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Volumen 25, no.4 La ciencia de las muestras de hielo Búsqueda de puntos dulces en las lutitas Extracción de núcleos laterales con barrenas rotativas Monitoreo marino autónomo Oilfield Review

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Volumen 25, no.4

La ciencia de las muestras de hielo

Búsqueda de puntos dulces en las lutitas

Extracción de núcleos laterales con barrenas rotativas

Monitoreo marino autónomo

Oilfield Review

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 7ORWIN 13/14 SHLSMC 7

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Diez años atrás, cuando se perforaba un yacimiento de lutitas, era poco probable que un ingeniero de perforación tuviera mucho tiempo para un geofísico, y para serles franco, no era mucho lo que un geofísico podía decirle para ayudarlo. Pero con el incremento del éxito comercial de los yacimientos de lutitas a través de la perforación horizontal y los tratamientos de fracturamiento hidráulico de múltiples etapas, los geofísicos descubrieron que, en muchos casos, realmente cuentan con la información que puede posibilitar la optimización de la producción.

¿Cuál es entonces el rol de un geofísico? La industria desearía que los geofísicos confeccionaran mapas de “hidro-carburos comercialmente producibles.” Pero, lamentablemente, aún no hemos llegado a ese punto. Podemos confeccionar mapas de la estructura del subsuelo y proporcionar ciertas indicaciones de las propiedades de las rocas, pero estos resultados provienen de la interpretación de conjuntos incompletos de información.

No obstante, cuando se trata de yacimientos no convencio-nales, la capacidad para identificar y clasificar las lutitas es esencial para la optimización de las terminaciones y la producción subsiguiente. En este sentido, los datos sísmicos desempeñan un rol que habitualmente trasciende el rol que cumplen en los yacimientos convencionales. Los geofísicos pueden utilizar los datos sísmicos para mapear parámetros que, si bien no constituyen mediciones directas de hidrocar-buros comercialmente producibles, pueden ser interpretados indudablemente para proporcionar una indicación cualitativa de la probable producción subsiguiente. Estos parámetros son las propiedades de las rocas, los esfuerzos locales, la presencia de fracturas naturales y la geometría de los yacimientos, elementos que en todos los casos producen un impacto directo en la efectividad probable de los tratamientos de fracturamiento hidráulico.

Los geofísicos predicen las propiedades de las rocas efectuando la inversión de los datos sísmicos antes del apila-miento para estimar y mapear, entre otras cosas, la fragilidad de las rocas, que es una medida de la facilidad con que éstas se fracturan o se trituran. La fragilidad puede variar según el ambiente local; por ejemplo, con la temperatura. (Saquemos una barra de chocolate del refrigerador y dejémosla caer sobre un piso duro; ahora, dejémosla al sol unos 10 minutos antes de arrojarla al piso. El material es el mismo, pero en un caso es frágil y se hace añicos y, en el otro, no). La comprensión de las variaciones espaciales de la fragilidad en un yacimiento de lutitas resulta de gran utilidad porque el ingeniero especialista en tratamientos de fracturamiento hidráulico tiene muchas más probabilidades de tener éxito si trabaja en una zona de lutitas frágiles que en una de lutitas dúctiles.

La respuesta azimutal de los datos sísmicos (la respuesta que cambia como una función de la dirección en que se des-plaza el sonido a medida que atraviesa la roca) puede propor-

Puntos dulces en yacimientos no convencionales a partir de la geofísica

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cionar conocimientos acerca de los esfuerzos locales de la roca, relacionados con los esfuerzos de las fracturas naturales, y puede ayudar a los ingenieros a conocer la dirección probable del crecimiento de las fracturas. Las variaciones azimutales de los datos sísmicos también pueden aportar indicaciones de la presencia y la geometría de las fracturas naturales que muy probablemente incrementarán la permeabilidad intrínseca de las rocas.

Los datos sísmicos siempre han sido utilizados para ayudar a los geólogos a comprender la geometría de los yacimientos y mapear las barreras naturales presentes en las rocas y sirven para el mismo fin en la caracterización de los recursos no convencionales.

Mediante la utilización de esta información, es posible adquirir un mayor conocimiento de los puntos dulces presentes en una lutita, incrementando significativamente la probabilidad de éxito en la producción de hidrocarburos (véase “En busca del punto dulce: Calidad del yacimiento y calidad de la termi-nación en las lutitas orgánicas,” página 18).

Pero el rol del geofísico aún no ha concluido. En los últimos cinco años, el monitoreo en tiempo real del fracturamiento de las rocas causado por los tratamientos de estimulación hidráulica se ha vuelto práctica común. El geofísico sísmico está familiarizado con el tipo de desafío que se plantea: el registro de la energía sísmica y la resolución de la fuente del sonido. Si bien el monitoreo microsísmico aún no cuenta con el historial del mapeo sísmico de superficie, está mejo-rando rápidamente como técnica y representa una oportuni-dad para cerrar el círculo de la interpretación de la sísmica de superficie. Si efectuamos predicciones de las propiedades de las rocas y la “fracturabilidad” a partir de la sísmica de superficie, y luego estimulamos la roca y medimos lo que realmente sucede, tendremos la oportunidad de expandir nuestros conocimientos de la información que contienen los datos sísmicos. Provistos de estos conocimientos, los geofísicos indudablemente estarán más cerca de poder confeccionar mapas de hidrocarburos comercialmente producibles.

Dave MonkDirector de geofísicaApache CorporationHouston, Texas, EUA

Dave Monk, doctor en física, graduado de la Universidad de Nottingham en Inglaterra, es director de geofísica y uno de los únicos dos asesores distinguidos de Apache Corporation. Residente de Houston, está a cargo de la actividad sísmica, lo que incluye operaciones de adquisición y procesamiento en Australia, Canadá, Egipto, el Mar del Norte y EUA. Comenzó su carrera profesional con las brigadas sísmicas en Nigeria y sub-siguientemente estuvo involucrado en adquisición y procesamiento de datos sísmicos en diversos lugares del mundo. Autor de más de 100 artículos y documentos técnicos y numerosas patentes, Dave obtuvo los premios al mejor artículo de la SEG en 1992 y 2005, además de un premio de la SEG de Canadá en el año 2002. Fue galardonado con el premio Hagedoorn de la Asociación Europea de Geofísicos de Exploración en 1994. Dave es miembro honorario de la Sociedad Geofísica de Houston, miembro vitalicio de la SEG y ex- presidente inmediato de la SEG.

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www.slb.com/oilfieldreview

Schlumberger

Oilfield Review1 Puntos dulces en yacimientos no convencionales a partir de la geofísica

Artículo de fondo aportado por Dave Monk, director de geofísica de Apache Corporation.

4 El pasado a través del hielo

Los climatólogos, químicos, físicos e ingenieros han desarrollado unidades de perforación capaces de recuperar el hielo que ha permanecido aislado del resto del mundo durante más de un millón de años. Su objetivo es descubrir cómo y cuándo cambió el clima de la Tierra a lo largo de esos milenios.

Oilfield Review WINTER 13/14Ice Coring Fig. 14ORWIN 13/14 ICECR 14

18 En busca del punto dulce: Calidad del yacimiento y calidad de la terminación en las lutitas orgánicas

Para la obtención de resultados óptimos, los pozos de los yacimientos de lutitas persiguen los puntos dulces de producción con alta calidad de la roca yacimiento y alta calidad de la terminación. La determinación de un punto dulce forma parte integrante del esfuerzo de exploración y desarrollo. Los operadores están utilizando los resultados de técnicas avanzadas de interpretación de datos sísmicos de superficie para desarrollar programas de perforación y termi-nación de pozos.

Editor ejecutivoLisa Stewart

Editores seniorTony SmithsonMatt VarhaugRick von Flatern

EditorRichard Nolen-Hoeksema

ColaboradoresKate MantleGinger OppenheimerRana Rottenberg

Diseño y producciónHerring DesignMike Messinger

Ilustraciones Chris LockwoodMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónRR Donnelley—Wetmore PlantCurtis Weeks

Traducción y producciónLynx Consulting, Inc.E-mail: [email protected];http://www.linced.com

Traducción Adriana RealEdición Antonio Jorge TorreSubedición Nora RosatoDiagramación Diego Sánchez

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Acerca de Oilfield ReviewOilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los profesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo consiste en brindar información acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados y clientes de Schlumberger y se imprime en los Estados Unidos de Norteamérica.

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

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

© 2014 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio alguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debida autorización escrita de Schlumberger.

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Junio de 2014

Volumen 25Número 4

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34 Extracción de núcleos laterales: El tamaño importa

El análisis de núcleos (testigos) laterales o muestras de pared constituye un método económicamente efectivo de determinación directa de las propiedades petrofísicas y geofísicas de las rocas. Hasta hace poco, una de las principales limitaciones de los núcleos laterales era su tamaño pequeño. Una nueva herramienta rotativa de extracción de núcleos proporciona núcleos que son suficientemente grandes para la ejecución de experimentos y estudios sin las limitaciones de tamaño de las muestras de núcleos.

Oilfield Review WINTER 13/14Rock Figures Fig. 3ORWIN 13/14 RCKFG 3

46 Una nueva plataforma para la exploración y producción en áreas marinas

Durante mucho tiempo, la industria del petróleo y el gas capitalizó la utilización de plataformas de teledetección para las operaciones de exploración y producción. Ahora, se ha desarrollado una plataforma de sensores controlada en forma remota para proporcionar una cobertura persistente en un área marina. Accionada por el movimiento del oleaje y la luz solar, puede equiparse con numerosos sensores que monitorean los parámetros marinos continuamente y recolectan y transmiten los datos en tiempo real para sustentar las actividades de exploración y producción marinas.

Hani Elshahawi Shell Exploration and Production Houston, Texas, EUA

Gretchen M. Gillis Aramco Services Company Houston, Texas, EUA

Roland Hamp Woodside Energy Ltd. Perth, Australia

Dilip M. Kale ONGC Energy Centre Nueva Delhi, India

George King Apache Corporation Houston, Texas, EUA

Andrew Lodge Premier Oil plc Londres, Inglaterra

Consejo editorial

En la portada:

En esta fotografía, aparece un geólogo para indicar la escala de un afloramiento de lutitas ricas en contenido orgánico. Los círculos oscuros de un registro de imágenes (izquierda) identifican positiva-mente los puntos en los que una herra-mienta de extracción de núcleos laterales de gran volumen extrajo muestras de un pozo perforado en la lutita Marcellus. En un pozo horizontal perforado en un yacimiento no convencional diferente (centro), los puntos dulces identificados a partir de los rastros de gas que apare-cen en el registro de lodo (curva azul) se correlacionan con la proximidad respecto de las lecturas de los atributos sísmicos de gran intensidad (nubes rosadas y rojas que se proyectan fuera de la página). (Fotografía del afloramiento, cortesía de Aaron Frodsham).

57 Colaboradores

59 Próximamente en Oilfield Review

59 Nuevas publicaciones

61 Definición de la perforación direccional: El arte de controlar la trayectoria de los pozos

Éste es el decimosegundo de una serie de artículos introductorios que describen los conceptos básicos de la industria de E&P.

64 Índice anual

Dirigir la correspondencia editorial a: Oilfield Review 1325 S. Dairy Ashford Houston, Texas 77077 EUA(1) 281-285-7847Facsímile: (1) 281-285-1537E-mail: [email protected]

Dirigir las consultas de distribución a: Vlamir BastosTeléfono: (55) 21 3541 7000 (switchboard)Directo: (55) 21 3541 7071 E-mail: [email protected]

Enlaces de interés:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Review www.slb.com/oilfieldreview

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

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4 Oilfield Review

El pasado a través del hielo

El hecho de que el clima de la Tierra está cambiando constituye una verdad irrefutable,

pero el curso, el ritmo y los efectos futuros finales de ese cambio resultan menos claros.

Los climatólogos, glaciólogos e ingenieros están recuperando muestras de los

mantos de hielo de Groenlandia y la Antártida y de los glaciares de climas templados

en un esfuerzo para comprender, en base al pasado, qué puede ofrecer el futuro.

Mary R. AlbertDartmouth CollegeHanover, New Hampshire, EUA

Geoffrey HargreavesServicio Geológico de EUADenver, Colorado, EUA

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno de 2013/2014: 25, no. 4.Copyright © 2014 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Jay Johnson del grupo de Diseño y Operaciones de Perforación en el Hielo, Madison, Wisconsin, EUA; Nature A. McGinn y Julie M. Palais, Fundación Nacional para la Ciencia de EUA (NSF), Programa Antártico de EUA, Arlington, Virginia, EUA; y a Mark Twickler del Instituto para el Estudio de la Tierra, los Océanos y el Espacio, Universidad de New Hampshire, Durham, EUA. Mary R. Albert agradece el apoyo brindado por la NSF a través del subsidio PLR-1327315.Isopar es una marca de ExxonMobil Corporation.

1. Alley RB: The Two Mile Time Machine: Ice Cores, Abrupt Change, and Our Future. Princeton, Nueva Jersey, EUA: Princeton University Press, 2000.

2. Comité sobre el Cambio Climático Abrupto, Consejo Nacional de Investigación: Abrupt Climate Change: Inevitable Surprises. Washington, DC: The National Academies Press, 2002.

Luthi D, Le Floch M, Bereiter B, Blunier T, Barnola J-M, Siegenthaler U, Raynaud D, Jouzel J, Fischer H, Kawamura K y Stocker TF: “High-Resolution Carbon Dioxide Concentration Record 650,000–800,000 Years Before Present,” Nature 453, no. 7193 (15 de mayo de 2008):379–382.

Brook E: “Paleoclimate: Windows on the Greenhouse,” Nature 453, no. 7193 (15 de mayo de 2008): 291–292.

3. Langway CC Jr: “The History of Early Polar Ice Cores,” Cold Regions Science and Technology 52, no. 2 (Enero de 2008): 101–117.

4. Dansgaard W: “The O18-Abundance in Fresh Water,” Geochimica et Cosmochimica Acta 6, no. 5–6 (Diciembre de 1954): 241–260.

5. Langway CC Jr: “Willi Dansgaard (1922–2011),” Arctic 64, no. 3 (Septiembre de 2011): 385–387.

> Glaciar Quelccaya, 1977. (Fotografía, cortesía de Lonnie Thompson de la Universidad Estatal de Ohio en Columbus, EUA.)

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Volumen 25, no.4 55

Los climatólogos necesitan remitirse a lo suce-dido hace varios cientos o miles de años para darse cuenta de cómo ha cambiado el clima de nuestro planeta durante esos años. Esto los ayuda a comprender mejor los procesos climáticos de la Tierra para que puedan hacer predicciones con respecto a lo que está por acontecer. En las regio-nes cubiertas por mantos de hielo, donde la nieve no se derrite sino que se apila durante varios cientos de miles de años, el hielo resultante, de espesor kilométrico, conforma un archivo de pis-tas con respecto al clima del pasado.

Si bien la ciencia de interpretación del clima a partir de núcleos de hielo tiene menos de 70 años, los climatólogos han realizado algunos descubri-mientos notables.1 Por ejemplo, la ciencia de los núcleos (testigos corona) de hielo posibilitó la revelación de que el clima puede cambiar en forma abrupta, en menos de 10 años, y la com-prensión de que la composición de dióxido de car-bono [CO2] de la atmósfera es hoy más alta de lo que lo ha sido a lo largo de más de 800 000 años.2

Las primeras perforadoras para la recupera-ción de núcleos de hielo con fines científicos fue-ron diseñadas por el Cuerpo de Ingenieros del Ejército de los Estados Unidos en la década de 1950. Estas perforadoras, cuyo diseño se originó a partir de conceptos relacionados con la perforación geológica, fueron utilizadas para extraer numerosos núcleos de hielo profundos y de profundidades intermedias tanto en Groenlandia como en la Antártida.3 Cuando en la década de 1960 el Ejército de los Estados Unidos creó Camp Century, en Groenlandia, sus ingenieros concibieron una nueva perfora-dora electromecánica para recuperar el primer núcleo continuo profundo hasta la roca firme de fondo; para ese núcleo, Chester Langway, Jr., quien era responsable del análisis científico de los núcleos, formó un equipo internacional com-puesto por científicos estadounidenses, daneses y suizos para la obtención de una serie de medicio-nes basadas en el núcleo. La ciencia de los núcleos de hielo experimentó una rápida evolución en muchas naciones, e incluso hoy, los esfuerzos inter-disciplinarios internacionales siguen siendo un sello que la caracteriza.

Los trabajos del científico danés Willi Dansgaard se tradujeron en un proyecto de colaboración inter-nacional centrado en el análisis del núcleo de hielo de Camp Century. En la década de 1950, Dansgaard realizó un descubrimiento que hoy permite a los analistas descifrar la información grabada en estos registros antiguos. Dansgaard desarrolló el instru-mental necesario para medir rápidamente las variaciones estacionales de las condiciones cli-máticas, a lo largo de intervalos de tiempo cortos, a través de la medición de las variaciones de las

relaciones de los isótopos estables del oxígeno, tales como la relación 18O/16O de los núcleos de hielo, y aplicó esta técnica al análisis del núcleo de 1 390 m [4 560 pies] de largo recuperado en Camp Century en 1966 (arriba).4 Desde entonces, varios científicos de todo el mundo han analizado otras especies químicas presentes en los núcleos de hielo para extraer información climática y

meteorológica a partir del polvo, los resultados de la actividad volcánica, el ritmo de acumulación de la nieve y, para los marcadores naturales y antropo-génicos, numerosos trazadores químicos presentes en los mantos de hielo.5

Este artículo describe la perforación a través de los mantos de hielo del Ártico y la Antártida y de los glaciares de climas tropicales, las técnicas

> El primer núcleo de hielo de Camp Century. Los resultados del análisis del núcleo de hielo de Camp Century indicaron que a partir de núcleos de hielo podían derivarse las condiciones climáticas del pasado. La gráfica muestra la magnitud, en partes por mil (0/00), en que varía la relación de los isótopos estables del oxígeno 18O/16O (δ18O) como una función de la profundidad y la edad a lo largo de los 1 390 m de longitud del núcleo de hielo. Los valores bajos de δ18O (sombreado azul) se asocian con las bajas temperaturas de ese momento, en tanto que los valores altos (sombreado púrpura) se relacionan con temperaturas cálidas. La gran desviación de los valores de δ18O a 1 100 m aproximadamente corresponde al cambio desde el último período glacial al actual período interglaciar. Además, se identifican varios eventos climáticos pasados (entre 2 y 5e). Estos resultados demuestran que la extracción de núcleos de hielo y el método de los isótopos de oxígeno son formas viables de reconstruir las condiciones climáticas del pasado. [Adaptado de “The History of Danish Ice Core Science,” Universidad de Copenhague, Centro para el Hielo y el Clima, Instituto Niels Bohr, http://www.iceandclimate.nbi.ku.dk/about_centre/history/ (Se accedió el 5 de junio de 2013).]

Oilfield Review WINTER 13/14Ice Coring Fig. 1ORWIN 13/14 ICECR 1

Óptimo climáticode 1930

Óptimo climáticopostglaciar

23

4

5a5b5d

5e

5c

Pequeña Edadde Hielo

Período cálidomedieval

1 000

800

600

400

300

200

100

50

30

20

10

10

20

50

100

200

500

1 000

2 000

5 000

10 000

20 000

50 000

100 000

–45 –40 –35 –30

1 100

1 200

1 300

1 330

1 360

Prof

undi

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m

Edad

en

años

ant

es d

e 19

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δ18O, 0/00

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6 Oilfield Review

utilizadas para recuperar núcleos de hielo intactos y la forma en que éstos se almacenan y se analizan. Algunos casos reales incluyen los resultados de los esfuerzos para obtener núcleos del período interglaciar Eemiano en Groenlandia, el Manto de Hielo de la Antártida Occidental (WAIS) y el glaciar Quelccaya en Perú.

Construcción de un equipo para perforar a través del hieloDesde que los científicos comenzaron a adquirir núcleos desde mayores profundidades en los espesos mantos de hielo de Groenlandia y la Antártida, los equipos utilizados con esos fines evolucionaron para satisfacer los desafíos únicos de esos ambientes.6 Una de las iteraciones más recientes en el desarrollo de equipos de perfora-ción a través del hielo es la perforadora electrome-cánica para mantos de hielo profundos (DISC). La perforadora DISC, con su capacidad de perfora-ción direccional, fue diseñada y construida por el grupo de Diseño y Operaciones de Perforación en el Hielo (IDDO) del Centro de Ciencias Espaciales e Ingeniería de la Universidad de Wisconsin-Madison, EUA. El propósito de su desarrollo fue la recuperación de núcleos de hielo profundos a través de la incorporación, entre otras características, de la capacidad para efectuar las siguientes prácticas:• recolectar núcleos de hielo desde profundida-

des de hasta 4 000 m [13 000 pies]• captar núcleos de hielo de más de 98 mm

[3,9 pulgadas] de diámetro• mantener una inclinación de pozo de 5° o menor• recolectar núcleos replicados utilizando perfo-

ración direccional• muestrear y registrar la profundidad, la veloci-

dad de rotación de la perforadora, el esfuerzo de torsión (torque), el peso sobre la barrena (WOB), la temperatura del fluido y la rapidez del tubo extractor de núcleos, de 10 veces por segundo.7

Los diseñadores también intentaron reducir la duración total de los proyectos mediante la optimización del equilibrio entre el tiempo de viaje y el tiempo de extracción de los núcleos; en los proyectos más profundos, la bajada y la extracción de la barrena del pozo contribuye más a la duración total del proyecto que la obtención de núcleos en el fondo. La unidad DISC puede perforar núcleos más largos que las perforadoras previas, por lo que alcanza sus objetivos de pro-fundidad con menos viajes.

La perforadora DISC consta de una sonda de perforación, un cable de perforación, una torre de perforación, un malacate y el sistema de control y suministro de energía de superficie. La sonda de perforación modular incluye una corona de extrac-

ción de núcleos, un tubo extractor de núcleos, una sección de filtrado, una sección de bomba a motor y una sección de instrumentos. La corona de extracción de núcleos, provista de cuatro corta-dores reemplazables, posee un tubo extractor de núcleos incorporado para proteger el núcleo cap-tado (arriba). La corona de extracción de núcleos, que recorta un anillo anular de hielo para formar el núcleo, incluye cuatro cámaras para núcleos, o retenes, que rompen el núcleo al final de la carrera de extracción e impiden que se deslice por el fondo del tubo extractor a medida que se lleva a la superficie. La corona de extracción incluye además botones, o zapatas, en su cara inferior. Los botones sirven para limitar la penetración de los cortadores ya que fijan el paso de estos últimos.8

La sección de bomba a motor de la sonda DISC contiene dos motores y una bomba de fluido de perforación que puede operar con temperatu-ras de hasta –50°C [–58°F] y presiones de 40 MPa

[5 800 lpc]. Un motor acciona la bomba y el otro el tubo y la corona de extracción de núcleos.9 Los recor-tes de hielo son recolectados en la sección de fil-trado, que consiste en un alojamiento, hecho con los mismos tubos que el tubo extractor de núcleos, provisto de filtros en su parte central. El fluido de perforación transporta los fragmentos pequeños de hielo generados durante las operaciones de extracción de núcleos hacia el interior del espa-cio anular del tubo extractor de núcleos y hacia los filtros del arreglo, que los lleva a la superficie junto con el núcleo (próxima página, arriba).

La sonda de perforación está compuesta por las secciones de fuerza anti-torque, instrumentos y motores, para el control a motor, la adquisición de datos, el acondicionamiento de la potencia y las comunicaciones. El sistema incluye dos moto-res que operan en forma independiente y son controlados a través de un sistema de servocon-trol de corriente. Dado que en estos sistemas el

> Corona de extracción de núcleos de hielo. La corona de extracción de núcleos de hielo forma un espacio anular entre el hielo y la sonda. A medida que desciende, la herramienta capta una columna continua de hielo que se lleva a la superficie. Mediante la utilización de este sistema, los perforadores han alcanzado profundidades de unos 3 800 m [12 500 pies] y pueden recuperar núcleos de 12,2 cm [4,8 pulgadas] de diámetro y 4 m [13 pies] de longitud. El tubo extractor de núcleos rotativo consiste en una serie de tubos conectados mecánicamente y puede ser equipado con una camisa de fibra de vidrio que ayuda a mantener intactos los núcleos fracturados. Los retenes del núcleo, que giran dentro del hielo y lo fracturan cuando se sube la perforadora, mantienen el núcleo en el estabilizador y la cámara de núcleos (fotografía) a medida que el cortador se lleva a la superficie. Las zapatas de extracción de núcleos son botones pequeños situados en la cara inferior de la corona de extracción de núcleos que limitan la penetración de las hojas del cortador. La distancia vertical entre la superficie inferior de las zapatas y las puntas de los cortadores fija el paso, o velocidad de penetración, de la perforadora. (Adaptado de Mason et al, referencia 8.)

Oilfield Review WINTER 13/14Ice Coring Fig. 2ORWIN 13/14 ICECR 2

Retén del núcleo

Cortador

Segmento del tuboextractor de núcleos

Estabilizador y cámara de núcleos

Camisa

Núcleo de hielo

Zapata

Conexión roscada a la sección del filtro

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Volumen 25, no.4 7

torque del motor es proporcional a la corriente, dicha fuerza es controlada mediante la modera-ción de la potencia de los motores.

Los sensores de la sonda miden la tempera-tura de los componentes electrónicos, el fluido de perforación, el motor de los cortadores, el motor de la bomba y el fluido de los motores. Dado que la sección de instrumentos debe mantenerse estanca a la presión, los sensores monitorean la presión existente entre dos sellos redundantes y cada una de las tapas de cierre del arreglo.10

La sección superior de la sonda incluye las termi-naciones mecánicas, eléctricas y de fibra óptica del cable. Las juntas rotativas permiten que la sonda de perforación rote con respecto al cable. El cable sustenta físicamente la perforadora, le suministra potencia y posibilita la comunicación entre la sonda y la superficie. El cable de la perforadora DISC incluye un cable central, cables de fibra óptica, alambres de cobre y una envoltura externa de cables de acero galvanizado que proporcionan la resistencia mecánica para bajar y subir la sonda (derecha, extremo inferior).11

A diferencia de los arreglos de las unidades de perforación de hidrocarburos, el eje del tam-bor de la perforadora DISC se mantiene paralelo al cable de perforación a medida que pasa a tra-vés de un dispositivo para enrollar hasta la torre. Esta configuración permite ubicar el malacate en la base de la torre, lo que genera una huella más pequeña que las huellas producidas cuando el cable se extiende desde el malacate hasta la torre en forma perpendicular. Debido a la configuración torre-malacate, una vez que la perforadora se encuentra en la superficie, debe desarmarse y se debe proceder a desconectar el tubo extractor de núcleos de la sonda. Luego, el personal del equipo de perforación levanta y hace rotar el tubo

6. Bentley CR, Koci BR, Augustin LJ-M, Bolsey RJ, Green JA, Kyne JD, Lebar DA, Mason WP, Shturmakov AJ, Engelhardt HF, Harrison WD, Hecht MH y Zagorodnov V: “Ice Drilling and Coring,” en Bar-Cohen Y y Zacny K (eds): Drilling in Extreme Environments: Penetration and Sampling on Earth and Other Planets. Dramstadt, Alemania: Wiley-VCH (Agosto de 2009): 221–308.

7. Shturmakov AJ, Lebar DA, Mason WP y Bentley CR: “A New 122 mm Electromechanical Drill for Deep Ice-Sheet Coring (DISC): 1. Design Concepts,” Annals of Glaciology 47, no. 1 (2007): 28–34.

8. Mason WP, Shturmakov AJ, Johnson JA y Haman S: “A New 122 mm Electromechanical Drill for Deep Ice-Sheet Coring (DISC): 2. Mechanical Design,” Annals of Glaciology 47, no. 1 (2007): 35–40.

9. Mason et al, referencia 8.10. Mortenson NB, Sendelbach PJ y Shturmakov AJ: “A

New 122 mm Electromechanical Drill for Deep Ice-Sheet Coring (DISC): 3. Control, Electrical and Electronics Design,” Annals of Glaciology 47, no. 1 (2007): 41–50.

11. Shturmakov AJ y Sendelbach PJ: “A New 122 mm Electromechanical Drill for Deep Ice-Sheet Coring (DISC): 4. Drill Cable,” Annals of Glaciology 47, no. 1 (2007): 51–53.

> Sección de filtrado. La sección de filtrado filtra los fragmentos pequeños de hielo, producidos por los cortadores, del flujo de fluido de perforación a medida que éste circula a través de la perforadora. Esta sección también proporciona un compartimiento en el cual se recolectan y se almacenan los fragmentos pequeños de hielo para su transporte a la superficie. El filtro de fragmentos de hielo está diseñado para proveer un área de filtrado máxima y una caída de presión mínima. Para la perforadora DISC se desarrolló un cartucho de filtro modular e intercambiable, por la velocidad y la facilidad de limpieza durante las operaciones de perforación. El filtro DISC y el diseño del tubo extractor de núcleos son modulares de manera que puede utilizarse cualquier número de cartuchos de filtro. Las válvulas de retención controlan la dirección del flujo del fluido de perforación. El arreglo de válvula de retención está conectado a la sección de filtrado por debajo de los filtros y es sostenido en su lugar por un anillo de traba a resorte. El arreglo sustenta el peso de los cartuchos del filtro que se encuentran por encima de éste y emplea un conjunto de válvulas de retención con doble puerta para permitir que la lechada de fluido-fragmentos de hielo bombeada en forma ascendente desde los cortadores ingresen en el interior del conjunto de cartuchos del filtro, donde los fragmentos son filtrados y recogidos del flujo de fluido de perforación; el fluido filtrado se descarta en el pozo. Un arreglo concéntrico de 12 orificios permite que el contraflujo (flujo de retorno) unidireccional de fluido limpio drene y sortee los filtros en la dirección opuesta, a través de la perforadora, a medida que se extrae la herramienta del pozo. (Adaptado de Mason et al, referencia 8.)

Oilfield Review WINTER 13/14Ice Coring Fig. 3ORWIN 13/14 ICECR 3

Conexión al cortador de núcleos

Conexión al cable

Segmento de filtradodel tubo extractor

Arreglo de válvula de retención

Orificios de descarga de fluido

Cartucho del filtro

Válvula de retención con doble puerta

> Cable de la perforadora DISC. El cable de la perforadora DISC está diseñado principalmente para las condiciones de extracción de núcleos del campamento WAIS y para los requerimientos de peso, tamaño y límite de ruptura. El tamaño del cable se adecua a la bobina del malacate que baja el dispositivo en el pozo para la extracción de núcleos. La bobina y el cable son suficientemente livianos para ser manipulados con las grúas y los métodos de transporte disponibles. El límite de ruptura se fija en 142 kN [31 900 lbf]; es decir, un valor mayor que el del fusible mecánico del extremo superior de la sonda y menor que la fuerza de tracción total del malacate. El cable está diseñado con material de relleno hueco alrededor de sus partes y con capas externas que son impermeables a los fluidos de perforación utilizados en el campamento WAIS y posee una vida operativa de cinco años. (Adaptado de Shturmakov y Sendelbach, referencia 11.)

Oilfield Review WINTER 13/14Ice Coring Fig. 4ORWIN 13/14 ICECR 4

Cable central

Seis fibras ópticas

Almohadilla de nylon

Ocho cables de acero recubiertos en cobre

Faja de polietileno de alta densidad

Faja de polietileno de alta densidad

22 cables de acero galvanizado mejorado de alta calidad con elemento de resistencia

36 cables de acero galvanizado mejorado de alta calidad con elemento de resistencia

60 cables de cobre envueltos con cinta de aluminiode revestimiento polimérico

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8 Oilfield Review

> Extracción de un núcleo replicado. La sonda de extracción de núcleos replicados (extremo inferior) es una sonda modificada de perforación y extracción de núcleos con secciones de tubo extractor de núcleos de diámetro reducido y filtrado, y un módulo de accionamiento inferior que aplica presión contra la pared del pozo para iniciar un pozo desviado cuesta arriba o desde el lado alto del pozo original (extremo superior). El módulo de accionamiento inferior está provisto de ruedas de discos (no mostradas) para reducir la fricción a lo largo de la pared del pozo. El módulo de accionamiento superior evita que la sonda rote mientras se recorta el núcleo, impidiendo la transferencia del torque a la sonda. [Adaptado de Souney J: “Replicate Ice Coring System,” In-Depth 6, no. 2 (Otoño de 2011): 7.]

