología y los sitios depozos para lograr la solución de los problemas y la transferencia de información los 7 díasde la semana, las 24 horas al día. Hay más de 75 centros de ayuda que cuentan con más de165 ingenieros de InTouch de tiempo completo. A través de InTouchSupport.com, los emplea-dos pueden obtener acceso al repositorio de conocimientos para buscar soluciones existen-tes o interactuar con un ingeniero de InTouch a fin de desarrollar una solución apropiada.
11. Shevlin R, Maney R, Sawyer J y Edward B: Vision:Managing Knowledge, Forrester Leadership StrategiesResearch Overview, Dallas, Texas, EUA: ForresterResearch, Inc.,1997.
12. Gould A: “A New Era in Oilfield Communication andCollaboration,” Convención del Petróleo y el Gas deIndia, Mumbai, India (Septiembre de 2000).
Los ingenieros de InTouch cierran entonces elcircuito al identificar las causas básicas de losproblemas, porqué los usuarios requirieron suapoyo, y las medidas correctivas correspondien-tes, tales como mejoras a los equipos o en lafabricación, actualizaciones del programa decomputación, revisiones de la documentación yactualizaciones de capacitación en línea. Estolleva a un rápido mejoramiento de la tecnología yde las capacidades necesarias para entregar alcliente un servicio del más alto nivel, generandoal mismo tiempo reconocimiento y capital inte-lectual para los empleados.
Capacitación interactiva y aprendizaje a dis-tancia en línea—Un componente clave de la ini-ciativa es la capacitación interactiva y elaprendizaje a distancia en línea; el proceso deusar la intranet de Schlumberger para brindarcapacitación con y sin instructor directamente alusuario en su localidad (arriba).
Los avances tecnológicos permiten elintercambio de conocimientos, el aprendizaje adistancia y la capacitación asistida por com-putadora, y ofrece nuevas oportunidades deacelerar el proceso de capacitación. Esto reducesignificativamente el tiempo para que losempleados desarrollen todo su potencial.
Históricamente, Schlumberger ha conside-rado la mejor capacitación como algo fundamen-tal para obtener ventajas competitivas, con unaconsiderable inversión en términos de cantidadde programas personalizados y número de pro-gramas de capacitación desarrollados por cadaempleado. Desde el primer día de trabajo, losempleados son inmersos en un plan de capacita-ción que les permite seguir desarrollándose pro-
fesionalmente a lo largo de sus carreras. En losprimeros días de Schlumberger, se realizabanprácticas y capacitación en el sitio donde los nue-vos contratados eran supervisados por emplea-dos con experiencia. Esto tuvo algunas ventajas eimportantes deficiencias. La ventaja era que lacapacitación se realizaba cuando se presentabala oportunidad. Todos los empleados compren-dían que una parte importante de su trabajo eracapacitarse y compartir sus conocimientos conlos demás. La desventaja era la imposibilidad depracticar y adquirir experiencia con productos yservicios en un entorno no operativo. La expe-riencia, las capacidades para enseñar y el interéspor compartir variaban entre el personal conexperiencia. La creación de centros de capacita-ción formales llenó algunos de estos vacíos alreunir a los practicantes con expertos en unentorno de aprendizaje estructurado, equipadocon herramientas y programas de computaciónque podían aplicarse bajo condiciones de camposimuladas. Sin embargo, en una industria quebusca el aprendizaje acelerado y la eficienciaorganizacional, esto no es suficiente.
Hoy en día, un proceso asíncrono en línea quecomplementa la capacitación tradicional en la salade clases permite aprender en forma más modulary eficiente. La duración de las clases en los centrosde capacitación se está reduciendo y cambiandohacia la aplicación práctica y menos teórica.
A través de InTouch, el aprendizaje a distan-cia y la capacitación asistida por computadoraofrecen las capacidades fundamentales al perso-nal de campo, prácticamente en cualquier lugardel mundo en sesiones manejables que propicianla retención. Las personas aprenden según supropio ritmo y capacidad después de completargran parte del curso a distancia. La capacitaciónpersonalizada se puede realizar en el momentomás apropiado. Esto refuerza el proceso de desa-rrollo profesional y mejora la capacidad de laempresa de implementar nueva tecnología enforma rápida y eficiente. Se pueden conectarvarias localidades en forma simultánea demanera que un experto en algún lugar del mundobrinde capacitación personalizada y en elmomento oportuno. Asimismo, varios cientos dehoras de capacitación interactiva en línea ofre-cen aprendizaje autorregulable, modular, y sininstructor que cubre múltiples disciplinas desdelos primeros niveles hasta los más avanzados.
Documentación en línea siempre actuali-zada—Una sola fuente de documentación siem-pre actualizada y en línea constituye un vehículopara una distribución efectiva y acceso a mate-riales en formato electrónico y físico (izquierda).13
Esta fuente es común a la utilizada para capaci-
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> Capacitación interactiva y aprendizaje a distancia en línea. El proceso de utilizar la intranet dela empresa para brindar capacitación con instructor al usuario en su localidad puede acelerarconsiderablemente el aprendizaje. Se ha diseñado un entorno de aprendizaje en línea insuperablepara apoyar el desarrollo profesional y la rápida implementación de nueva tecnología.
> Documentación actualizada en línea. Una solafuente de documentación proporciona documen-tos modulares que se ajustan a un determinadoestándar, con notificación automática de lasrevisiones y actualizaciones.
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tación en línea, y propicia la consistencia y sureutilización. Todos los documentos son modula-res y se encuadran dentro de un mismo estándar.Los usuarios son automáticamente notificadossobre las revisiones y actualizaciones. Las funcio-nes de búsqueda y exploración de fácil usoaumentan la productividad y la eficiencia.
Intercambio de conocimientos—¿Cómo serelaciona InTouch con el rol más importante delas comunidades técnicas de práctica? El inter-cambio de conocimientos de InTouch, una partefocalizada de la iniciativa InTouch, entrega apoyooperacional y técnico al campo mediante el esta-blecimiento y la conciliación de las iniciativas demanejo del conocimiento en el campo petrolero.Existen tres objetivos principales: • El primero es establecer y reconocer a los
expertos operacionales y en temas específicos,llamados expertos aplicados de la comunidadde InTouch, o InTouch ACEs, quienes brindanapoyo operacional.
• El segundo objetivo es implementar dentro deInTouchSupport.com, herramientas para lascomunidades InTouch-ACE para que colaboreny apoyen el almacenamiento, la validación y ladifusión del conocimiento.
• El tercero es continuar y acelerar el cambio decultura de la empresa por una cultura basadaen el uso y el intercambio de conocimientos,captando, clasificando y difundiendo las mejo-res prácticas y las lecciones aprendidas. Dentro de las comunidades de InTouch, hay
cuatro grupos: campeones de la comunidad—lamayoría de los cuales son ingenieros y gerentes deInTouch; expertos en temas específicos, basadosen los centros de tecnología; expertos aplicadosde la comunidad, de los cuales hay ahora más de300 en el campo, y miembros (personal de campo,gerentes y otras partes interesadas). Las personas
de cada comunidad tienen una necesidad básicade comunicar y compartir información.
Desde diciembre de 2000, cuando nació elactual sistema InTouch, ha habido un aumentosostenido en el número de mejores prácticas,lecciones aprendidas, alertas técnicas y solucio-nes que se han compartido y publicado. Estasadiciones, sin embargo, representan unapequeña fracción del conocimiento agregado alsistema desde su inicio en 1996 (arriba). Esteconocimiento enriquece la información encon-trada en manuales y materiales de capacitacióny, cuando se combinan con otra información téc-nica residente en InTouchSupport.com, ahorrantiempo y mejoran la productividad del personalde campo e ingeniería.
Los beneficios de InTouch para la organiza-ción son impresionantes. Se ha obtenido unahorro anual de más de $30 millones, una re-
ducción del 95% en el tiempo necesario pararesolver consultas técnicas y del 75% en eltiempo necesario para actualizar las modifica-ciones de ingeniería.14 Y lo más importante,InTouch motiva e incentiva a los empleados a“aplicar todo lo que hayan aprendido.”
Captación de conocimientos en tiempo realLas herramientas y técnicas de manejo del cono-cimiento han tenido un gran impacto en la inves-tigación, el desarrollo y las operaciones. Entrelos ejemplos, se incluyen la identificación de fa-llas de diseño en herramientas específicas, ma-yores capacidades de detección de señales demedición durante la perforación, soluciones deprogramas de computación personalizadas parasatisfacer las necesidades específicas de losclientes y la transferencia de técnicas de inter-pretación de la presión anular durante la perfo-ración desde el Golfo de México hasta Brasil.
En uno de muchos casos similares, se hizouna llamada de emergencia desde un equipo deperforación en Indonesia a la línea directa deInTouch a las 17:00, hora local (04:00 enHouston) (izquierda). El ingeniero de campo ha-bía programado inadvertidamente una gananciaequivocada en la herramienta de resistividadGeoVision GVR, de adquisición de registros du-rante la perforación. El problema sólo fue detec-tado cuando la columna de perforación estaba enel fondo del pozo y se había comenzado a perfo-rar. Cerca de las 17:15, no sólo que se había con-tactado al jefe de sección del GVR en el Centro
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> La importancia de estar en contacto. La popularidad de la iniciativa InTouchha aumentado rápidamente, y ha reducido un 95% el tiempo necesario parasolucionar consultas técnicas y un 75% el tiempo requerido para implementarmodificaciones de ingeniería. Ha habido un aumento sostenido en el númerode mejores prácticas, lecciones aprendidas, alertas técnicas y soluciones quese han compartido y publicado.
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Llamada de emergencia del equipo de perforaciónDefinición de una solución factibleSe solicita información sobre cómo aplicar la soluciónTransmisión de información al equipo de perforaciónImplementación de la solución
Equipo de perforación(Indonesia)
Centro de productos(Sugar Land)
< El proceso InTouch enacción. Tardó sólo una horael desarrollo y la implementa-ción de una solución innova-dora al problema dereprogramar una gananciaincorrecta en una herra-mienta de adquisición deregistros durante la perfora-ción. El pozo estaba en Indo-nesia y la solución sedesarrolló en EUA.
13. En este contexto, siempre actualizado significa que ladocumentación esencial se actualiza con frecuencia.
14. Smith, referencia 4.
de Productos de Sugar Land, Texas, EUA, sinoque además él ya había imaginado una soluciónfactible basada en un factor de escalamiento. Alas 17:30, el centro de operaciones de Asia solici-tó ayuda adicional acerca de cómo aplicar un fac-tor de escalamiento en el programa decomputación de superficie. Se consultó a un inge-niero del sistema de adquisiciones de InTouch yse transmitió la solución a las 17:45. Antes de las18:00, se implementó la solución en el equipo deperforación y se prosiguió con la perforación sinnecesidad de extraer la columna de perforación.
Se han documentado extraordinarios resul-tados basados en el intercambio y la aplicacióndel conocimiento, especialmente en la perfora-ción de pozos de alcance extendido.15 En el Golfode México, se llevó a cabo con gran éxito unproyecto de perforación de exploración en aguasprofundas y de alto riesgo, mediante laaplicación de experiencias de pozos anteriores ysu eficiente integración al proceso de perforación.
El tiempo de perforación se redujo en un 39%,sobrepasando la meta del operador de 30%, y elahorro global excedió los $14 millones.
En Nigeria, las lecciones aprendidas en pozosanteriores contribuyeron al éxito de una per-foración de un pozo de alto riesgo y a impedir dosposibles incidentes de tuberías atascadas através de medidas preventivas apropiadas y opor-tunas. Los pozos vecinos habían experimentadocontinuos problemas con atascamiento de latubería, deficiencias en la limpieza del hueco ysobrecarga anular, pérdida de circulación,formaciones agotadas y lutitas sobrepresionadas.Ninguno de estos problemas impidió el términoexitoso del nuevo pozo. En Colombia, elintercambio de conocimientos y la aplicación delas mejores prácticas contribuyó significa-tivamente al éxito en la perforación de pozos dealto riesgo en un campo propenso a problemas deestabilidad del hueco.
La iniciativa de Desempeño a través del Mane-jo de Riesgos PERFORM de Schlumberger tienepor objeto reducir los costos al mejorar la planifi-cación, la ejecución y la evaluación de la perfora-ción (arriba).16 El alcance de las solucionesPERFORM, originalmente concebido para explotarel conocimiento y la experiencia locales, ha evolu-cionado para aprovechar los beneficios de la cap-tación del conocimiento global a través de unagama de aplicaciones. Una de dichas aplicaciones,la base de datos RiskTRAK, provee una herra-mienta para la captación y la difusión del co-nocimiento, suministrando información importantey oportuna a quienes toman las decisiones y de-ben adoptar las medidas correctivas pertinentes.
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Conocimiento local
Conocimiento global
> Iniciativa PERFORM. Esta iniciativa tiene por objeto reducir los costos mejorando significativamente la planificación, la ejecución y la evaluación dela perforación. Originalmente destinada a aprovechar los conocimientos locales, el proceso PERFORM ha evolucionado para explotar la captación delconocimiento global a través de una gama de aplicaciones. Una de dichas aplicaciones, la base de datos RiskTRAK, provee una herramienta para lacaptación y la difusión del conocimiento, suministrando información importante y oportuna a quienes toman las decisiones y deben adoptar lasmedidas correctivas pertinentes.
15. Bargach et al, referencia 9:4.16. Aldred W, Plumb D, Bradford I, Cook C, Gholkar V,
Cousins L, Minton R, Fuller J, Goraya S y Tucker D:“Manejo del Riesgo de la Perforación,” Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 2-19.
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El uso de los atributos de RiskTRAK comienzaen la etapa de planificación. El conocimiento, loseventos y los peligros locales de pozos vecinos secolocan en la base de datos para tener un panora-ma de los peligros que pueden aparecer durantela perforación del pozo propuesto. Un Hub explo-rable de conocimientos específicos contiene lasmejores prácticas y las lecciones aprendidas paraevitar estos peligros, incorporando el conocimien-to y la experticia de la base global de experiencia.
La información de la base de datos RiskTRAKse puede presentar en una variedad de formas du-rante la fase de planificación. Una proyección deDrilIMAP muestra los riesgos y peligros en el con-texto de la operación de perforación. La mismainformación también puede visualizarse en uncontexto geológico y geofísico en tres dimensio-nes. Cuando se inicia la perforación, y en cualquiermomento durante la misma, se puede producir unpronóstico de corto alcance de DrilICAST quebrinda información relevante para el proceso deperforación durante las próximas horas, incluidoslos peligros potenciales, las mejores prácticaspara evitarlos y los planes de contingencia.
Durante la perforación, el usuario puedeingresar observaciones y datos para actualizar losplanes. Los cuasi-incidentes son particularmenteimportantes, y la capacidad de captar estas expe-
riencias acelera ampliamente el proceso deaprendizaje. La información captada por la basede datos RiskTRAK se puede cargar al Hub deconocimientos en cualquier momento como lec-ciones aprendidas o mejores prácticas, asegu-rando que la información quede inmediatamentedisponible para las otras operaciones del mundo.
El campo Banzala en el área marina deAngola, África Occidental, abarca un yacimientode petróleo somero que contiene más de 1.2 milmillones de barriles [190 millones de m3] de crudode 32° API. Los horizontes productivos tienenentre 1600 y 2000 pies [490 y 610 m] de profun-didad vertical verdadera bajo el nivel del mar. Lasprofundidades del agua van desde 120 hasta 170pies [37 a 52 m] (abajo).
Este campo fue descubierto en 1982, pero sudesarrollo fue postergado hasta 1999 debido auna serie de peligros de perforación representa-dos por un reventón que ocurrió durante la perfo-ración de uno de los pozos de exploracióniniciales. Este reventón produjo la pérdida del equipo de perforación autoelevable y tambiéncargó una formación de arena somera hasta casila presión de fractura de la formación. Esto creóuna capa de gas suprayacente que dificultaba laperforación convencional de los pozos directa-mente en el centro del yacimiento. Debido a estos
riesgos, la única opción viable era desarrollar elcampo con pozos de alcance extendido, con sec-ciones horizontales o geometrías multilaterales.
Ni el operador ni Schlumberger tenían experien-cia local en la perforación de pozos de alcanceextendido. Los posibles peligros y la alta visibilidaddel proyecto hacían obligatoria una ejecución im-pecable. La experiencia local en pozos de alcanceextendido se generaría a través de la ampliainformación residente en el Hub de conocimientosy la transferencia de soluciones a través de losservicios de InTouch.
Se asignó el proyecto a un equipo multidisci-plinario de ingenieros desde el comienzo, a cargode la evaluación detallada del riesgo, la optimiza-ción de la planificación y el apoyo de decisionesen tiempo real. Para manejar los riesgos poten-ciales, el equipo aprovechó la experiencia deSchlumberger en perforación de pozos de alcanceextendido, trabajando estrechamente con elequipo de manejo de activos del cliente y otrosproveedores de servicios en el sitio del pozo, paradiseñar una solución óptima. El equipo local tam-bién colaboró con los equipos de Schlumbergerque trabajan en otros proyectos de pozos dealcance extendido en otras partes del mundo,para aprender de sus experiencias y también conexpertos del Centro de Productos de Sugar Land.
El primer par de pozos indicó que el yacimien-to era de baja permeabilidad, lo que amenazabacon afectar el posterior desarrollo del campo de-bido a una producción insuficiente. La producciónde pozos posteriores fue significativamente ma-yor mediante el adecuado ondulado de las largassecciones horizontales o el uso de geometríasmultilaterales. La permanencia de un experimen-tado equipo de perforadores direccionales deSchlumberger en los equipos de perforación,combinada con el apoyo del personal de la baseoperacional y las lecciones aprendidas mientrasse perforaban tipos similares de pozos en otroslugares, contribuyeron al éxito del proyecto.
Un problema potencial importante en la cons-trucción del pozo es el manejo de la presióndurante las operaciones de cementación.Inicialmente, el equipo no tenía experiencia enprácticas de cementación ni en simulaciones decementación computarizadas. Con los recursos delHub del conocimiento, el equipo pudo acceder ytransferir la información y los conocimientosacerca de las prácticas de cementación. Elprograma de computación de simulación se bajódel Hub. Un experto en cementación que seencontraba en Paquistán ofreció capacitación adi-cional y asesoró al equipo de trabajo acerca deluso del programa de computación. Para ello utilizóla herramienta de intercambio NetMeeting.
> Programa de perforación de Banzala. Mediante el uso del conocimiento global, comunicado a losequipos de expertos locales, se superaron las condiciones de perforación difíciles en el campo deBanzala, en la zona marina de Angola. Las herramientas de colaboración permitieron al personal decampo sin experiencia en perforación de pozos de alcance extendido ni en el programa de computa-ción de diseño de la cementación, obtener la pericia necesaria para concluir la ardua campaña deperforación 51 días antes de lo programado.
Después de dos sesiones interactivas, el equipode trabajo estuvo en perfectas condiciones de eje-cutar todas las simulaciones de cementación.
La planificación detallada y el monitoreo entiempo real por parte del equipo de trabajo ayuda-ron al operador a controlar los riesgos operacio-nales, con un cambio importante en el rendimientode la perforación y la seguridad. Un importantedividendo fue la acelerada curva de aprendizaje,lograda por medio de una metodología que utilizala base de conocimientos de Schlumberger.Después de sólo los dos primeros pozos, el equipoya estaba forzando los límites de la tecnología dis-ponible. Las lecciones aprendidas durante lasfases de ejecución y evaluación se captaron, infor-maron y aplicaron al programa de perforación parala siguiente sección. Se colocó en el Hub del co-nocimiento un estudio de caso, detallando lasexperiencias de este equipo.
La campaña de perforación se concluyó 51 díasantes de lo programado sin ningún incidente enparticular. No sólo se perforaron los pozos conseguridad y eficiencia, sino que el uso de comple-jas geometrías de pozos también mejoró el accesoy el drenaje del yacimiento, aumentando así sus-tancialmente la productividad del pozo. El clienteahorró una suma estimada de $5 millones durantela perforación, y ganó $10 millones en ingresos porproducción adicional.
El manejo del conocimiento es fundamentalpara la creación de soluciones de perforación queintegran equipos de superficie y de fondo depozo, sensores, programas de computación y tec-nologías de transmisión de datos. Las medicionesindividuales requieren la optimización del pro-ceso y de la secuencia de tareas para maximizarsu valor. Los datos se deben proporcionar enforma de información utilizable. Esta informacióndebe también ser escalable y se debe poder com-partir con todas las disciplinas, permitiendo a losexpertos interpretar la información en tiempo realy brindar apoyo confiable al equipo de perforaciónpara las decisiones remotas.
Ésta es la base de una iniciativa conjunta deconstrucción de pozos entre BP y Schlumbergerllamada Perforación Sin Sorpresas (NDS por sussiglas en inglés) (abajo). La solución NDS com-prende la perforación previa, la actualizacióndurante la perforación, la toma de decisionesdurante la perforación y el seguimiento posteriora la perforación. Todas las disciplinas pertinen-tes—desde los datos sísmicos, las barrenas deperforación y las mediciones durante la perfora-ción para modelar e interpretar el programa de
computación—entran en juego en los puntosapropiados en el proceso. La información nece-saria para las decisiones de NDS son los datosen tiempo real, los parámetros y las medicionesrequeridos para optimizar el rendimiento de laperforación. El acceso a los datos en tiempo realpermite una correlación entre los datos de perfo-ración y la información sísmica y provee los datosde entrada a los paquetes de interpretación parala predicción y actualización de la presión de losporos y la estabilidad del hueco. El enfoque NDSse describirá en detalle en un próximo artículo en0ilfield Review.
El manejo del conocimiento es esencial paralas iniciativas de comercio electrónico o e-Business. ¿Por qué? Primero porque los benefi-cios que obtiene una empresa de sus programasde manejo del conocimiento también son valio-sos para los clientes, proveedores y socios.Segundo, porque los portales construidos para elacceso interno de los empleados también ofre-cen una interfaz natural de comunicación conestos grupos. Tercero, gran parte del conoci-miento que las compañías están tratando de reu-tilizar es efectivamente generado más allá deuna empresa simple, o dentro de una empresacompleja que incluye estos y otros grupos.
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Adquisición impulsada por la decisión Información en entorno aplicable
Revisión de modelos en tiempo real
Actualización del modelo del subsuelo Captación, aprendizaje y actualización
> Iniciativa NDS (Perforación Sin Sorpresas). Se trata de un desarrollo conjunto de BP y Schlumberger. La ini-ciativa NDS optimiza la construcción de pozos, al reunir todas las disciplinas aplicables en los puntos ade-cuados en el proceso de perforación, incluidos la perforación previa, actualización durante la perforación, latoma de decisiones durante la perforación y el seguimiento posterior a la perforación.
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Hoy en día, las compañías de petróleo y gasesperan que los proveedores entreguen inventa-rios electrónicos de sus productos y servicioscomo base para mejorar la rentabilidad de lasadquisiciones. La construcción de catálogos elec-trónicos completos y su vinculación con las listasde precios electrónicas han originado ahorros detiempo y costos para ambos sectores, y hanmejorado la toma de decisiones acerca de lasofertas de productos y servicios para satisfacerlas necesidades de los gerentes de activos loca-les (arriba). Esta vinculación incluye acceso adatos tradicionales sobre tecnología y aplicacio-nes de servicio. En Schlumberger, se asigna per-sonal dedicado al manejo y al suministro de loscontenidos actualizados para productos de catá-logos electrónicos específicos.
Las bibliotecas de ventas electrónicas queincluyen especificaciones de ofertas y preciosentregan datos vitales para sustentar el desarro-llo más rápido de paquetes de ofertas de mayor
calidad y mayor consistencia en la especificaciónde soluciones determinadas para un propósitoestablecido, que reducen el costo y mejoran elrendimiento en el sitio del pozo.
Hoy en día, la amplia variedad de iniciativaselectrónicas en los campos petroleros, algunassimples y otras altamente sofisticadas, abarcanactividades desde la adquisición, como acaba-mos de describir, hasta la adquisición de activosde petróleo y gas a través de portales como elsitio Web IndigoPool.com. La expansión delmundo electrónico trae consigo desafíos impor-tantes, como la seguridad de las computadoras yde la información; los talones de Aquiles de laedad de la electrónica. La seguridad, la confiden-cialidad y la protección de la información especí-fica son vitales en el mundo relativamenteabierto de la Internet. Estos principios deben serrespetados debido al inmenso valor de la infor-mación del sector de exploración y explotación.Las transacciones entre compradores y vendedo-res individuales deben ser confidenciales. Laextracción no autorizada y el uso de informaciónagregada por parte de terceros no es aceptable,y podría plantear una amenaza importante para laviabilidad a largo plazo de la empresa.
Se debe prestar especial atención a la seguri-dad. Hay cinco aspectos principales: autentifica-ción, autorización, confidencialidad, integridad y noexclusión. Se pueden diseñar soluciones para
necesidades específicas de los usuarios mediantela integración de la encriptación, la infraestructurapública clave, los servidores de normativas y las fir-mas digitales. Su aplicación es necesaria paraobtener el potencial total de la Internet, y dictará laconfianza con la cual las compañías interactúen enel mundo electrónico.17,18
Presente y futuroEn la actualidad, el valor que la tecnología delmanejo del conocimiento y una cultura de inter-cambio de conocimientos pueden representar, seestá demostrando constantemente en todo elcampo petrolero. Las herramientas de colabora-ción han abierto una nueva era para el rápido yfácil acceso a técnicos expertos y el intercambiode conocimientos con ellos, independientementede dónde residan. El intercambio de conocimien-tos se está convirtiendo rápidamente en una par-te integrante de las operaciones diarias en loscampos petroleros.
En el futuro, las capacidades de búsqueda enun solo lugar, asistidas por las aplicaciones derazonamiento basadas en casos para la indexa-ción, la clasificación y la extracción de informa-ción ayudarán a acelerar el acceso a lainformación y a los conocimientos, así como agarantizar la precisión de los mismos, con capa-cidades y medios multilingües.19 En último tér-mino, la entrega de conocimientos justo atiempo—exactamente el conocimiento reque-rido cuando se necesita y en el contexto en quese utilizará—conducirá a una empresa total-mente funcional, impulsada por el conocimiento.La empresa se verá motivada por el manejo delconocimiento en tiempo real, una cultura en lacual todos contribuyen y el manejo del conoci-miento está firmemente arraigado dentro de lasecuencia de tareas, con espacio de informaciónde fácil acceso que permite el descubrimientodel conocimiento, la simulación integrada y lascapacidades de apoyo a las decisiones.
La empresa impulsada por el conocimiento fo-menta el logro del conocimiento y el pensamientoinnovador, tanto en forma tangible como in-tangible, mediante el aprendizaje permanente. Laempresa renueva su conjunto de conocimientos,logrando mayor eficiencia, productividad y calidadde servicio. Al aprovechar el conocimiento colec-tivo de la gente, las empresas petroleras se pue-den reinventar, ya sean productoras de gas ypetróleo o proveedoras de productos y servicios.Esta visión promete transformar el panorama delnegocio y sentar las bases para iniciativas futurasde desarrollo y aumento de la rentabilidad dentrode la industria de E&P. —DEO
Manejo del conocimiento
Comercio electrónico
Ahorro de tiempoy costos
Mejoramiento en el paquete
de ofertas y propuestas
Bibliotecas deventas electrónicas
Listas de precioselectrónicas
Tecnología y datostradicionales
de servicio
Catálogos electrónicos
> Comercio electrónico y manejo del conocimiento. El manejo del conoci-miento ha sido un factor clave en el aumento de las iniciativas de comercioelectrónico para el campo petrolero a través de una metodología que abar-ca catálogos electrónicos completos, listas de precios y bibliotecas tradi-cionales que mejoran la calidad y la velocidad de respuesta a los oferentesy a las solicitudes de adquisiciones.
17. Chevallier J: “The Energy Industry in the Internet Age,”Energy Economy 2000, Houston, Texas, EUA (Septiembre de 2000).
18. Arango G, Colley N, Connelly C, Greenes K, Pearse K,Denis J, Highnam P, Drubec, C, Gutman L, Sims D,Jardine S, Jervis T, Smith R y Miles R: “What's in IT forUs?,” Oilfield Review 9, no. 3 (Otoño de 1997):2-19.
19. Arango et al, referencia 18.
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Administración del manejo del conocimiento
PARTICIPANTES:
Erik Åbø StatoilStavanger, Noruega
Lesley Chipperfield Shell International E&PRijswijk, Holanda
Chris Mottershead BPSunbury on Thames, Inglaterra
John Old TexacoHouston, Texas, EUA
Rodulfo Prieto Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)Caracas, Venezuela
Jeff Stemke ChevronSan Ramón, California, EUA
MODERADOR:
Reid Smith Houston, Texas
Las compañías de petróleo y gas adoptan diversos enfoques con respecto a la forma
de compartir los conocimientos. Expertos de seis compañías de E&P evalúan sus
experiencias en la creación de infraestructuras de manejo del conocimiento; qué
han aprendido hasta hoy y qué les depara el futuro.
Moderador, Reid Smith, vicepresidente demanejo del conocimiento, Schlumberger:Muchas compañías desarrollan programas demanejo del conocimiento en respuesta a proble-mas clave o a un evento en particular dentro de laorganización. ¿Qué motiva sus esfuerzos desdeun punto de vista empresarial y qué tratan deobtener sus compañías a través del manejo delconocimiento?
Lesley Chipperfield, gerente de desempeñoorganizacional, Shell International E&P:Incorporamos el manejo del conocimiento a raízde una gran reorganización que experimentóShell a fines de 1995 y principios de 1996 cuandocomenzó su etapa de transición y, de ser un grupode compañías dispersas por todo el mundo que noestaban relacionadas entre sí, pasó a ser a unacompañía globalmente conectada. Anteriormen-te, no existía comunicación directa entre lascompañías, sino sólo a través de compañías deservicios. La reorganización exigía que hiciéra-mos las cosas de una manera diferente y estosignificó un cambio cultural.
Muchas de las iniciativas para comenzar acompartir conocimientos surgieron en 1996 y1997. La empresa reconoció que estaban ocu-rriendo cosas buenas y, en 1998, nace mi grupocon el objetivo de reunir todos los esfuerzosempresariales dispersos de manejo del conoci-miento, que en realidad nos habían fragmentado.El interés por aprovechar las mejores prácticasnos ayudó a establecer el rumbo actual.
Chris Mottershead, vicepresidente de tecnolo-gía, Centro Global de Negocios, BP:BP comenzó a trabajar en el manejo del conoci-miento en la división de perforación en 1992 o1993 con entrenamiento y aprendizaje. El ingenierode perforación promedio debe tomar decisiones“sobre la marcha” y tiene una responsabilidad per-sonal considerablemente mayor y más inmediataque otras disciplinas. Como resultado, los ingenie-ros de perforación parecen estar más dispuestos asolicitar y aceptar ayuda, y son especialmentereceptivos a las nuevas ideas. Al igual que otrascompañías, nuestra organización ya no estaba cen-tralizada. La gente no podía desempeñarse bien amenos que contara con la participación de suscolegas y consiguiera ayuda que antes llegabaimpuesta por la oficina corporativa. Debían com-partir información.
En 1994 y 1995, comenzamos a evaluar cómomejorar nuestro trabajo virtual en equipo (VT, porsus siglas en inglés). Una videocámara en cadaescritorio permitía ver a la persona con la que seestaba hablando y trabajando a larga distancia.En el Mar del Norte establecimos programaspiloto de VT dentro de las unidades de negocios,como la del campo Miller. Al comienzo, el objetivoera mejorar las comunicaciones en tierra firme yen las áreas marinas. En la unidad de negociosdel campo Andrew, utilizamos el VT para conectarlas diferentes actividades de proyectos de cons-trucción a cargo de varias partes. Así, conecta-mos a los gerentes ejecutivos de nuestrosnegocios mundiales de “upstream,” a través delVT, a fin de evitar el aislamiento regional. Estocondujo a un notable éxito. Una vez que tuvimosuna organización global funcionando, este tipo deequipo de computación dejó de ser necesario.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Denny O’Brien y Justin Rounce, Sugar Land,Texas, EUA.Lotus Domino, QuickPlace y SameTime son marcas de LotusDevelopment Corporation. Microsoft Project y NetMeetingson marcas de Microsoft Corporation. SiteScape es unamarca de servicio de SiteScape, Inc.
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Fuera de BP, el manejo del conocimiento pare-cía consistir de bases de datos de leccionesaprendidas, que contenían información que enrealidad nadie quería, oculta en archivos de com-putadora, cuyo modo de acceso sólo conocíanunas pocas personas. Creamos un equipo demanejo del conocimiento en 1995 o 1996.Nuestro presidente ejecutivo (CEO, por sus siglasen inglés) consideraba que esta actividad eraimportante y todavía piensa así, por lo que se lebrindó una gran atención. Durante casi dos años,este equipo realizó un trabajo de innovaciónextraordinario para definir el manejo del conoci-miento, buscar las mejores prácticas, en especialaquellas provenientes del Ejército de los EstadosUnidos, y crear enlaces con otras empresas líde-res en materia de manejo del conocimiento.
La fortaleza y el éxito de los esfuerzos en elmanejo del conocimiento dependen de cuánamplia sea la red que uno construya. En estecaso, fue bastante extensa e incluyó personascon experiencia académica y práctica. Elresultado final fueron cinco o seis mini centros demanejo del conocimiento con sólo cerca de 12personas pertenecientes a ese equipo. Cuandonos fusionamos con Amoco, las diferencias entre
las dos compañías eran tan pequeñas queresultaban casi irreales. Ellos contaban con 12personas en manejo del conocimiento, nosotroscon 13 o 14.
Sin embargo, se percibía erróneamente quelas únicas personas que estaban haciendo mane-jo del conocimiento eran las que conformaban elequipo específico, y que a menos que los demásconsiguieran la ayuda de esa gente, no estabanhaciendo manejo del conocimiento, lo cual eratotalmente falso. Con una nómina de 25,000 per-sonas en el área técnica, la mayor parte del valorproviene del conocimiento que ellas aplicantodos los días. Creer que sólo 12 o incluso 26 per-sonas iban a poder comunicarse con todo el per-sonal técnico era poco realista, por lo quedispersamos nuevamente este equipo dentro delas unidades de negocios en 1999. Esa estrategiadio resultado porque los valores y las actividadesque este grupo había logrado hasta ese momentose transfirieron a la organización. Se mantuvo ungrupo de dos o tres integrantes del equipo origi-nal de manejo del conocimiento para apoyar elintercambio de conocimientos, no sólo entre lasdiferentes regiones geográficas, sino tambiénentre diferentes grupos de negocios.
Chris Mottershead, BP: Al igual que otras compañías, nuestraorganización ya no estaba centralizada. Lagente no podía desempeñarse bien amenos que contara con la participación desus colegas y consiguiera ayuda que antesllegaba impuesta por la oficina corporativa.Debían compartir información.
Jeff Stemke, asesor de manejo del conoci-miento y cooperación, Chevron:Comenzamos a trabajar en el manejo del conoci-miento a principios de la década de 1990 comoparte de nuestros esfuerzos por mejorar la cali-dad de nuestro trabajo. El primer asunto que con-templamos fue la reducción de los costos.Observamos fuera de la compañía y vimos quenuestro costo por barril estaba fuera de línea. Laidea de buscar dentro y fuera de la compañía lasmejores prácticas, surgió de iniciativas en mate-ria de calidad orientadas a reducir los costos.Identificamos algunos proyectos innovadores decalidad que se relacionaban con procesos gene-rales, tales como el manejo de la energía y de losproyectos, y las operaciones de refinación y per-foración. Consecuentemente, constituimos equi-pos para afrontar estas iniciativas. El resultadode su trabajo fue maravilloso.
Por ejemplo, desarrollamos un proceso demanejo de proyectos de primera clase. Nuestrasrefinerías pasaron de ser seis u ocho feudosregionales a ser una organización integral quecomprendía la necesidad de compartir el conoci-miento operacional. Ese trabajo tuvo lugar entre1992 y 1995. Progresamos con éxito, pero losresultados no fueron permanentes, debido a queestos esfuerzos no se centraron en buscar y com-
partir las mejores prácticas como la norma parahacer negocios. Un buen ejemplo de esto fue lapreparación para el cambio de milenio (Y2K, porsus siglas en inglés). Hubo que observar otrossistemas y comprender su impacto desde unaperspectiva del Y2K. En una organización dondese comparte el conocimiento, se espera quevarios grupos reúnan sus conocimientos, peroeso no sucedió de inmediato. Tomó algún tiempo.
No pudimos pasar de un cierto nivel porqueel manejo del conocimiento no formaba parteintegral de nuestros negocios. Nuestro nuevoCEO, Dave O’Reilly, que siempre ha apreciado elmanejo del conocimiento, lo ubica en un con-texto diferente al mencionar cinco intencionesestratégicas de la compañía. Muchas compa-ñías comparten estrategias de negocios simila-res, como la excelencia operativa, larecuperación de los costos, el manejo del capi-tal y el crecimiento rentable, pero él introdujouna quinta: la capacidad organizacional; nuestracapacidad para ejecutar las otras estrategias.Esto incluye: aprender unos de otros, reutilizarlo que sabemos y trabajar eficazmente enequipo. Todavía estamos definiendo los elemen-tos clave de la capacidad organizacional, perose asemejan mucho a los componentes delmanejo del conocimiento.
Rodulfo Prieto, gerente de proyectos de explo-ración, Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA):A fines de la década de 1980, PDVSA abordó eltema de la calidad y otros aspectos que se cen-tran en los procesos del negocio y en cómo com-partirlos, lo cual fue bastante efectivo ya quedefinió la secuencia de tareas para muchas acti-vidades. La mayor parte del tiempo, los geólogosoperan en el escenario de la creación mental. Lacreación mental es importante, en especial alcomenzar los proyectos, antes de establecer loscompromisos. Cuando las tres filiales de PDVSAse fusionaron en 1998, fue necesario crear unaorganización que combinara las competenciastecnológicas con la información, mediante lo quellamábamos manejo del conocimiento. Nosagrada el término “conocimiento” porque poneénfasis en la fase de creación mental de cadaproyecto. Implica trabajar con el más alto nivelde tecnología para compartir datos e informacióny para cerrar cualquier brecha que exista ennuestras aptitudes profesionales.
Comenzamos a trabajar en el manejo del cono-cimiento porque teníamos tantos proyectos enmarcha que resultaba difícil estandarizarlos sinlimitar la creatividad. La gente sabe mucho, perosólo aplica un pequeño porcentaje de lo que sabe,y comparte aún menos de lo que aplica.Considerábamos que era importante aprovechareste conocimiento. A través del manejo del cono-cimiento, los líderes no sólo comparten experien-cias y conocimientos, sino que avanzan hasta crearlo que yo llamo “centros de contaminación,” endonde las personas se infectan unas a otras conideas. Esto otorga a la gente visibilidad y una opor-tunidad de decir esto es bueno, y esto otro no lo es.En estos centros la gente se preocupa por mejorarlas actividades del negocio y agregar valor a laorganización.
Para que todas las personas puedan compar-tir las mejores prácticas a través de nuestraintranet, desarrollamos un sistema interno lla-
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Rodulfo Prieto, PDVSA: Nos agrada el término “conocimiento” porquepone énfasis en la fase de creación mental decada proyecto. Implica trabajar con el más altonivel de tecnología para compartir datos einformación y para cerrar cualquier brecha queexista en nuestras aptitudes profesionales.
Jeff Stemke, Chevron: La idea de buscar dentro y fuera de lacompañía las mejores prácticas, surgióde iniciativas en materia de calidadorientadas a reducir los costos.
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mado Proyecto Net. Todo el mundo tiene acceso alas nuevas aplicaciones, a la tecnología y, funda-mentalmente, a la información sobre cómo seestán haciendo las cosas en los proyectos deexploración en toda la compañía. También conta-mos con un gerente de manejo del conocimientodesde 1998. Este gerente reporta a la JuntaDirectiva y es responsable de asegurar que seapliquen las tecnologías de manera apropiada, yque se compartan las mejores prácticas y las lec-ciones aprendidas en toda la organización, con elfin de mantener un alto nivel de competitividad.
Erik Åbø, jefe de ingeniería de tecnología depozos y producción, Statoil:Comenzamos a trabajar en el tema del manejo delconocimiento por razones prácticas. Como otrascompañías, nos habíamos descentralizado y ne-cesitábamos una forma de transferir experiencias,compartir las mejores prácticas y manejar redes.También había un número creciente de proyectoscon limitaciones de personal, y no queríamos quela gente gastara la mayor parte de su tiempo sim-plemente recabando información. Cuando habla-mos de manejo del conocimiento, no sólo estamoshablando de comunicaciones y tecnología de com-putación, sino de rediseñar el proceso del trabajopara incrementar la eficiencia.
Además, la información del subsuelo, en espe-cial los datos sísmicos, estaba aumentando enforma exponencial debido a los avances en tecno-logía tridimensional (3D). Necesitábamos una for-ma fácil y efectiva de obtener acceso a los datosde la compañía, pero muchos de los programas decomputación no funcionaban juntos o no operabancon las mismas bases de datos. Para aumentar laeficiencia del personal decidimos establecer unrepositorio central de datos, usar un portafolio deherramientas que pudieran hacer de interfaz yrediseñar el proceso del trabajo. La mayoría de lasherramientas de computación que manipulandatos del subsuelo operan ahora sobre platafor-
mas comunes. Para las comunicaciones y la orga-nización descentralizada creamos una extranet,que es algo entre una intranet y la Internet, queincluye a los proveedores y a los socios.