Oilfield Review WINTER 13/14Ice Coring Fig. 5ORWIN 13/14 ICECR 5

Secciónanti-torque

Módulo deaccionamiento inferior

Sección deinstrumentos

Sección debomba y motor

Cortador

Extractor de núcleosde pequeño diámetro

Módulo deaccionamiento superior

Vertical

Vertical

Pozodesviado

Incremento del diámetro logrado por la rectificación

Lado altodel pozo

Máximo 30 m

Pozooriginal

Máximo20°

extractor de núcleos 180° para permitir la extrac-ción del núcleo de la parte superior del tubo y su colocación en una bandeja de procesamiento. Una vez removidos del tubo extractor, los núcleos de 3,5 m [12 pies] de longitud original general-mente se cortan en secciones de 1 m [3 pies] y luego se almacenan en un congelador para ser transportados hasta un centro de almacenamiento e investigación para su archivado. La perforadora DISC fue probada en el terreno en Groenlandia y los diseñadores implementaron las modificaciones necesarias antes de que el grupo de perforación iniciara su actividad en la Antártida.12

Similares a los utilizados en el campo petro-lero, los fluidos de perforación para la extracción de núcleos de hielo cumplen múltiples funciones; además de transportar los fragmentos pequeños de hielo hasta los filtros, son utilizados para generar una presión hidrostática que impide el colapso del pozo. Los pozos perforados en el hielo no son geopresionados, pero dado que el hielo es plástico no fluye hacia el interior del pozo en res-puesta a los esfuerzos verticales y cortantes impues-tos en las paredes del pozo. El esfuerzo vertical, o presión glacioestática, es producido por el peso de sobrecarga del hielo; el esfuerzo cortante, o esfuerzo glaciodinámico, es causado por el flujo glaciar sobre la roca.13

La densidad de los fluidos de extracción de núcleos de hielo está diseñada para aproximarse lo más posible a la densidad del hielo que se está perforando; en el pasado, los perforadores utiliza-ban acetato de n-butilo como fluido de perforación. Pero para resguardar la salud del personal, los gerentes de proyectos del campamento WAIS Divide, situado en el interior de la Antártida Occidental, optaron por una mezcla de aproxima-damente tres partes de fluido Isopar K y una parte de hidroclorofluorocarbono. Los sistemas de manipulación de fluidos para la extracción de núcleos de hielo contienen un tanque con dispo-sitivos de medición, válvulas, bombas y centrifu-gadores para recuperar los fragmentos pequeños de hielo de los filtros antes de que el fluido retorne al sistema.

En Estados Unidos, el desarrollo de la nueva tecnología de perforación en el hielo es impulsado por el Plan de Ciencias de Largo Alcance, que fue el resultado de un proceso de planeación de la comunidad científica organizado por la Oficina del Programa de Perforación en el Hielo (IDPO).14 La IDPO supervisa la ingeniería a cargo de la IDDO.15 Desde hace mucho tiempo, los científicos de la comunidad que se dedica a los núcleos de hielo desean obtener núcleos replicados desde profundidades específicas, científicamente signi-ficativas, de los mantos de hielo, tales como las profundidades en las que se han producido cam-bios climáticos abruptos. Un núcleo replicado es un núcleo de un pozo desviado que ha sido perfo-rado en sentido casi paralelo y muy cerca de un núcleo recuperado previamente, de manera que ambos exhibirán comparaciones exactas de pro-fundidad y capas. En los últimos cinco años, los ingenieros del grupo IDDO hallaron una forma de hacer realidad esta posibilidad. En 2012, las adap-taciones técnicas de la perforadora DISC ayudaron a los científicos a recuperar núcleos de hielo repli-cados desde múltiples profundidades en la localiza-ción de perforación WAIS. Dado que los científicos deseaban continuar desplegando sensores accio-nados por gravedad en el pozo, más allá de la pro-fundidad en la que se había tomado el núcleo replicado, éste debía extraerse cuesta arriba; es decir, desde el lado alto del pozo.

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Volumen 25, no.4 9

12. Johnson JA, Mason WP, Shturmakov AJ, Haman ST, Sendelbach PJ, Mortensen NB, Augustin LJ y Dahnert KR: “A New 122 mm Electromechanical Drill for Deep Ice-Sheet Coring (DISC): 5. Experience During Greenland Field Testing,” Annals of Glaciology 47, no. 1 (2007): 54–60.

13. Aber JS, Croot DG y Fenton MM: Glaciotectonic Landforms and Structures. Ámsterdam: Springer Netherlands (1989): 155–168.

14. El Plan de Ciencias de Largo Alcance fue desarrollado por la Fundación Nacional para las Ciencias de EUA con el fin de fijar objetivos y ofrecer orientación y apoyo logístico para la ciencia de perforación y extracción de núcleos de EUA y sustentar el desarrollo y la infraestructura de la tecnología de perforación a través del hielo.

15. Albert M, Twickler M y Bentley C: “A New Paradigm for Ice Core Drilling,” Eos Transactions, American Geophysical Union 91, no. 39 (28 de septiembre de 2010): 345–346.

16. “Replicate Ice Coring System,” US Ice Drilling Program, http://www.icedrill.org/equipment/replicate-coringsystem.shtml (Se accedió el 6 de julio de 2013).

17. Los hidratos de clatrato son sólidos en los que las moléculas, de aire en este caso, ocupan jaulas en los cristales moleculares de las moléculas de agua con enlaces de hidrógeno.

> Flujo del hielo. Debido a que es plástico, el hielo fluye hacia abajo y hacia fuera (flechas azules) desde la cima de un domo. Por consiguiente, los núcleos de hielo extraídos de la porción central de un domo (líneas negras horizontales) conservan una correlación precisa entre la profundidad y la edad. Las líneas negras representan capas cuyo espesor se reduce con la profundidad a medida que son comprimidas por el incremento del peso de la sobrecarga.

Oilfield Review WINTER 13/14Ice Coring Fig. 6ORWIN 13/14 ICECR 6

Cima

Hielo

Roca firmede fondo

Para satisfacer este requerimiento, la técnica de extracción de núcleos replicados utiliza módu-los de accionamiento colocados a lo largo de la sonda que aplican presión en la pared lateral del pozo principal, lo que produce el desvío de la tra-yectoria del pozo (página anterior). La sección des-viada se convierte en un pozo independiente a una distancia de 30 m [100 pies] del punto en el cual se aplican primero las fuerzas laterales. La desviación sale desde el lado alto de un pozo principal leve-mente desviado. Una vez establecida la desvia-ción, se extraen los núcleos desde un pozo que se perfora en sentido casi paralelo al pozo principal. La sonda de extracción de núcleos replicados incluye módulos de accionamiento en su extremo superior, que actúan como dispositivos anti-torque evitando la rotación de la sonda; en el extremo infe-rior de la herramienta, los módulos de acciona-miento provistos de ruedas de disco permiten que la sonda se mueva suavemente a lo largo de la sec-ción desviada. La extracción de núcleos se lleva a cabo en viajes reiterados, en cada uno de los cuales se puede captar un núcleo de 10,8 cm [4,25 pulga-das] de diámetro hasta adquirir el largo pretendido de sección de núcleo.16

Preparación para la toma de la muestraSi bien las prácticas utilizadas en la perforación y la extracción de núcleos de hielo pueden ser com-parables con las de las operaciones petroleras, la

roca y el hielo se comportan de manera diferente. A diferencia de las rocas, el hielo es plástico y fluye hacia abajo y lateralmente (arriba). Por con-siguiente, para asegurar la correlación precisa de los estratos en profundidad, los perforadores deben ubicar sus equipos en el tope de una estruc-tura de hielo o domo. Además, el hielo difiere en cuanto a composición según la profundidad de sepultamiento y debe ser manipulado consecuen-temente. Los glaciares se componen de hielo que contiene impurezas químicas y burbujas de aire. Entre 600 y 1 200 m [1 970 y 3 940 pies] aproxima-damente, el hielo del que se obtienen los núcleos normalmente es frágil cuando se extrae del pozo. Dado que la presión de las burbujas de aire atrapa-das en el hielo es mayor que la adherencia entre los cristales de hielo, el núcleo puede fracturarse espontáneamente y a veces hacerse añicos. A más de 1 200 m de profundidad, la presión y la tempe-ratura del hielo hacen que las burbujas de aire se vuelvan hidratos de clatrato, lo que las convierte en parte de la estructura cristalina del hielo y la inestabilidad de éste deja de ser un problema.17

Los técnicos miden electrónicamente el largo de los núcleos llevados a la superficie y cargan las mediciones en un programa de computación para que puedan ser comparables con mediciones derivadas de núcleos extraídos previamente del mismo pozo. Luego, desalojan el fluido de perfo-ración que se encuentra alrededor del núcleo a

medida que éste se extrae del tubo extractor. A continuación, se remueve el fluido de perfora-ción residual del núcleo en una cámara de dese-cación y los núcleos se colocan en bolsas y en cajas y se procede a su transporte. El hielo frágil se capta en redes para minimizar la rotura, y aun-que se rompa en muchos pedazos, los científicos pueden seguir discerniendo una gran cantidad de información siempre que la masa del núcleo se preserve en orden estratigráfico.

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10 Oilfield Review

Muchos de los núcleos extraídos de los princi-pales mantos de hielo de Groenlandia y la Antártida ahora se envían al Laboratorio Nacional de Núcleos de Hielo (NICL) de EUA en Denver. Dirigido por el Servicio Geológico de EUA y financiado por la Fundación Nacional para la Ciencia (NSF) de EUA, el NICL conserva más de 17 km [11 mi] de núcleos de hielo de 34 localizaciones de perfora-ción a una temperatura de almacenamiento de –36°C [–33°F] (abajo).

El área del NICL para el examen de los núcleos se mantiene a –24°C [–11°F]. El núcleo de hielo que va a analizarse se corta a lo largo o en láminas. A su vez, las láminas se dividen en secciones que se distribuyen entre los científicos para los diver-sos tipos de estudios (próxima página). Por ejem-plo, dado que las secciones extraídas del centro del núcleo tienen menos probabilidades de ser contaminadas con los fluidos de perforación u otros materiales externos durante la captación, el transporte y el almacenamiento, los científicos del laboratorio habitualmente destinan esas sec-ciones para el análisis químico. Otras secciones son recortadas según especificaciones de tamaño o de determinadas partes del núcleo para el con-

teo de las burbujas y las capas, la generación de imágenes o el análisis de gases utilizando espec-trómetros de masa.

Los paleoclimatólogos que buscan información sobre los climas pasados utilizan datos indirectos (proxy data) inferidos de los recursos naturales, tales como los anillos de los árboles y los sedimen-tos de los fondos marinos. Los registros que cons-truyen a partir de estas fuentes son los paleoregistros ambientales naturales (paleoproxy records); registros naturales indirectos de la variabilidad climatológica o meteorológica del pasado. En base a la composición isotópica y química del hielo y el polvo presente en los núcleos de hielo, los científi-cos pueden estimar las temperaturas regionales promedio del aire del pasado, las variaciones de la circulación atmosférica, los volúmenes de las pre-cipitaciones, la composición atmosférica, la activi-dad solar y las erupciones volcánicas. Los datos indirectos incluyen diversas especies químicas, isótopos estables, radioisótopos, la composición del polvo, el ritmo de acumulación de la nieve, las cenizas volcánicas y el azufre, que son utilizados por los científicos para determinar las condiciones climáticas del pasado.

La evidencia que encierra el hieloDesde los trabajos de Dansgaard de la década de 1950, la utilización de las relaciones radioisotópi-cas —principalmente el hidrógeno 2 [δ2H], o el deuterio [δD], y el oxígeno 18 [δ18O]— ha experi-mentado un mayor desarrollo y las relaciones son indicadores comunes de los núcleos de hielo que aportan información.18 Los isótopos son átomos del mismo elemento con el mismo número de proto-nes, pero con un número desigual de neutrones. Al igual que todos los átomos de oxígeno, el isótopo 18O posee 8 protones. No obstante, en lugar de los 8 neutrones del oxígeno estable 16 [16O], que con-forma casi el 99,8% de todos los átomos de oxí-geno, el 18O posee 10 neutrones. Dado que el 18O es más pesado que el 16O, las moléculas de agua compuestas de hidrógeno y 16O [1H2

16O] se evapo-ran más rápido que las moléculas que contienen 18O [1H2

18O]. El vapor resultante contiene una alta relación entre las moléculas de agua liviana y de agua pesada. A medida que una masa de aire se enfría, las moléculas más pesadas se condensan con más facilidad y se desprenden de las nubes en forma de nieve y lluvia. Por consiguiente, la relación isotópica entre el oxígeno de la lluvia y el

>Núcleos en almacenamiento. El Laboratorio Nacional de Núcleos de Hielo de Denver sirve como centro de preparación y almacenamiento de núcleos de hielo. Actualmente, el laboratorio contiene más de 17 km de núcleos de hielo de todo el mundo.

Oilfield Review WINTER 13/14Ice Coring Fig. 7ORWIN 13/14 ICECR 7

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de la nieve se correlaciona estrechamente con la temperatura de condensación. Si la temperatura del aire continúa descendiendo, la condensación contendrá concentraciones cada vez menores de moléculas pesadas, lo que conducirá al agota-miento del 18O respecto de la precipitación que se había condensado previamente en un ambiente más cálido. Por consiguiente, las tendencias de calentamiento y enfriamiento del pasado han tenido gran influencia en los registros de la rela-ción de los isótopos de oxígeno pesados-livianos (18O/16O, o δ18O) del núcleo de hielo.19

Los científicos también toman en cuenta otros factores que podrían afectar los valores de los indicadores indirectos, y la comprensión de las relaciones entre los indicadores naturales y los factores climáticos es importante para el aná-lisis de núcleos. Recientemente, los científicos que recogen datos sobre la temperatura del pasado, las regiones con fuentes de humedad y la hidrología a partir de los isótopos estables presentes en la nieve y el hielo, rastrearon la presencia de elemen-tos secundarios o vestigiales en el hielo para eva-luar las contribuciones del pasado y actuales de fuentes antropogénicas y volcánicas.20

Las sustancias químicas y el polvo que se encuentran en los núcleos de hielo también son indicadores de la circulación atmosférica del pasado, las erupciones volcánicas, la velocidad del viento y la turbidez troposférica. La evidencia de una erupción volcánica en forma de capas de ceniza y sulfato, detectada a través del análisis químico y otras pruebas, puede ayudar a los cien-tíficos a datar las capas de los núcleos de hielo.21

Las concentraciones de iones de ciertas sustan-cias químicas presentes en el hielo revelan cam-bios en las condiciones atmosféricas y las causas que los generan.22

Los científicos interpretan las capas de polvo de los núcleos de hielo para inferir los cambios producidos en el clima y el viento en el área cer-cana a aquella en la que fue recogido el núcleo. Las capas de polvo también ayudan a los científi-cos a identificar casos de turbidez atmosférica,

información que utilizan luego para asignar una fecha al núcleo. La concentración de polvo se correlaciona bien con la composición de δ18O del hielo glaciar. Los científicos han aprendido a inter-pretar el valor del δ18O presente en el hielo glaciar y en los foraminíferos planctónicos de los sedimen-tos marinos como una medida del volumen de agua de la Tierra que se encuentra congelada en el hielo; la representación gráfica de estos datos revela la ocurrencia y duración de las edades de hielo.23 Los paleoclimatólogos utilizan la correla-ción entre la concentración de polvo y de los isóto-pos de oxígeno para comprender mejor las causas de las edades de hielo a través del estudio del polvo presente en el hielo que fue sepultado a una profundidad suficiente como para documentar las variaciones climáticas producidas en los años pre-vios y posteriores a las numerosas edades de hielo del pasado y durante su transcurso.24

18. δD = {[(2H/1H)muestra – (2H/1H)VSMOW] (2H/1H)VSMOW} × 1 000, donde (2H/1H)muestra es la relación entre deuterio e hidrógeno ordinario, en una muestra correspondiente a una referencia determinada, y (2H/1H)VSMOW es la relación entre deuterio e hidrógeno ordinario según el estándar medio de agua marina de Viena (VSMOW).

19. El estándar medio de agua marina de Viena fue desarrollado en la década de 1960 para la composición isotópica del agua dulce. Los científicos que estudian los núcleos de hielo utilizan dicha norma para estimar la temperatura de condensación en el momento de la caída de la nieve.

20. Osterberg EC, Handley MJ, Sneed SB, Mayewski PA y Kreutz KJ: “Continuous Ice Core Melter System with Discrete Sampling for Major Ion, Trace Element, and Stable Isotope Analyses,” Environmental Science & Technology 40, no. 10 (Mayo de 2006): 3355–3361.

21. Los científicos normalmente utilizan las pruebas químicas para detectar la presencia de sulfato en los núcleos de hielo y para detectar cualquier actividad volcánica preindustrial. Sin embargo, dado que el incremento de los volúmenes de sulfatos antropogénicos genera señales de fondo que oscurecen la señal química proveniente de fuentes naturales, dicha técnica es menos precisa para las muestras posteriores a la Revolución Industrial.

22. Osterberg et al, referencia 20.23. Los foraminíferos planctónicos son organismos

unicelulares con conchilla que habitan en la superficie de los océanos. Cuando mueren, sus conchillas caen en el fondo oceánico. Según la especie, los foraminíferos planctónicos, que pueden ser diferenciados por sus conchillas, crecen en aguas marinas diversas, desde las aguas superficiales más cálidas hasta las profundidades más frías. Por consiguiente, los científicos pueden utilizar los restos de foraminíferos planctónicos encontrados en los estratos del lecho marino para inferir la temperatura del océano en el momento de la depositación de una capa de sedimento.

24. Miocinovic P, Price PB y Bay RC: “Rapid Optical Method for Logging Dust Concentration Versus Depth in Glacial Ice,” Applied Optics 40, no. 15 (20 de mayo de 2001): 2515–2521.

> División del trabajo. En el laboratorio, los técnicos seccionan el núcleo para determinados tipos de análisis. En este caso, las secciones DD17 y DD18 fueron utilizadas para determinar los isótopos estables (H y O) del agua. La sección delgada DDVTS fue utilizada para el análisis de cristales y fábricas para la determinación del tamaño, la forma y la orientación de los ejes de los cristales del hielo; estas secciones de muestras de 10 cm [4 pulgadas] se toman cada 20 m [65 pies]. Las secciones DD02 y DD06 se utilizaron para el análisis de isótopos berilio 10. Las secciones DD03, DD04 y DD05 fueron designadas para el análisis químico. Las secciones DD07 y DD09 se archivaron. La sección DD08 fue utilizada para el análisis de gases y las muestras fueron tomadas cada 10-50 cm [4-20 pulgadas] dependiendo de las características del clima y del intervalo de tiempo. La incisión se refiere al ancho del corte, que es determinado por el ancho de la hoja de la sierra y representa la cantidad de material que se sacrifica durante el seccionamiento.

Oilfield Review WINTER 13/14Ice Coring Fig. 8ORWIN 13/14 ICECR 8

DDO3

DD

O2

DD

O6

DDO7 DDO8 DDO9

DDO4

Plan de corte de núcleos WAIS 2011Incisión (línea azul) = 2 mm

DDO5

Sección delgada(DDVTS)

3 cm × 3 cm

1,2

cm ×

2,8

cm

1,2

cm ×

2,8

cm

3 cm × 3 cm 3 cm × 3 cm

DD17 DD18

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12 Oilfield Review

El análisis de iones y elementos secundarios normalmente requería que los técnicos removie-ran progresivamente la porción externa potencial-mente contaminada del núcleo en condiciones de limpieza extrema. Aunque muy valioso para los investigadores, este método proporciona una reso-lución baja oscilante entre 10 y 20 cm [4 y 8 pulga-das] por muestra, y dado que es trabajoso y lento, los conjuntos de datos obtenidos a menudo son discontinuos. Por consiguiente, los científicos modernizaron el proceso a través del desarrollo de

los sistemas de fusión continua de los núcleos de hielo, que redujeron el tiempo de preparación de las muestras, incrementaron la resolución de muestreo y a la vez proporcionaron datos continuos y co-regis-trados para un vasto conjunto de elementos. Estos sistemas utilizan técnicas de análisis por flujo continuo (CFA) en línea o acoplan el fundidor a un cromatógrafo de intercambio iónico y a espec-trómetros de masa de campo y de plasma acoplados inductivamente. Estas innovaciones proporciona-ron mediciones continuas de los isótopos presentes

en el agua de fusión y en el aire atrapado en las burbujas de los núcleos de hielo.

Si bien el análisis químico e isotópico de la matriz del hielo aporta evidencias indirectas de las condiciones ambientales del pasado, el aire viejo atrapado en las burbujas del hielo proporciona las únicas muestras directas de las atmósferas del pasado. La formación de burbujas tiene su origen en el proceso de depositación, compactación y transi-ción de la nieve a hielo en profundidad. En las zonas extremadamente frías de Groenlandia y la Antártida, donde el derretimiento de la nieve es poco común, las nevadas se acumulan progresivamente a lo largo de varios miles de años, generando mantos de hielo de espesor kilométrico. Conforme la nieve continúa acumulándose en la superficie, la creciente sobre-carga comprime la nieve infrayacente. La nieve que tiene más de un año de antigüedad pero que conti-núa siendo porosa se denomina nieve parcialmente compactada (izquierda). Con la profundidad, los espacios porosos existentes entre los cristales de la nieve parcialmente compactada se comprimen. A una profundidad oscilante entre 60 y 120 m [195 y 390 pies], el espacio poroso remanente existe en forma de burbujas en la matriz, que se ha convertido en hielo sólido; ésta se denomina profundidad de cierre. Dado que el aire presente en el espacio poroso se puede difundir a través de la nieve parcial-mente compactada, el aire atrapado en las burbujas es más moderno que el hielo que lo encierra.

Para determinar la diferencia entre la edad del gas y la edad del hielo en la profundidad de cierre de poros de un sitio dado se utiliza una combina-ción de mediciones del gas del aire de la nieve par-cialmente compactada, mediciones de los gases de las burbujas existentes en el hielo, mediciones gla-ciológicas y procesos de modelado. Por debajo de la profundidad de cierre de poros, los gases envejecen al mismo ritmo que el hielo en el que se encuentran atrapados. La medición de la composición del gas con la profundidad del núcleo permite a los cientí-ficos determinar los cambios producidos en la com-posición atmosférica del pasado para varios gases, incluidas las variaciones de los niveles de metano [CH4] y dióxido de carbono [CO2].25 El aire atra-pado en las burbujas de las profundidades de los mantos de hielo polar representan la única oportu-nidad para medir directamente la composición quí-mica de la atmósfera antigua.

Obtención de la datación correctaAdemás de la corrección por la diferencia de edad entre el aire atrapado en el hielo y el hielo propiamente dicho, los científicos deben abordar la tarea de correlacionar la profundidad con la edad en los núcleos de hielo. Para ello comparan los perfiles de las especies químicas que exhiben

> Formación del hielo. Las capas de nieve recién caída están compuestas por un 70% de aire en volumen pero se compactan bajo las capas de nieve subsiguientes. Por debajo de la nevada anual, que puede variar entre 1 y 200 cm [0,4 y 80 pulgadas] por año, la nieve se compacta parcialmente, asemejándose al hielo granular con una reducción del aire intersticial de aproximadamente un 60% a un 10% con la profundidad. A más de 60-120 m [195-390 pies] de profundidad, la nieve parcialmente compactada se convierte en hielo glaciar y el aire permanece como burbujas en la matriz del hielo. A medida que continúa el proceso de sepultamiento, el volumen de burbujas se reduce aún más y el hielo se vuelve claro.

Oilfield Review WINTER 13/14Ice Coring Fig. 9ORWIN 13/14 ICECR 9

Nieve70% de aire

Nieve parcialmente compactada60% de aire

Nieve parcialmente compactada10% de aire

Hielo glaciar2% comoburbujasde aire

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Volumen 25, no.4 13

una variación estacional en el momento de la depositación y los gases de composición atmosfé-rica largamente conocida, correlacionando la profundidad del núcleo con la profundidad de la depositación volcánica para las erupciones cono-cidas y, para ciertas localizaciones, contando las capas visualmente. La estratigrafía visual, que se basa en las diferencias de brillo, textura, burbu-jas de aire y color entre las capas de los núcleos, constituye una forma directa de correlacionar la profundidad con la edad en sitios con altas tasas de acumulación de nieve en los que no se ha pro-ducido derretimiento y el polvo sirve para permi-tir la identificación de las capas (arriba).

Dado que el conteo visual de las capas no siempre es posible, los científicos con mucha fre-cuencia utilizan métodos de datación que compa-ran las variaciones químicas con los perfiles de composición de los gases. En el año 2003, los científicos dataron 50 m [165 pies] de hielo en Siple Dome, Antártida, bajando una cámara con

un LED en el pozo. El brillo de la imagen se filtró digitalmente. Los resultados de la relación entre la profundidad y la edad, derivados mediante la utili-zación de imágenes digitales, fueron similares a los obtenidos mediante el conteo manual de las capas y la medición de la conductividad eléctrica (ECM) en un núcleo de una localización cercana.26

El método ECM de corriente continua, uno de los dos métodos utilizados por los analistas en el proceso de estratigrafía eléctrica, mide la conduc-tividad de baja frecuencia de los núcleos. En este proceso, el personal de laboratorio arrastra dos electrodos con una diferencia de potencial relati-vamente alta a través de la superficie de una lámina preparada y miden la corriente que fluye a través del núcleo. Las mediciones se digitalizan a cada milímetro a lo largo del núcleo; estos datos se almacenan junto con otra información, tal como profundidad, tiempo de recuperación, tem-peratura del hielo y localizaciones de las quebra-duras y las fracturas. Dado que la medición de la conductividad ECM es una reflexión de la acidez del hielo, constituye un indicador directo de la influencia de la actividad volcánica en la química del núcleo. Los científicos interpretan las medi-ciones ECM para revelar una estratigrafía de las erupciones volcánicas, que puede ser utilizada para datar los núcleos de hielo. Y utilizan estos resultados, además de la datación química, para establecer relaciones entre la profundidad y la edad (arriba).27 También utilizan estas medicio-nes para determinar correlaciones de profundi-dad entre los núcleos; estas correlaciones pueden

ser utilizadas para determinar o esclarecer las capas anuales que son difíciles de discernir debido a las sequías.28

Un segundo método de estratigrafía eléctrica —la generación de perfiles dieléctricos (DEP)— emplea corriente alterna de alta frecuencia para medir la conductividad del hielo. La conductividad derivada mediante la generación de perfiles dieléc-tricos es una indicación de la cantidad de ácido presente en el hielo, pero a diferencia del método ECM, la medición DEP puede ser afectada por sus-tancias químicas tales como el amonio y el cloruro. En el método DEP, los núcleos de hielo enteros se colocan entre electrodos curvos, lo que le confiere varias ventajas con respecto al método ECM. Las pruebas de conductividad DEP pueden ser efectuadas sin tocar el núcleo de hielo y sin extraerlo de la funda plástica utilizada para su transporte, lo que lo vuelve particularmente útil para las secciones de núcleos frágiles e inestables.

25. Bender M, Sowers T y Brook E: “Gases in Ice Cores,” Transcripciones de la Academia Nacional de Ciencias de Estados Unidos de América 94, no. 16 (5 de agosto de 1997): 8343–8349.

26. Hawley RL, Waddington ED, Alley RB y Taylor KC: “Annual Layers in Polar Firn Detected by Borehole Optical Stratigraphy,” Geophysical Research Letters 30, no. 15 (Agosto de 2003): HLS1-1–HLS1-3.

27. Wolff E: “Electrical Stratigraphy of Polar Ice Cores: Principles, Methods, and Findings,” en Hondoh T (ed): Physics of Ice Core Records. Sapporo, Japón: Hokkaido University Press (2000): 155–171.

28. Taylor K, Alley R, Fiacco J, Grootes P, Lamorey G, Mayewski P y Spencer MJ: “Ice-Core Dating and Chemistry by Direct-Current Electrical Conductivity,” Journal of Glaciology 38, no. 130 (1992): 325–332.

> Estratigrafía visual. Las capas anuales resultan claramente visibles en esta muestra de un núcleo de hielo. Las capas correspondientes al verano (flechas) se observan más claras porque contienen menos polvo. (Fotografía, cortesía de la Universidad de Colorado, en Boulder, EUA.)

Oilfield Review WINTER 13/14Ice Coring Fig. 10ORWIN 13/14 ICECR 10

> Gráfica de estratigrafía eléctrica. Mediante la utilización de los núcleos de hielo de Groenlandia, Creta y Camp Century, los técnicos calcularon la estratigrafía volcánica de los últimos 10 000 años a partir del tamaño de los picos del método de conductividad eléctrica (ECM) de corriente continua (líneas rojas). El método ECM responde a la acidez del hielo, que varía con el aporte de ácido proveniente de la actividad volcánica. Los científicos pueden datar el hielo mediante la correlación de las fechas de estos picos con los de las erupciones volcánicas conocidas. (Adaptado de Wolff, referencia 27.)

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Año de nuestra era

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14 Oilfield Review

La correlación entre la profundidad y la edad de los núcleos de hielo también es afectada por el flujo del hielo y la deformación de la roca base. El flujo del hielo en torno a las deformidades basales puede producir fusión, plegamiento y otras defor-maciones del manto de hielo. Estos eventos, a su vez, pueden afectar la forma en que los científi-cos interpretan las fechas y en ciertos casos des-truir el registro físico.

Debido a éstas y otras dificultades, los científi-cos a veces deben establecer una relación entre la profundidad y la edad de un núcleo indirectamente. En 1968, se perforó el núcleo de hielo Byrd, en la Antártida, hasta la roca firme de fondo. Pero dado que los 88 m [290 pies] superiores del núcleo se encontraban dañados o faltaban, no fue posible establecer una correlación mediante el conteo de las capas. En cambio, se estableció la cronología identificando primero el horizonte a una profundi-dad de 97,8 m [321 pies] por debajo de la superfi-cie como una capa generada por la actividad

volcánica que había tenido lugar en el año 1259 de nuestra era. La acumulación media anual en el sitio Byrd fue de 1,12 cm [0,44 pulgadas] por año durante el período de 709 años previo a 1968.29 La escala de tiempo para el resto del núcleo se estableció utilizando el método ECM. Dado que las mediciones fueron escasas en la zona frágil comprendida entre 300 y 800 m [980 y 2 600 pies], las mismas se ajustaron con funcio-nes lineales y la relación entre la profundidad y la edad se obtuvo mediante la integración del perfil de espesor de las capas desde la superficie hasta la profundidad de interés. La escala de tiempo para las secciones más antiguas del núcleo fue ajustada subsiguientemente mediante la correla-ción de las mediciones de la concentración de metano en el núcleo de hielo Byrd con las de las cronologías de las capas contadas, derivadas de los núcleos de hielo de Groenlandia.30

Los investigadores también pueden extender las relaciones entre la profundidad y la edad,

29. Langway CC Jr, Clausen HB y Hammer CU: “An Inter-Hemispheric Volcanic Time-Marker in Ice Cores from Greenland and Antarctica,” Annals of Glaciology 10 (1988): 102–108.

30. Neumann TA, Conway H, Price SF, Waddington ED, Catania GA y Morse DL: “Holocene Accumulation and Ice Sheet Dynamics in Central West Antarctica,” Journal of Geophysical Research: Earth Surface 113, no. F2 (Junio de 2008): F02018-1–F02018-9.

establecidas a partir de estudios químicos y visua-les de núcleos de hielo, a las áreas geográficas adyacentes más extensas mediante la aplicación de radares de penetración del hielo que utilizan pulsos electromagnéticos en el dominio del tiempo. Las reflexiones del radar recibidas en las antenas son causadas principalmente por los con-trastes de conductividad presentes en el hielo, que indican nevadas características (izquierda). Mediante la extrapolación de las isócronas deter-minadas con el radar en un núcleo de hielo datado al área geográfica de interés, los científicos pue-den determinar la extensión lateral de las capas estratigráficas clave en lugares alejados del sitio en el que se extrajeron los núcleos.