Reid Smith, Schlumberger: Casi un decenio de trabajo para establecer infra-estructuras de manejo del conocimiento, ha pro-porcionado obviamente una gran riqueza deexperiencias y lecciones aprendidas (véase“Lecciones y Nociones” página 72). ¿Qué proble-mas de negocios han enfrentado ustedes y quéenfoques—comunidades de práctica, redes, cap-tación y reutilización de las mejores prácticas,bases de datos de lecciones aprendidas, reposito-rios de conocimientos y portales—han adoptado?
John Old, líder del área de manejo de la infor-mación, Texaco:Nuestra estrategia consiste en conectar a lagente. Hemos probado todas las cosas que ustedmencionó en una forma u otra, pero hoy Texacopone énfasis en las redes. Uno de los factorespara que una red o una comunidad sean exitosases contar con un líder capaz de mantener al grupofuncionando. Creamos una red en forma delibe-rada para actividades relacionadas con compartirel conocimiento. Está integrada por personas delas unidades de negocios que tienen pasión por el
manejo del conocimiento. Nos reunimos dosveces al mes, hablamos de lo que está haciendola gente y de lo que hay que hacer para crear ysostener la energía del manejo del conocimiento.
Nuestro grupo general de ingeniería, que sededica principalmente a los negocios de “downs-tream,” posee un repositorio de bases de datosde mejores prácticas, o relatos de un millón dedólares, muy buenos y en realidad entretenidospara leer. Es probable que se usen con másfrecuencia que otras bases de datos. Lasherramientas de manejo del conocimiento, comolos repositorios de bases de datos, deben estarconectados con la gente. Si captamos lasmejores prácticas, debemos usar esa informa-ción como medio para identificar a la gente másidónea con la que podemos hablar cuandoafrontamos un problema.
Lesley Chipperfield, Shell International E&P: Hemos adoptado muchos otros enfoques, perodentro de E&P, nos concentramos en la gente y enlas conexiones persona a persona. Quizás esto seaun reflejo del negocio de E&P, donde los contactospersonales son muy importantes. Para un temadado, buscamos en nuestra intranet y obtenemos500 respuestas, pero si alguien hace una reco-mendación, esa recomendación tiene más valor ycredibilidad. Las personas con las que nos conec-
Erik Åbø, Statoil: También había un número creciente de pro-yectos con limitaciones de personal, y noqueríamos que la gente gastara la mayorparte de su tiempo simplemente recabandoinformación. Cuando hablamos de manejo delconocimiento, no sólo estamos hablando decomunicaciones y tecnología de computación,sino de rediseñar el proceso del trabajo paraincrementar la eficiencia.
John Old, Texaco:Si captamos las mejores prácticas,debemos usar esa información comomedio para identificar a la gente másidónea con la que podemos hablarcuando afrontamos un problema.
tamos nos pueden dirigir a un informe, pero eseinforme tendrá ahora una referencia personal.Tenemos un lema, ”Es tan bueno saber quién, comosaber cómo.“ Nuestra solución primordial y másexitosa respecto al compartir el conocimiento—para fomentar las conexiones persona a persona—son las redes que se establecieron inicialmenteentre las comunidades técnicas.
Aunque nos hemos alejado de conceptos co-mo repositorios centrales y formales de mejoresprácticas, algunas comunidades los usan si sien-ten que se adaptan a su estilo de trabajo. A nivelglobal, la mayor parte de nuestro personal estáconectado, al menos indirectamente. Usted pue-de hacer una pregunta a través de la intranet yconseguir en promedio dos o más respuestas. Porlo menos el 75% de nuestros profesionales técni-cos pertenece a una o más redes. Las llamamosredes globales, pero podrían denominarse comu-nidades de práctica. Es interesante que en BP elmanejo del conocimiento haya comenzado conlas actividades de perforación porque en Shell elgrupo de construcción de pozos también comenzóprimero. Puede ser que la causa sea unos pocosindividuos entusiastas, pero también puede tenerque ver más con la naturaleza del trabajo de inge-niería de perforación y terminación.
Nuestras tres grandes comunidades técnicasson construcción de pozos, subsuelo y superficie.Estas redes globales, en realidad, resultaron dela fusión de 70 u 80 grupos de disciplinas y sub-disciplinas más pequeños. Tomamos como ejem-plo lo que la red de la comunidad de construcciónde pozos había hecho—que fue construir unacomunidad más grande reuniendo las distintasdisciplinas—e intentamos reproducirlo en lasredes de los grupos de subsuelo y superficie.Muchas de nuestras redes de negocios se entre-cruzan con todas las disciplinas y complementanlas redes técnicas. Ya tenemos redes para com-partir conocimiento e inteligencia competitiva asícomo otra red fundamental entrecruzada de
adquisición, y las redes para comparar desempe-ños (benchmarking), recursos humanos, seguri-dad y medio ambiente están apenas comenzandoa establecerse. Estamos intentando reducir elnúmero de redes a las que deben pertenecer losindividuos con el fin de tener acceso al nivel deexperiencia que necesitan.
Chris Mottershead, BP: Trazamos una clara distinción entre comunidadesde práctica y comunidades de intereses. Sólo nosaseguramos de que cuenten con recursos, pero nocontrolamos las comunidades de intereses, queson creadas por las personas porque se identi-fican con ellas. Éstas representan el número másgrande de comunidades. Por ejemplo, existe unacomunidad de creación de modelos geofísicos tri-dimensionales, pero grupos como éste, no semanejan en un sentido real. La gente se afilia alas comunidades y participa en ellas porque com-parten intereses en común. Lo más difícil es lograrun sentido de pertenencia en las comunidades.
Existe un grado de supervisión y garantía paraasegurar que haya redes funcionando en lasáreas en las que tenemos que dar resultados conrelación a objetivos específicos importantes parala compañía. Dentro del área de construcción depozos, por ejemplo, existen cinco o seis comuni-dades de práctica organizadas alrededor detemas como pozos no convencionales, prevenciónde atascamiento de tuberías y perforación en
aguas profundas, en las cuales, en cierto sentido,rige una autorregulación. Si uno juega un papelpreponderante en alguna de esas áreas y no seencuentra en una red, vale que alguien pre-gunte—como una práctica aceptada—¿por quéuno no está participando?
Conectar a la gente, fue un factor que tuvimosen cuenta al desarmar nuestro equipo de manejodel conocimiento y volverlo a armar después.Comenzamos el manejo del conocimiento fomen-tando la creación de redes, pero en nuestra orga-nización, las redes no cayeron inicialmente en lasformalidades del manejo del conocimiento. Éstaes una de las razones por las que nos sentíamosincómodos con una organización centralizada demanejo del conocimiento, ya que la gentecomenzó a recurrir a ese grupo para construir acti-vos de conocimiento. Como resultado, retrocedi-mos y nos acercamos más a lo que Shell y Texacoestán haciendo; conectando a la gente.
Existieron esfuerzos paralelos porque tenía-mos un líder en manejo del conocimiento y otro encódigos y normas de ingeniería, y ambos se halla-ban en el mismo equipo. No había nadie más en elequipo; todo el mundo estaba haciendo su trabajohabitual. Pudieron haber habido comités, pero nohabía un departamento central de ingeniería quedijera que algo estaba bien o mal. Dado que pose-íamos enfoques similares sobre el manejo delconocimiento y los códigos y las normas explíci-tas, intentamos reunir ambas cosas mediante la
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Lesley Chipperfield, Shell International E&P: Tenemos un lema, “Es tan bueno saber quién,como saber cómo.” Nuestra solución primordialy más exitosa respecto al compartir el conoci-miento—para fomentar las conexiones personaa persona—son las redes que se establecieroninicialmente entre las comunidades técnicas.
Chris Mottershead, BP: La gente se afilia a las comunidades yparticipa en ellas porque compartenintereses en común. Lo más difícil eslograr un sentido de pertenencia en lascomunidades.
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construcción de un modelo con cuatro tipos desabiduría organizacional: prácticas cotidianas,prácticas compartidas, buenas prácticas yprácticas recomendadas.
Existía sabiduría representada por las prácti-cas que se utilizan todos los días en alguna partede la compañía. Había sabiduría por las prácticascompartidas que resultan de conectar a la gente.Uno le puede pedir ayuda a alguien explícita-mente, que es lo mismo que tener acceso a uninforme. Pero uno no está tan interesado en elinforme mismo, sino más bien, en el nombre queestá escrito sobre el informe. Por lo tanto, muchode nuestro esfuerzo por establecer redes involucrómaneras de conectar a la gente a través de herra-mientas como Schlumberger Connect Oil & Gas.De este modo, a partir de las prácticas comparti-das, uno puede finalmente convertir conocimientotácito en conocimiento explícito, a lo que le damosel nombre de mejores prácticas. El ejemplo típicoes el de los códigos y las normas. Éstos no soncorrectos o incorrectos, pero si uno quiere unaturbina, puede encontrar aquí la información decómo se adquiere y se instala. Un usuario conexperiencia probablemente toma las mejoresprácticas y hace algo diferente, pero aquellapersona que no sabe mucho, puede sencillamenteaplicar la buena práctica sugerida.
El cuarto tipo de sabiduría es el que provienede las prácticas recomendadas, que en realidadson sólo expectativas y no respuestas definidas.
Son preguntas que uno hace en vez derespuestas que uno busca, forzándose aretroceder en la cadena conectando dos personasa la vez. El valor real agregado, en una prácticacompartida, vuelve al lugar donde se originó,pero el proceso se estructura de una manera queconecta cosas diferentes.
Reid Smith, Schlumberger:La confianza es sumamente importante. Usandolos recursos del manejo del conocimiento uno denuestros ingenieros logró encontrar lo que nece-sitaba para iniciar un proyecto de perforación delargo alcance en un área marina de ÁfricaOccidental. Descubrió una mejor práctica queaceptó abiertamente porque conocía a la personaque la había enviado. Esta persona había sidoantes su gerente de servicios de campo y era unapersona en la cual el ingeniero confiaba.
¿Cómo conectan ustedes a la gente con lascosas que tienen que saber para hacer su trabajomediante la solución de problemas, el compartirconocimientos y la innovación? ¿Tienen ustedesdiferentes tipos de redes o comunidades? ¿Cómoutilizan las unidades de negocios estas redes?¿Cómo están organizadas y qué apoyo tienen?
Rodulfo Prieto, PDVSA:Nuestras comunidades de producción y explora-ción se desarrollaron de diferentes formas. En launidad de negocios de producción, las comunida-
des actúan como centros de excelencia. Validan,certifican y ofrecen apoyo para la toma dedecisiones. La mayoría de los proyectos de pro-ducción contarán con miembros de la comunidadcomo asesores del proyecto cuando se estádiscutiendo un punto de referencia importante.Este proceso es obligatorio.
En la unidad de negocios de exploración,tenemos una comunidad de intereses en la cualla gente puede optar por participar en su área deespecialización. Existe una doble ciudadanía enel sentido de que uno es parte de un proyecto,pero al mismo tiempo pertenece a la comunidadde exploración. Los miembros del proyectotienen la opción de consultar a la comunidad si loconsideran necesario.
No tenemos una estructura única para lascomunidades. Por ejemplo, existen comunidadesde intereses que se desarrollaron por sí solas,como el grupo de geofísica, el cual organizó unforo informal semanal dentro de la compañíapara compartir conocimientos. Apoyamos a estascomunidades y también a este tipo de comunica-ción entre sus miembros. Las comunidades soli-citan presupuesto cuando desean hacer algo. Enexploración, las comunidades se financian a tra-vés de diversos proyectos o grupos tecnológicosregidos por el departamento de manejo del cono-cimiento. Estoy interesado en saber cómo serealizan el financiamiento y la apropiación depresupuestos en otras organizaciones.
Reid Smith, Schlumberger: La confianza es sumamente importante.Usando los recursos del manejo del cono-cimiento uno de nuestros ingenieros logróencontrar lo que necesitaba para iniciarun proyecto de perforación de largoalcance en un área marina de ÁfricaOccidental. Descubrió una mejor prácticaque aceptó abiertamente porque conocíaa la persona que la había enviado.
Rodulfo Prieto, PDVSA: En la unidad de negocios de exploración,tenemos una comunidad de intereses en lacual la gente puede optar por participar ensu área de especialización. Existe una dobleciudadanía en el sentido de que uno esparte de un proyecto, pero al mismo tiempopertenece a la comunidad de exploración.
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El empuje gerencial es necesario para pasar porel valle del dolor en camino hacia la cima de lavictoria—Erik Åbø, Statoil.
El mayor desafío al crear una cultura en la quese comparte el conocimiento es llegar a darsecuenta de que compartir el conocimiento noconsume tiempo sino que lo ahorra—LesleyChipperfield, Shell International E&P.
El manejo del conocimiento para que sea exi-toso tiene que involucrar a toda la gente de laorganización. No es una actividad central quereúne y valida una enciclopedia corporativa deconocimientos específicos sobre una materia oprocesos específicos de manejo del conoci-miento. Tener un equipo central significa queusted puede confiar mucho en él. El manejo delconocimiento no es una enciclopedia, sino másbien un libro de recetas para hacer que la gentecomience a hablar. El manejo del conocimientoes una herramienta consolidada para el aprendi-zaje dispar en toda la organización, pero no esuna respuesta definitiva. Se trata de una herra-mienta creativa que la gente utiliza para inven-tar sus propias respuestas, informados yarmados con la experiencia de otros.
Fundamentalmente, es el manejo del conoci-miento del manejo del conocimiento—ChrisMottershead, BP.
Cuando los miembros de un grupo, equipo, red ocomunidad entienden las preferencias de comu-nicación de cada persona y su responsabilidadpara comunicarse de formas que satisfagan esaspreferencias, la efectividad de todo el grupomejora—John Old, Texaco.
Nuestro principal desafío es tener una corpora-ción con organizaciones, equipos e individuosque apliquen lo que saben y reconozcan lo quetienen que aprender u olvidar para mejorar laevaluación de los costos y los riesgos, y reducirel ciclo de tiempo del proyecto integrando todala información disponible—Rodulfo Prieto,PDVSA.
El desafío más grande es crear y nutrir unacultura en la que se comparta el conocimiento y en la cual la gente además aprenda de losdemás de una manera natural. Que se vea comola cosa más correcta para hacer—Reid Smith,Schlumberger.
Tenemos que brindar conexiones entre indivi-duos que busquen y provean experiencias eideas que sirvan para solucionar problemas, asícomo entre personas de la comunidad que com-partan su experiencia y reutilicen prácticaspara su desarrollo profesional, el aprendizaje yla innovación en la compañía. También tenemosque conectar a las personas que poseen conoci-mientos explícitos facilitándoles investigar elcreciente volumen de prácticas documentadas ylecciones aprendidas.
Como una abeja reina del conocimiento, voypor todas partes polinizando la organizaciónmediante la recopilación de ideas y prácticasen un sitio y su diseminación en otros. En oca-siones ayudo a un equipo a desarrollar o a utili-zar una herramienta para compartir elconocimiento o un proceso y dejo algo de “miel”detrás de mí. Soy consciente de que tomatiempo rediseñar la “colmena,” por eso utilizola miel en vez del aguijón para inducir la parti-cipación—Jeff Stemke, Chevron.
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Lecciones y Nociones
Lesley Chipperfield, Shell International E&P:Una de las funciones de mi grupo es ayudar a lasredes a conseguir financiamiento, pero las pro-puestas de valor provienen de las redes.Podemos ayudar, pero las redes tienen que justi-ficar su existencia. No obstante, dado que lasredes son hoy en día una parte tan integral de lainfraestructura de la compañía, hemos avanzadomás allá del punto en el cual los grupos debencomenzar desde cero. Pregunten si podemosprescindir de las redes, y la gente reaccionaráhorrorizada porque no tendría suficientes recur-sos. Tendemos a confiar en las prácticas de otrosen lugar de encontrarlas por nosotros mismos. Laorganización de las redes es totalmente informal.
Tenemos una combinación de redes de intere-ses comunes y de comunidades de práctica.Existen unas pocas excepciones, pero la gente noestá obligada a pertenecer a estas redes y comu-
nidades. Se involucran porque quieren contribuir.Al inicio del programa, la gente se preguntaba“¿de dónde saco tiempo para participar en lasredes?” Pero, ya hace tiempo que no escuchoeso. El primer año recibí llamadas solicitando queincluyera en el presupuesto las horas que lagente dedicaba a las redes. Ese problema tam-bién ha desaparecido. La gente ve las redes comoun recurso valioso sencillamente porque éstastienen sentido. Ahora presupuestamos principal-mente alrededor de la gente que en realidadmaneja el conocimiento y las redes, en su mayorparte en los grupos de negocios. En mi grupo,sólo una mínima parte de nuestro presupuesto demanejo del conocimiento se gasta en facilitar yapoyar las mejores prácticas.
La gente comenzó a preguntar “¿si ustedtiene una función de línea, por qué no participaactivamente en una red?” Por esta razón, comen-
zamos a nombrar asesores globales; individuosque son expertos en un área específica, pero quepueden trabajar en cualquier parte de la compa-ñía. Su nombre se incluye en un directorio deexpertos. Se trata de un club exclusivo, y por esono lo llamamos las Páginas Amarillas, porque notodo el mundo puede estar ahí. Uno tiene que sernominado y aprobado. Se espera que estos indi-viduos sean miembros activos de sus redes, perotambién que contribuyan con otras redes a modode intercambio y que hagan trabajos para otrascompañías si los invitan para ello.
John Old, Texaco:Eso se parece al programa de Asociados deTexaco. Cuenta con financiamiento separado y losmiembros tienen que contribuir de forma global.
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Erik Åbø, Statoil: Para manejar el financiamiento, establecimosasesores de áreas, cuyas tareas incluían elmanejo de las redes. Estos cargos se basan en lanecesidad de una red en un área en especial. Serecurre a estos individuos más o menos de lamisma forma que a los asesores globales.Quienes contribuyen a las redes también estáncontribuyendo a otros proyectos, pero debido alos avances en las comunicaciones y en las com-putadoras, el tiempo que realmente dedican almanejo de las redes es muy poco.
Lesley Chipperfield, Shell International E&P:Se puede hacer mucho, dependiendo de las fun-ciones de la gente y de las redes. Nuestro grupode construcción de pozos sostiene teleconferen-cias y reuniones cara a cara con coordinadores detodo el mundo para discutir diferentes asuntos.Ya no tenemos asesores de áreas, razón por lacual las redes crecieron para cerrar la brecha quese creó cuando nos reorganizamos. Las unidadesoperativas están más focalizadas en los activos,por lo que ya no contamos con disciplinas fuer-tes. Debido a la forma en que evolucionó nuestraorganización, la gente mantiene afinidad con sudisciplina, fundamentalmente, a través de la par-ticipación en redes.
Chris Mottershead, BP: Comenzamos reconstruyendo y repoblando elgrupo de manejo del conocimiento bajo la direc-ción de los vicepresidentes de las áreas tecnoló-gicas en lugar de los líderes de las disciplinas.Sentimos que después de cinco o seis años dedejar que el manejo del conocimiento sedesarrollara de forma independiente en áreascomo perforación o manejo de proyectos,estábamos comenzando a perder valor ynecesitábamos cambiar nuevamente. Ahora,hemos regresado a un sistema con líderes de dis-ciplinas. La pregunta siempre es “¿cuál es elsiguiente paso que necesitamos dar para enfren-tar la brecha que hay que cerrar?” Pero una vezque se cierra la brecha, probablemente pretenda-mos hacer las cosas de un modo diferente.
John Old, Texaco:Eso tiene que ver con que todo tipo de industriasy compañías reconoce cada vez más, que la únicaventaja sostenible que posee una entidad, es elmodo en que su gente trabaja en grupo. Esto esalgo que nadie puede copiar, a menos que seadquiera la otra compañía y se mantenga el con-trol total, lo cual es improbable que suceda.Pensar cómo hacemos para que la gente trabajeen equipo, de una manera singularmente dife-rente, es la dirección que muchas empresasestán tomando. Este surgimiento de las comuni-dades es tan sólo el comienzo.
Jeff Stemke, Chevron:Las comunidades más exitosas, como nuestrasredes de mejores prácticas de refinación, poseenmetas definidas de negocios, y cuentan con unclaro apoyo de la alta gerencia y con un coordi-nador dedicado. En nuestro caso, una persona,llamada maestro, tiene un trabajo de tiempocompleto destinado a recoger conocimiento através de toda la organización de refinación paraun proceso en especial. Ése también es elmodelo que estamos aplicando en el área de“upstream.”
En el otro extremo se hallan las comunidadesinformales que carecen de líder; sólo es un grupode personas que se reúnen. Pueden organizarteleconferencias o reuniones ocasionales, perono existe un proceso formal para compartir cono-cimientos. Estos grupos son valiosos sólo si unoconoce la comunidad. Si uno no está conectadocon ella, no sabe lo que hay allí y no existe unlegado al cual recurrir para comenzar.