Recuerdos del futuroMuchos climatólogos consideran que la obtención de un núcleo de hielo del último período intergla-ciar —el Eemiano, entre 130 000 y 115 000 años atrás— es crucial para la comprensión de la ten-dencia actual de calentamiento global de la Tierra. El interglaciar Eemiano fue un período cálido similar al que puede estar tendiendo nuestro pla-neta en la actualidad. Si bien en ese momento el calentamiento no fue causado por emisiones antropogénicas, los resultados del calentamiento de los glaciares y los mantos de hielo indudable-mente proporcionan pistas para inferir los proce-sos climáticos y pueden ayudar a los científicos a perfeccionar sus predicciones sobre el futuro. Por ejemplo, algunos modelos climáticos indican que el manto de hielo de Groenlandia desapare-cerá si se mantiene la tendencia de calenta-miento actual; los registros naturales indirectos del período interglaciar Eemiano constituyen una prueba de esa hipótesis.31

Hasta hace poco tiempo, los esfuerzos para extraer un núcleo de hielo con el registro completo del período Eemiano habían sido infructuosos, pero ese obstáculo se superó recientemente en el sitio del proyecto NEEM (Perforación de los Hielos Eemianos de Groenlandia Septentrional) cuando los científicos extrajeron un núcleo de hielo de 2 540 m [8 330 pies] de longitud. En el proyecto NEEM, un esfuerzo de colaboración internacional dirigido por los investigadores del Instituto Niels Bohr, de la Universidad de Copenhague, en Dinamarca, la recuperación del núcleo insumió el

31. Wilhelms F, Schwander J, Mason B, Augustin L, Azuma N, Hansen SB, Fitzpatrick J y Talalay PG: “Ice Core Drilling Technical Challenges,” libro blanco de las Asociaciones Internacionales de Ciencias de Núcleos de Hielo, http://www.isogklima.nbi.ku.dk/nyhedsfolder/engelske_nyheder/centre-people-to-antarctic-2013/IPICS_Technical_Challenges.pdf/ (Se accedió el 15 de enero de 2014).

32. Miembros de la Comunidad NEEM: “Eemian Interglacial Reconstructed from a Greenland Folded Ice Core,” Nature 493, no. 7433 (24 de enero de 2013): 489–494.

33. Miembros de la Comunidad NEEM, referencia 32.34. “Greenland Ice Cores Reveal Warm Climate of the Past,”

Universidad de Copenhague, Instituto Niels Bohr (22 de enero de 2013), http://www.nbi.ku.dk/english/news/news13/greenland-ice-cores-reveal-warm-climate-ofthe-past/ (Se accedió el 23 de octubre de 2013).

> Radar de penetración del hielo. Esta sección de datos de radar de 150 km [95 mi] de longitud, recolectada en torno a la localización de perforación del proyecto NGRIP (Proyecto de Núcleos de Hielo de Groenlandia Septentrional), en Groenlandia, muestra una roca firme de fondo bastante plana (línea oscura de la base) a una profundidad de unos 3 km [2 mi] y capas de hielo ondulantes. La forma de estas capas es generada por las variaciones producidas en el ritmo de fusión basal. Donde las capas se inclinan hacia abajo, el ritmo de fusión es más alto. (Fotografía utilizada con la autorización del Centro de Percepción Remota de Mantos de Hielo, Universidad de Kansas, Lawrence, EUA.)

Oilfield Review WINTER 13/14Ice Coring Fig. 12ORWIN 13/14 ICECR 12

Roca firme de fondo

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Volumen 25, no.4 15

con valores relativamente altos de isótopos esta-bles de H2O [δ18Ohielo], lo que, como indicador para la temperatura de condensación, muestra que el hielo proviene del período interglaciar Eemiano (izquierda). Esta conclusión es susten-tada por el hecho de que el hielo que se encuentra a una profundidad de más de 2 537 m [8 323 pies] se halla cerca de la roca firme de fondo y posee valores de δ18O bajos, que indican que corres-ponde al período glaciar que precedió al Eemiano.33

El núcleo de hielo NEEM constituye el primer registro de núcleo de hielo del período Eemiano entero. Los científicos continuarán con sus estu-dios en un esfuerzo para decodificar en forma más exhaustiva el hielo plegado; no obstante, resulta claro que la temperatura de Groenlandia durante el Eemiano era 8°C [14°F] más alta que la actual. A partir del análisis del núcleo, los cien-tíficos llegaron a la conclusión de que la fusión se produjo en el borde del manto del hielo y que el flujo de toda la masa de hielo hizo que el manto perdiera masa y se redujera en altura. A pesar de su tasa de contracción de 6 cm [2,5 pulgadas] por año, el manto de hielo no desapareció y el equipo de investigación estima que su volumen no se redujo en más del 25% durante los años más cáli-dos del período Eemiano.34 Esto podría indicar que los altos niveles del mar prevalecientes en el Eemiano son atribuibles principalmente al colapso del Manto de Hielo de la Antártida Occidental (WAIS).

Desde el sur profundoEn un campamento situado a 1 045 km [650 mi] del Polo Sur magnético, un grupo de ingenieros y científicos recuperó recientemente un núcleo de hielo que data de 68 000 años atrás. El Proyecto del Núcleo de Hielo de WAIS Divide proporciona registros de gases de efecto invernadero y regis-tros climáticos del hemisferio sur, que son com-parables en cuanto a resolución temporal y duración con los núcleos de hielo de Groenlandia. Este núcleo de hielo permite a los científicos com-parar las condiciones ambientales entre los hemis-ferios norte y sur con mayor detalle que antes y además estudiar los niveles de gases de efecto invernadero presentes en las atmósferas antiguas.

Los investigadores están utilizando el núcleo de hielo para comprender la historia del manto de hielo WAIS a fin de proporcionar un mayor conocimiento de la composición atmosférica del pasado y del cambio climático abrupto e investi-gar las señales biológicas contenidas en los núcleos de hielo antártico profundo. Dado que el núcleo WAIS Divide posee un orden de magnitud menos de polvo que el núcleo de Groenlandia, los

período comprendido entre los años 2008 y 2012. Los 1 419 m [4 656 pies] superiores corresponden al período interglaciar actual (Holoceno). El hielo glaciar que se encuentra debajo puede correlacio-narse con el hielo glaciar del proyecto NGRIP (Proyecto de Núcleos de Hielo de Groenlandia Septentrional). Por debajo de la profundidad del proyecto NGRIP, la escala de tiempo extendida de la Cronología de Núcleos de Hielo de Groenlandia

2005 puede ser utilizada hasta una profundidad de 2 206,7 m [7 239,8 pies], lo cual se correlaciona con 108 000 años antes del presente, asumiendo como presente el año 1950.32

A más de 2 206,7 m de profundidad, la estrati-ficación anual del núcleo de hielo del Eemiano se vuelve más difícil de discernir porque el hielo cerca de la base del manto se encuentra plegado. No obstante, esta sección inferior contiene zonas

> Registros observados del proyecto NEEM. En esta gráfica se representan los registros observados de los isótopos δ18Ohielo, δ18Oatmósfera y δ15N, junto con las trazas de CH4 y N2O en partes por billón en volumen (ppbv) y el contenido de aire a 2 162 m [7 093 pies] y mayor profundidad, en la escala de profundidad del proyecto NEEM. Cada zona (0 a 6) representa una sección del registro del núcleo de hielo NEEM. Los símbolos indican el comienzo (diamante) y el final (cuadrado) de cada zona. Entre las zonas 4 y 5 no existe ninguna discontinuidad, pero en la zona 4 se producen picos de CH4, N2O y contenido de aire (sombreado azul), que indican un período de derretimiento en la superficie o de condiciones superficiales de humedad. A los fines comparativos, los datos NGRIP se representan gráficamente como curvas de color gris claro en la escala de profundidad NGRIP (extremo superior de la gráfica). Las escalas de profundidad NEEM y NGRIP se sincronizan entre las profundidades NEEM de 2 162 y 2 207,6 m [7 093 y 7 242,8 pies]. (Adaptado de los miembros de la Comunidad NEEM, referencia 32.)

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16 Oilfield Review

científicos consideran que les proporcionará un registro de CO2 atmosférico más detallado que el que fue posible inferir con el núcleo de hielo de Groenlandia. Muchos otros gases (tanto gases de efecto invernadero como no invernadero) y sus isótopos están siendo medidos con un nivel de precisión y resolución sin precedentes.

El equipo de investigación recuperó el núcleo de hielo a partir de un hielo de más de 3 460 m [11 300 pies] de espesor y detuvo la perforación justo 50 m [165 pies] por encima de la roca firme de fondo para evitar la contaminación del agua de la base del hielo que se mantuvo aislada del medio ambiente durante al menos 100 000 años. Dado que la nieve que cae en WAIS Divide raramente se derrite, cada uno de los últimos 40 000 años puede ser identificado en las capas de hielo indi-viduales (arriba). A mayor profundidad, las capas anuales individuales no son tan fáciles de identi-ficar, pero el núcleo contiene un registro de reso-

lución temporal más alta que cualquier núcleo recuperado previamente. Los resultados del aná-lisis de este núcleo resolvieron un debate cientí-fico acerca de las relaciones entre el cambio climático en los hemisferios norte y sur y confirma-ron que el manto WAIS es muy sensible a las condi-ciones existentes en los océanos meridionales. Los científicos esperan obtener resultados signi-ficativos adicionales de un análisis posterior ahora que se ha concluido la perforación del núcleo de hielo.

Hasta la cima de la montañaLas operaciones de extracción de núcleos no se limitan a los climas polares extremos y han sido eje-cutadas en glaciares de alta altitud y baja latitud. Los pozos de estas localizaciones tropicales son más someros que los perforados en los mantos de hielo de latitudes altas, pero estos núcleos de hielo revelan efectivamente detalles de la histo-

ria del clima tropical de la Tierra. Se han recupe-rado núcleos de hielo tropicales desde lugares geográficamente tan diversos como las montañas del Himalaya y los Andes.

En el año 2003, los científicos de la Universidad Estatal de Ohio, en Columbus, EUA, recuperaron núcleos de hielo a una distancia de 1,92 km [1,19 millas] de dos pozos —Quelccaya Summit

>Núcleo del Manto de Hielo de la Antártida Occidental. Dado que la nieve de WAIS Divide raramente se fusiona, las capas de hielo de los últimos 40 000 años no se han fracturado y sus divisiones son visibles y fáciles de contar. Además, el hielo contiene mucho menos polvo que otros mantos de hielo. No obstante, en esta sección de núcleo de 2 m [6,5 pies] de largo, existe una capa de ceniza oscura claramente visible. (Fotografía, cortesía de Heidi A. Roop, Oficina de Coordinación de Ciencias WAIS Divide de la Universidad de New Hampshire.)

Oilfield Review WINTER 13/14Ice Coring Fig. 14ORWIN 13/14 ICECR 14

35. Thompson LG: “Ice Core Evidence for Climate Change in the Tropics: Implications for Our Future,” Quaternary Science Reviews 19, no. 1–5 (Enero de 2000): 19–35.

36. Thompson LG, Mosley-Thompson E, Davis ME, Zagorodnov VS, Howat IM, Mikhalenko VN y Lin PN: “Annually Resolved Ice Core Records of Tropical Climate Variability over the Past ~1800 Years,” Science 340, no. 6135 (24 de mayo de 2013): 945–950.

37. Fischer H, Severinghaus J, Brook E, Wolff E, Albert M, Alemany O, Arthern R, Bentley C, Blankenship D, Chappellaz J, Creyts T, Dahl-Jensen D, Dinn M, Frezzotti M, Fujita S, Gallee H, Hindmarsh R, Hudspeth D, Jugie G, Kawamura K, Lipenkov V, Miller H, Mulvaney R, Parrenin F, Pattyn F, Ritz C, Schwander J, Steinhage D, van Ommen T y Wilhelms F: “Where to Find 1.5 Million Yr Old Ice for the IPICS ‘Oldest Ice’ Ice Core,” Climate of the Past 9 (5 de noviembre de 2013): 2489–2505.

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Volumen 25, no.4 17

Dome y Quelccaya North Dome— perforados hasta la roca firme de fondo en el glaciar Quelccaya de los Andes peruanos. Los investigadores a cargo del análisis de los núcleos observaron que cada uno de los 1 800 años cubiertos por los núcleos quedaba claramente definido por la alternancia de capas oscuras y claras. Las capas oscuras se encuentran coloreadas por el polvo acumulado durante las estaciones secas; las capas claras son el resultado de la caída de nieve producida durante las estaciones húmedas.35

Además de la claridad sin precedentes de las capas anuales, los núcleos del glaciar Quelccaya son importantes para los climatólogos porque se formaron en la llanura altoandina del sur de Perú.

La nieve que se convirtió en el hielo que formó los núcleos se originó al este del glaciar Quelccaya; esta nieve también fue afectada por los efectos cli-máticos de El Niño procedentes del oeste. Dado que El Niño es un cambio climático temporario causado por las temperaturas del mar en la superfi-cie, la rúbrica química del glaciar Quelccaya cons-tituye un indicador natural para las temperaturas del mar en la superficie, en el Océano Pacífico ecuatorial de los últimos 1 800 años (arriba).36 Los registros químicos e isotópicos de estos núcleos de hielo tropicales proporcionan evidencias his-tóricas de la naturaleza del cambio climático en las regiones de menor latitud del planeta y un contexto para los cambios actuales.

Perfeccionamiento de las herramientas Si bien los primeros extractores de núcleos de hielo se basaron en conceptos de perforación geológica, los dispositivos de última generación actuales incluyen avances no intentados en la perforación de rocas. Por ejemplo, la capacidad de la perforadora DISC para recuperar núcleos replicados desde el lado alto del pozo, a la vez que el pozo original permanece accesible para la ejecución de estudios de adquisición de registros, constituye una innovación exclusiva de la extrac-ción de núcleos de hielo.

Posibilitada por numerosos avances tecnológi-cos, la ciencia relativamente moderna de utiliza-ción de núcleos de hielo para comprender los climas y ambientes del pasado ha arrojado descubri-mientos relevantes e importantes para la sociedad. Y a medida que madure, dicha ciencia indudable-mente proporcionará a los climatólogos un cono-cimiento cada vez más claro del futuro del clima en nuestro planeta. Estos avances tecnológicos registrados en la extracción de núcleos de hielo también podrán ayudar a responder una pre-gunta que ha atormentado a los científicos a lo largo de varias décadas. Actualmente, los especia-listas en extracción de núcleos están trabajando para escoger la localización superficial óptima del Manto de Hielo de la Antártida Oriental desde la cual atravesar el hielo de 1,5 millones de años.37 Los registros ambientales naturales de dicho núcleo de hielo pueden contribuir a develar el mis-terio que subyace la transición climática que, según los análisis de los sedimentos marinos, tuvo lugar entre 900 000 y 1,2 millones de años atrás. Antes de este evento de edad Pleistoceno Medio, el tiempo comprendido entre los períodos de calen-tamiento y las edades de hielo de la Tierra era de 41 000 años aproximadamente, pero desde el cambio climático acaecido en el Pleistoceno, el tiempo comprendido entre estos extremos térmi-cos fue de 100 000 años. Hasta la fecha, la causa de esta transición se desconoce y los científicos albergan la esperanza de que la respuesta resida en las burbujas de aire y en la química de este hielo antiguo ahora accesible. —RvF

> Identificación de eventos climáticos. Los valores promedio a lo largo de 10 años de δ18O, acumulación neta, polvo insoluble, amonio y nitrato del núcleo de hielo Quelccaya Summit Dome del glaciar Quelccaya de Perú permitieron a los científicos identificar los períodos climatológicos (sombreado). El asterisco del perfil correspondiente al polvo indica la erupción del Huaynaputina acaecida en Perú en el año 1600. (Adaptado de Thompson et al, referencia 36.)

Oilfield Review WINTER 13/14Ice Coring Fig. 15ORWIN 13/14 ICECR 15

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*

Fin de la Pequeña Edad de Hielo

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Nitrato, ppbPolvo, 104 ppb/mL

Acumulación, mequivalente en agua/año

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δ18O, 0/00

Anomalía climática medieval

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18 Oilfield Review

En busca del punto dulce: Calidad del yacimiento y calidad de la terminación en las lutitas orgánicas

El posicionamiento de los pozos horizontales en los yacimientos de lutitas puede

constituir una propuesta comercial costosa y arriesgada. Para minimizar el riesgo,

los operadores adquieren y analizan los datos sísmicos de superficie antes de

decidir dónde perforar.

Karen Sullivan GlaserCamron K. MillerHouston, Texas, EUA

Greg M. JohnsonBrian ToelleDenver, Colorado, EUA

Robert L. KleinbergCambridge, Massachusetts, EUA

Paul MillerKuala Lumpur, Malasia

Wayne D. PenningtonUniversidad Tecnológica de MichiganHoughton, Michigan, EUA

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno de 2013/2014: 25, no. 4.Copyright © 2014 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Alan Lee Brown, Raj Malpani, William Matthews, David Paddock y Charles Wagner, Houston; Helena Gamero Díaz, Frisco, Texas; y Ernest Gómez, Denver.sCore es una marca de Schlumberger.

A fines del siglo XX, los geocientíficos de E&P comenzaron a considerar a las lutitas desde una nueva perspectiva. Si bien la explotación de las lutitas ya se había establecido a comienzos del siglo XIX, los operadores consideraban a las for-maciones arcillosas principalmente como rocas generadoras y sellos de baja permeabilidad para los yacimientos convencionales. No obstante, durante las décadas de 1980 y 1990, los operado-res demostraron que la aplicación adecuada de prácticas de perforación horizontal combinadas con tratamientos de fracturamiento hidráulico de múltiples etapas podía volver productivas las luti-tas orgánicas, incentivando la explotación de yaci-mientos de rocas generadoras.1 A pesar del éxito del desarrollo de las lutitas Barnett y Haynesville en EUA, la industria pronto tomó conciencia de que no todas las lutitas constituían objetivos viables para la producción rentable de hidrocarburos, y los operadores buscaron tecnologías que les permitie-ran identificar objetivos de desarrollo apropiados.

Las formaciones de lutitas que ofrecen el mejor potencial requieren una combinación única de propiedades geomecánicas de las rocas y del yaci-miento; y son relativamente raras. Las lutitas orgá-nicas poseen una granulometría extremadamente pequeña y una permeabilidad de la matriz ultra baja, lo que hace que estos recursos no conven-cionales difieran fundamentalmente de la mayoría de los yacimientos convencionales.2 Además, dado que los trayectos de migración de hidrocarburos tienden a ser cortos, las zonas productivas de los yacimientos de lutitas pueden estar confinadas a una cierta área de una cuenca o restringirse a un intervalo estratigráfico.

Los dos factores que determinan la viabilidad económica de una extensión productiva de lutitas

son la calidad del yacimiento y la calidad de la ter-minación. La buena calidad del yacimiento (RQ) es definida para los yacimientos de lutitas orgáni-cas como la capacidad para producir hidrocarbu-ros de manera rentable después de un tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico. La calidad del yacimiento es una característica de predicción colectiva determinada en gran medida por la mineralogía, la porosidad, la saturación de hidrocarburos, el volumen de la formación, el con-tenido orgánico y la madurez térmica.

La calidad de la terminación (CQ), otro atri-buto de predicción colectiva, ayuda a pronosticar el éxito de la estimulación de un yacimiento a través del fracturamiento hidráulico. De un modo similar a la RQ, la CQ depende en gran medida de la mineralogía, pero también es influenciada por las propiedades elásticas, tales como el módulo de Young, la relación de Poisson, el módulo de compresibilidad y la dureza de la roca. La calidad de la terminación también incluye factores tales como la densidad y la orientación de las fracturas naturales, la anisotropía intrínseca y la anisotro-pía del material fracturado, y las magnitudes, orientaciones y anisotropía prevalecientes de los esfuerzos locales.

Para tener éxito en las extensiones productivas de lutitas de nuestros días, los operadores perfo-ran horizontalmente en los estratos del yacimiento que poseen óptimas condiciones de RQ y CQ. Los tratamientos de estimulación son más efectivos cuando las fracturas inducidas permanecen abier-tas con apuntalante, lo que hace que el yacimiento quede expuesto a una superficie de fracturamiento extensa y permite que los fluidos fluyan desde el yacimiento hasta el pozo, incrementando efectiva-mente la permeabilidad sistémica del yacimiento.3

1. Boyer C, Kieschnick J, Suárez-Rivera R, Lewis RE y Waters G: “Producción de gas desde su origen,” Oilfield Review 18, no. 3 (Invierno de 2006/2007): 36–49.

Boyer C, Clark B, Jochen V, Lewis R y Miller CK: “Gas de lutitas: Un recurso global,” Oilfield Review 23, no. 3 (Marzo de 2012): 28–39.

2. Nelson PH: “Pore-Throat Sizes in Sandstones, Tight Sandstones, and Shales,” AAPG Bulletin 93, no. 3 (Marzo de 2009): 329–340.

3. La permeabilidad sistémica se refiere a la permeabilidad general del volumen efectivo de yacimiento y es la suma de las contribuciones de la permeabilidad de la matriz y la permeabilidad de las fracturas naturales. En los yacimientos de lutitas, la permeabilidad de la matriz oscila entre 0,1 y 1 000 nD. Para que los pozos perforados en estas formaciones produzcan de un modo rentable, se necesitan fracturas naturales e inducidas.

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20 Oilfield Review

Los operadores juzgan la calidad de un diseño de terminación por fracturamiento hidráulico en base a la evaluación, posterior a la operación, de los datos provenientes de fuentes tales como el monitoreo microsísmico de los tratamientos de fracturamiento hidráulico, las pruebas de contra-flujo (flujo de retorno) y la producción inicial para determinar con qué efectividad y eficiencia se estimuló el yacimiento.

Idealmente, un operador posiciona los pozos horizontales en intervalos de lutitas con caracterís-ticas geológicas favorables, condiciones de RQ y CQ óptimas, y ausencia de riesgos geológicos.4 Los estudios retrospectivos han demostrado que esta estrategia incrementaría la producción en diez veces (abajo).5 Por consiguiente, la determina-ción de dónde coinciden los mejores parámetros RQ y CQ constituye un esfuerzo de exploración y la mejor técnica para mejorar el esfuerzo de explo-

ración antes de perforar el pozo inicial es la inter-pretación de los datos sísmicos de superficie. Estudios recientes han demostrado que la inter-pretación sísmica resulta de utilidad para definir los puntos dulces (sitios óptimos) de producción presentes en las extensiones productivas de luti-tas orgánicas.

En este artículo, describimos un procedi-miento sistemático y estratégico para utilizar los datos sísmicos de superficie con el fin de identifi-car los puntos dulces en los recursos de lutitas, comenzando con la RQ regional y de cuenca para luego pasar a las RQ y CQ locales. Algunos casos de estudio de las cuencas de Arkoma, Delaware y Williston, en EUA, demuestran cómo los datos de sísmica de reflexión constituyen la clave para determinar dónde puede existir un recurso y dónde RQ y CQ son mejores.

Características de las fangolitasLos geólogos definen a las lutitas como fangolitas que exhiben fisilidad; la capacidad para separarse fácilmente en láminas individuales, como un mazo de cartas. La industria del petróleo y el gas gene-ralmente considera a los recursos como “lutitas” productoras de gas o fluidos. No obstante, sería más exacto hablar de fangolitas o estratitas, por-que a menudo estas “lutitas” no son fisibles.

Las fangolitas predominan en el registro sedi-mentario y componen entre un 60% y un 70% de las rocas sedimentarias de la Tierra.6 Son rocas sedimentarias de grano fino compuestas por par-tículas del tamaño de limos y arcillas con diáme-tros equivalentes o menores a 62,5 micrones [0,00246 pulgadas].7 Estos tamaños de partículas pequeños producen baja permeabilidad; a su vez, una selección pobre —la combinación de varias granulometrías— puede reducir aún más tanto la permeabilidad como la porosidad.

Las fangolitas poseen una mezcla compleja de materia orgánica y minerales de arcilla —illita, esmectita, caolinita y clorita— junto con cuarzo, calcita, dolomía, feldespato, apatita y pirita. Recientemente, los geólogos de Schlumberger introdujeron el esquema de clasificación de fango-litas definido por un diagrama ternario sCore, que se basa en relaciones establecidas entre los núcleos y los registros, utilizando la arcilla, la com-binación QFM (cuarzo, feldespato y mica) y los carbonatos como puntos extremos (puntos ápice). El diagrama sCore define 16 clases de fangolitas y puede clasificar una muestra como fangolita arci-llosa (rica en arcilla), silícea o carbonatada. Este esquema de clasificación permite a los geólo-gos e ingenieros examinar las relaciones empíricas entre la mineralogía y los factores que inciden en las RQ y CQ de las fangolitas mediante la superpo-sición de los puntos que incluyen indicaciones de RQ, CQ o ambas (próxima página).8 Las fangoli-tas productivas más buscadas por las compañías petroleras tienden a exhibir un predominio de minerales que no son arcilla, principalmente sili-catos y carbonatos, y, por consiguiente, se ubican en el extremo inferior del diagrama, lejos del punto correspondiente a la arcilla; las rocas con

>Mejores resultados de 12 meses de producción. Esta área de 130 km2 [50 mi2] de la lutita Barnett, en el noroeste del Condado de Tarrant, en Texas, EUA, muestra la producción de gas del primer año correspondiente a más de 650 pozos horizontales. Los puntos negros representan las localizaciones de pozos múltiples en la superficie. Las áreas de colores cálidos (extremo superior de la escala) son los puntos dulces de producción y las áreas de colores fríos (extremo inferior de la escala), no los son. (Adaptado de Baihly et al, referencia 5.)

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 1ORWIN 13/14 SHLSMC 1

120

280

200

360

440

520

600Pr

oduc

ción

de

gas,

MM

pc

0 km

0 mi 2

2

N

4. Miller C, Waters G y Rylander E: “Evaluation of Production Log Data from Horizontal Wells Drilled in Organic Shales,” artículo SPE 144326, presentado en la Conferencia y Exhibición de Gas No Convencional de América del Norte de la SPE, The Woodlands, Texas, EUA, 14 al 16 de junio de 2011.

Cipolla C, Lewis R, Maxwell S y Mack M: “Appraising Unconventional Resource Plays: Separating Reservoir Quality from Completion Effectiveness,” artículo IPTC 14677, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo, Bangkok, Tailandia, 7 al 9 de febrero de 2012.

5. Baihly JD, Malpani R, Edwards C, Han SY, Kok JCL, Tollefsen EM y Wheeler CW: “Unlocking the Shale Mystery: How Lateral Measurements and Well Placement Impact Completions and Resultant Production,” artículo SPE 138427, presentado en la Conferencia sobre Terminaciones de Areniscas Gasíferas Compactas de la SPE, San Antonio, Texas, 2 al 3 de noviembre de 2010.

6. Aplin AC, Fleet AJ y Macquaker JHS: “Muds and Mudstones: Physical and Fluid-Flow Properties,” en Aplin AC, Fleet AJ y Macquaker JHS (eds): Muds and Mudstones: Physical and Fluid-Flow Properties. Londres: The Geological Society, Special Publication 158 (1999): 1–8.

7. Un micrón, o micrómetro, equivale a una millonésima de un metro o a la milésima parte de un milímetro. Se abrevia como μ, μm o mc. En el sistema de medidas inglés, un micrón equivale a 3,937 × 10–5 pulgadas.

8. Para obtener más información sobre el esquema de clasificación sCore, consulte: Gamero-Díaz H, Miller C y Lewis R: “sCore: A Mineralogy Based Classification Scheme for Organic Mudstones,” artículo SPE 166284, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 2 de octubre de 2013.

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> Herramienta de clasificación sCore. En sentido horario, los ápices del diagrama ternario sCore (extremo superior izquierdo) corresponden a arcilla, carbonato y la suma de cuarzo, feldespato y mica (QFM). El diagrama define 16 clases de fangolitas sobre la base de la mineralogía. Las fangolitas (extremo superior derecho) que buscan las compañías petroleras tienden a poseer menos de un 50% de arcilla. En la lutita Wolfcamp (centro), las fangolitas silíceas exhiben un valor alto de RQ y CQ. En la lutita Eagle Ford (extremo inferior), las fangolitas carbonatadas poseen un valor alto de RQ y CQ. En estos ejemplos, RQ es directamente proporcional a la porosidad efectiva y CQ es inversamente proporcional al gradiente del esfuerzo de compresión principal mínimo local.

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 2ORWIN 13/14 SHLSMC 2

Fangolita silícearica en carbonato

Fangolita carbonatadarica en sílice

Litotipocon

predominiode sílice

QFM 20

20

50

50

80

80

80

50

20

10

80

50

20

10

10

10

20

50

80

10

20 50 80 10

Arcilla Arcilla

Carbonato

Extensionesproductivasde lutitas

Barnett

Marcellus

Haynesville

Fayetteville

Eagle Ford

Wolfcamp

QFM Carbonato

Fangolitasilíceamixta

Fangolitaarcillosa/

silícea

Fangolitamixta

Fangolitaarcillosa/

carbonatada(marga)

Fangolitaarcillosa

mixta

Litotipocon

predominiode arcilla

Fangolitacarbonatada

mixtaFangolita silícea-Carbonato

Fang

olita

silíc

ea

rica e

n arci

lla

Fang

olita

arcil

losa

rica e

n sílic

e

Fangolita arcillosa

rica en carbonato

Fangolita carbonatada

rica en arcilla

Litotipocon

predominiode carbonato

Clasificación sCore

QFM QFM

80

50

20

10

80

50

20

10

20

50

80

10

20

50

80

10

10 20 50 80 10 20 50 80

Arcilla Arcilla

Carbonato

RQ altaCQ alta

Carbonato

Porosidad efectiva, fracción

Incr

emen

to d

e RQ

0,150

0,120

0,090

0,061

0,031

0,001

Gradiente de esfuerzomínimo, lpc/pie

Incr

emen

to d

e CQ

0,62

0,65

0,68

0,71

0,74

0,77

Lutita Wolfcamp

QFM QFM

80

50

20

10

80

50

20

10

20

50

80

10

20

50

80

10

10 20 50 80 10 20 50 80

Arcilla Arcilla

RQ altaCQ alta

CarbonatoCarbonato

Gradiente de esfuerzomínimo, lpc/pie

Incr

emen

to d

e CQ

0,83

0,85

0,88

0,90

0,93

0,95

Porosidad efectiva, fracción

Incr

emen

to d

e RQ

0,080

0,064

0,048

0,033

0,017

0,001

Lutita Eagle Ford

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22 Oilfield Review

RQ y CQ más altas se encuentran cerca de los bordes del triángulo.9

Diversos factores controlan las propiedades físicas de las fangolitas: la mineralogía y las pro-porciones de los granos, el diagrama estructural de los lodos depositados originalmente y los pro-cesos postdeposicionales —tales como la re-sus-pensión, la re-depositación, la diagénesis, la bioturbación y la compactación— que convier-ten el lodo en roca.10 Las fangolitas tienden a ser altamente heterogéneas y esta heterogeneidad puede variar horizontal y verticalmente, origi-nándose en la secuencia de ambientes deposita-cionales y regímenes tectónicos prevalecientes durante el apilamiento de los estratos de lodo a través del tiempo geológico.

Una capa de lodo individual, denominada laminación, generalmente posee un espesor de un milímetro. Las laminaciones se apilan for-mando conjuntos de láminas denominados capas. A su vez, las capas se apilan formando conjuntos de capas que se agrupan para conformar miem-bros y luego formaciones geológicas. La composi-ción mineral y orgánica de cada capa depende de la secuencia o la historia de las condiciones geo-lógicas del área a través del tiempo. Los geólogos utilizan los principios de la estratigrafía para des-cifrar esta historia geológica.11

La estratificación genera un efecto especial en algunas propiedades de las rocas: es un dia-grama estructural que produce anisotropía.12 Una roca es anisotrópica si sus propiedades

varían con la dirección.13 Una consecuencia de la estratificación es que la composición, tamaño, forma, orientación, empaque y selección de las partículas de la capa tienden a variar más rápido en sentido perpendicular a las capas que en sen-tido paralelo. Como resultado, las propiedades de las rocas tienden a variar con la dirección y son diferentes si se miden en sentido paralelo a las capas que si se miden en sentido perpendicular. Otro aspecto de las rocas que puede producir ani-sotropía es la presencia de redes de fracturas abiertas aproximadamente paralelas, que pue-den controlar la eficiencia de la estimulación del yacimiento. Dado que la anisotropía es observa-ble en los datos sísmicos, los geofísicos pueden caracterizarla para que los geólogos e ingenieros

> Estratificación de fangolitas en diversas escalas. La estratificación puede ser observada en las fotografías del afloramiento, del núcleo y de la sección delgada. El afloramiento de la lutita Eagle Ford (izquierda) se encuentra en el Cañón Lozier, Condado de Terrell, Texas. Las imágenes del núcleo (luz clara y luz ultravioleta, centro) y de la sección delgada (original y primer plano, derecha) corresponden a la lutita Eagle Ford inferior del pozo 1 de BP-Schlumberger en el Cañón de Lozier. La sección del núcleo de 0,6 m [2 pies] fue tomada a profundidades oscilantes entre 68,9 y 69,5 m [226 y 228 pies]. La sección delgada corresponde a una fangolita silícea-calcárea fosilífera y posee una fractura mineralizada que discurre a lo largo de su lado derecho, que ha sido teñida con ferricianuro potásico y alizarina roja S para distinguir los minerales carbonatados. En el primer plano de la sección delgada, existen evidencias de que la fractura se propagó, se interrumpió y se reinició a lo largo de un trayecto diferente. (Fotografía del afloramiento, cortesía de Karen Sullivan Glaser. Imágenes del núcleo y de la sección delgada, cortesía de Schlumberger y BP América Incorporated.)

0 mm 5

0 mm 0,5

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 3ORWIN 13/14 SHLSMC 3

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Long

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o, p

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Luz clara Luz ultravioleta0

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2,0

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la utilicen en sus diversos modelos geológicos, geomecánicos y de flujo de fluidos del yacimiento prospectivo (página anterior).

Las fangolitas desempeñan un rol importante en un sistema petrolero. Sus tamaños de granos pequeños y sus características de selección con-tribuyen a su caracterización como rocas de baja porosidad con una permeabilidad baja a ultra baja y presiones de entrada altas de desplaza-miento de fluidos. Por consiguiente, cuando las fangolitas se encuentran en la localización y con la configuración estratigráfica y estructural correc-tas, forman los sellos que coronan y delimitan las geometrías de los yacimientos hidrocarburíferos convencionales.

Algunas fangolitas se caracterizan como ricas en materia orgánica y han sido consideradas histó-ricamente como rocas generadoras que, a través de procesos de migración secundaria, suministran hidrocarburos a los yacimientos continuos, conven-cionales y no convencionales, adyacentes y lejanos. Estas mismas fangolitas ricas en materia orgánica también demostraron ser yacimientos de rocas generadoras y produjeron hidrocarburos que fue-ron expulsados y experimentaron procesos de migración primaria para ser almacenados luego en las rocas generadoras propiamente dichas.14 Por ejemplo, la lutita Eagle Ford del sur de Texas, EUA, corresponde a una fangolita que sustenta el prolífico yacimiento fracturado de la creta Austin, explorado y explotado desde hace más de 80 años. Ahora, los operadores reconocen a la lutita Eagle Ford en sí como un yacimiento capaz de producir petróleo, condensado, gas húmedo y

gas seco que simplemente nunca abandonaron la roca generadora.15

No todas las fangolitas contienen suficientes hidrocarburos para ser consideradas rocas yaci-miento potenciales. Las fangolitas son definidas como ricas en contenido orgánico si su concen-tración de carbono orgánico total (TOC) es mayor

que 2 (porcentaje en peso).16 La preservación y la riqueza de la materia orgánica dependen de sus tasas relativas de producción, dilución y destruc-ción (arriba).17 La materia inorgánica depositada al mismo tiempo que la materia orgánica diluye la concentración de esta última. La destrucción de la materia orgánica se produce a través de pro-

>Materia orgánica. La sección delgada (izquierda), que ha sido teñida con ferricianuro potásico y alizarina roja S en su lado izquierdo, corresponde a una fangolita peletal calcárea. En el primer plano (derecha), la capa se compone de foraminíferos plantónicos (blanco y rosa), coprolitos aplanados (marrón rojizo) y materia orgánica (negro). (Imágenes del núcleo y de la sección delgada, cortesía de Schlumberger and BP América Incorporated.)

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 4 (2-col)ORWIN 13/14 SHLSMC 4 (2-col)

0 mm 5

0 μm 200

9. Loucks RG y Ruppel SC: “Mississippian Barnett Shale: Lithofacies and Depositional Setting of a Deep-Water Shale-Gas Succession in the Fort Worth Basin, Texas,” AAPG Bulletin 91, no. 4 (Abril de 2007): 579–601.

Passey QR, Bohacs KM, Esch WL, Klimentidis R y Sinha S: “From Oil-Prone Source Rock to Gas-Producing Shale Reservoir—Geologic and Petrophysical Characterization of Unconventional Shale-Gas Reservoirs,” artículo SPE 131350, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo y el Gas de las CPS/SPE en China, Beijing, 8 al 10 de junio de 2010.

Lash GG y Engelder T: “Thickness Trends and Sequence Stratigraphy of the Middle Devonian Marcellus Formation, Appalachian Basin: Implications for Acadian Foreland Basin Evolution,” AAPG Bulletin 95, no. 1 (Enero de 2011): 61–103.

10. Aplin AC y Macquaker JHS: “Mudstone Diversity: Origin and Implications for Source, Seal, and Reservoir Properties in Petroleum Systems,” AAPG Bulletin 95, no. 12 (Diciembre de 2011): 2031–2059.

11. Neal J, Risch D y Vail P: “Sequence Stratigraphy—A Global Theory for Local Success,” Oilfield Review 5, no. 1 (Enero de 1993): 51–62.

12. El diagrama estructural de la roca se refiere al espaciamiento, disposición, distribución, tamaño, forma y orientación de los componentes de las rocas, tales como minerales, granos, materia orgánica, porosidad, estratificación, límites de capas, contactos litológicos

y fracturas. Los elementos del diagrama estructural contribuyen a la anisotropía de los materiales cuando poseen una orientación preferencial a lo largo de los ejes cristalográficos, las fracturas y las partículas alargadas y planas.

13. Para obtener más información sobre la anisotropía de la permeabilidad, consulte: Ayan C, Colley N, Cowan G, Ezekwe E, Wannell M, Goode P, Halford F, Joseph J, Mongini A, Obondoko G y Pop J: “Measuring Permeability Anisotropy: The Latest Approach,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 24–35.

Para obtener más información sobre la anisotropía elástica, consulte: Armstrong P, Ireson D, Chmela B, Dodds K, Esmersoy C, Miller D, Hornby B, Sayers C, Schoenberg M, Leaney S y Lynn H: “The Promise of Elastic Anisotropy,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 36–47.

Para obtener más información sobre la anisotropía de las propiedades eléctricas, consulte: Anderson B, Bryant I, Luling M, Spies B y Helbig K: “Oilfield Anisotropy: Its Origins and Electrical Characteristics,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 48–56.

14. La migración primaria se refiere al flujo de fluidos de hidrocarburos recién generados en las rocas generadoras. La migración secundaria se refiere al flujo de fluidos de hidrocarburos libres lejos de las rocas generadoras, en dirección hacia las rocas yacimiento adyacentes o lejanas.

15. Martin R, Baihly J, Malpani R, Lindsay G y Atwood WK: “Understanding Production from Eagle Ford–Austin Chalk System,” artículo SPE 145117, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 30 de octubre al 2 de noviembre de 2011.

16. Boyer et al (2006), referencia 1. Loucks y Ruppel, y Lash y Engelder, referencia 9. La fracción o porcentaje volumétrico de TOC

presente en la roca es aproximadamente el doble que la fracción o porcentaje en peso. Una concentración del 2% [0,02 kg/kg] (porcentaje en peso) de TOC en la roca equivale a aproximadamente un 4% [0,04 m3/m3] (fracción volumétrica) de TOC. El cálculo exacto depende de la densidad y la madurez de la materia orgánica y de la densidad volumétrica de la roca hospedadora.

17. Bohacs KM, Grabowski GJ Jr, Carroll AR, Mankiewski PJ, Miskell-Gerhardt KJ, Schwalbach JR, Wegner MB y Simo JA: “Production, Destruction, and Dilution—The Many Paths to Source-Rock Development,” en Harris NB (ed): The Deposition of Organic-Carbon-Rich Sediments: Models, Mechanisms, and Consequences. Tulsa: Society of Sedimentary Geology, SEPM Special Publication 82 (2005): 61–101.

Para obtener más información sobre la geoquímica de las rocas generadoras, consulte: McCarthy K, Rojas K, Niemann M, Palmowski D, Peters K y Stankiewicz A: “La geoquímica básica del petróleo para la evaluación de las rocas generadoras,” Oilfield Review 23, no. 2 (Diciembre de 2011): 36–47.

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24 Oilfield Review

cesos de consumo bacteriano, reacciones de oxi-dación a profundidades someras y reacciones más profundas, activadas térmicamente, que transforman parte de la materia orgánica en petróleo y gas hasta que ésta se convierte final-mente en grafito o en carbono muerto. La porción principal de materia orgánica presente en las rocas generadoras es el kerógeno, que resulta inso-luble en los solventes orgánicos comunes; la otra porción es el bitumen, que es soluble.

El kerógeno posee características petrofísicas que difieren significativamente de las de los com-ponentes minerales de la lutita, y estas caracte-rísticas afectan las propiedades volumétricas generales de la roca yacimiento. Por ejemplo, dependiendo del tipo y la madurez del kerógeno, su densidad puede variar entre 1,1 y 1,4 g/cm3, valor considerablemente inferior al de la densidad volumétrica de su roca arcillosa hospedadora.18 En consecuencia, la densidad volumétrica de las lutitas ricas en contenido orgánico parece más baja (como si la lutita tuviera una porosidad más alta) que la de las lutitas que contienen concen-traciones más bajas de kerógeno.

La distribución del kerógeno varía entre par-tículas aisladas dispersadas a través de la matriz de fangolita, y lentes y mantos alineados con las láminas de fangolita. Los investigadores observa-ron que las partículas de kerógeno contienen una porosidad secundaria que se formó probable-mente durante el proceso de madurez térmica.19

Esta porosidad orgánica se manifiesta como nano poros, que se definen como poros con un diáme-tro menor a 1 micrón.

El diagrama estructural del kerógeno afecta las propiedades físicas de las fangolitas ricas en materia orgánica. Cuando el contenido orgánico es alto y el kerógeno forma redes interconectadas paralelas a las capas a través de la estructura de la fangolita, la porosidad orgánica puede ser sufi-ciente para almacenar hidrocarburos y proporcio-nar permeabilidad a los hidrocarburos líquidos y gaseosos en una matriz que, de otro modo, exhibi-ría una permeabilidad extremadamente baja.20

Por otra parte, el diagrama estructural del kerógeno afecta las propiedades elásticas y mecánicas de las rocas yacimiento.21 Por lo gene-ral, las fangolitas que contienen kerógeno inter-

conectado en su estructura se caracterizan por sus módulos elásticos más bajos y su mayor ducti-lidad, respecto de las fangolitas que poseen partí-culas de kerógeno aisladas, dispersadas a través de su matriz. El contenido de kerógeno distri-buido en sentido paralelo a las láminas puede afectar profundamente las propiedades anisotró-picas, elásticas y mecánicas, de las fangolitas.22

Estos efectos se incrementan si, además de gene-rar porosidad secundaria en el kerógeno, la gene-ración de hidrocarburos y la carga de las láminas ricas en contenido de kerógeno producen sobre-presión, condición que conduce a la formación de microgrietas paralelas a las capas, que se orien-tan en sentido paralelo a las capas y se abren en sentido perpendicular a éstas.23 Dado que la per-meabilidad de la matriz en los yacimientos de luti-tas es excepcionalmente baja, ya que oscila entre 10–7 y 10–3 mD, las fracturas naturales desempe-ñan un rol significativo en las terminaciones de los yacimientos y la producción de hidrocarburos.

Las fracturas naturales contribuyen al desem-peño de los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico ya que proporcionan

18. La densidad del kerógeno se incrementa a medida que el carbono orgánico madura, pasando de carbono orgánico generativo inmaduro a carbono orgánico no generativo sobremaduro. Para obtener más información sobre el kerógeno, consulte: Jarvie DM, Jarvie BM, Weldon WD y Maende A: “Components and Processes Impacting Production Success from Unconventional Shale Resource Systems,” Search and Discovery Article 40908, adaptado de una presentación oral efectuada en la 10a Conferencia y Exhibición de Geociencias de Medio Oriente, Manama, Bahrain, 4 al 7 de marzo de 2012.

Okiongbo KS, Aplin AC y Larter SR: “Changes in Type II Kerogen Density as a Function of Maturity: Evidence from the Kimmeridge Clay Formation,” Energy & Fuels 19, no. 6 (Noviembre de 2005): 2495–2499.

19. Loucks RG, Reed RM, Ruppel SC y Jarvie DM: “Morphology, Genesis, and Distribution of Nanometer-Scale Pores in Siliceous Mudstones of the Mississippian Barnett Shale,” Journal of Sedimentary Research 79, no. 12 (Diciembre de 2009): 848–861.

Curtis ME, Cardott BJ, Sondergeld CH y Rai CS: “Development of Organic Porosity in the Woodford Shale with Increasing Thermal Maturity,” International Journal of Coal Geology 103 (1º de diciembre de 2012): 26–31.

20. Wang FP y Reed RM: “Pore Networks and Fluid Flow in Gas Shales,” artículo SPE 124253, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 4 al 7 de octubre de 2009.

Ambrose RJ, Hartman RC, Díaz-Campos M, Akkutlu IY y Sondergeld CH: “Shale Gas-in-Place Calculations Part I: New Pore-Scale Considerations,” SPE Journal 17, no. 1 (Marzo de 2012): 219–229.

Curtis ME, Sondergeld CH, Ambrose RJ y Rai CS: “Microstructural Investigation of Gas Shales in Two and Three Dimensions Using Nanometer-Scale Resolution Imaging,” AAPG Bulletin 96, no. 4 (Abril de 2012): 665–677.

21. Suárez-Rivera R, Deenadayalu C y Yang Y-K: “Unlocking the Unconventional Oil and Gas Reservoirs: The Effect of Laminated Heterogeneity in Wellbore Stability and Completion of Tight Gas Shale Reservoirs,” artículo OTC 20269, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 4 al 7 de mayo de 2009.

22. Vernik L y Landis C: “Elastic Anisotropy of Source Rocks: Implications for Hydrocarbon Generation and Primary Migration,” AAPG Bulletin 80, no. 4 (Abril de 1996): 531–544.

Vernik L y Milovac J: “Rock Physics of Organic Shales,” The Leading Edge 30, no. 3 (Marzo de 2011): 318–323.

Sayers CM: “The Effect of Kerogen on the Elastic Anisotropy of Organic-Rich Shales,” Geophysics 78, no. 2 (Marzo–Abril de 2013): D65–D74.

23. Para obtener más información sobre las microgrietas paralelas a las capas, consulte: Lash GG y Engelder T: “An Analysis of Horizontal Microcracking During Catagenesis: Example from the Catskill Delta Complex,” AAPG Bulletin 89, no. 11 (Noviembre de 2005): 1433–1449.

24. Miller C, Hamilton D, Sturm S, Waters G, Taylor T, Le Calvez J y Singh M: “Evaluating the Impact of Mineralogy, Natural Fractures and In Situ Stresses on Hydraulically Induced Fracture System Geometry in Horizontal Shale Wells,” artículo SPE 163878, presentado en la Conferencia de Tecnología de Fracturamiento Hidráulico de la SPE, The Woodlands, Texas, 4 al 6 de febrero de 2013.

25. Weng X, Kresse O, Cohen C, Wu R y Gu H: “Modeling of Hydraulic Fracture-Network Propagation in a Naturally Fractured Formation,” SPE Production & Operations 26, no. 4 (Noviembre de 2011): 368–380.

Kresse O, Cohen C, Weng X, Wu R y Gu H: “Numerical Modeling of Hydraulic Fracturing in Naturally Fractured Formations,” artículo ARMA 11–363, presentado en el 45o Simposio de Mecánica/Geomecánica de las Rocas de EUA, San Francisco, 26 al 29 de junio de 2011.

26. Miller et al, referencia 24.27. Para obtener más información sobre el proceso de

detección de fracturas utilizando sismología de reflexión, consulte: Aarre V, Astratti D, Al Dayyni TNA, Mahmoud SL, Clark ABS, Stellas MJ, Stringer JW, Toelle B, Vejbak OV y White G: “Detección sísmica de fallas y fracturas sutiles,” Oilfield Review 24, no. 2 (Diciembre de 2012): 30–45.

28. Para obtener más información sobre la anisotropía elástica, consulte: Armstrong et al, referencia 13.

29. Para obtener más información sobre el análisis de anisotropía sísmica azimutal, consulte: Barkved O, Bartman B, Compani B, Gaiser J, Van Dok R, Johns T, Kristiansen P, Probert T y Thompson M: “Las diversas facetas de los datos sísmicos de componentes múltiples,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 46–61.

30. Hardage B: “Fracture Identification and Evaluation Using S Waves,” Search and Discovery Article 40792, adaptado de cinco columnas de Geophysical Corner a cargo de B Hardage en AAPG Explorer 32, no. 4–8 (Abril–Agosto de 2011).

31. Burns DR, Willis ME, Toksoz MN y Vetri L: “Fracture Properties from Seismic Scattering,” The Leading Edge 26, no. 9 (Septiembre de 2007): 1186–1196.

32. Se produce un valor alto de variación sísmica cuando los datos sísmicos varían rápidamente, tal como sucede cuando se cruzan fallas o límites estratigráficos.

33. Para obtener más información sobre el modelado de sistemas petroleros, consulte: Al-Hajeri MM, Al Saeed M, Derks J, Fuchs T, Hantschel T, Kauerauf A, Neumaier M, Schenk O, Swientek O, Tessen N, Welte D, Wygrala B, Kornpihl D y Peters K: “Modelado de cuencas y sistemas petroleros,” Oilfield Review 21, no. 2 (Diciembre de 2009): 16–33.

Peters KE, Magoon LB, Bird KJ, Valin ZC y Keller MA: “North Slope, Alaska: Source Rock Distribution, Richness, Thermal Maturity, and Petroleum Charge,” AAPG Bulletin 90, no. 2 (Febrero de 2006): 261–292.

Peters K, Schenk O y Bird K: “Timing of Petroleum System Events Controls Accumulations on the North Slope, Alaska,” Search and Discovery Article 30145, adaptado de una presentación oral efectuada en la Conferencia y Exhibición Internacional de la AAPG, Calgary, 12 al 15 de septiembre de 2010.

Higley DK: “Undiscovered Petroleum Resources for the Woodford Shale and Thirteen Finger Limestone–Atoka Shale Assessment Units, Anadarko Basin,” Denver: Informe de Archivo Abierto del Servicio Geológico de EUA 2011–1242, 2011.

34. Boyer et al (2006), referencia 1.

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Volumen 25, no.4 25

planos de debilidad y conductos para el flujo de fluidos.24 Como planos de debilidad, las fracturas naturales pueden determinar la propagación y el desarrollo de redes de fracturas inducidas, espe-cialmente si la anisotropía de los esfuerzos loca-les es reducida.25 Como conductos para el flujo de fluidos, estas fracturas pueden incrementar el volumen efectivo del yacimiento drenado por el pozo y admitir fluidos a alta presión, que podrían provocar deslizamiento permanente por esfuerzo de cizalla (corte) a través de sus planos de fractu-ramiento e incrementar la apertura y la conducti-vidad de las fracturas.

En los yacimientos prospectivos de fangolita, los puntos dulces locales con buena RQ a menudo contienen fracturas naturales que proporcionan trayectos de flujo. Estos trayectos de flujo conec-tan el almacenamiento y la porosidad de la matriz con las fracturas hidráulicas y el pozo. Las fractu-ras naturales también pueden afectar la CQ a través de la geometría de las redes de fracturas hidráulicas inducidas por los tratamientos de estimulación, que tienden a expandirse y vol-verse más complejas cuando las redes de fractu-ras naturales pre-existentes se orientan formando un ángulo con respecto al esfuerzo horizontal principal actual.26 Cuando los yacimientos de fan-golitas carecen de fracturas naturales, las com-pañías operadoras deben utilizar tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico para generar redes de fracturas inducidas que conec-ten la producción de la matriz del yacimiento con el pozo. Por consiguiente, las fracturas naturales, que pueden incrementar tanto la RQ como la CQ, constituyen un objetivo de exploración sísmica en la búsqueda de puntos dulces en los yacimien-tos de lutitas.

A través del análisis de los atributos sísmicos, los geofísicos detectan y caracterizan las redes de fracturas. Este proceso utiliza la respuesta del volumen promedio de todo el intervalo prospec-tivo que contiene un sistema de fracturas natura-les abiertas.27

Existen numerosos métodos de detección de fracturas que utilizan atributos sísmicos. Cuando las fracturas naturales se alinean con una orienta-ción de rumbo consistente, producen la variación de las propiedades elásticas y los atributos sísmi-cos con el azimut, incluidas la velocidad y la amplitud de las reflexiones.28 Los geofísicos observan estas variaciones, basándose en el aná-lisis de los levantamientos sísmicos de superficie 3D que han sido ejecutados a través de múltiples azimuts.29 El análisis azimutal de las ondas de cizalla (corte, ondas S) ha demostrado ser un buen método de detección de fracturas.30 El aná-

lisis de la dispersión de formas de ondas sísmicas, que en el pasado se trataba a menudo como ruido, también puede revelar información sobre la orien-tación y el espaciamiento de las fracturas a través del análisis de frecuencias.31 Además, las combina-ciones de los atributos, tales como la intensidad de las reflexiones y la variación sísmica —la varia-ción entre las muestras sísmicas— pueden a su vez combinarse, o superponerse, para que queden expuestos los rasgos estructurales sutiles que poseen sistemas de fracturas asociados.32

Puntos dulces a escala regional o a escala de cuencaDurante los primeros años de la oleada actual de actividades registradas en las extensiones pro-ductivas de lutitas, algunos operadores pudieron desarrollar dichas extensiones basándose en los rastros de hidrocarburos observados en los registros de lodo que fueron registrados en las lutitas halla-das durante la perforación de los yacimientos con-vencionales existentes en una cuenca. La industria ya conocía las regiones de estas cuencas en las que las lutitas orgánicas se encontraban térmicamente maduras; por consiguiente, para muchas de las extensiones productivas de lutitas de América del Norte, no fue necesario que los operadores investi-garan su madurez térmica.

Debido al éxito del desarrollo de la lutita Barnett, en la cuenca Fort Worth, en el sector centro-septentrional de Texas, los operadores ampliaron la búsqueda de gas de lutitas más allá de América del Norte para acceder a cuencas menos exploradas. En ciertas cuencas del mundo, se han perforado pocos pozos y los operadores carecen del nivel de conocimiento del marco estructural y estratigráfico necesario para antici-par dónde existen recursos potenciales de lutitas. En estas cuencas, la exploración inicial de yaci-mientos potenciales de lutitas se basa en la eva-luación de los levantamientos sísmicos 2D pre-existentes y en datos estructurales adiciona-les derivados de los análisis de percepción remota y de estudios de afloramientos de la geo-logía de superficie.

Los geocientíficos evalúan estos datos para establecer el marco estructural de las principales unidades estratigráficas de las cuencas, incluidas las localizaciones de las zonas de fallas primarias y otros rasgos tectónicos. Una vez que concluyen este análisis, los analistas de cuencas pueden uti-lizar el marco estructural como dato de entrada para el modelado de los sistemas petroleros con el fin de determinar si las formaciones de lutitas orgánicas podrían estar térmicamente maduras y, en ese caso, en qué lugar de la cuenca se

encuentran.33 Cuando esta información se com-bina con el mapeo regional de los datos TOC dis-ponibles, es posible identificar puntos dulces de escala regional o de cuenca, lo que permite a los operadores seleccionar las localizaciones ópti-mas para la perforación de pozos piloto verticales iniciales en la fase de exploración siguiente.

Puntos dulces locales o en áreas operativasEl modelado de los sistemas petroleros predice la localización y las características de los puntos dulces a escala de cuenca, incluida la distribución del contenido de kerógeno, su madurez térmica y la presión de poro en el intervalo prospectivo. No obstante, estas predicciones pueden ser confir-madas solamente a través de la perforación de un pozo piloto. Las mediciones derivadas de los núcleos y los registros del pozo piloto vertical pro-porcionan los datos necesarios para actualizar el modelado y determinar si el pozo piloto intersectó un punto dulce. Los ingenieros pueden clasificar los puntos dulces locales a través del análisis de RQ y CQ, utilizando los datos de los núcleos y los registros recién adquiridos.

Los puntos dulces locales de alta RQ poseen una o más de tres propiedades. Pueden exhibir una porosidad de matriz alta con cantidades sig-nificativas de gas libre, que puede ser producido con altas tasas durante la producción inicial, per-mitiendo la rápida recuperación de la inversión en un pozo de evaluación horizontal.

Además, los puntos dulces pueden contener concentraciones significativas de kerógeno. Aquéllos que son ricos en contenido de kerógeno también contienen grandes volúmenes de gas adsorbido, que es almacenado principalmente en las superfi-cies del kerógeno.34 Este gas adsorbido contribuye a la producción sostenida, a medida que se reduce la presión durante el agotamiento del yacimiento, mucho después de consumido el gas libre.

Los puntos dulces locales con buena RQ pue-den exhibir también densas redes de microfractu-ras abiertas. De un modo similar a los puntos dulces de alta porosidad, los puntos dulces densamente fracturados contienen gas libre que es producido durante la etapa inicial de producción de un pozo. Además, en un yacimiento de lutitas, las microfrac-turas incrementan la permeabilidad sistémica.

Los puntos dulces con la mejor RQ exhiben las tres propiedades —incremento de la porosidad, kerógeno y presencia de microfracturas— lo que a su vez afecta diversos atributos de los datos sísmi-cos a través de su efecto en las propiedades de las rocas. El incremento de la porosidad y la presencia de fracturas habitualmente producen reducciones de la velocidad sísmica y un incremento de la ate-

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26 Oilfield Review

nuación de las altas frecuencias. Las concentra-ciones de kerógeno también pueden reducir los módulos elásticos y la densidad de las fangolitas, pero en menor medida. Los cambios producidos en ciertos atributos sísmicos asociados con estas pro-piedades de las rocas pueden ser utilizados para identificar los puntos dulces con buena RQ.

Correlación entre las anomalías de frecuencia y el comportamiento de la producciónEn la cuenca de Arkoma, en el sureste de Oklahoma, EUA, se ha establecido producción de gas de la lutita Woodford, una fangolita rica en contenido orgánico de edad Devónico tardío–Mississippiano temprano. Su mineralogía corres-ponde principalmente a cuarzo e illita, con pequeñas cantidades de pirita y dolomía. La poro-sidad varía entre el 3% y el 9% y el TOC, entre 1 y 14 como porcentaje en peso [0,01 y 0,14 kg/kg].35

Un operador que pretendía producir gas de la lutita Woodford había perforado seis pozos verti-cales en un área de 10 km2 [4 mi2]. Las tasas de producción de los pozos variaban considerable-mente. En un período de 2,5 años, la producción acumulada de gas por pozo osciló entre 0,51 y 10,5 millones de m3 [18 y 372 MMpc] con una pro-

ducción acumulada promedio, proveniente de los cinco pozos productores inferiores extremos, de 1 millón de m3 [40 MMpc]. El operador había efec-tuado un levantamiento sísmico 3D en el campo y solicitó que los analistas de Schlumberger interpre-taran los datos para determinar porqué la produc-ción era tan variable, además de localizar áreas de producción potencialmente mayor.

Los datos sísmicos 3D proporcionan una cobertura mucho más amplia del intervalo pros-pectivo que la que podría lograrse con los datos de pozos verticales u horizontales e inicialmente fueron interpretados para localizar fallas y cual-quier otro riesgo geológico presente en el área, pero la observación del fallamiento y el fractura-miento asociados con las zonas de daño de las fallas no sirvió como explicación para la historia de producción o la variabilidad entre los pozos.

Los geofísicos analizaron los datos en busca de los atributos sísmicos que revelaran la exis-tencia de puntos dulces con buena RQ e identifi-caron un atributo sísmico de frecuencia que, en ciertas frecuencias, se correspondía con áreas de mayor producción. Estas anomalías sísmicas correspondientes a puntos dulces eran áreas en las que la frecuencia sísmica predominante

demostró ser relativamente baja, aparentemente como resultado de la dispersión de las ondas en las redes de fracturas naturales o las microfracturas.36 Las anomalías aparecían en el campo como man-chas aisladas y el equipo de trabajo interpretó que representaban áreas de incremento de la porosi-dad y microfracturamiento dentro del yacimiento de lutitas. Los pozos productivos se encontraban ubicados dentro de estas áreas anómalas, en tanto que los pozos con un desempeño insuficiente no lo estaban. El pozo con mayor producción se encuen-tra ubicado en una gran anomalía (izquierda). En el momento del estudio, la producción de este pozo superaba en nueve veces a la producción prome-dio de los otros cinco pozos combinados. Esta observación se condice con el incremento en diez veces observado en la lutita Barnett para los pozos localizados en los puntos dulces.37

En otra extensión productiva de lutitas, un operador estaba abocado al desarrollo de un yaci-miento no convencional fracturado de carbona-tos y lutitas gasíferas combinados, ubicado en la cuenca de Delaware en la porción sur de Nuevo México y Texas occidental, en EUA. La compañía había perforado numerosos pozos horizontales en la interfaz existente entre los carbonatos y las lutitas infrayacentes. La producción de estos pozos mostraba variaciones significativas.

Los geofísicos de Schlumberger analizaron un volumen sísmico 3D para ayudar a determinar la localización y la extensión de los puntos dulces potenciales con buena RQ y definir su naturaleza geológica. Estos profesionales efectuaron un pro-ceso de inversión azimutal antes del apilamiento y diversos estudios relacionados con las frecuencias. Los resultados de estas investigaciones indepen-dientes convergieron en las mismas localizaciones del yacimiento de lutitas que los puntos dulces potenciales con buena RQ. Estos puntos dulces se manifestaban a través de anomalías específicas de atributos sísmicos relacionados con las frecuen-cias que además coincidían con zonas de anisotro-pía de ondas S. El equipo de trabajo interpretó estas áreas como volúmenes de microfractura-miento incrementado en la porción superior de la lutita gasífera (próxima página, arriba).

El operador perforó tres pozos horizontales a lo largo de la interfaz carbonato/lutita con la esperanza de encontrar fracturas en la formación carbonatada y zonas de alto contenido de gas en la lutita. Aparentemente, las tasas de producción de estos pozos se relacionaban directamente con la magnitud y el tamaño de las anomalías de fre-cuencia y la anisotropía de las ondas S. El pozo A fue perforado a través del tope de un rasgo anticli-nal suave, donde la gran variación sísmica indicaba

> Puntos dulces con calidad de yacimiento en un yacimiento de lutitas. Seis pozos verticales (puntos rojos) fueron perforados en la lutita Woodford, en la cuenca de Arkoma, en el sector sudeste de Oklahoma. Su producción acumulada de gas al cabo de aproximadamente 2,5 años, hasta junio de 2009, mostró variaciones significativas. La interpretación de un conjunto de datos sísmicos 3D reveló la presencia de fallas (negro). Sin embargo, la proximidad del pozo a las fallas, que a menudo se asocia con la densidad de las fracturas en la zona de daño de las fallas, no sirvió como explicación para la variación de la producción. Un análisis de las frecuencias sísmicas del conjunto de datos reveló un atributo de frecuencia que los intérpretes identificaron con puntos dulces con alta RQ (contornos de guiones rojos) cuando era fuerte. La producción de gas se correlacionó con el tamaño y la intensidad de los puntos dulces identificados por medio de la sísmica.

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 5ORWIN 13/14 SHLSMC 5

18 MMpc

23 MMpc

22 MMpc

80 MMpc

61 MMpc

372 MMpc

N

0 km

0 mi 2

2

Anom

alía

de

frecu

enci

a

Fuerte

Débil

Anomalíano sometida

a prueba

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Volumen 25, no.4 27

35. Oficina de Energía Fósil del Departamento de Energía de EUA y Laboratorio Nacional de Tecnología Energética: “Modern Shale Gas Development in the United States: A Primer,” Washington, DC: Departamento de Energía de EUA, abril de 2009.