Ahora reconocemos que las redes necesitanun coordinador. Este cargo es financiado, o reco-mendamos mucho que lo sea, hasta el 10 o 20%del costo de la persona, dependiendo del tamañode la comunidad y de la actividad. No hemos sidocompletamente exitosos en lograr que las comu-nidades sean vitales. Para esto se necesita dealgún apoyo ejecutivo y de resultados específicoso parámetros muy codiciados por la comunidad yque la gente pueda medir. De esta manera, lascomunidades saben que están en el caminocorrecto y los demás pueden ver lo que éstas hanlogrado. Este modelo híbrido se resume en lasrecomendaciones para comunidades exitosas deun informe sobre un estudio acerca de las mejoresprácticas titulado “Construyendo y ManteniendoComunidades de Práctica,” redactado por el CentroAmericano de Productividad y Calidad (APQC, porsus siglas en inglés).1
John Old, Texaco: Eso tiene que ver con que todotipo de industrias y compañíasreconoce cada vez más, que laúnica ventaja sostenible queposee una entidad, es el modo enque su gente trabaja en grupo.
Erik Åbø, Statoil: Quienes contribuyen a las redes tam-bién están contribuyendo a otros pro-yectos, pero debido a los avances en lascomunicaciones y en las computadoras,el tiempo que realmente dedican almanejo de las redes es muy poco.
1. Centro Americano de Productividad y Calidad (APQC,por sus siglas en inglés), Houston, Texas, EUA.[http://www.apqc.org].
Reid Smith, Schlumberger:Es importante comprender la responsabilidad deuna comunidad. No todas las comunidades debencumplir con metas cuantitativas, pero si no tienenalgo por qué luchar—un objetivo, una visión,algunas metas—como se sugirió antes, lascomunidades se pueden desmoronar con eltiempo. También observo evidencias de que losmiembros de una comunidad se sienten infelicescuando no comprenden porqué están haciendomanejo del conocimiento. Chris, entiendo que losvicepresidentes de áreas tecnológicas de BP sonresponsables ahora del mercadeo, la obtenciónde las licencias y la venta de las comunidadespara asegurarse de que los resultados se utilizanen otras partes de la compañía.
Chris Mottershead, BP:Sí, eso es correcto. Durante la década de 1990,nuestras redes de refinación eran similares a loque estamos hablando ahora. Por ejemplo, habíauna red de mantenimiento, o equipo de trabajo,pero de ninguna manera manejaba la sabiduríacolectiva de la gente involucrada en esa activi-dad. En su lugar, lidiaba con cómo hacer que elmantenimiento de este año fuese menos costosoque el del año pasado. Estos equipos se llamabanredes, y su enfoque era explícito, pero no estabanconstruyendo un repositorio de conocimientos. Elsiguiente nivel son las redes de práctica, donde a
los vicepresidentes de tecnología se les asigna laresponsabilidad de asegurarse de que cada áreaesté funcionando correctamente y que la gentepueda hacer su trabajo. Estas redes no sóloentregan los resultados de hoy, sino que tambiénconstruyen para el futuro. En cierto sentido lascomunidades tienen que hacerse responsables.
Otorgamos a las comunidades más visibilidady las racionalizamos de la misma forma que Shell,porque eran demasiadas y no podíamos mantenerun buen control y una adecuada supervisión.Necesitábamos reducir el número de comunida-des y exigirles resultados. Decidimos cuáles redeso comunidades se necesitaban para ayudar atransferir conocimiento. Éstas se basaban funda-mentalmente en el conocimiento recíproco de sugente, lo cual es similar a la forma en que la gentevalida la información por el nombre escrito en uninforme y luego la reconoce como confiable.
En ocasiones, los usuarios tienen que mirar almensajero a los ojos para entender que el men-saje es más bien una parte de su sabiduría queuna preferencia o un prejuicio individual. Estoresalta la importancia de un espectro de activida-des de transferencia de conocimiento, desde elconocimiento explícito en los repositorios deconocimientos hasta lograr que la gente se reúnaen la misma habitación cada año o cada dosaños. Es necesario hacer todo esto.
John Old, Texaco:Hace cerca de un año, queríamos reunir a los líde-res de varias comunidades. En aquel momento,hablar de redes o comunidades, no atraía mayoratención, pero todo el mundo estaba utilizando eltérmino lecciones aprendidas y deseaba sabermás al respecto. Por eso organizamos una cumbrede lecciones aprendidas y reunimos a los líderesde las comunidades para que hablaran sobre quéhace que las redes funcionen y qué no.
Al igual que sucedió con el estudio de mejo-res prácticas de APQC, un líder comprometido yun propósito claro de negocios se hallaban en eltope de la lista. Los grupos que comparten elconocimiento tienen que tener un propósito clarode negocios u objetivos medibles, como porejemplo mejorar la confiabilidad de una maqui-naria rotativa, que es una de las redes más exi-tosas de Texaco. Lo que el individuo puedeobtener allí ejerce una gran influencia sobre eléxito de la red. Si la gente misma no lograsacarle provecho personal a una red, ésta casisiempre será un fracaso.
Lesley Chipperfield, Shell International E&P: Un propósito de negocios claro es importante,pero cambia con el tiempo y, en ocasiones, muyrápido. Las redes tienen que revisar su propósitobásico en forma permanente y efectiva. Nuestrasredes están compuestas por muchos hilos. Porejemplo, un propósito específico puede ser lamejora de la confiabilidad, pero con otros objeti-vos avanzando en paralelo. Nuestro propósitopermanente es hacer que las redes sean lugarespara buscar consejo, lo cual es muy apreciadopor la organización. En cierto modo, nuestrasredes se ajustan a los “viejos y buenos modelosde redes,” pero como suelo describir a menudo,debemos permitir que “fluya sangre nueva” enlas redes existentes.
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Jeff Stemke, Chevron: Las comunidades más exitosas, como nuestrasredes de mejores prácticas de refinación, poseenmetas definidas de negocios, y cuentan con unclaro apoyo de la alta gerencia y con un coordina-dor dedicado.
John Old, Texaco: Si la gente misma no logra sacarleprovecho personal a una red, éstacasi siempre será un fracaso.
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Lo que hacemos ahora es registrar a la genteen una red doméstica cuando asisten aentrenamiento facilitándoles un pequeño móduloo la oportunidad de que exploren las redes.Tratamos de dar importancia al tiempo querequiere la gente que ingresa en la organizaciónpara remontar la aguda curva de aprendizajehasta saber quién lo puede ayudar. Esto es deconsiderable importancia.
Uno de los parámetros en los que estamostrabajando consiste en medir el tiempo que tomaa una persona llegar a ser competente en su tra-bajo. No necesariamente se puede traer a todo elmundo a un centro de entrenamiento, y puede serque los expertos no se hallen donde tiene lugar elaprendizaje. En el futuro, utilizaremos las redescomo una herramienta directa para apoyar losprogramas de entrenamiento y como un valiosorecurso para el aprendizaje.
Reid Smith, Schlumberger:Intentamos aplicar en todas partes lo que apren-demos en cualquier otra parte. El sistema InTouchde Schlumberger garantiza que los ingenieros decampo tengan acceso al mejor conocimiento dis-ponible. Existen cerca de 165 ingenieros detiempo completo en InTouch que ocupan 75 escri-torios de ayuda. Si uno no puede encontrar la res-puesta en una plataforma de conocimiento,puede acudir a este sistema de ayuda. Ya seaque uno envíe un correo electrónico, se conecte através de la Internet o llame por teléfono, el tra-
bajo de esta gente consiste en encontrar la res-puesta. A veces se dirigen directamente a lagente de una comunidad responsable de validarla información.
De Chevron, aprendimos muchísimo sobre vali-dación. La validación de la información es un asun-to de enorme importancia y una de las cosas quediferencian el estilo de una red. ¿Cómo validan susorganizaciones la información? ¿La mayoría de lascomunidades toma decisiones, o sólo aconseja?
Rodulfo Prieto, PDVSA:Cuando las comunidades toman decisiones, pue-den “darle un baño de oro” a las cosas paraprotegerse. Esta práctica suele ser común en lainterpretación de datos sísmicos y en perforación.En las prospecciones sísmicas tridimensionales,los intérpretes quieren por lo general hacer estra-tigrafía secuencial de alta resolución y evaluarcada línea de datos, lo cual añade mínimo valorcomparado con la interpretación de líneas alter-nas de datos. Pero en términos de gente y tiempo,los costos se pueden duplicar. En perforación, sinembargo, puede ser muy importante evaluarvarios escenarios diferentes para determinar lasopciones más seguras y de menor costo.
Existen diferentes tipos de comunidades:algunas brindan asesoría, otras toman decisio-nes. En nuestra división de exploración, losmiembros del proyecto consultan con las comuni-dades de acuerdo con las necesidades en situa-ciones específicas. No obstante, hay que tener en
cuenta el valor agregado de las diversas solucio-nes presentadas por las comunidades, para quelos líderes del proyecto y los miembros delequipo discutan las recomendaciones y decidancuál es el mejor enfoque.
Erik Åbø, Statoil: Tengo un ejemplo que ilustra los objetivos del ne-gocio y responde las inquietudes acerca del “ba-ño de oro.” Cuando nuestra red de intervenciónde pozos se reúne, observa el Indicador Clave deDesempeño (KPI, por sus siglas en inglés) en rela-ción con su red. Un KPI que utilizamos en la cons-trucción y la intervención de pozos es el costo porpie o por metro. El uso de tubería flexible sueleser costoso y riesgoso. Un equipo remolcado esbastante costoso, pero resulta más económicoque la tubería flexible. Por ende, los ingenierostratan de utilizar los equipos remolcados paraque el KPI se mueva en la dirección correcta.
Éste es un buen enfoque porque no es elgerente quien decide si usar tubería flexible oequipo remolcado. El ingeniero del programa lodecide. Él es quien asiste a las reuniones de lared, observa las mejoras y se adueña del KPI. Esimportante vincular los indicadores clave dedesempeño con las redes técnicas. Comoingeniero, me gustan las soluciones con baño deoro, pero también me gusta ver mejoras en losKPI porque así todos somos competitivos.
Lesley Chipperfield, Shell International E&P: En cierto modo, nuestras redes se ajustan alos “viejos y buenos modelos de redes,” perocomo suelo describir a menudo, debemospermitir que “fluya sangre nueva” en lasredes existentes.
Reid Smith, Schlumberger: Intentamos aplicar en todas partes lo queaprendemos en cualquier otra parte. El sis-tema InTouch de Schlumberger garantiza quelos ingenieros de campo tengan acceso almejor conocimiento disponible.
Jeff Stemke, Chevron:Tenemos buenas ideas, buenas prácticas, lasmejores prácticas locales y las mejores prácticasde la industria. Existían definiciones asociadascon este concepto de validación pero no existíaun proceso claro. Si yo coloco algo dentro de unsitio de mejor práctica, porque lo hice y me fun-cionó, ése es el primer nivel de calificación. ¿Perocómo valido la información en el contexto de unacomunidad? No tenemos gente dedicada exclusi-vamente a validar ese tipo de conceptos como esel caso de Schlumberger con su sistema InTouch.Por esta razón, lo que hacemos es recurrir a otrosmiembros de la comunidad en busca de valida-ción ya que ellos pueden decir: “Yo intenté eso y,en mi caso funcionó.” Con esto se logran doscosas. Primero, se valida la idea y segundo, seestablecen comportamientos no sólo para com-partir, sino también para reutilizar el conoci-miento. Me gustaría saber si alguien más estáusando este tipo de concepto de validación.
Reid Smith, Schlumberger:Eso es exactamente lo que los ingenieros queatienden el centro de asistencia del sistemaInTouch hacen. Estos ingenieros provienen directa-mente de los segmentos de negocios. Esta comu-nidad de gente encuentra y valida información osoluciones. Es parte de su trabajo. Ellos son la red.
John Old, Texaco:También se parece a lo que hacen en otras com-pañías, como, por ejemplo, Electronic DataSystems (EDS). El primer nivel es “Probé algo quefuncionó bien en mi situación local.” El siguientenivel es que si algo se ha aplicado en numerosasunidades de negocios o en diferentes situacio-nes, vale la pena observar si se aplica en otrasáreas de la compañía. Luego, si estas cosas seaplican en todas partes, no hagamos preguntas yprocedamos. Ocurre lo mismo que en el sistemaInTouch de Schlumberger.
Lesley Chipperfield, Shell International E&P:Respecto a la validación de las mejores prácticas,en general, nuestras comunidades se encargan deello. Tenemos numerosas bases de datos demejores prácticas en los sitios de la Internet.Algunas existen dentro de las redes y otras en sis-temas de manejo de documentos, de modo queson bastante diversas. Las prácticas que más sehan reutilizado existen de alguna forma dentro delas redes. Estas prácticas suelen salir a relucircuando alguien formula una pregunta. General-mente, ya existe una demanda antes de captar lapráctica. Las mejores prácticas no necesaria-mente se originan porque alguien se siente orgu-lloso de algo que ha hecho. Se originan porquealguien formula una pregunta y otra personaofrece la práctica como respuesta.
Luego se obtienen otras contribuciones de la co-munidad como, “Existe una idea mejor o, bajo estascircunstancias eso no va a funcionar; esto podría sermejor.” Una de las funciones de nuestro personalasignado a las redes es la de concluir estas conver-saciones y captar los elementos del conocimiento.Luego estos elementos se pueden archivar en unlugar de fácil acceso. Este proceso funciona mejoren algunas áreas que en otras. En realidad, serequiere de un moderador verdaderamente conoce-dor para entender la conversación y la calidad de lapropuesta, y lo que debe ocurrir a continuación.
Reid Smith, Schlumberger: Si no me equivoco, Shell tiene dos ejes. Un eje esel proyecto formal o la jerarquía organizacional y elotro está más relacionado con una disciplina o co-munidad. El eje horizontal es un corte transversalde la compañía que según algunos representa másclaramente la carrera de la gente a medida que pa-san de un empleo a otro ¿Ven ustedes a las redes ocomunidades desempeñando un papel en el desa-rrollo de las carreras, así como en el cumplimientode objetivos gerenciales y en el cumplimiento delas otras funciones que hemos abordado?
Lesley Chipperfield, Shell International E&P:A mediados de la década de 1990, establecimos unsistema interno abierto de obtención de recursos.Shell enfatizaba que ésa era la carrera del individuo.No existe un personal central supervisando lascarreras individuales, pero los gerentes de la reservade talentos (Skillpool Managers) pueden asesorarsobre la carrera. Cada una de las redes técnicas con-sidera estos asuntos; el personal de Aprendizaje yDesarrollo los usa para identificar nuevas ofertas. Laparticipación en las redes es fundamental paraganar una reputación técnica y, por lo tanto, indirec-tamente, en el desarrollo de la carrera.
John Old, Texaco: No tenemos redes explícitas por disciplinas, amenos que surjan alrededor de algún propósitoclaro de negocios. La competencia de la disci-plina sólo se identifica en forma indirecta comoun propósito separado de negocios. Lo que tene-mos en el negocio de “upstream” es una red deasesores de recursos, un grupo de personas quetiene a su cargo asegurar que la gente esté cons-ciente de aquellas oportunidades de empleodonde se necesita su experiencia, y que existeniguales oportunidades para conseguir empleos entoda la compañía. Ésta es una red de un nivel másalto que ayuda a la gente con cargos y capacida-des técnicas.
Rodulfo Prieto, PDVSA:Nosotros también tenemos dos ejes para con-templar el desarrollo técnico. Además de lascomunidades de intereses mencionadas anterior-mente, contamos con un departamento de recur-sos técnicos que es responsable del desarrollo dela gente y de asignarla a diferentes proyectos.Los líderes de cada línea técnica suelen partici-par en una o más comunidades y fomentar forossobre asuntos específicos dentro de la línea téc-nica. También son responsables de cerrar las bre-chas de capacidades, así como del desarrollo de
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Rodulfo Prieto, PDVSA:Existen diferentes tipos de comunidades:algunas brindan asesoría, otras toman deci-siones.
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Jeff Stemke, Chevron: Queremos aprovechar la tecnología disponible,por lo tanto es importante contar con un perfil es-tablecido, o visibilidad, con aquellas personas alas que estamos tratando de ayudar, en especialcuando se presentan vendedores con nuevas tec-nologías que van a “solucionar todos los proble-mas.” En las compañías grandes, un equipo o unacomunidad a menudo oye sobre una nueva herra-mienta y desea ponerla en práctica. Un mejor en-foque es observar lo que los grupos están tratandode lograr y aparejar las tecnologías con esas nece-sidades. Si un grupo lo conoce a uno o uno conocea los integrantes del grupo, uno puede asegurarque lo que está sucediendo tiene sentido.
En nuestra experiencia, muchas de las tecno-logías de manejo del conocimiento son herra-mientas cooperativas, basadas en la Internetcomo Lotus Domino o QuickPlace para discusio-nes y transferencia de documentos, y herramien-tas de transferencia de aplicaciones yvideoconferencias en tiempo real, comoNetMeeting o SameTime. Los directorios deexpertos son un tipo de solución respaldada portecnología y basada en la Internet. En perfora-ción, trabajamos con un consorcio de compañíaspara producir el programa Get Smart, una planti-lla para perforación basada en Microsoft Project.En términos de inversión relativa y participaciónen el proceso, estoy de acuerdo en que el costode las herramientas debe ser mucho menor que el“costo de la gente.” Es más importante focali-
zarse en el problema del negocio y luego apare-jar las tecnologías una vez que los miembros delequipo decidan lo que están tratando de hacer ycómo necesitan transferir la información.
Lesley Chipperfield, Shell International E&P: Antes, si queríamos un enlace global o la posibi-lidad de tenerlo, nuestro mayor desafío consistíaen evitar la fragmentación causada por la selec-ción local de la tecnología. Pedimos a los gruposque piensen hacia dónde van y dónde quierenestar en el largo plazo para evitar aislarse deotras comunidades. Preferimos las herramientasmás sencillas con requisitos mínimos para lagente que hace uso de ellas. Mientras máscaracterísticas tengan estas herramientas, sonmás difíciles de usar. Optamos por herramientassencillas y productos estándar como SiteScape yNetMeeting para que la colaboración se man-tenga lo más simple posible.
Uno de los problemas más interesantes sobrela tecnología es que los moderadores de red denuestras disciplinas técnicas poseen más antece-dentes en las unidades de negocios que en tecno-logía de la información (TI), pero suelen terminarhablando sobre herramientas de manejo del cono-cimiento y tecnología cuando organizamos reunio-nes para discutir la futura dirección de las redes.Siempre nos esforzamos mucho para mantener elequilibrio entre poner nuestra energía en la bús-queda de nuevas herramientas y desarrollar mejo-res características, o hacer mejor uso de las que
todo el personal. En exploración, tenemos sietelíneas técnicas—geoquímica, sísmica, interpre-tación, estratigrafía, integración, geología estruc-tural, petrofísica y caracterización deyacimientos—ligadas entre sí debido a los inte-reses comunes. Probablemente necesitemosintegrar estas comunidades en una sola.
Erik Åbø, Statoil:Ya hemos discutido los esfuerzos de las discipli-nas técnicas, pero también tenemos las quedenominamos redes de proceso. Los asesores delas disciplinas dirigen redes técnicas, pero losvicepresidentes dirigen redes de proceso. Porejemplo, existen varias redes como exploración ydesarrollo de yacimientos, perforación y tecnolo-gía de pozos, desarrollo de conceptos y proyec-tos, manejo de proyectos, compras y, por último,operaciones y mantenimiento. Anteriormente, losvicepresidentes cumplían una función central dedesarrollo de personal, pero hoy tenemos accesototalmente libre a los cargos. Las redes noposeen una capacidad formal de toma de deci-siones, pero brindan posibilidades para compartirlas mejores prácticas y asegurar que la gentemás competente llegue a los futuros cargosdirectivos. La alta gerencia dirige estas redes.
Reid Smith, Schlumberger:La sabiduría convencional dice que uno no debe-ría gastar más de la tercera parte del presupues-to de manejo del conocimiento en tecnología,pero la tecnología a menudo resulta ser el centrode atención. Las compañías usan diversas tecno-logías, tales como correo electrónico, buscaper-sonas, Páginas Amarillas, foros de discusión,programas de portales y otras herramientas decolaboración ¿Cuáles son sus experiencias conherramientas y tecnologías de manejo del cono-cimiento y qué les ha resultado mejor?