36. Las porciones de longitud de onda más corta de las señales sísmicas se dispersan lo suficiente como para volverse incoherentes y suprimirse entre sí.

37. Baihly et al, referencia 5.

> Detección de fracturas con atributos sísmicos de frecuencia. Un diagrama de panel sísmico, compuesto por secciones sísmicas y un corte a través de un horizonte sísmico, muestra un atributo sísmico relacionado con la frecuencia. El corte a través del horizonte sísmico se combina además con el atributo de variación sísmica (escala de grises); sólo se muestran los valores de variación altos. El diagrama de panel (inserto) se forma a partir de las secciones sísmicas, a lo largo de las trayectorias de los pozos A, B y C (azul oscuro). El corte a través del horizonte sísmico, tomado a lo largo del tope de la formación que se encuentra inmediatamente por debajo del yacimiento de lutitas, es curvado por la presencia de un anticlinal suave. A lo largo de la cresta del anticlinal, la variación sísmica y los atributos de frecuencia son significativos. Las tasas promedio de producción mensual de gas, mostradas por encima del tramo lateral de cada pozo, ilustran cómo la tasa de producción de cada pozo se corresponde con su proximidad a las anomalías de frecuencia fuertes.

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 6ORWIN 13/14 SHLSMC 6

Anom

alía

de

frecu

enci

a

Débil

Fuerte

Valores de variación

AltosBajos

64 MMpc 28 MMpc 7 MMpc

Indicador de fallascon gran variación

Cresta delanticlinal

Pozo A Pozo B Pozo C

Anomalía defrecuencia

Ausenciade fallas

Horizonte a lo largodel tope de la siguienteformación más profunda

Diagrama de panel sísmico

, Rastros de gas encontrados durante la perforación del pozo A (línea negra). Se muestra una sección sísmica (fondo) en perspectiva, mirando hacia abajo y hacia su interior. Esta sección es paralela a la trayectoria del pozo A y atraviesa el volumen 3D del atributo de frecuencia. Los valores altos del atributo de frecuencia (rojo y rosa) aparecen como nubes que salen de la sección. Las lecturas de cromatografía en fase gaseosa (curva azul), obtenidas del registro de lodo, se muestran a lo largo de la porción horizontal del pozo A. Las localizaciones de los conjuntos de disparos (diamantes cian) se alinean con los puntos de profundidad del registro de lodo (triángulos rojos pequeños por debajo de la curva del registro). Los rastros de gas del registro de lodo eran fuertes cuando el pozo se encontraba cerca de los valores altos del atributo de frecuencia derivado por medio de la sísmica.

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 7ORWIN 13/14 SHLSMC 7

Anom

alía

de

frecu

enci

a

Débil

Fuerte

Valores altos deanomalías de frecuencia

Más lejos de la anomalía

Cerca dela anomalía

Rastros de gasen el registro de lodo

Rastros fuertes Rastros débiles

la presencia de fallamiento a lo largo de la cresta del pliegue. En el momento del estudio, el pozo A era el mejor productor, con una tasa de producción promedio de 1,8 millones de m3 [64 MMpc] de gas por mes. El pozo B fue perforado cerca de una anomalía de frecuencia más pequeña y su tasa de producción mensual fue de 0,79 millones de m3 [28 MMpc], menos de la mitad que la del pozo A. El pozo C no penetró una anomalía de frecuencia y su tasa de producción mensual fue de tan sólo 0,2 millones de m3 [7 MMpc].

El equipo de trabajo consideró que las anoma-lías de frecuencia realzaban zonas de la lutita que contenían más microfracturas que otras localizaciones. La concentración de las micro-fracturas en la cresta del anticlinal es consis-tente con la extensión tectónica experimentada por las capas durante la formación del anticlinal. Otras evidencias indican que este fracturamiento no se extendió a través de todo el espesor arcilloso. Las zonas de microfracturamiento incrementado de la lutita, encontradas por el pozo A y, en mucho menor grado, por el pozo B, fueron res-ponsables del mejoramiento de la producción observado en ambos pozos respecto del pozo C.

El examen de los rastros de gas encontrados durante la perforación del pozo A también sus-tentó esta interpretación (izquierda, extremo inferior). Los rastros de gas más fuertes coinci-dieron con las anomalías de frecuencia fuertes. En las zonas en las que las anomalías de frecuen-cia eran más débiles, los rastros de gas no exhi-bían tanta intensidad.

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28 Oilfield Review

En otra localización de la misma área de estu-dio de la cuenca Delaware, el operador perforó dos pozos horizontales a partir de un pozo piloto vertical. Los pozos fueron perforados de este a oeste, se estimularon hidráulicamente en múltiples etapas, y fueron monitoreados para el seguimiento de la microsismicidad inducida. El equipo de trabajo pudo correlacionar las localizaciones de los even-tos microsísmicos con las áreas en las que las ano-malías de frecuencia eran más fuertes (arriba). Resultaba evidente que los niveles altos de ano-malías de frecuencia se correspondían con pun-tos dulces con buena RQ, o más específicamente, con zonas de alta porosidad e incremento de la densidad de las microfracturas. Además, estas zonas parecían exhibir una CQ favorable.

Asociación entre la anisotropía y los patrones de producciónLa formación Bakken corresponde a un sistema petrolero productor de petróleo. Su estratigrafía representa la depositación en un ambiente restrin-gido de agua somera existente en la mayor parte de la cuenca Williston, que cubre partes de Alberta, Saskatchewan y Manitoba, en Canadá y Montana, Dakota del Norte y Dakota del Sur en EUA.38 La for-mación Bakken es de edad Devónico tardío–Mississipiano temprano y yace en discordancia

por encima de la formación Three Forks de edad Devónico tardío y en concordancia por debajo de la formación Lodgepole Limestone de edad Mississipiano temprano.39 La formación Bakken ha sido subdividida en tres miembros: inferior, medio y superior. El miembro medio corresponde al yacimiento y es un intervalo clástico-carbona-tado mixto compuesto por areniscas dolomíticas, dolomías y calizas. Los miembros superior e infe-rior están compuestos por lutitas ricas en conte-nido orgánico que actúan como sello y como fuente de hidrocarburos.

El modelo para la formación Bakken es el de un sistema petrolero continuo.40 Los miembros superior e inferior de la lutita Bakken rica en contenido orgánico poseen entre un 8 y un 10% [0,08 y 0,1 kg/kg] (porcentaje en peso) de TOC y corresponden a rocas madre generadoras de petróleo, que había migrado localmente hacia los yacimientos alojados en el miembro medio adya-cente de la formación Bakken y la formación Pronghorn infrayacente, que incluye la arenisca Sanish de la formación Three Forks. Dada la natu-raleza relativamente cerrada de este sistema petrolero, se produce sobrepresión en las porcio-nes más profundas de la cuenca en las que acae-ció la mayor parte del proceso de generación de hidrocarburos. El espacio poroso y las fractu-

ras existentes en los miembros superior e inferior de la lutita Bakken también constituyen el yaci-miento de almacenamiento.

Las fracturas naturales pueden ocurrir local-mente en la formación Bakken y cuando su inten-sidad es suficientemente alta, como sucede a través del anticlinal Antelope en Dakota del Norte, pueden incidir en la producción. En gene-ral, las fracturas son verticales a subverticales y se encuentran limitadas por capas y parcial o totalmente rellenas de cuarzo, calcita o, rara-mente, cementos piríticos. Algunas microfractu-ras verticales parecen ser fracturas de expulsión, o de descarga de fluidos, que se forman cuando las presiones de los fluidos exceden el esfuerzo de compresión principal mínimo prevaleciente, permitiendo que el petróleo migre desde las rocas generadoras hacia el interior de los miem-bros prospectivos adyacentes.

La porosidad y permeabilidad (RQ) del miem-bro medio, junto con el grado de sobrepresión, desempeñan un rol importante para la determina-

38. Sturm SD y Gómez E: “Role of Natural Fracturing in Production from the Bakken Formation, Williston Basin, North Dakota,” Search and Discovery Article 50199, adaptado de una presentación de posters efectuada en la Convención y Exhibición Anual de la AAPG, Denver, 7 al 10 de junio de 2009.

39. Pitman JK, Price LC y LeFever JA: “Diagenesis and Fracture Development in the Bakken Formation, Williston Basin: Implications for Reservoir Quality in the Middle Member,” Denver: Artículo Profesional del Servicio Geológico de EUA 1653, 2001.

Pollastro RM, Roberts LNR y Cook TA: “Geologic Assessment of Technically Recoverable Oil in the Devonian and Mississippian Bakken Formation,” en US Geological Survey Williston Basin Province Assessment Team (ed): Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the Williston Basin Province of North Dakota, Montana, and South Dakota, 2010, Denver: Serie de Datos Digitales del Servicio Geológico de EUA DDS–69–W (2011):5-1–5-34.

40. Un sistema petrolero continuo es aquél que exhibe poca o ninguna segregación gravitacional, o por flotabilidad, de los fluidos de yacimiento. El petróleo o el gas generado migró directamente hacia el yacimiento de almacenamiento dentro de la roca generadora o en las formaciones adyacentes. Esto difiere de los sistemas petroleros convencionales en los que el petróleo o el gas generado migró desde las rocas generadoras hacia las trampas que yacen por debajo de un sello de yacimiento. Los yacimientos convencionales exhiben contactos de fluidos netos, que son producto de la segregación gravitacional.

41. Johnson GM y Miller P: “Advanced Imaging and Inversion for Unconventional Resource Plays,” First Break 31, no. 7 (Julio de 2013): 41–49.

Para obtener más información sobre el Sistema Público de Agrimensura de Tierras, consulte: “US Topo Quadrangles—Maps for América.” http://nationalmap.gov/ustopo/ (Se accedió el 17 de enero de 2014).

42. Johnson GM y Dorsey J: “Modeling Overburden Heterogeneity in Terms of Vp and TI for PSDM, Williston Basin, U.S.A.,” Resúmenes Expandidos, 80a Reunión Anual de la SEG, Denver (17 al 22 de octubre de 2010): 4062–4065.

43. Para obtener más información sobre el procesamiento OVT, consulte: Stein JA, Wojslaw R, Langston T y Boyer S: “Wide-Azimuth Land Processing: Fracture Detection Using Offset Vector Tile Technology,” The Leading Edge 29, no. 11 (Noviembre de 2010): 1328–1337.

> Comparación de la microsismicidad con las anomalías de atributos de frecuencia que indican zonas de buena CQ. Esta vista en perspectiva mira hacia abajo en el interior de una sección sísmica que se extiende de oeste a este. La sección sísmica es totalmente opaca y muestra todos los valores del atributo de frecuencia. Dos pozos horizontales (curvas negras) fueron desviados a partir de un pozo piloto vertical situado al este. Los valores altos del atributo de frecuencia, contenidos en el volumen sísmico 3D y limitados a la porción superior del yacimiento de lutitas, se muestran como nubes (tostado a rojo). Los eventos microsísmicos (puntos), codificados en color por etapa de estimulación, tienden a ocurrir donde los valores de la anomalía de frecuencia son altos (óvalos blancos). Esta relación indica que, cuando son fuertes, los valores de este atributo de frecuencia también pueden indicar zonas de buena CQ.

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 8ORWIN 13/14 SHLSMC 8

Anom

alía

de

frecu

enci

a

Débil

Fuerte

N

S

EO

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Volumen 25, no.4 29

> Rocas sometidas a esfuerzos. Los diagramas estructurales blandos —maleables y plásticos— orientados de manera aleatoria (extremo superior izquierdo, azul) en una matriz hospedadora (tostado) pueden abrirse en cualquier dirección en un campo de esfuerzos isotrópicos; los diagramas estructurales blandos pueden incluir poros, partículas de kerógeno y microgrietas. Bajo un campo de esfuerzos anisotrópicos (extremo superior derecho), dichos diagramas estructurales se comprimen preferentemente en la dirección del esfuerzo de compresión máximo (flechas naranjas) y sus formas se modifican menos en las direcciones de los otros esfuerzos principales. El esfuerzo de compresión máximo con orientación N–S (σHmax, extremo inferior izquierdo) hace que las ondas S polarizadas incidentes SO–NE (flechas grises) se separen en ondas S rápidas polarizadas N–S (flechas marrones) y ondas S lentas polarizadas O–E (flechas doradas). Además, las ondas P incidentes (flechas verdes) se resuelven en ondas P, que son más rápidas (flechas rojas) en sentido paralelo al esfuerzo de compresión máximo N–S y más lentas (flechas azules) en sentido perpendicular a éste; la sinusoide (extremo inferior derecho) muestra toda la variación azimutal de velocidad de ondas P.

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 9ORWIN 13/14 SHLSMC 9

NESO

Onda S rápida, N–S

Onda S lenta, O–E

σHmax

σV

σHmin

Campo de esfuerzos isotrópicos Campo de esfuerzos anisotrópicos

Azimut

Onda P rápida, N–S

Onda P lenta, O–E

Onda P incidente

Onda P incidenteOnda S incidente

Velo

cida

d de

ond

a P

Este

Norte Sur

Oeste

ción de la productividad de la formación Bakken. La capacidad para predecir dónde se registra la mejor calidad del yacimiento incrementa signifi-cativamente la posibilidad de éxito en esta exten-sión productiva.

Por este motivo, una compañía de E&P que operaba en la cuenca Williston contrató los servi-cios de Schlumberger, cuyos geofísicos reprocesa-ron un levantamiento sísmico multiazimutal 3D patentado que cubría un área de la extensión productiva Bakken en Dakota del Norte. El hori-zonte prospectivo objetivo se encontraba en el miembro medio de la formación Bakken. La com-pañía pretendía basar las localizaciones de perfo-ración en patrones de producción inicial y atributos sísmicos, factores que en ambos casos son afectados por las características de la geolo-gía del yacimiento. La compañía esperaba poder abandonar la práctica de perforar los pozos sobre la base de patrones geométricos —límites de concesiones o el Sistema Público de Agrimensura

de Tierras— que ignoran la heterogeneidad geo-lógica, y adoptar un enfoque deliberado para posicionar, orientar y perforar pozos horizontales de relleno en las localizaciones altamente pro-ductivas del yacimiento.41

Los geocientíficos construyeron un modelo geológico calibrado que fue restringido con todos los datos geológicos disponibles, incluidos regis-tros de pozos, imágenes de la pared del pozo y muestras de núcleos. Luego, procesaron los datos sísmicos 3D para dar cuenta de la variabilidad horizontal y la anisotropía de las velocidades sís-micas observadas en los estratos que suprayacen el yacimiento.42 Los procesadores sísmicos clasifi-caron los datos sísmicos en colecciones de mosai-cos de vectores de desplazamiento (offset vector tiles, OVT), en los que las trazas comparten un azimut y un desplazamiento similar entre fuentes y receptores.43 Mediante la utilización de la tomo-grafía OVT multiazimutal de alta resolución, los procesadores modelaron las velocidades sísmicas

y la anisotropía y las utilizaron para la migración en profundidad antes del apilamiento (PSDM) de las colecciones OVT. Si no existía concordancia entre los picados sísmicos de las profundidades de los topes de formaciones derivados de la PSDM y los provenientes de los datos de pozos, se reajustaban los parámetros del modelo de aniso-tropía y de velocidad, y se reiteraban los pasos correspondientes a la tomografía y la PSDM hasta lograr una concordancia aceptable entre el modelo geológico y la imagen PSDM.

Una vez lograda la concordancia entre el modelo geológico y la imagen PSDM, el procesa-miento subsiguiente se pudo enfocar en los efec-tos anisotrópicos sísmicos, observados en las profundidades del yacimiento Bakken medio, que parecían tener su origen en los diagramas estruc-turales geológicos orientados o en la anisotropía de esfuerzo (arriba). Los geofísicos utilizaron el flujo de trabajo de anisotropía elíptica ajustada a partir de los tiempos de viaje (FEATT) para

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30 Oilfield Review

> Anisotropía azimutal. Los datos sísmicos se clasificaron en mosaicos de vectores de desplazamiento (offset vector tiles, OVT) y fueron convertidos a profundidad mediante los procesos de migración convencional (extremo superior izquierdo), migración en profundidad antes del apilamiento (PSDM) anisotrópica, y tomografía (extremo superior derecho). El último de estos procesos redujo la ondulación de los datos atribuible a los efectos de la sobrecarga y generó conjuntos de datos apropiados para el análisis de anisotropía azimutal. En ambos paneles, la línea amarilla en zigzag proporciona la distribución azimutal en el OVT, y el desplazamiento se incrementa de izquierda a derecha. Los datos OVT PSDM (recuadro cian) fueron convertidos de profundidad a tiempo (extremo inferior izquierdo), y se seleccionó un horizonte (rojo) para el análisis de anisotropía elíptica ajustada a partir de los tiempos de viaje (FEATT) (extremo inferior derecho). En este ejemplo, los procesadores sísmicos seleccionaron el número mínimo de tres puntos (rojo) requeridos para ajustar una elipse; en la práctica, utilizan muchos más puntos que tres. Los procesadores convirtieron el valor delta-t residual en cada azimut a velocidad de ondas P (el radio de la gráfica radial) y ajustaron una elipse FEATT (puntos azules, puntos negros y radios) a los puntos de entrada. La elipse arrojó un azimut de velocidad de ondas P rápidas de 114,24° con una relación entre las velocidades de ondas P lentas y rápidas de 0,974, o una anisotropía de velocidad de ondas P de 2,6%. (Adaptado de Johnson y Miller, referencia 41.)

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 10ORWIN 13/14 SHLSMC 10

0

180

Tiem

po d

e vi

aje

Prof

undi

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Desplazamiento

Velo

cida

d de

onda

s P,

m/s

3 000

3 200

3 400

3 600

3 800

Desplazamiento

Puntos de entradaPuntos ajustadosDefinición de la elipse

Sección de trazas comunes OVT PSDM

Migración convencional del OVT Migración PSDM avanzada del OVT

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

Eje mayor 114,24°Relación geométrica 0,974

Azim

ut, g

rado

s

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Volumen 25, no.4 31

> Puntos dulces de producción. Un horizonte sísmico que atraviesa el miembro Bakken medio muestra la relación entre las velocidades de ondas S lentas y rápidas derivada de la inversión AVOAZ. Las flechas negras representan la magnitud relativa de la anisotropía estimada de las ondas S; las direcciones de las flechas proporcionan el azimut del vector de ondas S derivado de la inversión. Los círculos de colores indican la localización promedio de los pozos horizontales largos y muestran los primeros 90 días de producción de petróleo en el área mapeada. Al oeste, la producción varía entre baja y moderada, y la anisotropía de velocidad de las ondas S es débil (azul a púrpura); la dirección de las ondas S rápidas tiende a ser NO–SE. Al este, la producción es mayor, la anisotropía es más fuerte (amarillo a rojo) y la dirección de las ondas S rápidas es SO–NE, lo que resulta consistente con la dirección del esfuerzo de compresión principal máximo regional actual. La producción inicial tiende a ser mayor donde la anisotropía es más fuerte. Los analistas interpretan que la anisotropía se asocia con los puntos dulces de producción, que son objetivos de perforación potenciales. (Adaptado de Johnson y Miller, referencia 41.)

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 11ORWIN 13/14 SHLSMC 11

3 000

12 000

0

0

m

pies

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

70 000

80 000

60 000

Prim

eros

90

días

de

prod

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e pe

tróle

o, b

bl

Anisotrópica Isotrópica

0,8 1,0

Relación entre las velocidades de ondasde cizalla (corte) lentas y rápidas

N

hallar las direcciones y las velocidades de las ondas compresionales (ondas P) rápidas y lentas a nivel del yacimiento.

El flujo de trabajo FEATT comienza con la conversión de las colecciones OVT PSDM de pro-fundidad a tiempo de viaje doble (ida y vuelta). El analista, o una rutina automatizada, pica los tiempos de viaje residuales a través de los hori-zontes de tiempo de desplazamiento común y azimut común, convierte los tiempos de viaje en velocidades de intervalo y ajusta una elipse a las velocidades. Los ejes mayor y menor de la elipse y sus orientaciones proporcionan estima-ciones de las direcciones y las velocidades de las ondas P rápidas y lentas (página anterior).

Luego de la aplicación del flujo de trabajo FEATT, los geofísicos aplicaron los análisis de variación de la amplitud con el desplazamiento y el azimut (AVOAZ) para estimar la anisotropía de

velocidad de las ondas S.44 El análisis AVOAZ de las ondas S puede proporcionar una resolución vertical de la variación de la anisotropía mayor que la de los métodos de anisotropía de la veloci-dad de las ondas P, debido a su sensibilidad con respecto a los contrastes de interfaz más que a la respuesta acumulada promedio de los estratos suprayacentes.45

La dirección del esfuerzo de compresión hori-zontal principal máximo actual de la formación Bakken, determinada a partir de las estimulacio-nes por fracturamiento hidráulico, es en general NE–SO.46 Las fracturas naturales observadas en los pozos del área de investigación tenían una orienta-ción NO–SE, en la dirección del esfuerzo de com-presión horizontal mínimo actual. Las fracturas tendían a estar mineralizadas, poseían permeabili-dades del orden de microdarcies a nanodarcies y se consideraba que no contribuyeran a la producción.47

Además, la RQ de la formación Bakken en el área de investigación variaba entre pobre y regular, lo que explica las bajas tasas de producción.

El equipo de trabajo comparó los resultados del análisis de anisotropía sísmica con los prime-ros 90 días de producción de los pozos del campo. Las áreas de baja producción se correlacionaban con las que exhibían una anisotropía débil de ondas P y S, y las áreas de alta producción se aso-ciaban con una anisotropía fuerte (arriba). La ani-sotropía era débil al oeste y fuerte al este, lo que

44. Johnson y Miller, referencia 41.45. Hall SA y Kendall JM: “Constraining the Interpretation

of AVOA for Fracture Characterization,” en Ikelle L y Gangi A (eds): Anisotropy 2000: Fractures, Converted Waves, and Case Studies. Tulsa: Sociedad de Geofísicos de Exploración (2001): 107–144.

46. Sturm y Gómez, referencia 38.47. Sturm y Gómez, referencia 38.

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32 Oilfield Review

> Relación entre las velocidades de ondas S lentas y rápidas cerca de los límites del miembro Bakken medio. La relación entre las velocidades de ondas S fue calculada a partir de una inversión AVOAZ para un par de secciones sísmicas intersectantes. El rectángulo rojo (extremo superior) muestra el intervalo prospectivo del miembro Bakken medio, desplegado en la figura principal (extremo inferior izquierdo). La línea negra vertical de guiones marca la intersección de las secciones sísmicas inline (línea paralela a la dirección de adquisición de los datos) y crossline (línea perpendicular a la dirección de adquisición de los datos) y la localización aproximada de un pozo vertical. En esta localización, la relación entre las velocidades de ondas de cizalla (corte) en la formación Bakken media es más alta (azul a púrpura) en la porción central y más baja (verde a amarillo) en los límites de la formación, lo que indica que la anisotropía se incrementa desde la porción central de la formación hacia sus límites. La gráfica del registro (extremo inferior derecho) muestra dos carriles. El carril 1 (izquierda) exhibe las trazas del registro del pozo correspondientes a la densidad volumétrica (rosa), la lentitud de ondas P (rojo), la impedancia de ondas P (azul) y los topes de las formaciones geológicas y los miembros. El carril 2 (derecha) muestra la relación entre las velocidades de ondas S lentas y rápidas (azul) derivada de la inversión AVOAZ a lo largo de la traza del pozo en la visualización principal; se muestran además los topes de las formaciones y los miembros. Existe una diferencia de resolución entre los registros del pozo y el resultado de la inversión. Las localizaciones de los topes son netas y claras en la visualización del registro del pozo y no tan claras en la visualización de la inversión, debido a las limitaciones de resolución de la sísmica de superficie. (Adaptado de Johnson y Miller, referencia 41.)

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 13ORWIN 13/14 SHLSMC 13

Isotrópica

Relación entre las velocidades de ondas de cizalla lentas y rápidas

Anisotrópica0,820,84

0,86

0,88

0,90

0,92

0,94

0,96

0,981,0

MiembroBakken

medio

30 m

120 m

Densidad volumétrica

Lentitud de ondas P

Impedancia de ondas P

1,5 g/cm3

μs/pies

3

147

15 700 (pie/s)×(g/cm3) 60 500

24

Isotrópica

Relación entre las velocidades de ondas de cizalla

lentas y rápidas

Anisotrópica

Arenisca Sanish

Three Forks

Arenisca Sanish

Three Forks

Falsa formación Bakken

Scallion

Falsa formación Bakken

Scallion

Miembro Bakken superior

Miembro Bakken medio

Miembro Bakken inferior

X 235

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undi

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pie

s

X 240

X 245

X 250

X 255

Lodg

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kken

Miembro Bakken inferior

Miembro Bakken superior

Miembro Bakken medio

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Volumen 25, no.4 33

> Volúmenes con valores de anisotropía altos. Esta vista de la anisotropía de velocidad de ondas S en el miembro Bakken medio mira hacia abajo y hacia el norte. Las nubes naranjas y rojas corresponden a los volúmenes con relaciones bajas entre la velocidad de ondas S lentas y la de ondas rápidas, lo que es equivalente a los valores de anisotropía altos extraídos de los datos sísmicos 3D entre los miembros Bakken superior e inferior. La anisotropía es fuerte al este y al sur, y se debilita hacia el noroeste. La superficie azul por debajo de las nubes proviene del miembro Bakken inferior y muestra el atributo sísmico obtenido con el procedimiento de seguimiento de huellas de hormigas (ant-tracking) (negro a blanco), que acentúa las trazas de las fallas y las fracturas. (Adaptado de Johnson y Miller, referencia 41.)

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 12ORWIN 13/14 SHLSMC 12

Rela

ción

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Anisotrópica

Isotrópica1,0

0,81 500 m4 900 pies

1 500

m

4 900

pie

s

N

Tope del miembro Bakken superior

Tope del miembro Bakken inferior

Tope del miembro Bakken medio

ayudó a explicar porqué la porción este del campo era más productiva que la oeste. Además del mejo-ramiento de la producción de oeste a este, en el área de interés, la orientación de la anisotropía cambiaba de NO–SE, en el oeste, a NE–SO en el este. La explicación de este cambio es un mejora-miento de las propiedades de la matriz; por otra parte, los geofísicos conjeturan que este cambio de dirección de la anisotropía representa un cambio en la orientación de las fracturas naturales entre un lado del campo y el otro. Al este, las fracturas con orientación NE–SO serían paralelas a la direc-ción del esfuerzo principal máximo actual y tende-rían a ser fracturas abiertas (arriba).

Además, la anisotropía parecía fuerte en las inmediaciones de los contactos con las rocas gene-radoras y del yacimiento. Desde la base hacia el

tope, la anisotropía fuerte se producía en torno al contacto entre el miembro Three Forks superior y el miembro Bakken inferior, entre el miembro Bakken inferior y Bakken medio, entre el miem-bro Bakken medio y Bakken superior, y a través del miembro Bakken superior en dirección hacia la caliza Lodgepole inferior (página anterior). Este resultado indica que la anisotropía derivada de los datos sísmicos multiazimutales de superfi-cie 3D puede ser utilizada para delinear la distri-bución areal y en profundidad de los puntos dulces y los objetivos de perforación futuros.

El valor de los datos sísmicosEstos ejemplos de utilización de los datos sísmi-cos de superficie para comprender los patrones de producción fueron retrospectivos en lugar de

prospectivos. Los operadores continúan pro-bando y evaluando los puntos dulces identifica-dos con los pozos nuevos.

Un número cada vez mayor de operadores está adquiriendo y analizando datos sísmicos de superficie 3D durante las primeras etapas —fases de exploración, piloto y evaluación— del ciclo de explotación de las extensiones productivas de luti-tas orgánicas. Los datos sísmicos correctamente analizados e interpretados han demostrado ser inestimables para guiar el posicionamiento de los pozos iniciales en una cuenca arcillosa de fron-tera, de los pozos de evaluación en una cuenca arcillosa prospectiva y de los pozos de relleno como parte de un programa de desarrollo de cam-pos petroleros en una cuenca madura. —RCNH

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34 Oilfield Review

Extracción de núcleos laterales: El tamaño importa

Una muestra de formación, obtenida en el fondo del pozo, proporciona un cúmulo de

información acerca de las propiedades de las rocas de la que no es fácil disponer en

otros lugares. La extracción de núcleos laterales (muestras de pared o testigos laterales)

con herramientas rotativas constituye una alternativa para la adquisición de muestras

de rocas en el fondo del pozo; sin embargo en el pasado, el tamaño pequeño de las

muestras a menudo limitaba la evaluación de laboratorio. Una nueva herramienta

rotativa de extracción de núcleos, con características que mejoran las operaciones de

extracción de núcleos laterales, aborda las limitaciones asociadas con el tamaño de

los núcleos ya que ofrece muestras de mayor diámetro.

Abhishek AgarwalSugar Land, Texas, EUA

Robert LarongaClamart, Francia

Larissa WalkerShell Appalachia ExplorationSewickley, Pensilvania, EUA

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno de 2013/2014: 25, no. 4.Copyright © 2014 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Chad Albury, Ryan Chapman, Lenishan Fernando y Farouk Hamadeh, Perth, Australia Occidental, Australia; Joe Loman, Dacey McManus y Chris Tevis, Houston; William Murphy, e4sciences, Sandy Hook, Connecticut, EUA; Tim Sodergren, Salt Lake City, Utah, EUA; y Benjamín Wygal, Natchez, Mississippi, EUA.CST, FMI, GPIT, MDT, MSCT, TerraTek, TerraTek HRA, TerraTek TRA y XL-Rock son marcas de Schlumberger.HRSCT y RSCT son marcas de Halliburton.MaxCOR y PowerCOR son marcas de Baker Hughes.

Oilfield Review WINTER 13/14Rock Figures Fig. OpenerORWIN 13/14 RCKFG Opener

La petrofísica es la rama de la geología que se ocupa de la determinación de las propiedades físi-cas y el comportamiento de las rocas yacimiento. Algunos petrofísicos se especializan exclusiva-mente en la interpretación de mediciones obteni-das de manera remota en forma de registros; otros

prefieren contar con un trozo de roca yacimiento además de los registros. Quienes manifiestan pre-ferencia por analizar muestras de rocas, prefieren muestras grandes en vez de pequeñas. Mediante la utilización de muestras de rocas más grandes, los geólogos e ingenieros pueden efectuar más expe-

1. Para obtener más información sobre las técnicas de análisis de núcleos y núcleos enteros, consulte: Andersen MA, Duncan B y McLin R: “Los núcleos en la evaluación de formaciones,” Oilfield Review 25, no. 2 (Diciembre de 2013): 16–27.

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Volumen 25, no.4 35

adoptan recaudos especiales para evitar dañar la muestra que se encuentra en el interior del por-tamuestras después que éste se lleva de regreso a la superficie. Las operaciones de extracción de núcleos convencionales a menudo proporcionan las mejores muestras de rocas para probar, analizar y evaluar los yacimientos. No obstante, en compara-ción con las operaciones de perforación normales, el proceso de extracción de núcleos convenciona-les es costoso y requiere mucho tiempo.

Los núcleos laterales (SWCs) son núcleos pequeños de roca tomados en sentido perpendi-cular al pozo; normalmente, se adquieren con herramientas adosadas al cable. Los núcleos late-rales pueden ser recuperados relativamente rápido desde el fondo del pozo y pueden cubrir múltiples zonas de interés en el mismo descenso del cable, por lo que constituyen una alternativa económicamente efectiva con respecto a los núcleos convencionales. Una de las ventajas de los SWCs es que se extraen después de correr los registros, lo que permite que los petrofísicos sean selectivos; pueden seleccionar las profundidades de extracción de núcleos sobre la base de las interpretaciones de los registros adquiridos en

rimentos y determinar con más facilidad las pro-piedades geológicas, geomecánicas y petrofísicas. Debido a la proliferación global de desarrollos de recursos no convencionales, la opción de extraer muestras representativas sin la erogación y la pérdida de eficiencia asociadas con la extracción de núcleos convencionales ha alcanzado un punto crucial.

En la industria del petróleo y el gas, los operado-res utilizan dos métodos principales para obtener muestras de rocas del subsuelo: la extracción de núcleos enteros con el arreglo de perforación y la toma de muestras de la pared del pozo. Los núcleos laterales o testigos laterales, también conocidos como muestras de pared, pueden dividirse a su vez en núcleos obtenidos a percusión o en forma rotativa. Los recortes de perforación, trozos de roca tritura-dos por la barrena de perforación que se hacen circular de regreso a la superficie, constituyen otra fuente de aporte de muestras de fondo de pozo, pero pueden resultar poco confiables para la determinación de las propiedades de las rocas de fondo de pozo debido al daño que pueden experi-mentar durante la perforación y por la incertidum-bre de la profundidad asociada con la circulación.

Los núcleos enteros, también denominados núcleos convencionales, son secciones continuas de roca yacimiento cortadas con una barrena de extracción de núcleos hueca (arriba).1 A medida que la barrena penetra en los estratos, una sec-ción cilíndrica de la roca pasa a través de la herramienta y permanece dentro de un tubo extractor de núcleos, que forma parte del arreglo de perforación de fondo de pozo. Los núcleos ente-ros se cortan normalmente en múltiplos de seccio-nes de 9 m [30 pies] de largo. En los pozos de evaluación de aguas profundas, no es inusual que se extraigan hasta 81 m [270 pies] de núcleos en un solo viaje en el pozo. Los intervalos de extrac-ción de núcleos más largos conllevan el riesgo adi-cional de que se atasquen los tubos extractores de núcleos y se dañen las secciones de núcleos.

Después de extraer núcleos en un intervalo, la brigada de perforación lleva la tubería a la super-ficie y recupera los tubos extractores de núcleos; los tubos extractores de núcleos también pueden ser extraídos del arreglo de fondo por medios mecánicos, lo que permite que el equipamiento de fondo de pozo permanezca en el fondo para la extracción de núcleos continuos. Los técnicos

> Extracción de núcleos convencionales. Utilizada con un equipo de perforación, una barrena con una garganta abierta (extremo superior izquierdo) corta núcleos convencionales. Los núcleos se recuperan en la superficie, se embalan (izquierda) y se transportan a un laboratorio para su análisis. En el laboratorio, los técnicos generalmente cortan el núcleo a lo largo (centro), proceso que se conoce como corte en láminas, con el fin de acceder a la roca representativa para la ejecución de pruebas. Las pruebas, tales como las mediciones de la resistencia a la compresión a lo largo de las líneas rojas que se muestran en el núcleo cortado en láminas, pueden ser efectuadas en esta etapa. Después de someter a pruebas el núcleo cortado en láminas, los técnicos generalmente cortan muestras del núcleo para una evaluación adicional. Un corte de tipo oblea, que es una sección del material del núcleo (derecha), es una alternativa con respecto a la extracción de muestras de núcleos pequeños de secciones cortadas en láminas; estas secciones de material del núcleo proporcionan opciones de pruebas alternativas en el laboratorio de núcleos. (Fotografías, cortesía de Tim Sodergren.)

Oilfield Review WINTER 13/14Rock Figures Fig. 1ORWIN 13/14 RCKFG 1

Barrena de extracción de núcleos

Núcleos embalados

Núcleos en láminas

Corte de tipo oblea

1 pie 1 pulgada1 pulgada

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36 Oilfield Review

agujero descubierto. Los núcleos laterales tam-bién proporcionan un mecanismo alternativo para que los petrofísicos obtengan datos de núcleos en caso de que fallen las operaciones de extracción de núcleos convencionales. Debido a su tamaño pequeño con respecto a los núcleos convencionales, cabe la posibilidad de que los SWCs extraídos en una formación heterogénea no exhiban propiedades representativas de la for-mación a escala de yacimiento. La roca en la que se toma el SWC también puede carecer de los rasgos cruciales que necesitan los geólogos para analizar el yacimiento, especialmente cuando se trata de secuencias laminadas de arenas y lutitas, lutitas orgánicas y yacimientos fracturados.

Existen dos tipos de procesos de extracción de núcleos laterales; a percusión y rotativos. Las herra-mientas de extracción de núcleos a percusión, introducidas en la década de 1930, emplean balas

huecas que son disparadas en la formación utili-zando una carga explosiva. Los SWCs “rotativos” son obtenidos con una herramienta que utiliza una barrena pequeña para cortar núcleos peque-ños de la pared del pozo. Las herramientas rotati-vas de extracción de núcleos fueron desarrolladas principalmente para abordar las deficiencias de los SWCs a percusión.

Este artículo se centra en el desarrollo del pro-ceso de extracción de núcleos laterales y analiza los desarrollos introducidos en la técnica de extracción de núcleos laterales con herramientas rotativas. Algunos casos de estudio demuestran la aplicación de la herramienta XL-Rock —un servicio de extrac-ción de muestras de pared de gran volumen reciente- mente introducido— en un recurso no convencio-nal del nordeste de EUA y en un pozo del área marina de aguas profundas de Australia.

Obtención del núcleoLa introducción de los sistemas de perforación rotativa en el siglo XIX posibilitó la práctica de per-foración con extracción de núcleos enteros. El ori-gen de esta práctica se atribuye al ingeniero civil francés Rudolph Leschot, que instaló diamantes en una barrena de perforación circular hueca para obtener muestras de rocas.2 La extracción de núcleos durante la perforación sigue siendo uno de los pilares de la exploración de minerales.

La primera operación de extracción de núcleos se llevó a cabo en Pensilvania, EUA, en la década de 1860 para localizar capas de carbón y medir su espesor.3 El método de adquisición de registros con cable (perfilaje) —introducido por Conrad Schlumberger en la década de 1920— se conoció originalmente como “extracción de núcleos eléc-tricos” y fue concebido al principio como una herra-mienta para la exploración del carbón. Los geólogos

> Extracción de núcleos laterales a percusión. Las balas para extraer núcleos son disparadas desde una pistola de extracción de núcleos (A) utilizando cargas explosivas detrás de cada una de las balas. Existen a disposición diversos tipos de balas, incluidas balas de tipo combo (B), que son para formaciones semiduras a blandas. Una canaleta alrededor del extremo superior de la bala aloja un anillo de corte (C) que es mantenido en su lugar con un anillo de cierre automático (no mostrado). El tipo de formación determina el anillo de corte a utilizar. En las formaciones blandas, los anillos de corte más grandes reducen la penetración de las balas. Las balas para rocas duras, de acero templado, no utilizan anillos de corte. Los cables adosados a cada una de las balas (D) ayudan a extraer la bala de la formación después de disparada. Las pistolas se llevan a la superficie con las balas adosadas (E) y los técnicos remueven las muestras de núcleos y las colocan en botellas. Las botellas se rotulan, se embalan y se envían a un laboratorio para su análisis. (Fotografía de la pistola de extracción de núcleos recuperada, cortesía de Benjamín Wygal.)

Oilfield Review WINTER 13/14Rock Figures Fig. 2ORWIN 13/14 RCKFG 2

Balas de tipo combo Bala para roca dura

7/8 pulgadas 11/16 pulgadas 11/16 pulgadas

Anillos de corte

0 2pulgadas

Cables de acero

A

C

B

D

E

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Volumen 25, no.4 37

consideran que el proceso de extracción de núcleos convencionales en los pozos de petróleo y gas, téc-nica que se practica con frecuencia incluso en nues-tros días, es crucial en la fase inicial de desarrollo de un campo petrolero.

Lamentablemente, la extracción de núcleos puede afectar la eficiencia de la perforación debido al tiempo que se requiere para cortar y recuperar los núcleos enteros. Dependiendo del objetivo de la extracción de núcleos y las limitaciones de cos-tos, las compañías de E&P pueden considerar que la extracción de núcleos convencionales no es esencial. En esos casos, se puede recurrir a las técnicas de extracción de núcleos laterales a per-cusión y con herramientas rotativas para obtener información de utilidad sobre las rocas yaci-miento. De los dos métodos, el de extracción de núcleos a percusión es el más común; no obs-tante, en ciertos ambientes, especialmente en los yacimientos de rocas duras, en la exploración de aguas profundas y en los recursos no convencio-nales, los petrofísicos prefieren las herramientas rotativas de extracción de núcleos. Los petrofísi-cos utilizan los SWCs para validar las respuestas de los registros y proporcionar propiedades petrofísicas y geofísicas empíricas. Los puntos de extracción de núcleos son determinados sobre la base de la interpretación de los datos derivados de los registros, y los registros de rayos gamma o de potencial espontáneo (SP) se utilizan para correlacionar la profundidad entre los registros adquiridos en agujero descubierto y las profundi-dades de extracción de núcleos.

La primera herramienta de extracción de núcleos a percusión fue introducida en la década de 1930.4 Hoy en día, todas las grandes compañías de servicios con cable ofrecen herramientas de extracción de núcleos a percusión, también cono-cidas como pistolas de extracción de núcleos. Las pistolas de extracción de núcleos, tales como el extractor de muestras cronológicas CST de Schlumberger, son similares a las herramientas originales de extracción de núcleos a percusión introducidas hace casi un siglo; no obstante, las mejoras registradas en el hardware de las pisto-las de extracción de núcleos dieron como resul-tado los sistemas confiables y económicamente efectivos que se emplean actualmente.

Las pistolas de extracción de núcleos poseen balas huecas, con forma de cilindro, instaladas en una ristra transportadora (página anterior). Las balas son eyectadas en el pozo desde la ristra por medio de una carga explosiva. Cada bala es disparada en secuencia mediante la aplicación

de energía eléctrica desde la superficie después de posicionar la herramienta en la zona deseada. Las balas se adosan al cuerpo de la pistola por medio de cables de acero, lo que facilita la extracción de los núcleos de la pared del pozo. Después que una bala se incrusta en la forma-ción, el operador del cable utiliza el peso de la pistola y la fuerza aplicada por el malacate de perfilaje para liberar el núcleo.

El ingeniero selecciona las geometrías de las balas y la intensidad de la carga explosiva de acuerdo con las propiedades de la formación en la que se extraerán los núcleos. Las formaciones duras, cuya porosidad es inferior al 15%, generalmente requie-ren balas para rocas duras y cargas explosivas más grandes. Los núcleos extraídos en formaciones duras tienden a fracturarse con el impacto de la bala, lo que se traduce en tubos extractores vacíos cuando la pistola se lleva a la superficie. Las forma-ciones blandas son más fáciles de muestrear, si bien en las formaciones no consolidadas los tubos pueden incrustarse tan profundamente que resulta imposible su extracción. Las muestras tomadas en formaciones no consolidadas tienden a despren-derse de la bala debido a los efectos turbulentos que produce el lodo en los tubos extractores expuestos a medida que son recuperados a través de la columna de lodo. Para el muestreo en formaciones no con-solidadas, el operador del cable adosa anillos de corte a las balas, lo que ayuda a reducir la pene-tración de estas últimas; la utilización de cargas explosivas más pequeñas también puede ayudar a mejorar la recuperación de las muestras.

Los anillos de corte reducen la penetración de las balas disparadas en las formaciones blan-das y forman un orificio de diámetro más grande que el de la bala; el orificio de mayor diámetro facilita la extracción de los núcleos. El anillo está diseñado para desprenderse automáticamente y permanecer en el orificio recién formado. Si la bala se incrusta en la formación a demasiada pro-fundidad y no puede ser liberada, el operador puede romper los cables de retención mediante la aplicación de tensión con el malacate de perfilaje. Las formaciones duras en general no requieren anillos de corte porque la profundidad de pene-tración raramente constituye una preocupación, y los anillos pueden impedir la penetración y limitar el largo de la muestra.

Después de disparar los núcleos, la pistola se lleva a la superficie, donde los técnicos de campo liberan los tubos extractores de la ristra mediante la remoción de los cables; luego, separan y clasi-fican los tubos extractores. Un técnico utiliza una

prensa de émbolos para introducir cada muestra del tubo extractor en una botella para muestras, y luego sella e indica la profundidad de la mues-tra en cada botella. Los núcleos sellados son transportados a un laboratorio para su análisis. Antes de transportar los núcleos, los operadores pueden utilizar luces UV en la localización para identificar la presencia de hidrocarburos en las muestras de núcleos.

Si bien las pistolas de extracción de núcleos a percusión constituyen una forma económicamente efectiva y rápida de obtener muestras de la forma-ción, el proceso se presta a problemas potenciales. El impacto de la bala con la formación puede dañar el núcleo, como usualmente sucede.5 Tanto las rocas duras como las blandas tienden a triturarse con el impacto de la bala, lo que altera las propieda-des de la roca en la muestra. Las muestras extraí-das en formaciones no consolidadas pueden ser compactadas por el impacto de la bala, y es posible que se inyecte revoque de filtración de la pared interna del pozo en la matriz de la roca de la mues-tra, lo que modifica las propiedades de la roca.

Los SWCs a percusión proporcionan informa-ción confiable sobre la distribución del tamaño de grano, la mineralogía, los rasgos sedimenta-rios y los residuos de hidrocarburos.6 No obstante, las alteraciones del material causadas por el impacto de la bala pueden distorsionar las medi-ciones de porosidad. Dicha distorsión está bien documentada y los laboratorios que se especiali-zan en análisis de SWCs han desarrollado relacio-nes empíricas para corregir algunos de estos efectos; sin embargo, los análisis finales a menudo constituyen una aproximación.7 La permeabilidad no se mide habitualmente en las muestras de núcleos a percusión, sino que se deriva empírica-mente de la porosidad y la mineralogía.

2. Bowman I: “Well-Drilling Methods,” Washington, DC: Oficina de Impresiones del Gobierno de EUA, Water-Supply Paper 257, 1911.

3. Collom RE: “Prospecting and Testing for Oil and Gas,” Washington, DC: Oficina de Impresiones del Gobierno de EUA, agosto de 1922.

4. Leonardon EG y McCann DC: “Exploring Drill Holes by Sample-Taking Bullets,” Transcripciones de AIME 132, no. 1 (Diciembre de 1939): 85–99.

5. Webster GM y Dawsongrove GE: “The Alteration of Rock Properties by Percussion Sidewall Coring,” Journal of Petroleum Technology 11, no. 4 (Abril de 1959): 59–62.

6. Fiedler FJ: “Toward Integrated Formation Evaluation,” Transcripciones del 29o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8 de junio de 1988, artículo Q.

7. Fertl WH, Cavanaugh RJ y Hammack GW: “Comparison of Conventional Core Data, Well Logging Analyses, and Sidewall Samples,” Journal of Petroleum Technology 23, no. 12 (Diciembre de 1971): 1409–1414.

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38 Oilfield Review

La adquisición de SWCs a percusión también puede generar problemas operacionales. Debido a la posibilidad de que queden anillos de corte, cables y tubos extractores en el pozo durante la extracción de núcleos, muchos operadores no obtienen registros adicionales después de extraer los núcleos sin efectuar primero un viaje de lim-pieza o acondicionamiento. Por otra parte, las balas pueden dañar la pared del pozo, lo que puede afectar las mediciones obtenidas con las herra-mientas de contacto con patines. Los escombros provenientes de los núcleos a percusión no son demasiado problemáticos cuando los núcleos se extraen en el último viaje de perfilaje porque pueden ser triturados y hacerse circular fuera del pozo durante la limpieza y antes del inicio de las operaciones de entubación.

En muchos lugares del mundo, los pozos de alto ángulo y horizontales están siendo más comunes que los pozos verticales convencionales.8 En estos tipos de pozos, la fuerza de gravedad no asiste en la extracción de muestras de la pared del pozo y para la bajada de las pistolas de extrac-ción de núcleos se utilizan tractores, tubería flexi-ble o la columna de perforación. La utilización de explosivos en el proceso de extracción de núcleos a percusión complica aún más las operaciones con estas técnicas de bajada de herramientas. A pesar de que existen procedimientos de seguridad bien establecidos, las compañías de servicios deben tener en cuenta que los SWCs a percusión son dispositivos con explosivos y deben ser mani-pulados con cuidado. Dado que durante ciertas partes de la operación se requiere la interrupción de las transmisiones de radio, la utilización de explosivos en la exploración en aguas profundas también torna prohibitiva la extracción de

núcleos laterales a percusión. Por éstas y otras razones, la extracción de núcleos laterales a per-cusión casi nunca se intenta en los pozos horizon-tales y de alto ángulo o en aguas profundas.

La frecuencia de las operaciones de extrac-ción de núcleos laterales a percusión varía geo-gráficamente; para muchos pozos del sudeste de EUA, los geólogos extraen SWCs donde y toda vez que los registros indican la potencial presencia de hidrocarburos. En otras regiones, especial-mente en los yacimientos de rocas duras donde la recuperación de las muestras normalmente es pobre y las propiedades medidas en los núcleos a percusión no son representativas de las propieda-des reales de las rocas, la extracción de núcleos laterales raramente se intenta. Los operadores y las compañías de servicios reconocieron las limi-taciones impuestas por la extracción de núcleos laterales a percusión, pero durante casi cin-cuenta años las aceptaron. La situación se modi-ficó en la década de 1980, cuando se introdujeron las primeras herramientas rotativas de extrac-ción de núcleos.

Las herramientas rotativas al rescate de los núcleosLas herramientas rotativas de extracción de núcleos laterales están provistas de barrenas con puntas de diamante diminutas, que son las versio-nes pequeñas de las utilizadas para las operaciones de extracción de núcleos convencionales (arriba, a la izquierda). Así como se dispone de diversos diseños de barrenas de perforación y extracción de núcleos convencionales, los ingenieros también pueden escoger una diversidad de barrenas rotati-vas de extracción de núcleos laterales sobre la base del tipo de formación y rocas esperado. La barrena corta un núcleo redondo pequeño de material de formación directamente de la pared del pozo. Luego, la herramienta suelta el núcleo y lo intro-

duce en un área que lo sujeta dentro de su cuerpo principal. Dependiendo del diseño de la herramienta, este proceso se reitera hasta que el aparato de recuperación de núcleos se llena.

La extracción de núcleos laterales con herra-mientas rotativas ofrece numerosas ventajas con respecto a la extracción de núcleos laterales a per-cusión. La distorsión mecánica de la muestra de roca, producida por el impacto de los núcleos laterales a percusión, se elimina cuando se perfo-ran SWCs, y la extracción de núcleos con herra-mientas rotativas preserva la estructura de poros de la roca. A diferencia de lo que sucede con los núcleos a percusión, con los núcleos de herra-mientas rotativas los laboratorios pueden obtener mediciones exactas de porosidad, permeabilidad y presión capilar.9 Las mediciones del análisis de núcleos de rutina (RCAL) son significativamente mejores con los núcleos de herramientas rotati-vas que con los núcleos a percusión.10

Una limitación significativa de las herramien-tas rotativas de extracción de núcleos de genera-ción previa es el diámetro y largo de las muestras de núcleos pequeños tomadas en formaciones de fondo de pozo. Un volumen de núcleo insuficiente puede arrojar resultados menos que óptimos en el análisis de núcleos. Para los núcleos conven-cionales, el análisis de núcleos de rutina se eje-cuta en núcleos pequeños o en cortes tomados selectivamente de una porción del núcleo cor-tada en láminas. Los geólogos extraen como rutina muestras pequeñas de un núcleo entero a intervalos de 0,6 m [2 pies], aunque las variacio-nes litológicas y la heterogeneidad de la forma-ción pueden requerir un muestreo más frecuente. Los núcleos pequeños cortados en el laboratorio miden aproximadamente 6,4 cm [2,5 pulgadas] de largo por 2,3 a 3,8 cm [0,9 a 1,5 pulgadas] de diámetro. Si bien ciertas herramientas rotativas de extrac-ción de núcleos pueden proporcionar muestras

> Herramientas rotativas de extracción de núcleos ofrecidas por las principales compañías de servicios.

Oilfield Review WINTER 13/14Rock Figures Fig. Chart 1ORWIN 13/14 RCKFG Chart 1

Capacidad del núcleo,pulgadas

50, 44

20, 50, 75

30

36

60

Diámetro del núcleo,pulgadas

1,5

0,92

15/16

1,5

1,5

1,0

Longitud del núcleo,pulgadas

2,5, 3,0, 3,5

2,0

1,75

2,3

2,5

1,8 60

Herramienta,Compañía de servicio

Herramienta XL-Rock,Schlumberger

Herramienta MSCT,Schlumberger

Herramienta RSCT,Halliburton

Herramienta HRSCT,Halliburton

Herramienta MaxCOR,Baker Hughes

Herramienta PowerCOR,Baker Hughes

> Barrena rotativa de extracción de núcleos. Para cortar núcleos de la pared del pozo en forma rotativa, se utiliza una barrena circular con punta de diamante. Cuando la barrena alcanza su profundidad máxima, el arreglo se inclina hacia arriba y extrae el núcleo de la formación. Después de que el núcleo se introduce dentro de la herramienta, el operador vuelve a posicionar la barrena rotativa para cortar el núcleo siguiente.

Oilfield Review WINTER 13/14Rock Figures Fig. 3ORWIN 13/14 RCKFG 3

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Volumen 25, no.4 39

8. Amer A, Chinellato F, Collins S, Denichou J-M, Dubourg I, Griffiths R, Koepsell R, Lyngra S, Marza P, Murray D y Roberts I: “Navegación estructural: Un camino hacia la productividad,” Oilfield Review 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 14–33.

9. Fiedler, referencia 6.10. Para obtener más información sobre la extracción de

núcleos convencionales y el análisis RCAL, consulte: Andersen et al, referencia 1.

comparables en tamaño a los núcleos pequeños cortados de núcleos convencionales en el laborato-rio, los núcleos de herramientas rotativas de gene-ración previa tienen menos de 2,5 cm [1 pulgadas] de diámetro (página anterior, abajo).

Además, las primeras herramientas rotativas de extracción de núcleos carecían de control sobre la extracción de núcleos. Un parámetro de extracción de núcleos crucial, el peso sobre la barrena (WOB) —la presión aplicada en la barrena de extracción de núcleos a medida que se corta el mismo— se fija en la superficie antes de la bajada en el pozo. Si el WOB se fija dema-siado bajo, el tiempo de extracción de núcleos se vuelve innecesariamente largo; si se fija dema-siado alto, la barrena puede atascarse y detener la extracción de núcleos prematuramente.

Basados en los muchos años de experiencia con la herramienta mecánica de extracción de núcleos laterales MSCT, los ingenieros de diseño de Schlumberger comenzaron a desarrollar una herramienta de próxima generación. La primera limitación que encararon fue el tamaño del núcleo. La barrena de extracción de núcleos tradicional de 15/16 pulgadas de diámetro fue reemplazada por una versión de 11/2 pulgadas de diámetro, que pro-porciona núcleos similares a los núcleos pequeños estándares de la industria tomados de núcleos enteros en el laboratorio. En comparación con los núcleos de menor diámetro obtenidos con la herramienta MSCT, los núcleos más grandes pro-porcionan más del triple de volumen con la misma longitud. El servicio rotativo de extracción de núcleos laterales de gran volumen XL-Rock

ofrece tres opciones para la longitud del núcleo: estándar de 7,6 cm [3,0 pulgadas], y opcionales de 8,9 cm [3,5 pulgadas] o 6,3 cm [2,5 pulgadas] (izquierda, extremo inferior). El ingeniero de campo que baja la herramienta puede optimizar el proceso de extracción de núcleos mediante el ajuste de parámetros tales como el WOB en tiempo real. Debido al tamaño más grande de la barrena de perforación XL-Rock, este control contribuye al éxito de la operación de extracción. Y se puede reducir el atascamiento y minimizar el tiempo de extracción de núcleos.

Luego, los ingenieros de diseño procuraron perfeccionar los componentes mecánicos y refor-zar los componentes electrónicos de la herra-mienta XL-Rock. La herramienta rediseñada brinda mayor confiabilidad y más control del ope-rador que las herramientas de generación previa. Las lecciones aprendidas con el desarrollo de las herramientas LWD, las herramientas operadas con cable para alta presión y alta temperatura y el probador modular de la dinámica de la forma-ción MDT, además de los años de trabajo con la herramienta MSCT, ayudaron a los ingenieros a diseñar una herramienta que es más robusta que las herramientas de generación previa.

La herramienta estándar está diseñada para operar a 177°C [350°F] y 173 MPa [25 000 lpc]. Y existe una versión opcional, diseñada para 200°C [400°F] y 207 MPa [30 000 pc]. Con sólo 11,3 m [37 pies] de largo, la herramienta XL-Rock es el dispositivo más corto para el servicio de extracción de núcleos laterales disponible en la industria. La menor longitud reduce considera-blemente el riesgo operacional de atascamiento de la herramienta durante la extracción de núcleos. El mecanismo de liberación de la barrena controlado desde la superficie, que puede ser accionado en caso de atascamiento de la barrena, también reduce el riesgo operacional.

En cada punto de extracción de núcleos, un brazo hidráulico ancla la herramienta en su lugar y el arreglo de la barrena de extracción de núcleos gira, abandonando su posición de trans-porte empotrada en la herramienta y adoptando una posición perpendicular al cuerpo de la herra-mienta. La barrena rotativa accionada hidráuli-camente proporciona un gran esfuerzo de torsión (torque) con baja velocidad de rotación y es efec-tiva para una amplia gama de tipos de roca.

> Herramienta rotativa de extracción de núcleos XL-Rock. La herramienta XL-Rock (izquierda) se baja con cable y se posiciona frente a la zona a ser muestreada. Un brazo hidráulico ancla la herramienta en la profundidad deseada; la barrena rota hasta adoptar una posición horizontal y luego comienza la extracción de núcleos. Durante cada descenso de la herramienta, se pueden extraer hasta 50 núcleos. Los núcleos mostrados (inserto) son muestras tomadas de bloques de prueba en la superficie.

Oilfield Review WINTER 13/14Rock Figures Fig. 4ORWIN 13/14 RCKFG 4

3 pu

lgad

as

1,5 pulgadas

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40 Oilfield Review

Después de perforar toda la longitud del núcleo, un anillo recuperador de núcleos sujeta el núcleo dentro del arreglo y el mismo se inclina luego hacia arriba para cortar la parte inferior del núcleo. Para una correlación en profundidad adi-cional, se inserta un marcador de núcleos entre las muestras, dentro de la herramienta, después de retraer cada uno de los núcleos. Se pueden reco-lectar hasta 50 muestras por descenso (arriba).

Los núcleos más grandes obtenidos con la herramienta XL-Rock permiten además que los laboratorios de núcleos efectúen estudios geome-cánicos más avanzados. En el pasado, debido a las limitaciones asociadas con el tamaño de los núcleos, estos estudios normalmente se reserva-ban para los núcleos pequeños extraídos de núcleos convencionales.11 Después de recupera-dos, los núcleos XL-Rock pueden ser submues-treados para obtener mininúcleos, que forman ángulos paralelos, perpendiculares y de 45° con respecto a los planos de estratificación observa-dos para caracterizar las propiedades mecánicas anisotrópicas (izquierda). El Centro de Excelencia del Laboratorio de Geomecánica de TerraTek, en Salt Lake City, Utah, EUA, ofrece una caracteriza-ción anisotrópica completa de la geomecánica por vía rápida, disponible exclusivamente para los núcleos XL-Rock. Este servicio proporciona

>Núcleos XL-Rock submuestreados. Dado que los núcleos de 11/2 pulgadas de diámetro de la herramienta XL-Rock (izquierda) son más grandes que los núcleos laterales convencionales, pueden ser submuestreados para conformar mini núcleos (derecha) en ángulos paralelos, perpendiculares y a 45° con respecto a los planos de estratificación observados. Los técnicos utilizan luego estas muestras más pequeñas para obtener mediciones que caracterizan las propiedades mecánicas anisotrópicas. La escala de la regla tiene divisiones en pulgadas y pulgadas decimales.

Oilfield Review WINTER 13/14Rock Figures Fig. 6BORWIN 13/14 RCKFG 6B

>Recuperación de núcleos con herramientas rotativas. Después de cortados, los núcleos se introducen en el cuerpo de la herramienta XL-Rock y se almacenan en un tubo de manipulación. En la superficie, el operador de la herramienta remueve el tubo de la misma, separa los núcleos y los sella en el interior de las botellas para núcleos individuales (zquierda). Las botellas se rotulan y embalan para ser transportadas (derecha) al laboratorio para su análisis. (Fotografías, cortesía de Chris Tevis.)

Oilfield Review WINTER 13/14Rock Figures Fig. 5ORWIN 13/14 RCKFG 5

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11. Para obtener más información sobre mediciones geomecánicas obtenidas en núcleos, consulte: Cook J, Frederiksen RA, Hasbo K, Green S, Judzis A, Martin JW, Suárez-Rivera R, Herwanger J, Hooyman P, Lee D, Noeth S, Sayers C, Koutsabeloulis N, Marsden R, Stage MG y Tan CP: “Las rocas importan: Realidades de la geomecánica,” Oilfield Review 19, no. 3 (Invierno de 2007/2008): 38–59.

12. Para obtener más información sobre el análisis SCAL, consulte: Andersen et al, referencia 1.

las propiedades mecánicas, incluido el módulo estático y dinámico de Young, la relación estática y dinámica de Poisson, las velocidades de ondas compresionales y de cizalla (corte), y los perfiles de esfuerzos horizontales. En el análisis se incluye además la evaluación de la calidad de las terminaciones en base a las muestras de lutitas.

El análisis RCAL de laboratorio se realiza con más frecuencia en núcleos tradicionales. Las prue-bas de laboratorio de los núcleos recuperados con la herramienta XL-Rock pueden ofrecer ven-tajas adicionales respecto de los núcleos enteros porque las muestras pueden ser transportadas y probadas en el laboratorio a las pocas horas o días de haber sido cortadas. Los análisis de núcleos convencionales a menudo se llevan a cabo muchas semanas después de la obtención y algunas pro-piedades de las rocas pueden ser afectadas por esa demora. La técnica de análisis de rocas com-pactas TRA de TerraTek, que se utiliza para la caracterización de las lutitas, puede implemen-tarse con mayor rapidez y eficiencia con los núcleos de mayor volumen. Los núcleos de menor volumen a menudo requieren que se obtengan múltiples muestras a la misma profundidad y que se combinen para el análisis.

El tamaño más grande de los núcleos XL-Rock también permite que los técnicos de laboratorio obtengan mediciones derivadas del análisis espe-cial de núcleos (SCAL) (derecha).12 El volumen poroso pequeño de una muestra de núcleo de 1 pul-gada por 1 pulgada después del desbarbado, característico de las herramientas rotativas de extracción de núcleos de generación previa, pro-duce una gran incertidumbre en las mediciones de saturación. El volumen significativamente más grande de un núcleo XL-Rock reduce la incerti-dumbre en un factor de cuatro. Por este motivo, los núcleos pequeños de 1,5 pulgadas constituyen el estándar de la industria para la mayoría de los aná-lisis SCAL, y la mayoría de los equipos de laborato-rio para el análisis SCAL están diseñados para admitir núcleos de este tamaño pero quizás no pue-den alojar núcleos de 1 pulgada o más pequeños.

>Muestras de núcleos. Una herramienta XL-Rock tomó estas muestras de núcleos de varios tipos de rocas del mismo pozo. Las formaciones incluyeron areniscas blandas (extremo superior) y calizas densas (extremo inferior). La longitud de los núcleos osciló aproximadamente entre 4 y 7,6 cm [1,6 y 3 pulgadas] y su calidad es excelente para el análisis de laboratorio. (Fotografías, cortesía de William Murphy.)

Oilfield Review WINTER 13/14Rock Figures Fig. 6ORWIN 13/14 RCKFG 6

Parte inferior del pozo Parte inferior de la rocaVista lateral

1,5 pulgadas 3 pulgadas

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42 Oilfield Review

Entre las mediciones y técnicas habituales utilizadas con los núcleos XL-Rock se encuentran las siguientes:• permeabilidad absoluta y relativa• mineralogía (difracción de rayos X, imagen del

microscopio de barrido electrónico y análisis isotópico)

• descripción petrográfica• caracterización del petróleo y de la roca

generadora• calibración de registros [densidad de grano,

porosidad a la presión de confinamiento del yacimiento, resistividad, exponentes m y n, permitividad dieléctrica, análisis de resonancia magnética nuclear, valores de corte de T2, carbono orgánico total (TOC) y propiedades acústicas]

• capacidad de flujo y almacenamiento del yacimiento

• características de presión capilar• pruebas de sensibilidad y daño de formación.

Los operadores se basan en muchas de estas mediciones para tomar decisiones acerca del desarrollo de los yacimientos.