Lesley Chipperfield, Shell International E&P:En nuestra experiencia, con frecuencia, hemos te-nido que persuadir a las nuevas comunidades paraque consideren otros asuntos antes de saltar a lasnuevas tecnologías sin definir claramente las ne-cesidades. Los gerentes o la gente involucrada enlas redes suelen contar con una tecnología que de-sean utilizar. La gente oye hablar sobre una nuevaherramienta de colaboración y quiere ponerla enpráctica antes de definir bien los objetivos. Nues-tra estrategia es dedicarnos primero a la gente ylos procesos, habilitándolos con una reducida ga-ma de instrumentos desde el correo electrónicohasta proyectos de colaboración más elaborados,herramientas y espacio en el sitio de la Internet. > Cómo comunicar las mejores prácticas: EP Newsletter de Shell. [Cortesía de Shell International E&P].
ya tenemos; y yo pienso que siempre será así. Estotiene que ver con el hecho de pertenecer a unacompañía técnica, en la que la gente se interesapor probar nuevas tecnologías. Mi grupo ve quelos roles clave que podemos desempeñar tiendena minimizar la fragmentación y aumentar el poten-cial de la futura conectividad, aunque no resulteevidente hoy en día.
Jeff Stemke, Chevron: Hace unos pocos años, una de las cosas quepusimos en marcha fue un escritorio estándarglobal. Todo el mundo tiene ahora el mismo pro-grama de computación y básicamente la mismacomputadora. Ésta fue, en principio, una inicia-tiva dirigida a reducir costos. Estábamos apo-yando tantos tipos diferentes de programas yequipos de computación que la estandarizaciónnos permitió ahorrar entre $40 y $50 millones alaño. Hoy utilizamos las mismas versiones de pro-cesadores de texto y aplicaciones de hojas decálculo, por lo que muchas de las barreras quelimitaban la transferencia de archivos han desa-parecido. Un beneficio intangible es que la cola-boración resulta ahora más fácil.
A comienzos de la década de 1990, se decla-raron guerras entre grupos de programas de com-putación porque un equipo usaba la herramientaA y otro equipo la herramienta B. Ahora, pensa-mos que lo común es bueno, pero esta actitudtodavía no prevalece por completo. No existetodavía una norma corporativa de colaboración,pero estamos trabajando para diseñarla. Paralograr comunicaciones verdaderamente globalestenemos que facilitar la conexión entre personasdentro y fuera de la compañía que estén utili-zando los mismos procesos. Luego, cuando surgeuna nueva herramienta, uno la compara con lasherramientas existentes para encontrar el valoragregado que justifique su uso.
Erik Åbø, Statoil: Hace un par de años optamos por una plataformacomún. Fue doloroso. Cuando decimos una plata-forma común, no significa que contemos con el mis-mo proveedor para todas las herramientas. Un buenproveedor debe proporcionar herramientas que sepuedan vincular con cualquier plataforma. Los es-tándares abiertos son importantes para el futuro.Ya existe competencia entre las compañías de ser-
vicios para lograr que su plataforma se conviertaen el estándar de la industria, pero incluso los prin-cipales proveedores de servicios deberán estar dis-puestos a cooperar con otras compañías paraasegurar que, como negocio, estemos operandocon un estándar abierto, independientemente delas limitaciones básicas de las herramientas.
Una de las cosas que hicimos fue anticipar a lagente que esta transición iba a ser dolorosa. Lesadvertimos que se avecinaban tiempos difíciles.Debido a que se hallaban poco familiarizados conlas nuevas herramientas, algunos individuos pen-saban que las viejas eran mejores y lograban máscosas. Les explicamos que el cambio a una solaplataforma requería de herramientas que se adap-taran a ella. Después de un tiempo, los geólogos,geofísicos e ingenieros se comenzaron a sentir có-modos con las nuevas herramientas. Ya superamosel dolor y ahora estamos gozando de los beneficios.
John Old, Texaco: Pasamos cerca de seis años intentando que lasunidades de negocios acordaran los estándarescomunes de computación para E&P. Finalmente,un vicepresidente senior dijo: “Simplemente, lovamos a hacer.” Otra cosa que ayudó fue conse-guir que algunos geocientíficos clave en la com-pañía testificaran que el tipo de herramienta quese utiliza no tiene en realidad mayor importancia.Pueden ser diferentes, y hay que aprender amanejarlas pero luego el cambio resulta fácil.Como el mensaje provenía de personas que goza-ban de credibilidad en la organización, casi nohubo resistencia.
Reid Smith, Schlumberger: En un contexto amplio, los proyectos de manejodel conocimiento parecen convertirse en proyec-tos de negocios electrónicos con el tiempo. Todoel mundo comienza con adquisiciones y comercio,pero estoy incluyendo transacciones electrónicasinternas y externas con empleados, socios y pro-veedores. Existen muchas razones para esto. Unaes que con el tiempo nos damos cuenta de que elconocimiento que usamos proviene de una grancomunidad que abarca no sólo a la compañía a laque uno pertenece, sino también a los socios, alos proveedores y a los colaboradores académi-cos de las universidades. La segunda razón esque mucho de lo que aprendemos tiene valorpara nuestros clientes y proveedores, además detenerlo para nuestros propios empleados. La ter-cera razón, que probablemente sea la más prác-tica, es que resulta costoso construir activos deconocimiento en comunidades y redes. Cuandologramos que estos activos sirvan varios propósi-tos, vemos plenamente el retorno de la inversión.
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…crear una cultura empresarial en la cual lagente sea el principal impulsor, para captar,documentar, compartir, aplicar e inclusorenovar información para que la personaapropiada la pueda utilizar en el momentojusto—Rodulfo Prieto, PDVSA.
…crear un nuevo ambiente de trabajo en elcual el conocimiento y la experiencia se pue-dan compartir con facilidad, en el cual losindividuos apliquen los conocimientos colec-tivos para tomar decisiones óptimas entiempo real—Reid Smith, Schlumberger.
…una arquitectura del conocimiento, o unaestructura del proceso. Los elementos claveson procesos, tecnología y comportamientosque aportan el contenido correcto a la genteapropiada en el momento justo y en el con-texto correcto, para que rápidamente pue-dan solucionar los problemas, explotar lasoportunidades de negocios, acelerar la com-petencia y la innovación, y tomar las mejo-res decisiones—Jeff Stemke, Chevron.
…crear un ambiente para compartir informa-ción y prácticas de modo que permitan alcan-zar las metas de negocios de la empresa—Erik Åbø, Statoil.
…conectar gente para que puedan compartirsu experiencia globalmente—poner los mejo-res recursos a disposición de cada oportunidadde negocios en el momento justo, cualquieraque sea la posición en la organización o laubicación geográfica—Lesley Chipperfield,Shell International E&P.
…seguir la pista de los que conocen lareceta, y fomentar la cultura y la tecnologíaque los haga comunicarse. No se trata decrear una enciclopedia que capte todo lo quealguien alguna vez supo (Arian Ward, WorkFrontiers International)—ChrisMottershead, BP.
…ayudar a la gente a conectarse sinesfuerzo con los individuos y equipos quenecesitan para alcanzar sus objetivos perso-nales y de negocios—John Old, Texaco.
El manejo del conocimiento es…
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Algunas empresas, por ejemplo Chevron,están muy avanzadas en los negocios a través dela red. ¿Están interrelacionados sus esfuerzos ennegocios electrónicos, comercio electrónico ymanejo del conocimiento? Si éste no es el caso,¿deberían estarlo?
Jeff Stemke, Chevron:Nuestro presidente ejecutivo de información(CIO, por sus siglas en inglés) no diferenciaríaentre negocios electrónicos y manejo del conoci-miento porque dice que el negocio electrónico esel único negocio. En cambio, hablamos de estarpreparados para la Internet. Básicamente, nues-tros negocios tienen que globalizarse para poderconectarnos eficazmente con nuestros socios,proveedores y clientes. Una parte de ese esfuerzocomprende los negocios o comercio electrónicos;otra parte incluye la colaboración a través delmanejo del conocimiento. En ese sentido, elrumbo que nos hemos marcado es aumentar laeficacia de la compañía en el uso de la Internetpara todas las cosas que hay que hacer, al menoscuando esto resulte práctico.
Definitivamente hay aspectos de los negocioselectrónicos y del manejo del conocimiento parala herramienta electrónica de apoyo de negociosde Chevron (C-BEST por sus siglas en inglés), quecombinan nuestro sistema de recomendaciones yasesoría en línea sobre lubricantes, con un meca-nismo para que los clientes puedan monitorearlas transacciones financieras. Esta herramientaayuda a los clientes a escoger un producto o arecomendar una alternativa mejor que ya podríanestar usando en su operación.
La Alianza de Minoristas de Chevron (CRA, porsus siglas en inglés) es una red de 8000 estacionesde servicio que generalmente pertenecen a pro-pietarios independientes. Dado que muchos deestos negocios cuentan con una tienda de ramosgenerales, tuvimos la idea de conectarlas comouna cooperativa de compras para reducir los cos-tos de la mercadería. El manejo del conocimientoen realidad es un escritorio de ayuda que permitea los dueños de las estaciones de servicio comuni-carse con nosotros para transmitirnos sus inquie-tudes o para formular preguntas. El grupo CRAsabe dónde buscar las respuestas y se asegura deque las cosas se hagan. Ellos no lo llaman manejodel conocimiento, pero responde a esa definición.
Lesley Chipperfield, Shell International E&P:Podría afirmarse que el negocio electróncio es el único negocio, porque casi todo se hace electróni-camente. Nuestra organización de negocios elec-trónicos está separada del departamento de TI y demi grupo. Pero esto se debe a su estado de madu-
rez, que en realidad es bastante saludable. Es res-ponsabilidad de todos, pero sí tenemos vínculos.De hecho, un miembro de mi grupo está trabajandoen el equipo de negocios electrónicos, de modo querecurrimos al intercambio de conocimientos comoun impulsor de los negocios electrónicos.
Utilizaremos nuestra experiencia en el manejodel conocimiento y las mejores prácticas para tra-bajar con el equipo de negocios electrónicos per-sona a persona en vez de intentar vincular a lasorganizaciones, que siempre es una lucha queconduce a guerras como la de los programas decomputación de las que ya hemos hablado. Éstaes la dirección que estamos tomando, y yo esperoque el manejo del conocimiento constituya unaparte clave de cualquier iniciativa electrónica.
Rodulfo Prieto, PDVSA:Al igual que muchas empresas modernas, PDVSAutiliza en gran medida los negocios electrónicos entoda la organización. Bariven, una filial de PDVSA,usa el comercio electrónico para integrar procesosde negocios y tecnología a fin de eliminar barrerasinternas y externas, y crear valor agregado aprove-chando las oportunidades que ofrece el mercado.Nuestro grupo internacional de mercadeo tambiénaplica los negocios electrónicos en el comerciosustituyendo las transacciones que se hacen porteléfono y por facsímile, por transacciones a travésde la Internet. En cuanto al aprendizaje electró-nico, el Centro Educativo de PDVSA realiza el 20%del entrenamiento a través de la Internet.Utilizamos los negocios electrónicos para compar-tir datos con inversores privados durante la aper-tura de la industria del petróleo de Venezuela.
Las transacciones electrónicas también tienenimportancia en el interior de la compañía.Estamos realizando negocios electrónicos conprogramas de computación que son controladosdirectamente por otra aplicación para establecertiempos de usuario y cobros en tiempo real.También tenemos contratos que la gente suscribepara ejecutar proyectos, que son documentadosmediante transacciones electrónicas. Si se asignauna persona a un proyecto, o se va a realizar algoespecífico para un proyecto, se ejecuta una tran-sacción electrónica y se firma electrónicamente,lo cual es un nivel diferente de negocios electró-nicos que nosotros utilizamos.
Erik Åbø, Statoil: Tenemos un proyecto en marcha en negocios, co-mercio, colaboración y aprendizaje electrónicos.Primero, tenemos comercio electrónico; la partecontractual y el negocio diario de comprar y ven-der. Luego, viene la colaboración a través denuestra extranet, donde participan nuestros pro-
veedores y socios. Es importante para nuestrosproveedores participar de las discusiones inter-nas en la extranet, la cual dispone de salas decharlas privadas para las diferentes organizacio-nes. Si tenemos un contrato o un proyecto técni-co con Schlumberger, la gente de Halliburton nopuede tener acceso a esa sala de charla. Se ob-serva un alto grado de seguridad y reglamenta-ciones muy estrictas respecto de los escudos deprotección (firewalls). La otra parte es el aprendi-zaje electrónico, que es básicamente interno.
Además, hace cerca de tres años, experimenta-mos un proceso interno de aprendizaje electrónicodenominado el paso TI. Se instaló una com-putadora personal en la casa de cada empleado dela compañía. El entrenamiento general se llevaba acabo en el tiempo libre con el uso de CD-ROMs,con lo que se ahorraba tiempo y probablemente secompensaba el costo de las computadoras.Pensamos progresar aún más en esta área porqueel aprendizaje electrónico será muy importante enel próximo paso de TI dentro de Statoil.
Chris Mottershead, BP:El verano pasado, BP y Shell colaboraron con elaprendizaje electrónico. Lo que Shell se proponealcanzar con el aprendizaje electrónico es impre-sionante. No se trata de reducir costos de entre-namiento y prácticas compartidas del momento,sino más bien de construir una fuerza de trabajocompetente para el futuro en el cual esa fuerzade trabajo será cada vez más global, con muypocas probabilidades de volver a centralizarse.Shell está pensando en cómo producir una orga-nización altamente capacitada para la próximadécada. En contraste, mucho de lo que hemoshablado sobre manejo del conocimiento tieneque ver con cómo respondemos a las necesida-des inmediatas.
Me sorprendió saber que contamos con herra-mientas de colaboración de alto nivel, pero dedi-cadas sólo a aumentar la eficiencia. Lo quedeseamos verdaderamente es mejorar la calidadde las relaciones persona a persona. Nos fijamosla meta de tener el 99% de las transacciones decompra automatizadas para fines del año 2000, ynos sentimos desilusionados cuando sólo llega-mos al 97%. Nos afligió no haber logrado ese 2%restante. El enfoque de Shell posee una claravisión acerca de cómo se deben manejar losasuntos.
Reid Smith, Schlumberger: ¿Qué éxitos han tenido? ¿Cuáles fueron las tra-bas y barreras que encontraron? ¿Qué paráme-tros utilizan para medir el progreso en el manejodel conocimiento?
Jeff Stemke, Chevron:El parámetro con mayor impacto es el ahorro neto.Nuestra meta era reducir los costos operativos.En los últimos ocho años hemos reducido los cos-tos operativos en alrededor de $2500 millones alaño, en parte debido a los éxitos obtenidos conalgunos de nuestros primeros e innovadores pro-yectos de manejo del conocimiento para compar-tir las mejores prácticas. El manejo delconocimiento mejoró los procesos para operarrefinerías, manejar la energía y dirigir proyectosde capital. La conexión entre el manejo del cono-cimiento y el ahorro de costos es leve. Si bienresulta difícil establecer una conexión directa,estos tipos de resultados ayudaron a validar elmanejo del conocimiento hasta el punto que qui-zás la justificación detallada de los costos no seatan importante para las nuevas iniciativas.
Por otra parte, lo que yo veo en nuestrascomunidades es que si no existe algún tipo deparámetro que se conecte con el negocio, puedeque no obtengamos los resultados deseados. Porejemplo, se pueden usar parámetros para medirvarias cosas diferentes. En una comunidad depráctica de solución de problemas, el parámetrode medición podría ser el número de problemasresueltos o el número de respuestas a las pre-guntas. Si su meta es desarrollar e instaurar lasmejores prácticas ¿qué evidencia tiene de quelas está reutilizando? Podemos luchar con losparámetros de medición, pero está claro quedebemos tener algo que se conecte estrecha-mente con los objetivos del negocio que estamostratando de alcanzar.
Lesley Chipperfield, Shell International E&P:Hasta cierto punto, en los últimos dos años hemospodido alejar las mediciones puramente moneta-rias de las actividades de manejo del conoci-miento. Al comienzo teníamos que dar pruebascuantitativas del beneficio, pero ahora nos inclina-mos más hacia las proposiciones de valor, o pro-puestas, que pueden tener elementos cualitativos.El año pasado revisamos todas las denominadasnuevas formas de trabajar como parte de nuestroprograma de excelencia. Junto con los asesoresde nuestras redes globales, realizamos una revi-
sión formal de valor a través de entrevistas con lagente que recopiló la información. Fue interesanteconstatar que el manejo del conocimiento permitióahorrar más de $100 millones al año.
Esa respuesta trajo aparejada una sensaciónde alivio, y otorgó a nuestro grupo una enormeconfianza. Sin embargo, lo que nos pareció másútil fueron el acceso a las mejores prácticas.Desarrollamos estas historias de éxito llamadas“Relatos de avanzada” para distribuirlas connuestra revista técnica EP Newsletter, que circulaentre 12,000 miembros del personal en todo elmundo, con el objetivo de crear conciencia sobrelo que está aconteciendo en el negocio. Esto fuemuy útil y la respuesta fue sumamente positiva.
Esa publicación se distribuyó hace ya casi unaño, y ahora se encuentra lista la segunda ediciónsubtitulada “Nuestras nuevas formas de trabajar.”Presenta nuevas historias y corolarios de las ante-riores mejores prácticas. Nos pareció que esto eraextraordinariamente efectivo para persuadir a losescépticos. Nuestros gerentes son hoy los mejo-res defensores de lo que estamos haciendo enmateria de manejo del conocimiento y utilizanmuchas de estas historias en sus presentacionesinternas y externas. Estos relatos también apare-cen en otras publicaciones y presentaciones, locual demuestra que nuestro compromiso estádando sus frutos y ayudando a legitimar el manejodel conocimiento dentro de la compañía.
Chris Mottershead, BP: Si se desea tener éxito, entonces lo que se dicetiene que ser auténtico y veraz. Si no es así, lagente se incomoda. Me parece que, en cierto sen-tido, lo que estamos haciendo es compartir cono-cimientos acerca de compartir conocimientos,pero lo estamos haciendo de una forma perfecta-mente coherente con el conocimiento que ya seencuentra incorporado en la gente. Por lo tanto, loque en realidad estamos haciendo es administrarel manejo del conocimiento, invitando a alguien aque considere y comprenda lo que se puede lograren lugar de sencillamente transmitirles datos.Ellos están definiendo el significado del manejodel conocimiento al convertirse en ejemplosvivientes.
Esto no niega la necesidad de los KPIs, perolos KPIs pueden no ser la justificación como gene-ralmente se piensa, sino más bien algo que per-mite alinear las actividades con los objetivos. Laalineación no se obtiene a partir de los casos deestudio. Lo que se obtiene es conocimiento y com-prensión, y por eso se necesitan ambos. Estoy deacuerdo con que las redes necesitan KPIs porqueeso es lo que todos entendemos actualmente. Porejemplo, si deseamos reducir los costos de extrac-ción en un 5% este año, ése es el objetivo. Yahora sé si puedo hacer alguna contribución enesa área. Pero sólo con decir que tenemos unameta que alcanzar, no ayudará a involucrar a todospara que colaboren con el logro del objetivo. Paraeso se necesitan las mejores prácticas y los rela-tos de casos exitosos.
Rodulfo Prieto, PDVSA:En nuestra tabla de puntuaciones, hemosincluido intangibles como las actitudes de lagente, desarrollando una forma de medir lo quellamamos “Base de Actitudes para el Cambio”(ABC, por sus siglas en inglés), y estableciendolos parámetros para medir 12 a 14 puntos rela-cionados con intangibles, tales como qué sientela gente al verse conectada y trabajando con losdemás. El esfuerzo para recabar informaciónsobre cómo se comparten y transmiten los cono-cimientos comenzó hace tres años. Pusimos losdatos a disposición para una evaluación inde-pendiente y hasta el momento los resultados hansido de gran ayuda y muy estimulantes. Losresultados de nuestros esfuerzos en compartir elconocimiento han mostrado mejoras en los últi-mos dos años. Algunos de los aspectos que seestán evaluando son el liderazgo, la responsabi-lidad, la voluntad por compartir el conocimiento yla orientación hacia la excelencia.
Reid Smith, Schlumberger: Por primera vez este año, la voluntad por com-partir el conocimiento formó parte de nuestrasrevisiones anuales del desempeño del personal.Pensamos en incluirla hace tres años atrás, perono lo hicimos porque la sede principal presentóotra alternativa. Sabíamos que en algúnmomento sería necesario reconocer los esfuer-zos por compartir el conocimiento en el procesode evaluación del desempeño del personal, peroesperamos hasta que nuestros ingenieros decampo, en especial los asociados con el sistemaInTouch, lo sugirieran. Ellos querían que susesfuerzos por compartir el conocimiento figura-ran en la planilla de evaluación junto con losdemás indicadores de desempeño. Ellos lo defi-nieron y describieron correctamente, lo cual ace-
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Reid Smith, Schlumberger: Por primera vez este año, la voluntad porcompartir el conocimiento formó parte denuestras revisiones anuales del desempeñodel personal.
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leró su inclusión. Como resultado de este desa-rrollo, en Schlumberger Oilfield Services la mayo-ría del personal de campo deberá cumplir conobjetivos anuales relacionados con mejores prác-ticas, lecciones aprendidas y otros aspectos delmanejo del conocimiento.