El servicio de análisis de rocas heterogéneas HRA de TerraTek, otra opción de análisis de núcleos, es un flujo de trabajo de tipificación de rocas que permite identificar profundidades óptimas de muestreo utilizando datos de registros adquiridos en agujero descubierto.13 Los datos empíricos deri-vados de diversas pruebas y del servicio TRA de TerraTek pueden ser utilizados para optimizar la salida modelada del servicio HRA de TerraTek, espe-cialmente para los recursos no convencionales.

Aplicación en recursos no convencionalesLos operadores han adoptado diversos enfoques para analizar las muestras de los recursos de lutitas. La adquisición de núcleos convencionales utili-zando el equipo de perforación es costosa y requiere mucho tiempo, pero durante la fase de evaluación inicial puede ser necesaria la extrac-ción de núcleos convencionales. Los geólogos e ingenieros consideran que los núcleos extraídos con herramientas rotativas operadas con cable constituyen una alternativa económicamente efectiva, pero el tamaño pequeño de las muestras puede impedir el análisis petrofísico extensivo y la ejecución de estudios completos de las propie-dades mecánicas anisotrópicas. Además, el mues-treo limitado en las formaciones heterogéneas puede producir muestras no representativas de la mayor parte de la roca. Éstas fueron algunas de las situaciones con las que se enfrentó Shell Appalachia Exploration en la región centro-septen-trional de Pensilvania, EUA, durante el desarrollo de una extensión productiva en la lutita Marcellus (izquierda, extremo superior).

> Exploración en la lutita Marcellus. Actualmente, la lutita Marcellus (azul) del este de EUA está siendo explorada por diversos operadores. La producción de esta prolífica formación ha superado las estimaciones de los expertos y, a octubre de 2013, la Administración de Información Energética de EUA estimó su volumen en 12 000 MMpc/d [340 millones de m3/d].

km0 300

0 mi 300

Pensilvania

Lutita Marcellus

Oilfield Review WINTER 13/14Rock Figures Fig. 7ORWIN 13/14 RCKFG 7

ESTADOS UNIDOS

>Masas según el tamaño de las muestras. Los núcleos convencionales se obtienen generalmente en la fase de exploración del desarrollo de un campo petrolero, pero su costo puede ser elevado. Dada la importancia de contar con datos de núcleos para calibrar las mediciones derivadas de los registros adquiridos en agujero descubierto y determinar las propiedades de las rocas, muchos operadores utilizan SWCs. Los geólogos de Shell Appalachia Exploration determinaron que se requería un mínimo de 200 g para asegurar un volumen de roca suficiente para la ejecución de análisis adecuados. Asumiendo una longitud de núcleo de 5 cm [2 pulgadas] cortado con una barrena de 2,34 cm [0,92 pulgadas] de diámetro, característica de las herramientas rotativas de extracción de núcleos de generación previa, el operador habría necesitado cuatro núcleos por profundidad para obtener 200 g (izquierda, color rosado). Por el contrario, con un solo núcleo de 3,8 cm por 7,6 cm [1,5 pulgadas por 3 pulgadas], que puede ser cortado con la herramienta XL-Rock, se obtiene una muestra de al menos 200 g (verde). La fotografía (derecha) ilustra la diferencia de tamaño entre un solo núcleo extraído con la herramienta XL-Rock y cuatro núcleos cortados con una barrena de 0,92 pulgadas de generación previa.

Oilfield Review WINTER 13/14Rock Figures Fig. Chart 2ORWIN 13/14 RCKFG Chart 2

Masa del núcleode 0,92 pulgadas

de diámetro, g

Longitud delnúcleo,

pulgadas

Masa del núcleode 1,5 pulgadasde diámetro, g

261,0 69

311,2 82

361,4 96

411,6 110

461,8 123

522,0 137

2,2 151

2,4 165

2,6 178

2,8 192

3,0 206

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13. Para obtener más información sobre la técnica HRA de TerraTek, consulte: Suárez-Rivera R, Deenadayalu C, Chertov M, Hartanto RN, Gathogo P y Kunjir R: “Improving Horizontal Completions on Heterogeneous Tight Shales,” artículo CSUG/SPE 146998, presentado en la Conferencia de Recursos No Convencionales de Canadá, Calgary, 15 al 17 de noviembre de 2011.

14. Para obtener más información sobre la metodología de evaluación de muestras de lutitas trituradas del Instituto de Tecnología del Gas (antes, Instituto de Investigación del Gas), consulte: Guidry FK, Luffel DL y Curtis JB: “Development of Laboratory and Petrophysical Techniques for Evaluating Shale Reservoirs,” Chicago: Gas Research Institute Report GRI-95/0496, abril de 1996.

Para evaluar los núcleos de lutitas, los geólo-gos de Shell siguen los protocolos del Instituto de Tecnología del Gas para el análisis de lutitas tri-turadas.14 La evaluación típica de los núcleos incluye la evaluación de las rocas madre, la porosi-dad, la permeabilidad y la saturación, además de la difracción de rayos X. La obtención de todas estas mediciones requiere una masa de muestra mínima de 200 g [0,25 lbm] (página anterior, abajo). Los intentos previos de aplicación de estas técni-cas en núcleos de herramientas rotativas hubie-ran requerido la consolidación de múltiples núcleos de las adyacencias de un mismo punto o de puntos cercanos para contar con un volumen de muestreo suficiente. La heterogeneidad del yacimiento observada en la lutita Marcellus habría hecho que algunas de estas muestras combinadas

introdujeran incertidumbre en las propiedades medidas, aunque la separación entre los núcleos fuera de tan sólo 0,15 m [0,5 pies]. Debido a la necesidad de contar con un tamaño de muestra de gran volumen, Shell recurrió a la herramienta rotativa de extracción de núcleos XL-Rock con el fin de adquirir suficiente material de núcleos para permitir la recuperación de una sola mues-tra y el posterior análisis de la misma.

En un pozo de exploración reciente, el geó-logo de Shell seleccionó 100 puntos de extracción de núcleos que requirieron dos viajes de extrac-ción de núcleos. Desde esos 100 puntos de mues-treo, se llevaron a la superficie 96 muestras de alta calidad de la sección del yacimiento de luti-tas (arriba). El tiempo promedio para la perfora-ción de cada núcleo fue de 5,3 minutos.

>Núcleos de la lutita Marcellus. Estos cuatro núcleos, adquiridos en la lutita Marcellus utilizando la herramienta XL-Rock, son ejemplos de las muestras de roca de alta calidad extraídas durante las operaciones rotativas de extracción de núcleos. (Fotografías, cortesía de Larissa Walker.)

Oilfield Review WINTER 13/14Rock Figures Fig. 8ORWIN 13/14 RCKFG 8

1,5 pulgadas

Otro desafío potencial que plantea la extrac-ción de muestras laterales es la determinación de si la muestra es representativa de la roca yaci-miento adyacente. Para los núcleos enteros, los geólogos del laboratorio se dan el lujo de identifi-

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44 Oilfield Review

car visualmente la mejor roca para la extracción de núcleos pequeños. Los puntos para la extrac-ción de núcleos usando herramientas rotativas no pueden ser seleccionados visualmente con anticipación a menos que se corra un registro de

imágenes antes de cortar los núcleos; no obstante, la sección de roca de la que se obtienen los núcleos con herramientas rotativas puede ser verificada después de la adquisición de los núcleos.

Después de cortar y recuperar los núcleos del pozo, el operador puede optar por correr un gene-rador de imágenes microeléctricas de cobertura total FMI para determinar la profundidad exacta de adquisición del núcleo.15 El diámetro de un núcleo recuperado con una herramienta XL-Rock es de 3,8 cm, pero la barrena posee un diámetro mayor y deja un orificio de 6,35 cm [2,5 pulgadas] en la pared del pozo. Estos orificios se ven clara-mente en las imágenes FMI (izquierda). Los geó-logos pueden correlacionar las profundidades de extracción de núcleos con los datos de registros adquiridos en agujero descubierto. Como prác-tica estándar, muchos operadores que emplean el servicio XL-Rock utilizan la herramienta FMI des-pués de las carreras de extracción de núcleos con herramientas rotativas. La herramienta XL-Rock es combinable con las herramientas direccionales tales como el inclinómetro de uso general GPIT, que mide la orientación de la herramienta en el punto de extracción de núcleos.

Además de la evaluación petrofísica, Shell Appalachia está llevando a cabo estudios geome-cánicos de los núcleos para determinar las pro-piedades elásticas de las rocas. Los ingenieros de Shell han incluido múltiples pruebas de pozos de esfuerzos locales, o mini fracturas, en los progra-mas de evaluación de pozos que utilizan la herra-mienta MDT.16 Los datos de estas pruebas y las propiedades mecánicas obtenidas de las evalua-ciones de núcleos son utilizados en los diseños de los tratamientos de estimulación por fractura-miento hidráulico y en la optimización de las ope-raciones de perforación.17

Extracción de núcleos en aguas profundasLos proyectos de exploración y desarrollo en aguas profundas introducen consideraciones para las operaciones de extracción de núcleos que pueden no ser aplicables a otros ambientes de perforación. Los elevados costos horarios de los equipos de perforación capaces de perforar en las regiones de aguas profundas demandan operaciones eficientes y confiables. La extrac-ción de núcleos convencionales puede no resul-tar económicamente viable en estas situaciones. Los núcleos a percusión se obtienen rápidamente y proporcionan selectividad, pero la calidad de

los núcleos no les brinda a los operadores mucho más que un análisis básico de las propiedades de las rocas. Si es posible satisfacer los objetivos de la extracción de núcleos, el muestreo selectivo con herramientas rotativas de extracción de núcleos de gran diámetro ofrece a los operadores una alternativa con respecto a la extracción de núcleos convencionales.

La capacidad para obtener núcleos pequeños del tamaño de los extraídos de núcleos enteros proporciona la oportunidad de recolectar mues-tras de rocas de alta calidad y ejecutar una mayor variedad de análisis petrofísicos y de rocas. Mediante la utilización de herramientas rotativas de extracción de núcleos para adquirir muestras, los petrofísicos pueden estar seguros de que se minimiza el daño mecánico de la muestra que podría afectar las propiedades medidas.

La adquisición confiable de muestras de rocas representativas determina, en última instancia, la factibilidad de reemplazar la extracción de núcleos convencionales por el uso de herramien-tas rotativas. La confiabilidad incluye tanto el fun-cionamiento correcto de los equipos como la capacidad para cortar, recuperar y llevar los núcleos a la superficie. En ciertos tipos de rocas, la recuperación de las muestras puede resultar difi-cultosa independientemente del método utilizado. Muchos yacimientos de aguas profundas se en- cuentran en formaciones de areniscas de resis-tencia variable. La adquisición de núcleos con herramientas rotativas en rocas con una resisten-cia a la compresión no confinada (UCS) inferior a 1 000 lpc [6,9 MPa] plantea desafíos especiales.18

> Confirmación de la profundidad de extracción de núcleos. Este registro del generador de imágenes microeléctricas de cobertura total FMI corrido después de la operación de extracción de núcleos con herramientas rotativas indica claramente de dónde se tomaron los núcleos. Los geólogos pueden utilizar esta información para confirmar que las muestras son representa- tivas de la formación que se está examinando.

Oilfield Review WINTER 13/14Rock Figures Fig. 9ORWIN 13/14 RCKFG 9

Imagen FMI

Punto deextracciónde núcleos

15. Adams J, Bourke L y Buck S: “Integrating Formation MicroScanner Images and Cores,” Oilfield Review 2, no. 1 (Enero de 1990): 52−65.

16. Para obtener más información sobre pruebas de esfuerzos locales y minifracturas, consulte: Desroches J y Kurkjian AL: “Applications of Wireline Stress Measurements,” SPE Reservoir Evaluation & Engineering 2, no. 5 (Octubre de 1999): 451–461.

Carnegie A, Thomas M, Efnik MS, Hamawi M, Akbar My Burton M: “An Advanced Method of Determining Insitu Reservoir Stresses: Wireline Conveyed Micro-Fracturing,” artículo SPE 78486, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo de Abu Dhabi, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 13 al 16 de octubre de 2002.

17. Laronga R, Tevis C, Kaiser B, Lake P y Fargo D: “Field Test Results of a New-Generation Large-Bore Rotary Coring Tool,” Transcripciones del 52o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Colorado Springs, Colorado, EUA, 14 al 18 de mayo, 2011, artículo TTT.

18. Para obtener más información sobre geomecánica y la UCS, consulte: Cook et al, referencia 11.

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Volumen 25, no.4 45

Ésta fue una de las preocupaciones que debió enfrentar BHP Billiton Petroleum a la hora de desarrollar una estrategia de extracción de núcleos para la evaluación de un pozo de la región marina de aguas profundas de Australia.

BHP había probado la herramienta XL-Rock con éxito en un pozo de aguas profundas del Golfo de México y había logrado una buena recuperación. Los objetivos de este programa previo de extrac-ción de núcleos, que fueron logrados con los núcleos grandes, involucraron diversos tipos de estudios, incluidos análisis sedimentológicos, bioestratigráficos y de propiedades geomecáni-cas y la validación de las interpretaciones de los registros petrofísicos.

Para el pozo de aguas profundas de la región marina de Australia, los objetivos de la extrac-ción de núcleos eran similares a los de los pozos del Golfo de México, y los núcleos de herramientas rotativas tradicionales se consideraron demasiado pequeños como para proporcionar muestras repre-sentativas para el análisis. Debido a la adquisi-ción exitosa de núcleos grandes en el Golfo de México, los geólogos e ingenieros de BHP optaron por utilizar la herramienta XL-Rock y obtener núcleos de 3,8 cm [1,5 pulgadas] por 7,6 cm [3,0 pulgadas].

Los geólogos interpretaron los datos de los registros petrofísicos y seleccionaron los puntos de extracción de muestras en base a los objetivos de la extracción de núcleos, que incluyeron el análisis de núcleos de rutina, estudios geomecánicos, pruebas geoquímicas y estudios bioestratigráficos. Luego, utilizaron los datos acústicos del pozo para estimar la UCS. Estos datos fueron incorpo-rados en la toma de decisiones para determinar las profundidades de extracción de núcleos con herramientas rotativas. El programa de muestreo cubrió diversos tipos de formaciones y las muestras fueron tomadas en rocas con un rango de UCS osci-lante entre 500 y 5 000 lpc [3,4 y 34,4 MPa].

Incluso en los intervalos desafiantes con baja UCS, la operación de extracción de núcleos logró una recuperación del 100% (arriba). La capacidad para adquirir núcleos de gran diámetro condujo a una revisión del programa de extracción de núcleos; BHP eliminó parte de la operación de extracción de núcleos convencionales planificada originalmente. La recuperación de muestras de pared de gran diámetro y las eficiencias operacio-nales comparadas con las de las operaciones de extracción de núcleos convencionales posibilita-ron un ahorro de costos significativo sin sacrificar los objetivos de la extracción de núcleos.

Operaciones rutinarias de extracción de núcleosLas herramientas rotativas de extracción de núcleos fueron introducidas para superar algu-nas de las limitaciones de los núcleos a percu-sión, pero los geólogos necesitaban un volumen de muestreo aún mayor. Los primeros informes indican que los núcleos de gran diámetro constitu-yen una alternativa viable para los geólogos que han tenido que aceptar los núcleos más pequeños provistos por las herramientas de extracción de núcleos laterales convencionales o para los ope-radores para los que las operaciones de extrac-ción de núcleos convencionales eran demasiado ineficientes y costosas.

La opción de tomar muestras de rocas repre-sentativas sin la pérdida de eficiencia y la eroga-ción que implican las operaciones de extracción de núcleos convencionales ha alcanzado un punto crucial en la industria. Los geólogos e ingenieros tienen la opción de utilizar núcleos grandes para evaluar los recursos no convencionales y además determinar las propiedades mecánicas en forma-ciones consolidadas. Con más material para análi-sis, las posibilidades de éxito de los operadores en el desarrollo de estas extensiones productivas se incrementan considerablemente. —TS

> Recuperación de núcleos en un ambiente desafiante de aguas profundas. Durante las operaciones de extracción de núcleos llevadas a cabo en un pozo del área marina de aguas profundas de Australia, se extrajeron núcleos con la herramienta XL-Rock de rocas con valores de UCS oscilantes entre 500 y 5 000 lpc y de diversos tipos de formaciones. La operación se tradujo en una recuperación del 100% de los núcleos; estos ejemplos son representativos de la calidad de las muestras tomadas.

1 pulgada

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46 Oilfield Review

Una nueva plataforma para la exploración y producción en áreas marinas

La disponibilidad de datos exactos es esencial para el desarrollo de los modelos

climáticos y los pronósticos meteorológicos utilizados en la planeación de las

operaciones de E&P en áreas marinas. Se ha desarrollado un nuevo vehículo marino

autónomo controlado en forma remota para transportar varios sensores destinados a

la ejecución de levantamientos meteorológicos y oceanográficos detallados a través

de vastas distancias y bajo condiciones extremas. El rol de esta nueva plataforma de

sensores se está expandiendo para sustentar un abanico aún más amplio de misiones.

Peter CarragherRose & Associates, LLPHouston, Texas, EUA

Graham HineLiquid Robotics, Inc.Sunnyvale, California, EUA

Patrick Legh-SmithGatwick, Inglaterra

Jeffrey MayvilleRod NelsonHouston, Texas

Sudhir PaiLiquid Robotics Oil & GasHouston, Texas

Iain ParnumUniversidad de Curtin Perth, Australia Occidental, Australia

Paul ShoneChevron Energy Technology CompanyLondres, Inglaterra

Jonathan SmithShell Exploration and Production CompanyHouston, Texas

Christian TichatschkeTotal E&P Uruguay BVMontevideo, Uruguay

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno de 2013/2014: 25, no. 4.Copyright © 2014 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Joanne Masters y Jona Steenbrink, Liquid Robotics Inc., Sunnyvale, California.DART es una marca de la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica de EUA.Wave Glider es una marca registrada de Liquid Robotics, Inc.

Los océanos cubren más del 70% de la superficie terrestre y han desempeñado un rol dominante en su historia geológica. Si bien contienen una porción sustancial de los recursos naturales de nuestro planeta, sus profundidades permanecen mayormente inexploradas. El monitoreo a largo plazo a través de las vastas extensiones oceáni-cas, puede conducir a un mayor conocimiento de los procesos que continúan configurando el pla-neta y a la vez ayudar a los científicos a descubrir nuevos recursos y predecir el impacto de las fuer-zas oceánicas que podrían afectar el comercio o alterar el curso de la vida cotidiana.

Las fuerzas de la naturaleza, tales como los huracanes y los tifones, constituyen una amenaza recurrente para las miles de comunidades coste-ras; los terremotos y los tsunamis se producen con menos frecuencia, pero a menudo ocasionan más daños.1 Los episodios que azotan el planeta y los patrones del tiempo influenciados por los océa-nos no sólo amenazan a los habitantes de las cos-tas, sino que además impactan la industria y el comercio de todo el mundo. La industria del petró-leo y el gas percibe los efectos meteorológicos en las fluctuaciones estacionales de la demanda. En el ambiente marino, los efectos meteorológi-cos obligan a los operadores a efectuar concesiones: ¿Es prudente movilizar un equipo de perforación, está muy alto el oleaje para descargar los equipos, o son muy intensos los vientos para las operacio-nes con helicópteros? Los datos meteorológicos y oceanográficos, o metoceánicos —especialmente la altura de las olas y los períodos entre olas, la

velocidad y la dirección del viento, y las corrien-tes superficiales o subterráneas— proporcionan información crucial para la planeación de los movimientos y el emplazamiento de los equipos de perforación. Las brigadas a cargo de los levan-tamientos geofísicos deben evaluar los efectos de las mareas y las corrientes en las estelas de los cables sísmicos marinos a medida que son remol-cados a través del agua.2 La altura de las olas es un parámetro clave utilizado en el diseño de las plata-formas de producción, y las líneas de conducción deben ser instaladas de manera tal de tolerar las corrientes submarinas. El monitoreo oceánico de- sempeña un rol integral en la evaluación y gestión de riesgos ya que proporciona información que ayuda a los meteorólogos, planificadores y el per-sonal de campo a evaluar la atención que deben prestar a las fuerzas de la naturaleza.

Pero a menudo el monitoreo constituye una propuesta costosa. Las plataformas de sensores convencionales, tales como boyas, embarcaciones, aeronaves y satélites, son onerosas y sus fases de planeación, compra y construcción demandan pla-zos considerables. El personal de soporte de estas plataformas y sus misiones también debe ser entrenado y dirigido. Los sensores instalados en los satélites y las aeronaves cazadoras de tor-mentas evalúan la columna de aire y la superficie de los océanos pero son limitados en cuanto a resistencia en el lugar del hecho, velocidad de transmisión de datos de muestreo en tiempo real y capacidad de medición de las condiciones exis-tentes en la interfaz mar-aire o debajo de ésta.

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Volumen 25, no.4 47

Las embarcaciones oceanográficas pueden reco-rrer grandes distancias y a la vez obtener diversas mediciones, pero ni las embarcaciones ni la tri-pulación están preparadas para tolerar condicio-nes extremas y además deben regresar a puerto al cabo de un tiempo limitado para su reaprovi-sionamiento. Las boyas de observación del océano también pueden equiparse con sensores, pero dado que se encuentran ancladas en su lugar, miden las condiciones existentes en una localiza-ción relativamente fija.3 El costo de construir, desplegar o tripular una plataforma de levanta-miento metoceánico a menudo parte del orden de varios millones de dólares y se incrementa con las complejidades, los riesgos o las ambiciones de la misión.

Existe un complemento, y en ciertos casos una alternativa, con respecto a los satélites, los avio-nes y los barcos. Se trata de una plataforma de sensores, móvil y automatizada, para el monito-reo de las condiciones oceánicas. Este concepto forma parte de una progresión que condujo al

desarrollo de los vehículos operados en forma remota (ROVs), que se han convertido en disposi-tivos esenciales de inspección e intervención para las operaciones petroleras en aguas profundas.4 Con uno o dos pilotos calificados en la superficie, el ROV puede hacer uso de herramientas y energía para llevar a cabo tareas complejas en un ambiente prohibitivamente oscuro, frío y de alta presión. Algunos ROVs con el tiempo dejaron de utilizar sus cables umbilicales de comando y control para recibir los comandos a través de sistemas telemé-tricos submarinos; ahora, en los levantamientos submarinos, se utilizan como rutina vehículos subacuáticos autónomos (AUV). Estos vehículos no tripulados han contribuido a expandir la envolvente de las operaciones en aguas profun-das, demostrando ser esenciales para el incre-mento de la productividad y la seguridad en uno de los ambientes más hostiles de la Tierra, pero requieren soporte desde la superficie.5

El vehículo marino autónomo (AMV) Wave Glider, desarrollado por Liquid Robotics, Inc., es

un vehículo híbrido para la superficie marina y subacuático que ha llevado el concepto de autono-mía más allá del de los vehículos AUV.6 Esta plata-forma de sensores accionados por las olas permite la recolección y transmisión de los datos recolec-tados en el mar, en misiones de hasta un año de duración. El vehículo puede atravesar miles de kilómetros de océano para recoger datos oceano-gráficos, tomar lecturas meteorológicas y a la vez mantener una posición fija, o dar vueltas alrede-dor de un equipo de perforación a una distancia prefijada para proporcionar advertencias tem-pranas en caso de amenazas para la seguridad o el medio ambiente.

Una vez desplegado, no utiliza tripulación, no requiere combustible y no produce emisiones, lo que elimina tanto el riesgo para el personal como el impacto ambiental. Por un costo muy inferior al de una boya amarrada o al de una embarcación con tripulación, el vehículo Wave Glider propor-ciona movilidad y autonomía a lo largo de gran-des distancias para las misiones prolongadas de

1. Bunting T, Chapman C, Christie P, Singh SC y Sledzik J: “La ciencia de los Tsunamis,” Oilfield Review 19, no. 3 (Invierno de 2007/2008): 4–19.

2. La estela es la desviación lateral de un cable sísmico marino respecto de la dirección de remolque prevista, conforme las corrientes marinas desvían el cable de su rumbo.

3. El diámetro exacto de esa localización fija es definido por el círculo de vigilancia del sistema de anclaje de la boya, que es una función de la longitud de la cadena que une el ancla a la boya. Para tolerar condiciones extremas de

mareas y altura de las olas, la boya se ancla con una cadena de acero cuyo largo normalmente triplica o quintuplica la profundidad del agua. Si bien esta cadena extra sirve para reducir la carga de impacto en los aparejos de fondeo utilizados para anclar la boya, también implica que la posición exacta de una boya variará con las mareas, los vientos y las corrientes.

4. Para obtener más información sobre los vehículos ROV en aplicaciones de aguas profundas, consulte: Downton G, Gómez S, Haci M, Maidla E y Royce C: “Robots al rescate,” Oilfield Review 22, no. 3 (Marzo de 2011): 16–27.

5. Manley JE y Hine G: “Persistent Unmanned Surface Vehicles for Subsea Support,” artículo OTC 21453, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 2 al 5 de mayo de 2011.

6. En el año 2012, Liquid Robotics, Inc. y Schlumberger formaron una unión transitoria de empresas denominada Liquid Robotics Oil & Gas para extender los servicios de los vehículos marinos autónomos a la industria del petróleo y el gas.

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48 Oilfield Review

monitoreo oceánico. Y ya han ejecutado cientos de misiones, recorriendo desde la región del Ártico hasta Australia y desde las Islas Canarias hasta Loch Ness en Escocia.

Este artículo analiza el desarrollo de esta pla-taforma autónoma de sensores para múltiples misiones y describe sus aplicaciones; desde la medición de parámetros metoceánicos hasta la

detección de manifestaciones de petróleo. Algunos ejemplos del Golfo de México y otras áreas demuestran cómo las plataformas de monitoreo móviles, automatizadas y persistentes han demostrado ser ventajosas para las campañas de exploración y producción marinas.

El diseño del vehículoEl AMV Wave Glider utiliza la energía de las olas para la propulsión, en tanto que la energía solar suministra potencia al motor del timón, el sis-tema de navegación y los componentes electróni-cos de la carga útil. Este AMV consta de un flotador superficial y un planeador sumergido conectados por un cable umbilical electromecá-nico (izquierda). Cada una de estas piezas puede sustentar un arreglo de sensores para generar una carga útil de acuerdo con las necesidades de cada misión. El flotador pesa alrededor de 68 kg [150 lbm], incluyendo una carga útil habitual.

El flotador mide 208 por 60 cm [82 por 24 pul-gadas]. Su cubierta sustenta las antenas para el sistema GPS, las comunicaciones satelitales y los sistemas de prevención de colisiones, además de un mástil con una luz indicadora de posición y una bandera para una mayor visibilidad. Su superficie aloja además dos paneles fotovoltaicos que reali-mentan continuamente las baterías de iones de litio utilizadas para suministrar energía a los siste-mas de navegación y comunicaciones del vehículo, y las cargas útiles de los sensores. Cuenta además con siete paquetes de baterías inteligentes, alojados

> Diseño del sistema Wave Glider. Este vehículo marino autónomo se divide en tres subsistemas principales: el flotador de superficie, el cable umbilical y el planeador sumergido. Cada subsistema puede ser configurado para satisfacer las necesidades del cliente.

Bahía de carga de popa

Componentes electrónicos de la carga útil

Potencia y comunicaciones

Panel solar

Timón

Componentes electrónicosde la carga útil

Componentes electrónicosde comando y control

Luz indicadora de posición

Estación meteorológica

Punto de levantamiento

Bahía de carga de proa

Flotador de superficie

Cable umbilical

Planeador sumergido Puntos de fijación de la carga útil submarina

Aletas

Aft payload bay

Payload electronics

Solar panel

Rudder

Payload electronics

Command and controlelectronics

Location marker light

Weather station

Lift point

Forward payload bay

Umbilical powerand communications

Wings

Subsea payload attachment points

> Propulsión con las olas. El sistema Wave Glider transforma una porción de su movimiento vertical en impulso de avance. Cuando el flotador de superficie se eleva en la cresta de una ola, hace subir el planeador sumergido con el cable umbilical. Los seis pares de aletas articuladas del planeador son presionadas hacia abajo a medida que el planeador se eleva y esa elevación se traduce en un movimiento de avance y ascenso, que hace adelantar el flotador (centro). Cuando el flotador se desplaza fuera de la cresta, las aletas del planeador se inclinan hacia arriba, lo que nuevamente se traduce en un movimiento de avance (derecha). El movimiento de las olas es mayor en la superficie del agua y decrece con la profundidad. La magnitud de la fuerza de propulsión de avance es proporcional a la diferencia entre las amplitudes de las olas en el flotador de superficie y en las aletas del planeador sumergido.

Amplitudde la ola

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Volumen 25, no.4 49

en el interior del flotador y aislados eléctricamente con un sistema de circuitos de descarga y monitoreo que permite la utilización de sólo dos baterías por vez.7 Dos bahías de carga útil sustentan un total de 18 kg [40 lbm] entre sensores y equipos.

El cable umbilical, de unos 5,8 m [19 pies] de largo, proporciona una conexión flexible entre el flotador de superficie y el planeador sumergido. Este cable sirve además como conducto para la transmisión de los comandos de navegación y la energía al planeador.

El planeador sumergido tiene una longitud de 2 m [6,5 pies]. El planeador se desliza sobre seis pares de aletas subacuáticas que propulsan el sis-tema Wave Glider entero hacia adelante. La estruc-tura del planeador sustenta un timón y su unidad de control. La estructura pesa aproximadamente 68 kg y puede soportar varios sensores.

El flotador de superficie de perfil bajo, el cable umbilical de alta resistencia y el planeador robusto permiten que el vehículo continúe ope-rando a través de los intensos vientos y las altas olas del mar abierto. El planeador se encuentra protegido de las condiciones climáticas de la superficie y actúa como un ancla flotante para contrarrestar los efectos del viento y el oleaje en el flotador de superficie. El modelo actual, la pla-taforma Wave Glider SV2, ha sobrevivido a cinco huracanes y tres ciclones tropicales y ha regis-trado más de 560 000 km [300 000 millas náuti-cas] desde el año 2009.

La locomoción en el océanoEl sistema de propulsión del vehículo Wave Glider es pasivo y mecánico; y convierte la energía del movimiento de las olas en impulso.8 Este sistema de propulsión explota la diferencia natural del movimiento de las olas entre el flotador de superfi-cie y el planeador sumergido. Las orejas o aletas articuladas adosadas al planeador sumergido con-vierten la energía de las olas para generar más de 1,3 kN [300 lbf] de impulso a medida que rotan en sentido vertical. El vehículo produce un impulso

de avance independiente de la dirección de las olas mientras su flotador asciende y desciende con cada ola y el planeador remolca el flotador hacia adelante (página anterior, abajo).

La velocidad de avance depende de la fuerza de flotabilidad total provista por el flotador cuando se encuentra unido al peso del planeador. La masa y la flotabilidad del vehículo varían con la carga útil, de modo que el flotador, el cable umbilical y el planeador deben equilibrarse y ajustarse para lograr un desempeño óptimo de la propulsión. El AMV está diseñado para operar en condiciones variables entre un estado del mar equivalente a 0 y un estado equivalente a 6 (arriba).

El vehículo puede alcanzar velocidades de hasta 1 m/s [2 nudos] y, en condiciones normales con olas de 0,3 a 1 m [1 a 3 pies], alcanza entre 0,5 y 0,75 m/s [1 y 1,5 nudos].9 Con esta velocidad, puede recorrer aproximadamente 1 000 km [620 millas, 540 millas náuticas] en un mes. Además, puede obtener energía de las olas de baja amplitud y

alta frecuencia —tales como las del oleaje eólico— de manera que hasta en condiciones calmas, su velocidad rara vez cae por debajo de 0,25 m/s [0,5 nudos].10

Este AMV ha demostrado su capacidad para operar en estados extremos del mar. Un vehículo Wave Glider, llamado G2, experimentó una apro-ximación con el huracán Isaac en agosto de 2012. La tormenta pasó a una distancia de 100 km [60 millas] de la localización del G2 en el Golfo de México. Cuando el huracán viró en dirección hacia el vehículo, su piloto —que monitoreaba la situación desde el centro de soporte de operacio-nes (OSC) de Sunnyvale, en California, EUA— emitió una instrucción de cambio de rumbo que lo alejó del peligro. Equipado con sensores para medir la velocidad del agua, la temperatura del aire y del agua, la velocidad del viento y la pre-sión barométrica, el G2 transmitió los datos a pesar de su proximidad a la tormenta (abajo). Más recientemente, en octubre de 2012, otro

7. Pai S: “Wave Glider—Introduction to an Innovative Autonomous Remotely Piloted Ocean Data Collection Platform,” artículo SPE 166626, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas del Área Marina de Europa de la SPE, Aberdeen, 3 al 6 de septiembre de 2013.