El capital intelectual influye en la forma enque progresan nuestras compañías, trabajando enasociación con otros o en grupos industriales ¿Sevalora el capital intelectual dentro y fuera de suscompañías? ¿Qué posibilidades existen de com-partir conocimientos con otras compañías y con elresto de la industria?
Lesley Chipperfield, Shell International E&P: Si nos remontamos a 5 años, o incluso a 18 mesesatrás, vemos que no nos comunicábamos abier-tamente con la competencia. Pero luego, iróni-camente, al reconocer el enorme valor que tiene elcapital intelectual, comenzamos a ser más abier-tos. Acostumbrábamos a considerar todo como sifueran “las joyas de la corona,” pero ahora esta-mos comenzando a diferenciar las cosas en térmi-nos de lo que podemos aprender a través de lacooperación con otras compañías y a darle valorsólo a los factores verdaderamente importantesdel desempeño. Si, por ejemplo, queremos com-partir información sobre la implementación de unsistema de contabilidad, lo desglosamos hasta unnivel básico y comparamos experiencias entre lascompañías. Este tipo de interacción de conoci-mientos ya no preocupa a nadie.
John Old, Texaco:El establecimiento de parámetros de medición pa-ra justificar activos intangibles de capital intelec-tual y conocimientos otorga valor interno a unaempresa. También existe valor si se comienza apensar en la gente más como una oportunidad deinversión en capital intelectual, que como un costo.
Chris Mottershead, BP: Tenemos que hacer lo que usted acaba de descri-bir, pero la razón ha de ser porque valoramos a lagente y queremos ver que le estamos añadiendovalor. Considerar al personal como un activo inte-lectual e invertir en él es parte del núcleo del pro-ceso de aprendizaje electrónico de Shell, y que yoconsidero un enfoque correcto. Terminamos conKPIs del viejo paradigma, pero en realidad necesi-tamos KPIs que respeten aquello en lo que esta-mos invirtiendo. En lo que concierne a la gente, seoyen propuestas para medir cosas, como el núme-ro de patentes que se crean, pero este tipo de me-dición sería una medida falsa si en realidad seestuviera tratando de construir una organizaciónque fuese competente en el futuro. El peligro re-
side en que si el precio de las acciones no semueve, el valor del capital intelectual disminuye.Lo que tenemos que hacer es seguir invirtiendo enel mercadeo del manejo del conocimiento. Es ne-cesario que exista una demanda externa para quelas compañías comiencen a innovar libremente.
Lesley Chipperfield, Shell International E&P:Representa un desafío permanente escoger losindicadores correctos de desempeño y la mezclaapropiada de costos de desarrollo, costos de pro-ducción y otros indicadores que son más difícilesde medir. Las compañías están desarrollandoparámetros para medir el entrenamiento e inten-tando medir las inversiones que hacen en lagente. Por primera vez tenemos un elemento ennuestra tabla empresarial de puntuaciones quetiene que ver con la gente, e incluye aspectoscomo los planes de desarrollo personal, y lasoportunidades de aprendizaje. En esta etapa, hayvarias consideraciones que hacer, pero en princi-pio se trata de asuntos intangibles, no de argu-mentos sólidos. No estamos preguntando sobreel presupuesto para entrenamiento, ni estamosbuscando aspectos organizacionales o mecáni-cos. En consecuencia, esas mediciones tienenque hacerse sobre la base de discusiones estruc-turadas para recoger información que sea justa yque en realidad tenga una influencia sobre eldesempeño general del negocio.
Jeff Stemke, Chevron:También deberíamos considerar la posibilidad decuantificar las actividades intelectuales, como lamotivación para manejar nuestras empresas,enfatizando la importancia de la gente. Aunqueestemos descentralizados, existen oportunidadesen las grandes compañías para integrar los pro-cesos de manejo del conocimiento de toda laempresa, pero las barreras de las unidades denegocios en ocasiones lo hacen difícil.
John Old, Texaco:Las compañías tienden a tener sistemas queobligan a hacer X o Y dentro de un cierto períodoy presupuesto. No damos a la gente la libertadpara salir en busca de enfoques de negociosinnovadores. Cuando alguien crea algo único oinnovador, no fluye por toda la organización. Elmanejo sistemático del conocimiento, si se llevaa cabo apropiadamente, permite que el conoci-miento surja y fluya hacia la gente apropiadadentro de una organización en el momentocorrecto, de manera que puedan actuar conmayor eficacia y eficiencia.
Reid Smith, Schlumberger: Mirando hacia el futuro, me interesa lo que uste-des piensan sobre dónde se encuentra hoy elmanejo del conocimiento y hacia dónde piensanque se dirige (véase “El manejo del conocimientoes …,” página 78). ¿Qué retos y oportunidadesven ustedes en el futuro?
Lesley Chipperfield, Shell International E&P:De los elementos mencionados, los más impor-tantes son la innovación y la creatividad a travésde la diversidad, atrayendo personas que no seencuentran generalmente en la mesa de discu-siones, para que generen nuevas ideas. Esto loestamos comenzando a ver, pero todavía dentrode los vínculos tradicionales entre las distintasdisciplinas. Cuando se trae gente que no perte-nece a E&P que aporta ideas frescas sobre elnegocio, se generan nuevas oportunidades. Estolo vemos en algunas iniciativas electrónicas. Lavelocidad a la cual desarrollamos nuevas tecno-logías va a seguir aumentando. Ése fue uno delos factores que nos condujo a comprometernoscon el manejo del conocimiento en primer lugar,y que jamás desaparecerá del todo.
En términos de atraer gente a la compañía,otro factor determinante son las expectativasindividuales. Los nuevos empleados llegan con
Lesley Chipperfield, ShellInternational E&P: Si nos remontamos a 5 años, oincluso a 18 meses atrás, vemosque no nos comunicábamosabiertamente con la competencia.Pero luego, irónicamente, al reco-nocer el enorme valor que tieneel capital intelectual, comenza-mos a ser más abiertos.
expectativas y formas de trabajar diferentes.Cuando hablamos de carreras atractivas y lo queaspiran los individuos, ya no basta con invitarlosa ingresar en Shell y ofrecerles observar elmundo hasta que se jubilen. Muchas personas nodesean eso. Aspiran algo distinto. Para atraergente nueva debemos ofrecerle empleos satis-factorios y permitirle desarrollarse y florecerdurante su carrera.
La cuestión de la afiliación, o dónde encuen-tra la gente su identidad, también es importante.Y en este nuevo mundo del manejo del conoci-miento hemos de tenerla en cuenta. Para losrecién contratados este tema no es tan impor-tante, pero la afiliación de la gente que ha per-manecido en la compañía durante muchos añostiende a ser con una compañía determinada y conuna disciplina local. Sin embargo, a medida quela gente pasa de un equipo de activos a otro,comenzamos a ver que la afiliación tiene más quever con el proyecto o el activo que tienen a sucargo en ese momento.
Esto representa un cambio cultural que hayque superar. Los nuevos empleados parecenmanejar esta situación mejor que quienes llevanmás tiempo en la compañía y se sienten cómodoscon sus raíces arraigadas. La gente nueva semueve más libremente dentro de la organización.Cada persona debe estar allí donde pueda des-plegar mejor sus capacidades. Llegamos al fondodel asunto cuando la gente trabaja donde puedeagregar valor de una manera única.
Jeff Stemke, Chevron:El despliegue acelerado de ideas innovadoras esun importante impulsor del negocio, y las compa-ñías de tecnología necesitan hacerlo más efecti-vamente. La clave para el éxito futuro es que losintegrantes de las redes técnicas y de procesosque controlan los problemas del negocio y apor-tan las soluciones tecnológicas establezcan co-nexiones más rápidas. Todos tenemos buenasideas, entonces cuanto más pronto las difunda-
mos, mayores serán los beneficios y el ahorro quelograremos. Éste es un terreno en donde el mane-jo del conocimiento desempeña un papel impor-tante. Comprendemos mecánicamente cómoestablecemos las conexiones y podemos hacerque eso suceda, lo cual es más un aspecto del a-quí y el ahora. El futuro tiene que ver con cómomejorar el manejo del conocimiento a través de lacreatividad y la innovación. En otras palabras, có-mo alcanzar una cobertura más amplia. Los ex-pertos descubren cosas nuevas y las conviertenen productos, pero ¿cómo podemos incrementarel número de personas que se ven efectivamenteinvolucradas en ese proceso creativo?
Si miramos hacia delante, también vemos elmanejo del conocimiento en términos de cincocomponentes: gente, procesos, comportamiento,tecnología y contenido. La gente cambiará durantela próxima década por esa tendencia a crear másequipos virtuales donde personas de compañíasdiferentes trabajan en conjunto. Pero es probableque avancemos aún más, hasta llegar a tener agentes independientes vinculados entre sí paraproyectos específicos. Esta gente podrá trabajarpara diferentes compañías o ser agentes de co-nocimiento independientes y autónomos. Cómolos conectamos es un desafío. Hay aspectos máscríticos para los cuales yo no tengo respuestas.¿Cómo manejamos esta colección de individuos,ya sea que pertenezcan a diferentes compañías oactúen como agentes individuales? ¿Cómo rete-nemos las alianzas que tenemos hoy en día en
proyectos internos? y, ¿cómo motivamos a lagente para que obtenga resultados cuando noestán todos trabajando dentro de la compañía?
John Old, Texaco: La fuerza del manejo del conocimiento no sóloreside en la amplitud de las redes, sino tambiénen su diversidad. Tenemos una visión mecánicaprofundamente arraigada de las organizacionesque nos inhibe. Hablamos de cambio, pero elcompromiso con los rígidos sistemas de manejodel desempeño, presupuestos de gastos y pro-gramas de erogaciones de capital impiden cam-biar a las compañías. Aunque estos sistemas hansido diseñados para asegurar la estabilidad, lascompañías van a tener que reverlos críticamente.Con un enfoque más orgánico se obtiene unavisión clara de los propósitos y principios de unacompañía. Por ejemplo, el mercado laboralabierto es un enfoque orgánico.
Cuando se permite que la gente migre haciadonde desea trabajar, es necesario que las com-pañías y los proyectos sean lo más atractivosposible para que la gente quiera trabajar allí.Para los recién contratados, resulta atractivo unlugar que les permita alcanzar lo que quieren. Sepiensa que las grandes compañías no son inno-vadoras y que con el tiempo deben estableceralianzas con compañías más pequeñas en buscade innovación. Pero en las grandes compañías,como las que están representadas en esta mesaredonda, existe un enorme potencial por explotar
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Jeff Stemke, Chevron: La clave para el éxito futuro es que losintegrantes de las redes técnicas y deprocesos que controlan los problemasdel negocio y aportan las solucionestecnológicas establezcan conexionesmás rápidas.
Erik Åbø, Statoil: Si abordamos la producción y la eficienciamediante el manejo apropiado del conoci-miento, nos focalizaremos en los indicado-res clave de desempeño y crearemos unambiente que pone tanto a la gente comoa su capacidad en perspectiva.
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porque nuestras estructuras mecánicas aíslan ymantienen estancada a su gente. En un futurocercano, las empresas reconocerán el poder quehay en la mente de sus empleados y les daránmás libertad para innovar.
Nadie se levantará de la cama por la mañanatemprano y se dirigirá al trabajo para mejorar losretornos sobre el capital invertido, pero sí lo ha-rán para brindar luz, comodidad y movilidad a lagente. Esto no es demasiado rígido y da a la gen-te la libertad para dejar volar su imaginación, locual puede conducir a las compañías a tomar di-recciones nuevas e imprevistas. Ése es el tipo deconcepto que alguien va a entender en el futuro.
Erik Åbø, Statoil: En el futuro, los indicadores clave de desempeñoseguirán siendo una fuerza impulsora, pero lareducción de los costos de hallazgo de hidrocar-buros con una reducción de los riesgos tambiénes importante, como lo es la reducción de loscostos de extracción. Si abordamos la produccióny la eficiencia mediante el manejo apropiado delconocimiento, nos focalizaremos en los indicado-res clave de desempeño y crearemos unambiente que pone tanto a la gente como a sucapacidad en perspectiva. Todos deberíamospoder usar el conocimiento global de nuestracompañía. La tarea más difícil seguirá siendo elmanejo del volumen de información. Sinembargo, no debería ser necesario encontrar ylograr el acceso a todos los datos disponiblessólo para trabajar con eficiencia, mejorar eldesempeño y contribuir con áreas clave. Elmanejo del conocimiento consiste en cómo lidia-mos con ese problema y nos aseguramos de quela gente tenga acceso a la información correcta.
Lesley Chipperfield, Shell International E&P: La idea de que todos tienen algo que ver con losKPIs es extremadamente poderosa. Comienza ahabilitar los escenarios que usted está trazando.Si no se tiene un KPI, o un parámetro de medi-
ción, entonces habrá potencial para el caosporque la gente persigue más lo que le interesapersonalmente que lo que le conviene a la com-pañía. Nuestras redes, por ejemplo, tienen ahorauna tabla de puntuación que efectivamente es elKPI. Todavía no son perfectas, pero están evolu-cionando para convertirse en mediciones realme-te significativas. No obstante, este concepto deun objetivo de negocios que no necesariamentepuede tener un vínculo directo con esa red, seríauna forma muy poderosa para generar los com-portamientos necesarios y para lograr que toda lagente apunte al mismo objetivo, quizás a veloci-dades diferentes y desde distintas direcciones.
Chris Mottershead, BP: La industria difiere radicalmente de lo quecualquiera hubiese previsto hace diez años atrás.De hecho, nuestra conversación sobre el apre-dizaje electrónico representa un foro abierto quenadie hubiese imaginado incluso hace 12 mesesatrás. Las relaciones ya no son más adversas, locual parece ser una señal para el futuro. Sinembargo, sería insensato extrapolar o hacer pro-yecciones lineales desde este punto en adelante.
Las comunidades de práctica futurasderribarán las viejas fronteras. Las compañíasque tengan comunidades que puedan reunirsepara satisfacer las diversas necesidades de unaorganización tendrán éxito. No sabemos cómoserá el año 2011, pero probablemente habrácomunidades de práctica que serán radicalmentediferentes y más abiertas. De lo que hemoshablado es de los cimientos básicos y de laestructura de un nuevo mundo en el cual las com-pañías triunfadoras reconocerán la necesidad dela diversidad y se darán cuenta de que debenintegrar todos estos componentes del manejo delconocimiento. Pero, entonces, ¿cómo medimos eldesempeño con relación a objetivos claros conparámetros de medición?
Hemos pasado 10 años construyendo unaindustria alrededor de indicadores clave dedesempeño. Si el costo de extracción es de $3por barril, pero tiene que ser de $2.90 por barrilel año entrante, ése será el KPI. Por lo tanto,mucho de la tecnología actual del manejo delconocimiento se despliega para alcanzarobjetivos de KPIs. Esto seguirá siendo así porquees una parte necesaria de la entrega dedesempeño. No obstante, las compañías dirán:“Como ya tenemos todos los componentesnecesarios, tenemos que abrirnos, derribar losescudos de protección e integrar el manejo delconocimiento de manera que brinde claridad,enfoque y dirección, pero sin que sea unaimposición.” Tendremos que continuar lo que yaestamos haciendo dentro de nuestras compañíasy, a veces, a través de la industria. Eso extenderálos límites del manejo del conocimiento.
Rodulfo Prieto, PDVSA:La velocidad a la cual nos adaptamos será muyimportante. Hablamos de un despliegue másrápido, pero el aporte más rápido también seráun factor clave. La diferencia en el futuro estarádada por cuán pronto juntemos las piezas y lasadaptemos dentro de nuestras compañías. Allí eshacia donde yo creo que se dirige el manejo delconocimiento. Imagino un mundo sin escudos deprotección. La competencia ya no será por losdatos, sino por la forma más veloz de utilizarlos yde desarrollar soluciones más rápidamente.
Reid Smith, Schlumberger: Algunas personas dicen que tenemos que focali-zarnos en el futuro; tenemos que anticipar cuálesvan a ser las normas. Otros dicen que el manejodel conocimiento está cambiando tan velozmenteque no deberíamos intentar mirar hacia delante ypensar en el futuro. El manejo del conocimientoevoluciona con rapidez, y aunque las prediccionespueden estar equivocadas, es importante proyec-tar y planear con anticipación para estar mejorpreparados y responder ante lo que venga.“Demasiado rápido para seguirlo” es una lemaque se repite en Shell.
Lesley Chipperfield, Shell International E&P:Si, pero tenemos que hacer algo más que sim-plemente reaccionar. Si el manejo del conoci-miento avanza demasiado rápido para poderseguirlo, tenemos que descubrir las oportunida-des en vez de reaccionar ante cualquier solucióno respuesta tecnológica que acaba de aparecer.Es importante aprovechar las oportunidades quepresenta el manejo del conocimiento. —MET
Chris Mottershead, BP: De lo que hemos hablado es de loscimientos básicos y de la estructura de un nuevo mundo en el cual las compañíastriunfadoras reconocerán la necesidad dela diversidad y se darán cuenta de quedeben integrar todos estos componentesdel manejo del conocimiento.
Erik Åbø es jefe de ingeniería de tecnología de pozosy producción. Trabaja en la sede principal de Statoilen Stavanger, Noruega. Durante los últimos 20 años,se ha desempeñado en cargos tanto técnicos comogerenciales en laboratorio de petróleos, petrofísica,ingeniería de yacimientos, ingeniería de producción,tecnología de pozos y operaciones marinas, tanto conla compañía Mobil como con Statoil. Erik obtuvo unamaestría en física aplicada de la Universidad Técnicade Noruega en Trondheim.
John O. Afilaka es gerente de mercadeo de produc-tos de yacimientos para Schlumberger GeoQuest enCaracas, Venezuela. Desde 1989 hasta 1992, fecha enla cual ingresó en Schlumberger, trabajó como asesorpara diferentes compañías en Francia, ayudando en eldiseño de paquetes de programas de computación ymetodologías para realizar estudios de campo.Después de ingresar en Schlumberger como geocientí-fico senior y especialista a cargo de la implementa-ción del programa de computación de caracterizaciónde yacimientos RM*, el programa de mapeo CPS-3* yel programa StratLog*, ayudó a varias compañías pe-troleras en África a llevar a cabo estudios de campo.En 1996 fue transferido a GeoQuest en Houston,Texas, Estados Unidos, como gerente de mercadeosenior con responsabilidad mundial para definir lasestrategias de mercadeo para todos los productos desimulación. También desempeñó un papel importanteen la puesta en marcha y el desarrollo del programade computación de modelado geológico Property3D* yel uso del modelado estocástico en estudios de campo.John obtuvo una licenciatura en ingeniería y unamaestría en ingeniería de mecánica de las rocas,ambos del Imperial College en Londres, Inglaterra;también tiene una maestría y un doctorado en inge-niería geológica de la Ecole Nationale Supérieure desMines de París, Francia.
Amin Amin se ha desempeñado como director demercadeo en el Centro de Productos de Schlumbergeren Sugar Land desde 1999. Ingresó en Schlumbergeren 1979 para trabajar como ingeniero de campo en lasáreas marinas de Aberdeen, Escocia. Luego fue trasla-dado a Londres, Inglaterra, como ingeniero de yaci-mientos para Europa. Desde 1985 hasta 1987, trabajóen Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, como inge-niero de yacimientos para la región central del GolfoPérsico. Fue transferido a Yemen del Norte como inge-niero de ventas, y luego como gerente de país. Luegose desempeñó como gerente de mercadeo de distritoen Damasco, Siria. Desde 1992 hasta 1995, fue gerentede mercadeo de división en Yakarta, Indonesia. Tam-bién ha sido gerente de mercadeo para el Centro deInvestigaciones Doll de Schlumberger en Ridgefield,Connecticut, Estados Unidos. Antes de su cargo actual,era director global de la cuenta Texaco y líder interna-cional del equipo para cobertura de las relaciones denegocios de Medio Oriente y Asia con Estados Unidos.Tiene una licenciatura en ingeniería electrónica de laUniversidad de Niza, en Francia; un diploma de inge-niería de la Ecole Supérieure d’Electricité, en París,Francia; y una maestría en ingeniería de la UniversidadHeriot-Watt en Edimburgo, Escocia. También asistiócomo becario visitante a la Escuela de Gerencia Sloanedel Instituto de Tecnología de Massachusetts (MIT, porsus siglas en inglés) en Cambridge, Estados Unidos.
Karsani Aulia es el gerente de recursos para MinasSBU, PT. Caltex Pacific Indonesia, con sede en Minas,Riau, Indonesia. Antes de asumir su cargo actual, fuegerente de exploración para PT. Caltex. Karsani tienemás de 20 años de experiencia en geología del petró-leo, incluyendo exploración, explotación y recupera-ción asistida de petróleo y actividades relacionadascon recuperación terciaria. Karsani obtuvo una licen-ciatura en ingeniería geológica del Instituto de Tecno-logía de Bandung, en Bandung, Indonesia; y unamaestría (con honores) de la Escuela de Minas deColorado en Golden, Estados Unidos.
Jamal Bahamaish trabaja para Abu Dhabi Companyfor Onshore Operations (ADCO) como ingeniero deyacimientos senior. Actualmente está trabajando en elmejoramiento del rendimiento de los yacimientosmediante la inyección de gas miscible e inmiscible yel uso de pozos horizontales para mejorar la recupera-ción. Tiene una licenciatura en ingeniería petrotéc-nica de la Universidad de los Emiratos Árabes Unidosen Al Ain.
Saad Bargach es el presidente del segmento de nego-cios de Perforación y Mediciones de SchlumbergerOilfield Services. Es el responsable a nivel mundial porlas barrenas de perforación Reed y Hycalog, la perfora-ción direccional, los servicios de mediciones y regis-tros durante la perforación (MWD y LWD, por sussiglas en inglés, respectivamente). Actualmente tra-baja en Sugar Land, Texas; ingresó en Schlumbergeren 1983 como ingeniero de campo en Latinoamérica.Luego desempeñó varios cargos gerenciales, técnicos,de recursos humanos y de mercadeo. En 1994 fuetransferido a Anadrill en Houston como gerente denuevos productos. Al año siguiente, fue nombrado vice-presidente y gerente general de Anadrill para Europa,África y la Comunidad de Estados Independientes(CIS, por sus siglas en inglés). En 1998, fue nombradovicepresidente de área para Oilfield Services y gerentegeneral para África del Norte y el Este y para elMediterráneo Oriental. En 1999, fue transferido aSugar Land como presidente de Anadrill, segmento denegocios que después se convirtió en Perforación yMediciones. Saad tiene una licenciatura en ingenieríaeléctrica y una maestría en sistemas de control de laEcole Mohammadia D’Ingenieur en Rabat, Marruecos.
Paul Béguin ha sido recientemente transferido alCentro de Productos Vector en Houston. Entre 1993 y2000 fue el gerente de proyecto de la herramienta deResistividad de la Formación en Pozo Entubado CHFR*en el Centro de Productos Riboud de Schlumbergeren Clamart, Francia. Ingresó en Schlumberger en1985 como diseñador de electrónica para herramien-tas de sísmica de pozos y pasó los siguientes sieteaños en varios proyectos de sísmica de pozos. Paultiene una licenciatura en ingeniería eléctrica de laEcole Nationale Supérieure d’Electronique et deRadio-Electricité de Grenoble, Francia.
Dominique Benimeli actualmente trabaja en elequipo de desarrollo de la herramienta CHFR. Desdeque ingresó en Schlumberger en 1970, ha trabajadoen herramientas sónicas, eléctricas y de propagaciónelectromagnética. Dominique obtuvo una licenciaturaen ingeniería electrónica del Conservatoire Nationaldes Arts et Métiers de París, Francia.
Garfield Bowen es gerente de desarrollo de simulado-res para GeoQuest en Abingdon, Inglaterra, dondetiene a su cargo el mantenimiento y el desarrollo de lafamilia de simuladores ECLIPSE*, y el desarrollo de laherramienta de modelado de los alrededores del pozo.Comenzó su carrera como investigador en el programade seguridad del reactor rápido UKAEA en Winfrith,Inglaterra (1980 a 1985), y luego pasó un año con sugrupo de recuperación mejorada. Entre 1986 y 1987,se desempeñó como ingeniero de yacimientos conERC Ltd. en Londres, Inglaterra, trabajando en estu-dios de asesoría. En 1987 comenzó a trabajar paraIntera en Henley, como responsable de la instalaciónde programas de computación de simulación en lassedes de los clientes. Pasó los siguientes ocho añoscomo programador líder para el simulador ECLIPSE100* de Intera en Abingdon. Ingresó en GeoQuest en1996 y trabajó como programador líder para ECLIPSE100 antes de asumir su cargo actual en 1997. Garfieldtiene una licenciatura en matemáticas de laUniversidad de Bristol en Inglaterra.
Austin Boyd es gerente del programa de petrofísicaen el centro de Investigaciones Doll de Schlumbergeren Ridgefield, Connecticut. Antes de ser trasladado aRidgefield, fue petrofísico de GeoMarket* paraSchlumberger en Medio Oriente, con sede en AbuDhabi, EAU. Anteriormente se desempeñaba comoingeniero de desarrollo de productos en el programade resonancia magnética nuclear en el Centro deProductos de Schlumberger en Sugar Land, Texas.Ingresó en Schlumberger en 1981 como ingeniero decampo, después de obtener una licenciatura en inge-niería eléctrica de la Universidad Técnica de NuevaEscocia en Halifax, Canadá.
Kyrre Bratvedt es gerente de sección para el desarro-llo del simulador FrontSim*, en el grupo de desarrollode programas de computación de simulación deGeoQuest en Abingdon, Inglaterra. Antes de trabajaren Schlumberger, fue fundador y director ejecutivo deTechnical Software (TSC) de 1988 a 1998. Allí fue elresponsable del desarrollo y el mercadeo del programade computación de simulación de líneas de corrienteFrontSim. Kyrre tiene una maestría en métodos numé-ricos de la Universidad de Oslo en Noruega.
Mark Burgoyne trabaja con la iniciativa MindShare*y en el mercadeo del programa de computación deperforación de GeoQuest en Houston, Texas. Ingresóen Schlumberger en 1990 y antes se había desempe-ñado como ingeniero a cargo de operaciones decampo para Dowell en China (1996 a 1997). Marktiene una licenciatura en ingeniería química de laUniversidad de Adelaida, Australia del Sur, Australia.
Paolo Censi es el gerente de mercadeo para el grupode Soluciones de Información de Schlumberger parala industria del petróleo y el gas (SIS, por sus siglasen inglés). Su sede está en el Centro de Soluciones deSchlumberger en Houston, Texas. Tiene a su cargo elmercadeo de productos, servicios y soluciones ofreci-das por SIS. También consolida la evaluación de losmercados, las tendencias tecnológicas y la transferen-cia de información de mercados para SIS. Ingresó enSchlumberger como ingeniero de campo en 1985, ycomo tal trabajó en Túnez, Nigeria e Italia. En 1991comenzó a trabajar como analista de registros en elCentro de Servicios de Datos en Londres, Inglaterra.
Colaboradores
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Dos años más tarde fue nombrado gerente de país deGeoQuest en Siria. Su cargo siguiente fue como geren-te de ventas para GeoQuest en Egipto y gerente denegocios para la región norte de GeoQuest en AméricaLatina. Antes de su cargo actual fue coordinador denegocios electrónicos para Oilfield Services en Norte ySudamérica. Paolo tiene una maestría en ingenieríamecánica de la Universidad de Roma en Italia.
Lesley Chipperfield es gerente de desempeño organi-zacional y aprendizaje para Shell International E&P,con sede en Rijswijk, Holanda. Su equipo tiene la res-ponsabilidad de utilizar la experiencia y el conoci-miento del personal de E&P a nivel mundial,estableciendo el ambiente, las técnicas y las estructu-ras necesarias para apoyar nuevas formas de trabajo.Ingresó en Shell International en Londres en 1970 enel departamento de tecnología de la información.Trabajó en el desarrollo de sistemas para proyectos definanzas, química, comercio y marítima. En 1985 fuetransferida a Shell en el Reino Unido. Allí asumió laresponsabilidad del manejo de datos y manejó el porta-folio financiero de Shell UK E&P. Fue gerente de desa-rrollo de sistemas de Shell UK hasta 1990. Luego fuetrasladada a La Haya, Holanda, para manejar el porta-folio de adquisiciones y logística. Lesley ingresó algrupo de E&P y se concentró en la mejora del desem-peño, el manejo de los costos y la implementación delsistema de planificación SAP antes de asumir su cargoactual en 1998.
Peter Day es el coordinador del programa InTouch deSchlumberger Oilfield Services. Su sede está enClamart, Francia. Durante los últimos tres años, haestado estableciendo comunidades de conocimientos yapoyo para las áreas técnicas y de operaciones deOilfield Services, a través del sistema InTouch. Ingresóen Schlumberger en 1988 como ingeniero de campo enSiria. Dos años después fue promovido a ingeniero decampo senior y trabajó en operaciones para Unocal en elGolfo de Suez. En 1993 fue trasladado a El Cairo, Egipto,a cargo de la introducción de nueva tecnología. Tambiénse desempeñó como instructor en el Centro deEntrenamiento de Egipto. Al año siguiente fue nom-brado gerente de locación en Papua, Nueva Guinea. En1996 fue nombrado gerente de distrito para Wireline &Testing en Perth, Australia Occidental, donde participóen el proyecto de modernización de estándares de cali-dad, seguridad, salud, medio ambiente y desempeño.Luego fue designado ingeniero de evaluación de servi-cios por cable en la sede y campeón de producto del pro-grama Distrito 2000. Como coordinador del programaOperations 2000 InTouch, contribuyó al desarrollo de laestrategia de intercambio de conocimientos. Peterobtuvo una licenciatura en ingeniería en diseño microe-lectrónico y ciencias de la computación (con honores)de la Universidad de Australia Occidental en Perth.
Jim Donegan es el gerente del programa Operations2000 para Schlumberger Oilfield Services en Sugar Land,Texas. Tiene a su cargo el desarrollo y la implementaciónde las aplicaciones del programa Operations 2000 queincluyen el programa InTouch, y la documentación y elentrenamiento en línea. Ha trabajado en SchlumbergerOilfield Services durante 29 años en diversos cargos deapoyo y gerenciales en Medio Oriente, África, Europa,Sudamérica y Estados Unidos. Anteriormente fue eldirector del año 2000 con la responsabilidad de minimi-zar el impacto del error del cambio de milenio en losnegocios de Schlumberger en todo el mundo. Jim obtuvouna licenciatura en física de la Universidad de Dublín,Irlanda.
Isabelle Dubourg cursó sus estudios en la Universidadde París, Francia, donde obtuvo un doctorado en físicaatómica. Ingresó en Schlumberger en 1988 y su primertrabajo fue en sensores de presión. Isabelle en laactualidad trabaja en el modelado de herramientaselectromagnéticas en el grupo de Servicios deEvaluación de Formaciones en el Centro de ProductosRiboud de Schlumberger en Clamart, Francia.
Sherif Farag es petrofísico y trabaja en desarrollo deinterpretación en Indonesia. Provee interpretación deregistros y soporte técnico a los clientes y a la organi-zación Schlumberger. Ingresó en Schlumberger en1988 como ingeniero de campo y, después de desem-peñar varios cargos de campo en Abu Dhabi, Yemen yEgipto, ha trabajado como petrofísico en Francia y elsudeste asiático. Sherif obtuvo una licenciatura eningeniería mecánica de la Universidad Americana deEl Cairo, Egipto.
Paolo Ferraris tiene su sede en Abu Dhabi, EAU.Actualmente trabaja como petrofísico senior de desa-rrollo de interpretación en los EAU, Katar, Irán yYemen. Presta soporte a la planificación de los traba-jos, a la adquisición de datos y a las necesidades genera-les de ventas técnicas de Oilfield Services, proveyendoun detallado procesamiento de los datos y un análisisintegrado de los datos para la caracterización y la opti-mización de yacimientos. Ingresó en Schlumberger en1982 como ingeniero de campo con Flopetrol, y ocupóvarios cargos en Brasil, Venezuela, Libia e Italia, tantoen el campo como en la gerencia técnica antes de sertrasladado a Wireline & Testing en 1987. Durante sussiguientes asignaciones en Francia, Italia, Noruega yEAU, participó en las pruebas de campo y la comercia-lización de muchas herramientas nuevas operadas porcable eléctrico y sistemas de adquisición. En 1998 fuenombrado petrofísico de interpretación en Katar.Desde septiembre de 2000, ha tenido a su cargo el so-porte de la herramienta CHFR en su área. Paolo cursósus estudios en el Instituto Politécnico de Turín enItalia, en donde obtuvo una maestría en ingenieríaelectrónica.
Paul Fjerstad es ingeniero de yacimientos senior yestá a cargo del desarrollo de negocios de productos desimulación de yacimientos para Medio Oriente, Libia,India y Paquistán. Ha trabajado en SchlumbergerGeoQuest en Dubai, EAU, desde 1994. Comenzó sucarrera en 1985 en Norsk Hydro como ingeniero deyacimientos, trabajando en el desarrollo de campos y laplanificación del manejo de los yacimientos en el Mardel Norte. Desde 1989 hasta 1992, participó en la plani-ficación del desarrollo de campos, la evaluación de for-maciones y la evaluación de prospectos para BP, consede en Stavanger, Noruega. Antes de asumir su cargoactual, fue asesor de ingeniería de yacimientos paraKuwait Oil Company en la reconstrucción de la capaci-dad de producción de petróleo y la evaluación de losdaños sufridos por los yacimientos luego de la Guerradel Golfo (1992 a 1994). Paul tiene una licenciatura eningeniería de petróleos de la Universidad de Stavangeren Noruega, y una maestría en ingeniería de yacimien-tos de la Universidad A&M de Texas en College Station.En compañía de sus coautores recibió el Premio deSchlumberger Henri Doll al mejor artículo técnico porel trabajo “Producción de pozos horizontales y meca-nismos de ingreso de fluidos,” presentado en elSimposio de Schlumberger Oilfield Services en 1999.
George Grinestaff es ingeniero consultor de yaci-mientos para el Grupo de Tecnología de Upstream deBP en Dyce, Aberdeen, Escocia. Durante 10 años sedesempeñó como ingeniero de yacimientos en ArcoAlaska, trabajando en la inyección de agua en elcampo Prudhoe Bay (1983 a 1993). Luego ingresó enBP Amoco y continuó trabajando en la inyección deagua en Prudhoe Bay (1994 a 2000). George obtuvouna licenciatura en ingeniería de petróleos de laUniversidad de Wyoming, Laramie, Estados Unidos.
Jonathan A. Holmes es asesor de programas de com-putación de simulación de Schlumberger GeoQuest enAbingdon, Inglaterra. Tiene a su cargo el modelado depozos dentro del simulador ECLIPSE. Está especiali-zado en modelos de flujo en los pozos, estrategias deproducción de campo y de inyección y redes integradasde oleoductos. También desarrolló el modelo de pozode múltiples segmentos en el programa ECLIPSE.Comenzó su carrera con la Autoridad de EnergíaAtómica del Reino Unido, trabajando en simulación deflujos en reactores refrigerados con agua y a continua-ción en el simulador de yacimientos PORES. Ingresóen Exploration Consultants Ltd. en 1981 y comenzó sularga asociación con el programa ECLIPSE, ingresandoen GeoQuest en 1995 cuando Schlumberger adquirió elgrupo de desarrollo del programa de computación desimulación. Jonathan tiene una licenciatura en física yun doctorado en astrofísica, ambos de la Universidadde Oxford en Inglaterra.
Younes Jalali ingresó en Schlumberger en 1990 des-pués de trabajar tres años como profesor asistente deingeniería de petróleos en la Universidad de Stanforden California, Estados Unidos. Pasó cinco años enWireline & Testing como ingeniero de yacimientos encampos petroleros del Mediterráneo Africano y de allípasó al Centro de Productos Riboud de Schlumbergeren Clamart, Francia, para dar soporte al monitoreo y alcontrol de yacimientos y a las pruebas, así como a losgrupos de pruebas e instalaciones iniciales de produc-ción. Desde el año 2000 ha tenido su sede enRosharon, Texas, donde dirige el grupo de ingenieríade yacimientos dedicado a terminaciones avanzadas.Younes obtuvo su licenciatura y maestría de laUniversidad de Tulsa, Oklahoma, Estados Unidos y undoctorado de la Universidad del Sur de California enLos Ángeles, todos en ingeniería de petróleos.
Zulay Jiménez trabaja como ingeniero de simulaciónpara Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) E&P enCaracas, Venezuela. Comenzó su carrera en 1981 en eldepartamento de manejo de datos de Corpoven S.A. enCaracas. Desde 1984 hasta 1986, trabajó en el departa-mento de estudios de yacimientos de Corpoven enMaracaibo. De allí pasó a Maraven S.A. en Caracasdonde se desempeñó los cuatro años siguientes comoingeniero de yacimientos en el departamento de E&P.Desde 1992 hasta 2000, trabajó como ingeniero desimulación para el grupo de tecnología del departa-mento de E&P de PDVSA. Zulay tiene una licenciaturaen ingeniería de petróleos de la Universidad Central deVenezuela y una maestría, también en ingeniería depetróleos, de la Universidad de Texas A&M, CollegeStation.
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Rachel Kornberg es gerente de soluciones para elcliente para el grupo de Soluciones de Manejo delConocimiento de Schlumberger en Gatwick,Inglaterra. Entre sus funciones están las de definirestrategias; desarrollar metodologías y conjunto deherramientas de soluciones; manejar el personal;construir una base de conocimientos de clientes; eje-cutar prácticas para los clientes, y dar soporte internoa la implementación de la base de conocimientos.Ingresó en Schlumberger en 1982. Trabajó como inge-niero de campo en África y Europa. Desde 1988 hasta1994, fue analista de registros en París, Francia yLondres, Inglaterra. Luego manejó el Centro deServicios de Información en Londres durante cuatroaños. Antes de asumir su cargo actual en el año 2000,fue gerente de entrenamiento y desarrollo deGeoQuest, con la función de crear y poner en prácticaun entorno de desarrollo de entrenamiento y carrerasprofesionales para geocientíficos, ingenieros y profe-sionales en tecnología de la información recién gra-duados a través de GeoQuest y Data & ConsultingServices, en todo el mundo. Rachel obtuvo una licen-ciatura en ciencias de la ingeniería de la Universidadde Durham, Inglaterra.
Tony Lolomari ha sido ingeniero de yacimientos en elgrupo de mercadeo de productos de programas decomputación de Schlumberger GeoQuest en Houston,Texas, desde 1999. Tiene a su cargo el mercadeo delos productos ECLIPSE. Ingresó en la compañía enHouston en 1996 como geocientífico responsable de lacomercialización del manejo de datos. Antes de suposición actual tuvo a su cargo las pruebas y el entre-namiento en el programa de computación para la apli-cación de los modelos geológicos Property3D. Tonyobtuvo una licenciatura en ingeniería de petróleos delImperial College en Londres, Inglaterra, y una maes-tría en ingeniería de petróleos de la Universidad deStanford en California.
Charles Lucas es ingeniero líder de simulación de ter-minaciones y productividad del pozo de Camco, conbase en Rosharon, Texas. Sus principales responsabili-dades incluyen la selección y la asistencia en el diseñode terminaciones inteligentes para pozos. Cuenta con24 años de experiencia en la industria petrolera.Ingresó en Schlumberger en 1998 como ingeniero desimulación con Holditch-Reservoir Technologies y fuetransferido a Camco en el año 2000. Charles tiene unalicenciatura en ingeniería de petróleos de laUniversidad de Tulsa, Oklahoma.
Chuck Martin ha sido designado campeón del conoci-miento para el grupo de Perforación y Mediciones deSchlumberger. Chuck ofrece soporte a un centro dedistribución (hub) de conocimientos de servicios deperforación y a un segundo centro de servicios de ad-quisición de registros durante la perforación. Tambiénse desempeña como campeón del conocimiento deSchlumberger Oilfield Services dando apoyo a la introducción del manejo del conocimiento en todoSchlumberger. Ingresó en Schlumberger en 1966 comoingeniero general de campo en Bakersfield, California.Desde ese entonces ha trabajado en diversas locacio-nes en los Estados Unidos y el extranjero como inge-niero de ventas, ingeniero técnico, gerente de distrito,gerente de servicios de pozo abierto, gerente de divi-sión, gerente técnico para la región del LejanoOriente, gerente técnico de Anadrill para todo elmundo y gerente de mercadeo de Anadrill paraAmérica del Norte. Antes de asumir su cargo actual en1999, fue gerente de reclutamiento, entrenamiento y
desarrollo en el Centro de Aprendizaje de Anadrill enSugar Land, Texas. Chuck tiene una licenciatura en in-geniería mecánica de la Universidad de Nebraska, USA.
Edward May es ingeniero de yacimientos senior deSchlumberger GeoQuest en Houston, Texas. Tiene 18años de experiencia en la industria petrolera y se haespecializado en ingeniería de yacimientos y mode-lado de los mismos. Edward brinda apoyo técnico detiempo completo al conjunto de programas de simula-ción de yacimientos ECLIPSE, desarrolla y conducecursos de entrenamiento en simulación de yacimien-tos y trabaja en equipos de desarrollo de productospara varios de los productos de GeoQuest. Comenzó sucarrera como ingeniero de yacimientos primero conGulf Oil Company y luego con Chevron USA (1983 a1988). En 1989 ingresó en Orbit Valve Company comoingeniero de servicios al cliente y luego como inge-niero de aplicaciones. Ingresó en GeoQuest en 1997.Edward tiene una licenciatura y una maestría, ambasen ingeniería de petróleos, de la Universidad deMissouri en Rolla, Estados Unidos.
Anne McDougall cursó estudios de ingeniería eléctricaen Queen’s University, en Kingston, Ontario, Canadá,donde obtuvo su licenciatura en 1994. Desde entoncesha trabajado en diversos cargos de campo y gerencialesen Schlumberger Wireline. Anne trabajó como campe-ona de producto para la evaluación de formaciones enel Centro de Productos Riboud de Schlumberger enParís, Francia, y en la actualidad trabaja en comunica-ciones internas en París.
Tommy Miller es ingeniero de sistemas y cuenta con17 años de experiencia en el desarrollo de programasde computación para ingeniería de petróleos. Su sedeestá en Abingdon, Inglaterra. Hoy en día es gerente desección del grupo de ECLIPSE Office* para los pro-ductos de yacimientos de GeoQuest. Ha trabajado paraSchlumberger (anteriormente Intera y ExplorationConsultants Ltd.), desde 1987 como desarrollador delas aplicaciones Weltest 200* y Análisis Elemental deRegistros ELAN*. En 1989 pasó a ser gerente de insta-laciones de programas de computación, a cargo de lainstalación del programa ECLIPSE en las sedes de losclientes en todo el mundo. En 1993, fue nombradogerente de soporte de programas de computaciónpara Medio y Lejano Oriente con sede en Dubai, EAU.En 1995, regresó al área de desarrollo para comenzarcon el desarrollo del producto ECLIPSE Office.Tommy se graduó del Paisley College of Technology enEscocia, y tiene una licenciatura en ciencias de lacomputación.
Chris Mottershead ingresó en los laboratorios deinvestigación de BP en Londres en 1978 como físicoexperto en seguridad. Lideró un equipo de desarrollode negocios para desarrollar y comercializar computa-doras científicas de gran escala. Después manejó ladivisión de computación geofísica y geológica de BP entodo el mundo. Luego de trabajar como gerente comer-cial dentro del grupo de tecnología de upstream, pasó aoperaciones de exploración de BP en el Mar del Norteen Aberdeen, Escocia, donde llegó a ser gerente téc-nico central. Retornó a la sede principal de BP Amococomo director ejecutivo de personal de tecnología eingeniería, en donde tiene a su cargo una ampliagama de herramientas y procesos basados en el cono-cimiento común que se usan en toda la compañía.Hace poco tiempo fue nombrado vicepresidente detecnología, donde impulsa el liderazgo técnico parahacer que los productos y actividades de BP sean
coherentes con los principios de la energía sostenible.Chris tiene una licenciatura en física aplicada y unamaestría en cibernética, ambas del King’s College,Universidad de Londres, Inglaterra.
John Old es líder del área de manejo de la informa-ción. Tiene a su cargo los sistemas de manejo dedatos, la biblioteca técnica, las iniciativas de aprendi-zaje electrónico y el manejo del conocimiento deTexaco Upstream Technology en Houston, Texas. Sucargo anterior fue el de director del centro de capaci-dades de manejo del conocimiento del departamentoglobal de servicios de información de Texaco. Desde1993 hasta 1995, John se desempeñó como vicepresi-dente de sistemas de información para Caltex PacificIndonesia, una sociedad de riesgo compartido entreTexaco y Chevron Indonesian Upstream. Con base enNueva Orleáns, Luisiana, Estados Unidos, desde 1989hasta 1992 manejó los sistemas de información deTexaco para la región oriental de los Estados Unidos.También ha manejado el centro de adquisición sísmica,el centro de cómputo y las organizaciones de sistemasde información de E&P para la división de tecnologíade exploración y producción de Texaco. John tieneuna licenciatura y un doctorado en ingeniería eléctri-ca, ambos de la Universidad de Texas en Austin.
Bambang Poernomo es petrofísico senior del equipode caracterización de yacimientos para Minas SBU,PT. Caltex Pacific Indonesia (CPI). Está basado enMinas, Riau, Indonesia. Ha estado con CPI durante losúltimos 17 años, desde que obtuvo su licenciatura eningeniería geológica de la Gadjah Mada Yogyakarta enIndonesia. Bambang pasó los primeros nueve años desu carrera como intérprete de datos sísmicos (2D y3D), geólogo coordinador en el sitio del pozo, y geó-logo de producción a cargo de proyectos de recupera-ción mejorada y terciaria de petróleo. En su cargoactual en Minas SBU, participa en el diseño de adqui-sición de registros en pozo abierto y entubado, elcontrol de la calidad de los datos de adquisición, la in-terpretación y la integración de todos los datos dispo-nibles (núcleo, registros y producción) que van a serusados para el diseño y el desarrollo de la simulacióndel campo.
Rodulfo Prieto actualmente se desempeña comogerente de proyectos de exploración. Es el coordina-dor de proyectos de perforación y evaluación explora-toria para la unidad de negocios de exploración dePetróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). Sus principalesresponsabilidades son asegurar la calidad de los pro-yectos de perforación y evaluación, fomentar el inter-cambio de conocimientos entre los proyectos y laaplicación de las mejores prácticas y las leccionesaprendidas, así como evaluar las opciones de desarro-llo para el descubrimiento de nuevas reservas.Comenzó su carrera como geofísico de campo enLagoven S.A. en 1980. Tres años más tarde se convirtióen intérprete de datos sísmicos. Desde 1987 hasta1989 trabajó como supervisor en el grupo de análisisde cuencas de Lagoven S.A. Fue nombrado gerente degeología y geofísica de la división Cristóbal Colón yluego se desempeñó como gerente de exploración dela división occidental de Lagoven S.A. hasta 1996,cuando fue nombrado gerente de activos. Desde laintegración de las filiales de PDVSA, ha sido coordina-dor de proyectos con el grupo de la gerencia de explo-ración de PDVSA y ha trabajado intensamente en eldiseño de la nueva organización, específicamente enla creación de un equipo de manejo del conocimiento.
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Rodulfo obtuvo su licenciatura en ciencias geológicasde la Universidad del Estado de Pennsylvania enUniversity Park, Estados Unidos. También tiene unalicenciatura en ingeniería geofísica de la UniversidadCentral de Venezuela en Caracas, y un doctorado engeología de la Universidad de Texas. Es el presidentede la Sociedad Geofísica de Venezuela.
Edy Randall es ingeniero de producción de BP en elcampo Wytch Farm en Wareham, Inglaterra. Ingresóen BP para trabajar como ingeniero de producciónpara el equipo de producción de aguas profundas en elGolfo de México. A continuación trabajó como inge-niero de producción para BP en el campo PrudhoeBay, Alaska, Estados Unidos. Edy obtuvo su licencia-tura en ingeniería de petróleos de la Escuela de Minasde Colorado en Golden, Colorado, Estados Unidos.
William C. Richmond es gerente del equipo de carac-terización de yacimientos para Minas SBU, PT. CaltexPacific Indonesia. Ha ocupado tal posición durante losdos últimos años. William ha vivido, trabajado y viajadopor toda Norteamérica, Sudamérica, Europa, sudestede África, Medio Oriente y Asia. Anteriormente, tra-bajó como geólogo investigador marítimo para el USGeological Survey; como geofísico senior para GettyInternational E&P; como coordinador de exploraciónpara Texaco Medio Oriente/Lejano Oriente; como geo-físico en jefe para Texaco Portugal; y como coordina-dor de geología senior y gerente de informática paraTexaco Angola. Bill obtuvo su licenciatura y maestríaen geología marina de la Universidad del Estado deCalifornia en Northridge.
Michael Rosa es jefe del departamento de petrofísicade Occidental Oil and Gas Company en Elk Hills, conbase en Bakersfield, California. Desde que ingresó enOccidental en 1995, ha tenido a su cargo los pozos dedesarrollo y exploración en la región occidental de losEstados Unidos. Comenzó su carrera en 1975 comoingeniero de campo en la región occidental de Texas yen el Mar del Norte. Más tarde ingresó en Sun Oil yMarathon Oil como petrofísico, y trabajó en diversoslugares del mundo. Mike obtuvo su licenciatura en geo-logía de la Universidad de Dayton en Ohio, EUA.
Gilles Rouault se graduó de la Universidad de Poitiers,Francia con un doctorado en mecánica de los fluidos.Ingresó en Schlumberger en 1973 y trabajó como inge-niero de campo y analista de registros. Desde 1985, hatrabajado en ingeniería de interpretación, primero enel Centro de Productos de Houston, luego en el Centrode Productos Riboud de Schlumberger en Clamart,donde ahora trabaja en nuevas herramientas de inter-pretación.
David Sharbak obtuvo una maestría en ingeniería depetróleos de la Universidad de Houston en 1989, y unalicenciatura en ingeniería química de la Universidaddel Sur de California en Los Ángeles en 1983. En laactualidad se desempeña como petrofísico paraOccidental de Elk Hills, Inc. Anteriormente ocupóvarios cargos en Halliburton Energy Services.
Reid Smith obtuvo su licenciatura y maestría en inge-niería eléctrica de la Universidad de Carleton enOttawa, Ontario, Canadá. Tiene un doctorado en inge-niería eléctrica de la Universidad de Stanford enCalifornia. Desde 1969 hasta 1981, trabajó en DefenceResearch Establishment Atlantic en Dartmouth, NuevaEscocia, Canadá, primero como oficial de la Real
Armada Canadiense y más tarde como oficial científicode defensa. Ingresó en el Centro de InvestigacionesDoll de Schlumberger, en Ridgefield, Connecticut, en1981, donde lideró el programa de sistemas basados enel conocimiento. Seis años después fue transferido alCentro de Investigaciones de Palo Alto en California, ymás tarde fue nombrado director del laboratorio. En1989 fue trasladado al recién creado Laboratorio deCiencias de la Computación de Schlumberger enAustin, Texas, (hoy en día integrado al Centro deProductos de Schlumberger de Austin) en calidad devicepresidente y director. En 1994 fue nombrado vice-presidente y director del Centro de Investigaciones deSchlumberger en Cambridge, Inglaterra. En 1998 asu-mió el cargo de vicepresidente de manejo del conoci-miento para Schlumberger Limited, con sede en SugarLand, Texas. En el año 2001, también asumió el lide-razgo del Manejo del Conocimiento y Prácticas deColaboración para Soluciones de Información deSchlumberger para la industria del petróleo y el gas(SIS, por sus siglas en inglés).
Jeffrey Stemke es asesor de manejo del conocimientoy colaboración para Chevron Information TechnologyCompany. Allí desarrolla y difunde un paquete inte-grado del conocimiento que cubre los procesos, loscomportamientos y la tecnología necesarios para com-partir eficazmente el conocimiento en una organiza-ción global. Brinda ayuda a grupos de todas las áreasde la compañía (desde exploración y producción hastaembarque, refinación y mercadeo). Comparte y tieneinfluencia en las capacidades, ideas, experiencias yprácticas. Ha trabajado con Chevron desde 1977. Suscargos anteriores han sido en áreas de investigación ydesarrollo de lubricantes y aditivos para combustibles,formulación de lubricantes y modelos avanzados deciencia e ingeniería. Ha obtenido patentes para aditi-vos y formulaciones, y ha sido líder de equipos envarias de estas áreas. Jeffrey tiene una licenciatura enquímica de la Universidad de California en Los Ánge-les, y un doctorado en química orgánica de laUniversidad de California en San Diego.
Peter W. VanderWal obtuvo su licenciatura en inge-niería eléctrica de la Universidad Tecnológica deDelft en Holanda en 1977. Al año siguiente ingresó enSchlumberger como ingeniero de campo. Desde 1985,Peter ha trabajado en programas de computación deadquisición de registros en el Centro de ProductosRiboud de Schlumberger en Clamart, Francia.
Ari Haryanto Wicaksono es geólogo de producción enel Equipo de Producción de Yacimientos del Subsuelode Minas BU, PT. Caltex Pacific Indonesia (CPI), consede en Minas, Riau, Indonesia. Ha trabajado para CPIdurante los últimos tres años, luego de recibirse deingeniero geólogo del Instituto Tecnológico deBandung en Indonesia. Durante este período, hamanejado la aplicación Earth Science del programa decomputación Geoframe* y se ha convertido en especia-lista en optimización de la producción e interpretacióngeológica detallada. Desde febrero del año 2000, Ari seha desempeñado como coordinador del proyecto CHFRpara el campo Minas. Además de implementar laadquisición de registros avanzados a fin de optimizarla producción de petróleo, el objetivo de este proyectoes determinar la saturación remanente y residual depetróleo en este campo.
Verano de 2001 87
Se usa un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.
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Mitigación de los problemas de perforación.La perforación de un pozo debería llevarse a cabo sinsorpresas. El plan del pozo viviente busca prever, pla-nificar y mitigar los problemas de perforación me-diante el uso de todos los datos disponibles, y luegocomunicarlos en una forma fácil de entender a todaslas personas involucradas en la operación de perfo-ración. El éxito de esta iniciativa se describe envarios estudios de casos.
Control de arena. Los pozos horizontales suelenser completados a pozo abierto debido a losmenores costos y a la mayor productividad encomparación con los pozos entubados. Se hanutilizado tuberías ranuradas pero los operadoresestán haciendo cada vez más empaques de gravadebido a las fallas de este tipo de terminación.Este artículo aborda los temas de la estabilidaddel pozo y de la producción de arena, las simula-ciones de empaques de grava, la limpieza delrevoque y la disminución del corte de agua y degas. Se discuten las técnicas de empaques conagua, las tuberías ranuradas de paso alternativo,los sistemas antisucción y los obturadores inteli-gentes, las mediciones de fondo de pozo con fibraóptica, el empaquetamiento por encima de la pre-sión de fractura, el fracturamiento con empaque-tamiento y los fluidos a base de petróleo.
Búsqueda de datos sísmicos de alta calidad.Geofísicos de WesternGeco han desarrollado unanueva metodología de adquisición y procesamien-to sísmico para áreas marinas que produce datosde mejor calidad, repetibilidad y que requierenmenor tiempo para su procesamiento. La mayorprecisión de los registros provee datos de la másalta calidad posible mediante la adquisición y lapreservación de un mayor ancho de banda de laseñal y una relación señal-ruido más alta.
Lechadas de cementación de baja densidad.Las formaciones débiles o de baja presión tienenque ser cementadas con cuidado para evitar laspérdidas de circulación y asegurar un completoaislamiento entre diferentes zonas. Hasta hacepoco tiempo, era imposible mezclar lechadas decemento de alta calidad que tuvieran la densidaddel agua. Con los nuevos cementos livianos seobtienen la baja permeabilidad y la alta resisten-cia a la compresión que se necesita para mantenerla integridad del pozo y lograr el aislamiento zonal,con densidades de lechada lo suficientementebajas para prevenir las pérdidas de circulación.
Paleomagnetism and Diagenesis in Sediments, Geological SocietySpecial Publication No. 151D.H. Tarling y P. Turner (eds)Geological Society Publishing HouseUnit 7, Brassmill Enterprise CenterBrassmill LaneBath BA1 3JN Inglaterra1999. 214 páginas. $111.00 ($67.00 paramiembros de las AAPG/SEPM/GSA).ISBN 1-86239-028-2
Además de incluir un capítulo de resu-men como introducción, se presentan17 historias de casos de sitios enEuropa, Israel, Nueva Zelanda y Amé-rica del Norte. Estos estudios paleomag-néticos muestran los resultados de losavances en instrumental y nuevos méto-dos de análisis.
Contenidos:
• Introduction: Sediments and Diagenesis
• Preliminary Investigations into theAcquisition of Remanence in Archae-ological Sediments
• Studies of Post-Depositional RemanentMagnetization and Their Relevance tothe Palaeomagnetic Record
• Viscous Remanent Magnetization ofHigh Thermal Stability in Limestone
• The Significance of MagnetotacticBacteria for the Palaeo- and RockMagnetic Record of Quaternary Sedi-ments and Soils
• The Locking-In of Remanence in LatePleistocene Sediments of Lake Lisan(Palaeo Dead Sea)
• Diagenesis and Remanence Acquisi-tion in the Early Pliocene Trubi Marksat Punta di Maiata (Southern Sicily):Palaeomagnetic and Rock MagneticObservations
• Magnetic Properties of SedimentsDeposited in Suboxic-Anoxic Environ-ments: Relationships with Biologicaland Geochemical Proxies
• The Isolation of Diagenetic Groups in Marine Sediments Using Fuzzy C-Means Cluster Analysis
• Diagenesis of Magnetic MineralAssemblages in Multiply RedepositedSiliclastic Marine Sediments, WanganuiBasin, New Zealand
• Remanence Acquisition and Magnetos-tratigraphy of the Leman SandstoneFormation: Jupiter Fields, SouthernNorth Sea
• Characterizing Pore Fabrics in Sedi-ments by Anisotropy of MagneticSusceptibility Analyses
• Magnetic Anisotropy Indications of Deformations Associated with Diagenesis
• Acquisition of Anhysteretic Rema-nence and Tensor Subtraction fromAMS Isolates True PalaeocurrentGrain Alignments
• Diagenesis and Remanence Acquisitionin the Cretaceous Carbonates of MonteRaggeto, Southern Italy
• Diagenesis in Platform Carbonates:A Palaeomagnetic Study of a LateTriassic-Early Jurassic Section, Tata(Hungary)
• The Influence of Dolomitization on theMagnetic Properties of Early PalaeozoicCarbonate Rocks in Estonia
• Alteration of Magnetic Properties ofPalaeozoic Platform Carbonates DuringBurial Diagenesis (Lower Ordovician,Texas, USA)
• Glossary, Index
Si no se ha mantenido actualiza-do en este campo, le sorprenderán lasaplicaciones útiles e innovadoras delpaleomagnetismo en la geología desedimentación.
Este volumen ha de resultar útil alos geólogos de sedimentación y a todoslos que estudian las propiedades mag-néticas de los sedimentos.
Taylor PT: The Leading Edge 19, no. 6
(Junio de 2000): 663.
Something New Under the Sun:An Environmental History of theTwentieth-Century WorldJ.R. McNeillW.W. Norton & Company, Inc.500 Fifth AvenueNueva York, Nueva York 10110 EUA2000. 448 páginas. $29.95ISBN 0-393-04917-5
Este libro vincula la historia del planetacon la de su gente. Describe claramentemuchos ejemplos del asalto ambientalperpetrado por los seres humanos a laatmósfera, hidrosfera, biosfera y pedos-fera durante el siglo pasado, al igualque el progreso en educación, la cre-ciente declinación del trabajo forzado yla mayor disponibilidad de tiempo libredurante ese período.
Contenidos:
• Prologue: Peculiarities of a Prodigal Century
• The Lithosphere and Pedosphere: The Crust of the Earth
• The Atmosphere: Urban History
• The Atmosphere: Regional and Global History
• The Hydrosphere: The History of Water Use and Water Pollution
• The Hydrosphere: Depletions, Dams, and Diversions
• The Biosphere: Eat and Be Eaten
• The Biosphere: Forests, Fish, and Invasions
• More People, Bigger Cities
• Fuels, Tools, and Economics
• Ideas and Politics
• Epilogue: So What?
• Bibliography, Credits, Index
Estoy muy impresionado con estelibro y lo recomiendo mucho a aquellaspersonas encargadas de elaborar lasreglas y a los lectores interesados en lahistoria y el medio ambiente.
Este libro constituye un buen mate-rial de enseñanza en las universidadesy también en colegios secundarios. Esun libro importante y muy bien escrito.
Crutzen P: Nature 407, no. 6805 (Octubre 12, 2000):
674-675.
Signal Processing for Geologists & GeophysicistsJean-Luc Mari, François Glangeaud yFrançoise CoppensÉditions Technip27, rue Ginoux75737 París Cedex 15, Francia1999. 480 páginas. $89.00 (520 FF)ISBN 2-7108-0752-1
Este libro abarca ampliamente el proce-samiento y la adquisición sísmica, asícomo también el procesamiento de seña-les en geofísica.
Contenidos:
• Seismic Reflection
• Acoustic Logging
• Well Seismic
• The Fourier Transform
• Common Functions in SpectralAnalysis
• Sampling
• Correlation
• Filters
• Spectral Density
• The Hilbert Transform and ItsApplications
• Wave Separation
• Deconvolution and Filter Estimation
• Bibliography, Figures, Index
Este libro tiene mucho que ofrecer algeocientífico que trabaja en la industriadel petróleo y el gas, y que posee suficien-tes habilidades matemáticas y determi-nación para reforzar su comprensión de los conceptos básicos de la sísmica.
...el libro puede llegar a decepcio-nar a quienes se hallan matemática-mente débiles...
Nelson PHH: Petroleum Geoscience 6, no. 2
(Mayo de 2000): 191.
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