8. Leroy F y Hine G: “Persistent Unmanned Surface Vehicles for Well and Field Support,” artículo OTC 22545, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Brasil, Río de Janeiro, 4 al 6 de octubre de 2011.

9. Un nudo, o milla náutica por hora, equivale a 1,151 millas terrestres por hora [1,852 km/h].

10. Dalgleish FR, Ouyang B, Vuorenkoski AK, Thomas JC y Carragher PD: “Towards Persistent Real-Time Autonomous Surveillance and Mapping of Surface Hydrocarbons,” artículo OTC 24241, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 6 al 9 de mayo de 2013.

> Lecturas de los sensores de tormenta. Cuando el huracán Isaac viró en dirección hacia la plataforma Wave Glider G2, los sensores del AMV registraron una caída significativa de la temperatura del agua, registrándose vientos sostenidos de 40 nudos [74 km/h] y ráfagas de hasta 74 nudos [137 km/h] con la caída de la presión barométrica a 988,3 mbar [14,3 lpc].

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Tiempo Tiempo

> Tabla de estados del mar. La Organización Meteorológica Mundial clasifica la fuerza de los mares de acuerdo con la altura cada vez mayor de las olas. El AMV Wave Glider puede operar con un valor del estado del mar de 6.

0123456789

00 a 0,10,1 a 0,50,5 a 1,251,25 a 2,52,5 a 44 a 66 a 99 a 14Más de 14

Calma vítreaOnduladaUniforme o con olas pequeñasLeveModeradaTempestuosaMuy tempestuosaAltaMuy altaFenomenalmente alta

Estado del mar Altura de las olas, m Características de la superficie marina

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50 Oilfield Review

AMV Wave Glider atravesó exitosamente vientos de 130 km/hora [70 nudos] para transmitir los datos meteorológicos en tiempo real mientras el huracán Sandy se desplazaba hacia el norte, a lo largo de la costa este de EUA.11 En condiciones tormentosas, el rendimiento del vehículo se potencia como resultado del incremento de la energía de las olas, lo que le permite mantener el rumbo previsto.

El sistema de propulsión del vehículo Wave Glider también le permite mantener la posición en una localización, aún en presencia de corrien-tes de marea o corrientes en remolino. El sistema sencillamente se dirige hacia un punto de ruta (waypoint) designado; un conjunto programado de coordenadas geográficas. Cuando se aproxima a los límites de un círculo de vigilancia predefinido, gira y regresa reiteradas veces al mismo punto. El AMV puede mantener la posición por mucho tiempo con un círculo de vigilancia de hasta 50 m [164 pies] de diámetro, dependiendo de las corrientes y del estado del mar. Por el contrario, los sistemas de amarre de boyas en las profundi-dades oceánicas emplean aparejos de fondeo que producen un círculo de vigilancia mucho más amplio (arriba).

La plataforma de sensores El sistema AMV Wave Glider puede alojar una am- plia gama de sensores ya sea estándar o bien dise-ñados a medida de las necesidades de la misión.

Un receptor GPS no sólo determina la posición del vehículo, sino que además proporciona una marca de tiempo precisa para todos los datos registrados en la misión. Los paneles fotovoltai-cos mantienen cargadas las baterías de iones de litio para sustentar los sistemas de WiFi, celula-res o comunicaciones satelitales, el procesa-miento de datos a bordo y varias cargas útiles.

De acuerdo con las especificaciones del cliente, es posible configurar cargas útiles de sensores adicionales:• sensores meteorológicos para registrar la pre-

sión barométrica, la temperatura del aire, la dirección y la velocidad del viento y las ráfagas

• sensores de olas para registrar la altura, el período y la dirección de las olas

• módems acústicos para recolectar datos de los sensores instalados en estructuras submarinas o en el fondo del mar

• sensores batimétricos para mapear la profundi-dad del agua

• sensores de corrientes para registrar la direc-ción y la velocidad

• sensores de salinidad y temperatura del agua• sistemas de fluorometría para detectar la pre-

sencia de petróleo, turbidez y clorofila en el agua• magnetómetros para medir la magnitud y la

dirección de los campos magnéticos• cámaras para proporcionar imágenes en tiempo

real; también utilizadas para monitorear la proximidad con respecto al hielo o verificar la

presencia de capas brillantes superficiales de petróleo

• registradores acústicos pasivos para detectar y analizar las vocalizaciones de los mamíferos marinos.

Los clientes pueden monitorear el estado del vehículo y los datos en tiempo real. Un esquema de credenciales basado en cuentas proporciona seguridad en las comunicaciones con el vehículo a través de Internet. Las actualizaciones se eje-cutan generalmente según los intervalos especifi-cados por el cliente y oscilan entre 1 y 15 minutos. Un disco rígido a bordo registra las frecuencias de muestreo de mayor resolución.

Pilotaje por control remotoEl sistema AMV Wave Glider puede ser programado para viajar directamente entre una localización y otra o para seguir una ruta específica definida por múltiples conjuntos de coordenadas geográficas o puntos de ruta. El sistema GPS a bordo guía el vehí-culo desde un punto de ruta hasta otro. El vehículo utiliza un receptor GPS de 12 canales como su prin-cipal sensor de navegación, junto con una brújula compensada por la inclinación con acelerómetros triaxiales y un sensor de la velocidad del agua. Este sistema ofrece una precisión de navegación supe-rior a 3 m [10 pies].12

Alternativamente, los pilotos del vehículo Wave Glider pueden direccionar sus cargas en forma remota (próxima página, arriba). La información de comando y control se transmite por enlace sate-lital con una interfaz de usuario segura, basada en la Red, para dirigir las unidades.13 El Sistema de Manejo de los AMVs Wave Glider permite a los pilotos emitir comandos de rumbo utilizando una computadora con Internet o un teléfono celular que permita navegar en la Red.14

La prevención de colisiones es crucial para el éxito de los programas de los vehículos autóno-mos. Una estrategia clave para el AMV es poder ver y ser visto, de modo de ejecutar los comandos de navegación a tiempo para evitar accidentes. Generalmente, se instalan un mástil, una bandera y una luz para indicar visualmente la posición del flotador del AMV. Más importante aún es el hecho de que el flotador transporta un paquete integrado de componentes electrónicos para destacar su posición. Un intensificador de blancos de radar

11. Pai, referencia 7.12. Pai, referencia 7.13. Anderson BS y Beatman L: “Autonomous Surface

Vehicle Operations in the Arctic: Regional Baseline Data Acquisition,” artículo OTC 23737, presentado en la Conferencia de Tecnología del Ártico, Houston, 3 al 5 de diciembre de 2012.

14. Pai, referencia 7.15. Dalgleish et al, referencia 10.

> Capacidad de mantenimiento de la estación. Una boya de observación de mar abierto (derecha) fue amarrada al lado de un registrador de presión de fondo marino (BPR) para retransmitir los datos del BPR a un grupo de científicos ubicados en tierra firme. A pesar de haber sido amarrada al lado del BPR, los vientos y las corrientes tendían a empujar la boya hacia el cuadrante sudeste de su círculo de vigilancia de 3 400 m [11 000 pies]. Para determinar su confiabilidad como estación retransmisora de los datos del BPR, se probó un AMV Wave Glider (izquierda).

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produce un blanco inconfundible en las pantallas de los radares de las embarcaciones cercanas. Y un sistema de comunicaciones satelitales, un sensor de rumbo azimutal y un GPS se conectan a un sistema de identificación automática (AIS) para rastrear el movimiento de la embarcación.

Es requisito que las embarcaciones comercia-les estén provistas de sistemas de radar y AIS (derecha, extremo inferior). El AIS, cuyos datos se muestran en la pantalla del radar para ayudar a los navegantes de una embarcación cercana a rastrear el rumbo del vehículo autónomo, propor-ciona la capacidad para interrogar e intercambiar en forma automática datos de posición, rumbo y velocidad en forma automática. Los datos recípro-cos del AIS son retransmitidos automáticamente desde el AMV a los pilotos del Wave Glider en tie-rra firme y éstos también monitorean el tráfico marítimo y emiten comandos de navegación del AMV para evitar colisiones.

Aplicaciones de E&PLas plataformas de sensores Wave Glider se ade-cuan a diversas aplicaciones y misiones científicas. Su persistencia y alcance permiten a estos AMVs recolectar datos de series de tiempo a través de vastas áreas geográficas, lo que posibilita un tipo de investigación científica que no era posible o económica utilizando los datos recolectados desde boyas, embarcaciones o satélites.

La detección de manifestaciones superficia-les de hidrocarburos naturales es quizás el método más antiguo de exploración petrolera. Desde el punto de vista de un geólogo, el petróleo presente en la superficie del mar constituye un buen indicador de la existencia de más reservas por debajo del lecho marino. A los ecologistas y oceanó-grafos les interesa saber además cómo podría afec-tar el carbono orgánico de estas manifestaciones los ambientes bentónicos y bentopelágicos adya-centes y las comunidades quimiosintéticas que éstos sustentan.15

Las interacciones, mezclas y disoluciones bio-lógicas consumen o dispersan una porción de los hidrocarburos a medida que éstos se elevan a tra-vés de la columna de agua, pero algunas burbujas o gotas pequeñas de hidrocarburos finalmente lle-gan a la superficie. Allí, se dispersan y forman una mancha o capa brillante superficial de petróleo, cuyo ancho y profundidad dependen de las condi-ciones de la superficie del mar; especialmente la agitación de las olas, la temperatura y la evapora-ción, que afectan la velocidad de dispersión. Estas manchas ocurren con regularidad, pero a menudo duran poco tiempo. Pueden ser observa-das visualmente o detectarse mediante radares de

apertura sintética (SAR) instalados en satélites. No obstante, las órbitas de los satélites SAR en general no admiten más de dos pasadas diarias por un sitio determinado. Las plataformas de sen-sores automatizadas, que miden los parámetros relacionados con los hidrocarburos y otros pará-metros ambientales y transmiten los datos a los investigadores apostados en tierra firme, consti-

tuyen una alternativa efectiva con respecto a las mediciones satelitales o las mediciones obtenidas a bordo de embarcaciones.

Las plataformas de sensores Wave Glider han sido utilizadas en una misión de dos meses de duración llevada a cabo en el área del Cañón del Mississippi del Golfo de México para evaluar los manaderos naturales de petróleo presentes en

> Estación de control con pilotos. En un centro de soporte de operaciones terrestre, los pilotos monitorean el tráfico marítimo, las condiciones del mar y los parámetros de operación de los AMVs durante las 24 horas del día.

> Visualización típica de un sistema AIS. La posición de las embarcaciones, su velocidad, rumbo, punto de aproximación más cercano (CPA) proyectado en millas náuticas (nm) y el tiempo estimado al CPA se muestran en una presentación cartográfica electrónica. El sistema AIS actualiza esta información crucial varias veces por minuto. La embarcación en la que aparece esta visualización (círculo naranja) pasará cerca de otras tres embarcaciones (rojo) si mantiene su ruta y velocidad actuales.

Buque de motor Richard Etheridge11,4 nudos, 139°CPA 0,20 nm, 8 min

Buque de motor Nathan Bruckenthal13,4 nudos, 156°CPA 0,14 nm, 2 min

Buque de motorDouglas Munro8,7 nudos, 318°CPA 0,18 nm, 1 min

Embarcaciónpropia

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las proximidades de los domos salinos y los volca-nes de lodo. La carga útil científica del AMV con-sistió en un sensor de velocidad del agua, instalado en el flotador, una estación meteorológica instalada en el mástil, un fluorómetro para medir las concen-traciones bajas de hidrocarburos semivolátiles y dos sensores ópticos para medir las concentracio-nes de material orgánico disuelto y suspendido por medio de la técnica de fluorescencia.16 Previo al despliegue del AMV, se calibró la respuesta de los sensores ópticos para conocer las concentracio-nes de petróleo crudo en las diversas etapas de alteración superficial en un centro de pruebas con tanques de almacenamiento temporal. Los datos resultantes de los sensores del Wave Glider ayuda-ron a los científicos a mapear la localización y la extensión de las capas brillantes superficiales de petróleo (izquierda).

Del otro lado del mundo, la Unidad de Tecnología Ambiental de Chevron, en colabora-ción con el Centro de Ciencia y Tecnología Marina de la Universidad de Curtin en Perth, Australia Occidental, desplegó una configuración única de sensores en dos plataformas de sensores Wave Glider.17 Los AMVs obtuvieron datos de turbidez de referencia previo al inicio de las operaciones de dragado para una línea de conducción del área marina de Australia. Desplegadas en tres salidas, las plataformas de sensores AMV llevaron a cabo levantamientos metoceánicos y obtuvieron medi-ciones para evaluar la turbidez a través de las áreas afectadas por el dragado.

Durante la primera salida, el sistema obtuvo varias mediciones metocéanicas, incluidas la dirección y la magnitud de las corrientes oceáni-cas, la temperatura del aire, la velocidad y la dirección del viento, la presión atmosférica, y la temperatura y la salinidad del agua. Estos datos proporcionaron valiosa información ambiental de referencia que ayudó a los científicos a planificar las salidas posteriores (próxima página).

La siguiente salida, efectuada para obtener datos detallados sobre la suspensión de las partí-culas, también demostró la capacidad de remol-que del planeador Wave Glider. Un AMV arrastró un módulo de sensores de sonar remolcados por detrás del planeador sumergido para medir la turbidez (izquierda). El sonar remolcado midió la transmisión óptica para determinar la atenuación de la luz y midió la retrodifusión con tres longitudes de onda diferentes para calcular los sedimentos suspendidos y el tamaño medio de las partículas. Luego de establecer una referencia previa al dra-gado, los AMVs fueron desplegados nuevamente para medir los sedimentos suspendidos durante la operación de dragado.

> Patrón de exploración hexagonal. Los sensores de radar de apertura sintética instalados en satélites (verde) detectaron una capa superficial brillante resultante de un manadero del Golfo de México. Durante una salida del Wave Glider, el vehículo de teledetección observó un incremento de las concentraciones de hidrocarburos. La trayectoria del Wave Glider se encuentra codificada en colores de acuerdo con la concentración de hidrocarburos. Los eventos detectados, (puntos grandes) en los que los picos o las transiciones bruscas son registrados en múltiples sensores, muestran dónde el AMV encontró mayores concentraciones de hidrocarburos semivolátiles, lo que indica la presencia de acumulaciones nuevas.

Latit

ud

28,132°

28,130°

28,128°

28,126°

28,124°

28,122°

28,120°

28,118°

–89,148° –89,146° –89,144° –89,142° –89,140°

Longitud–89,138° –89,136° –89,134° –89,132°

Conc

entra

ción

de

hidr

ocar

buro

s eq

uiva

lent

es, µ

g/L

0,249

0,258

0,268

0,220

0,230

0,239

> AMV con sonar remolcado. Esta plataforma de sensores obtuvo mediciones de referencia de la suspensión de partículas en la columna de agua a lo largo de la ruta de dragado de una línea de conducción propuesta. El AMV fue configurado para obtener mediciones del tiempo en la superficie y la velocidad y la dirección de las corrientes, junto con mediciones del oxígeno disuelto y la conductividad, temperatura y presión del agua. Los sensores del sonar remolcado obtuvieron mediciones de la turbidez.

Sensor de lavelocidad del agua

Perfilador decorrientes

Estación meteorológica

Medidor deretrodifusión Sensores de la conductividad,

la temperatura y la presión del agua,y del oxígeno disueltoTransmisómetro

Sonar remolcado

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16. Dalgleish et al, referencia 10.17. Pai S y Shone P: “Remotely Piloted Ocean Vehicles to

Conduct METOC and Turbidity Pre-Site Survey,” artículo presentado en la 75a Conferencia y Exhibición de la EAGE, Londres, 10 al 13 de junio de 2013.

La tercera salida permitió a los científicos comparar los datos obtenidos con los sensores del sonar durante la segunda salida con los datos obtenidos con un sensor óptico diferente para rastrear los sedimentos suspendidos y la distribu-ción granulométrica. Esta comparación de los resultados de los sensores de última generación ayudó al operador a determinar el mejor sistema de sensores para los despliegues futuros. Una vez concluido el dragado, se llevará a cabo un levan-tamiento final. La repetición de estos levanta-mientos (técnica de lapsos de tiempo) permitirá a

los científicos comparar los perfiles antes, durante y después del dragado para evaluar cualquier impacto ambiental en el corto o el largo plazo.

El AMV también ha ayudado a los geofísicos a diseñar levantamientos sísmicos. Las embarcacio-nes sísmicas emplean varios cables sísmicos acústicos, remolcados en paralelo, para adquirir datos geofísicos. Estos cables sísmicos marinos, de varios miles de metros de largo, no siempre siguen la embarcación sísmica directamente en línea, sino que se desvían lateralmente en respuesta a las mareas y las corrientes con que se encuentran.

> Corrientes y profundidad. En el área marina de Australia Occidental, un AMV Wave Glider registró sondeos del fondo marino hasta 60 m [200 pies] de profundidad, junto con la velocidad y la dirección de las corrientes. La influencia de las mareas en la dirección de las corrientes es pronunciada en las profundidades más someras y la dirección cambia en incrementos de aproximadamente seis horas (rojo y azul, extremo superior). Las corrientes mostraron variaciones irregulares de la velocidad a lo largo del trayecto del levantamiento (extremo inferior). Todas las mediciones están vinculadas al tiempo y las coordenadas GPS.

Prof

undi

dad,

m

Tiempo transcurrido, horas

–20

0 12 24 36 48 60

–40

Prof

undi

dad,

m

Tiempo transcurrido, horas

–20

0 12 24 36 48 60

–40

Azimut de las corrientes

180° 360°0°

Velocidad de las corrientes, m/s

.25 .500

Si bien los cables sísmicos marinos son orienta-bles, esta estela puede producir vacíos en la cober-tura de los datos obtenidos en un área y obligar a la embarcación sísmica a regresar a esa área para readquirir y rellenar los datos faltantes. A fin de contrarrestar los efectos de las mareas y las corrientes, los planificadores de levantamientos a

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menudo orientan los levantamientos en línea con la dirección de la corriente predominante.

La estela del cable sísmico marino se vuelve un problema aún mayor cuando se adquieren

levantamientos en las proximidades de objetos fijos, tales como boyas, equipos de perforación o plataformas de producción. Como soporte de la operación de una embarcación sísmica de

WesternGeco en el Golfo de México, se desplega-ron tres vehículos sensores Wave Glider para reportar los datos meteorológicos y de las corrien-tes en tiempo real, en las proximidades de los equi-pos y las plataformas de perforación del área del levantamiento. Cada AMV utilizó un perfilador acús-tico de corriente Doppler (ADCP) para medir la velocidad y dirección de las corrientes. Los datos fueron enviados a través de un servicio seguro de Internet al jefe de brigada a bordo de la embarca-ción sísmica WG Columbus (izquierda). Esta infor-mación ayudó al jefe de brigada de levantamiento sísmico a determinar cuán cerca podría la embar-cación sortear las obstrucciones y a la vez evitar el enredo del cable sísmico marino.18

En un caso similar, Total utilizó los perfilado-res ADCP como asistencia en el diseño de levan-tamientos sísmicos en el área marina de Uruguay. En ese país, un grupo de geofísicos procuraba estudiar un área cerca de la confluencia de dos corrientes oceánicas. Para adaptar la adquisición a las corrientes prevalecientes en forma diaria y de ese modo incrementar la seguridad operacio-nal, Total desplegó un AMV Wave Glider para medir la intensidad de las corrientes. Los datos fueron transmitidos en tiempo real vía satélite mientras el levantamiento se encontraba en curso.

Los AMVs Wave Glider también pueden pro-porcionar una plataforma persistente para facili-tar la comunicación con los sensores y equipos submarinos mediante un módem acústico, ya sea para el control operacional o para evaluar los acti-vos submarinos (izquierda). Shell ha utilizado los módems acústicos Wave Glider en pruebas de referenciamiento para recolectar datos de los transpondedores submarinos de monitoreo de pre-sión del Golfo de México. En la mayoría de los casos, dichos datos pueden ser registrados, trans-feridos vía satélite y analizados en cualquier lugar del mundo.

Más allá del campo petroleroLos episodios acaecidos en la década pasada señalan la devastación que ocasionaron a las comunidades costeras los terremotos marinos o las grandes tormentas. Para alertar a las comuni-dades acerca de los peligros inminentes, los cien-tíficos necesitan contar con datos relevantes en tiempo real. En el caso de los tsunamis, los senso-res desplegados en boyas pueden ayudar a locali-zar el epicentro de un sismo y medir la magnitud del desplazamiento del fondo marino. Para moni-torear dichos datos, se ha instalado un arreglo de boyas de datos oceánicos. La Administración Nacional Oceánica y Atmosférica (NOAA) de EUA monitorea los datos de la red DART (Evaluación y Aviso de Tsunami en la Profundidad del Océano),

> Datos de las corrientes. La velocidad de las corrientes a través de un área de levantamiento fue transmitida al WG Columbus (inserto) para ayudar a predecir las posiciones del cable sísmico marino a medida que la embarcación pasaba cerca de una plataforma de producción y de otras obstrucciones potenciales.

0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,05,0 4,0 3,0 2,0 1,0

Velocidad de las corrientes transversalesa la dirección de la embarcación, en nudos

Babor Estribor

06:00, 24 de marzo

00:00, 24 de marzo

18:00, 23 de marzo

12:00, 23 de marzo

> Puerta de enlace de comunicaciones. Como soporte de las operaciones petroleras, el AMV Wave Glider constituirá un enlace útil para la retransmisión de datos y comandos entre el fondo marino y las instalaciones del operador. En este ejemplo, el AMV puede manejar las comunicaciones con un AUV sumergido, un ROV y un colector múltiple submarino además de plataformas, un satélite y una nave de soporte en la superficie (de Manley y Hine, referencia 5). (Copyright 2008, Conferencia de Tecnología Marina. Reproducido con la autorización de OTC. Se prohíbe cualquier otra reproducción sin autorización.)

AMV Wave Glider

Satélite

Colector múltiple

ROV

AUV

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18. Pai, referencia 7.19. Manley y Hine, referencia 5. Para obtener más información sobre el sistema DART,

consulte: “Deep-Ocean Assessment and Reporting of Tsunamis (DART) Description,” NOAA National Data Buoy Center (Centro Nacional de Datos de Boyas de la NOAA), http://www.ndbc.noaa.gov/dart/dart.shtml (Se accedió el 20 de noviembre de 2013).

Green DS: “Transitioning NOAA Moored Buoy Systems From Research to Operations,” en Actas de la Conferencia MTS/IEEE OCEANS 2006, Boston, Massachusetts, EUA, 15 al 21 de septiembre de 2006.

20. Las sondas eyectables obtienen un perfil vertical de las condiciones a medida que descienden en paracaídas a través de una tormenta. La temperatura, la humedad, la presión, la velocidad del viento, la dirección del viento y las coordenadas GPS son transmitidas a la aeronave de lanzamiento cada 0,5 segundo. Un lanzamiento desde 7 000 m [20 000 pies] puede insumir 7 minutos.

Para obtener más información sobre las capacidades de la sonda eyectable, consulte: “GPS Dropsonde,” Corporación Universitaria para la Investigación Atmosférica y Centro Nacional de Investigación Atmosférica, Laboratorio de Observación de la Tierra, https://www.eol.ucar.edu/node/3145 (Se accedió el 6 de diciembre de 2013).

establecida para detectar tsunamis y adquirir datos para efectuar pronósticos en tiempo real. Actualmente, la NOAA cuenta con 39 estaciones de monitoreo DART en su red y las estaciones de otras naciones también aportan datos. Cada esta-ción DART consiste en un registrador de presión de fondo marino (BPR) con una boya de superfi-cie anclada a su lado. Un enlace acústico trans-mite los datos y comandos entre la boya y el BPR, que recolecta las lecturas de presión y tempera-tura a intervalos de 15 segundos. Los datos son retransmitidos del BPR a la boya, y luego el saté-lite de comunicaciones los transmite a los cen-tros de alerta de tsunamis de todo el mundo.19

Los científicos de la NOAA reconocieron que el mantenimiento de algunas de las estaciones DART después de su despliegue presentaría desafíos ope-racionales. Cuando una estación experimenta una falla, el costo de movilizar una embarcación para efectuar reparaciones puede exceder el presu-puesto del programa. Para incrementar la red, la NOAA ha desplegado un AMV Wave Glider con un módem acústico de baja frecuencia para obtener observaciones de tsunamis en tiempo real. Este tsu-námetro móvil autónomo actúa como una puerta de enlace de comunicaciones para la transmisión de datos sísmicos en vivo desde el fondo hasta la superficie del océano y su posterior retransmisión a la costa vía satélite (arriba). El AMV, que tam-bién recolecta información meteorológica en tiempo real, puede ser programado para viajar a

localizaciones determinadas o regresar a la costa cuando se imparte el comando.

El pronóstico preciso de las tormentas también es crucial para la protección de las vidas y los acti-vos de las comunidades costeras. Habiendo desa-rrollado herramientas para predecir el curso general que puede adoptar una tormenta, la NOAA ahora intenta mejorar las predicciones acerca de su intensidad. A lo largo de la costa este y la costa del golfo de EUA, las mayores amenazas provie-nen de los huracanes. En un esfuerzo para com-prender mejor cómo se incrementa o se reduce la intensidad de los huracanes, la NOAA está apun-tando a la interfaz mar-aire, donde las aguas cáli-das transfieren la energía térmica al sistema de tormentas suprayacente. Los especialistas en el clima consideran que las temperaturas por debajo de la superficie del océano pueden contribuir sig-nificativamente a este intercambio de energía ya que los vientos de tormenta y los maremotos agi-tan las aguas por debajo de la superficie.

No obstante, la extracción de datos del centro de un huracán puede ser difícil. Los aviones caza-tormentas vuelan en dirección hacia estos siste-mas climáticos violentos a varios miles de pies por encima del océano. Ellos exploran la tormenta utilizando un radar para medir las condiciones existentes en la superficie del océano o lanzan los sensores para obtener un perfil vertical detallado de las condiciones atmosféricas presentes en el interior de la tormenta.20 Los satélites observan

las temperaturas de la superficie desde cientos o miles de millas por encima del agua, pero estas mediciones pueden ser oscurecidas por la nubo-sidad y no proporcionan información sobre el calor intercambiado en las aguas agitadas por las tormentas debajo de la superficie. Además, nece-sitan ser comparadas con las mediciones en sitio obtenidas en el ambiente real de la tormenta. Dichas mediciones sólo pueden recogerse aven-turándose en la tormenta propiamente dicha.

>Monitoreo de los tsunamis. La NOAA utiliza las lecturas de presión de fondo para detectar la actividad sísmica que podría producir un tsunami. Una plataforma de sensores Wave Glider ha sido empleada para retransmitir los datos en tiempo real desde un BPR a un centro de alerta temprana de tsunamis instalado en tierra firme.

Registrador de presión de fondo marino

AMV Wave Glider

Satélite

Centro de alertatemprana de tsunamis

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Dado que estos ambientes son demasiado tur-bulentos para las embarcaciones meteorológicas tripuladas o las aeronaves de investigación, los científicos de la NOAA están probando las plata-formas de sensores móviles autónomas para obser-var esta transferencia de energía. La NOAA ha utilizado el AMV Wave Glider en el Océano Atlántico para recolectar datos críticos en áreas cuyo acceso por otros medios resultaría muy arduo o muy peligroso. Para el monitoreo de un área al norte de Puerto Rico, la plataforma de sensores está equipada con una estación meteorológica estándar para medir la temperatura, la humedad, la presión barométrica, la velocidad y la dirección del viento y las ráfagas. Además, está provista de un sensor de oleaje direccional y una cadena con ter-mistor para medir la temperatura del agua desde la superficie hasta 7 m [23 pies] de profundidad. Esta plataforma de sensores demostró que es posi-ble obtener mediciones de temperatura de alta calidad de la porción superior del océano y trans-mitirlas a distancia en tiempo real, utilizando vehículos autónomos en un ambiente riguroso.

21. Leroy y Hine, referencia 8.22. Leroy y Hine, referencia 8.

Un AMV también permite a los científicos recolec-tar datos de varias localizaciones a medida que el vehículo da vueltas a través de la tormenta.

La onda del futuroLuego de viajar 14 meses y recorrer 14 800 km [9 200 millas] a través del Océano Pacífico, el AMV Wave Glider ha logrado un historial de confiabilidad. Esta plataforma autónoma de sensores demostró ser capaz de ejecutar varias funciones importan-tes de monitoreo marino previamente asignadas a embarcaciones tripuladas; sin embargo, durante un tiempo más largo y a un costo más bajo que los métodos tradicionales. Además, su capacidad de mantenimiento de la posición le permite reprodu-cir las funciones de persistencia y medición de una boya de monitoreo marino amarrada. En este modo, el vehículo reduce significativamente los costos, el tiempo y los riesgos incurridos por las embarcaciones y las brigadas para desplegar, recu-perar y mantener una red tradicional de boyas. Su tamaño compacto ofrece además gran flexibi-lidad y adaptabilidad para un despliegue rápido en situaciones imprevistas o en rápido cambio para monitorear las condiciones existentes en, sobre o debajo de la superficie del océano.21

A medida que las actividades de exploración y producción marinas accedan a áreas más profun-das y más remotas de los océanos, los equipos de perforación, las plataformas de producción, las embarcaciones y las líneas de conducción emplea-dos en estas operaciones utilizarán el soporte de los vehículos autónomos cada vez con más frecuencia. La capacidad para operar en la interfaz mar-aire o debajo de ésta le servirá al cliente del AMV para la retransmisión de comunicaciones entre las instala-ciones de superficie y las del subsuelo.

Una nueva generación de vehículos Wave Glider más grandes, con diseños específicos, pro-porcionará soporte a las instalaciones de pozos del subsuelo y las operaciones de campo. El modelo SV3 será un 35% más largo que los modelos previos y transportará una carga útil más grande. Los sis-temas futuros podrán generar electricidad a partir del movimiento de las olas y además podrán incluir sistemas de propulsión eléctrica auxiliares para mejorar las capacidades de maniobrabilidad y prevención de colisiones (arriba).22 La próxima generación de vehículos autónomos Wave Glider será esencial para extender las fronteras de la exploración y la producción. — MV

> La onda del futuro. El prototipo Wave Glider SV3 actual está provisto de un sistema de propulsión eléctrico con una hélice de arrastre bajo (cono negro debajo de la aleta vertical). Este modelo más grande alojará una carga útil de 45 kg [100 lbm].

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Colaboradores

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Abhishek Agarwal se desempeña como campeón de productos del segmento de servicios de extracción de muestras y núcleos para Schlumberger Wireline. Con base en Sugar Land, Texas, EUA, dirige las operaciones de desarrollo y mercadeo de nuevos productos para estos servicios. Antes de ocupar esta posición, en el año 2013, ocupó numerosas posiciones en Schlumberger en India, Arabia Saudita y África Occidental, principalmente relacionadas con los servicios de operaciones con cable. Comenzó su carrera profesional en Schlumberger en el año 2004 como ingeniero de campo en Rajahmundry, Andhra Pradesh, India. Abhishek posee una licenciatura en ingeniería química del Instituto Indio de Tecnología de Bombay en Powai, Mumbai.

Mary R. Albert se desempeña como profesora de ingeniería en la Escuela de Ingeniería Thayer del Dartmouth College, en Hanover, New Hampshire, EUA, y como directora ejecutiva de la Oficina del Programa de Perforación en el Hielo de EUA desde el año 2009. Previamente, trabajó como matemática e ingeniera mecánica de investigación en el Laboratorio de Investigación e Ingeniería de las Regiones Frías del Ejército de EUA en Hanover, New Hampshire. Mary obtuvo una licenciatura en matemáticas de la Universidad Estatal de Pensilvania, en State College, EUA, y una licenciatura en ingeniería y una maestría en ciencias de la ingeniería de la Escuela de Ingeniería Thayer, en Dartmouth College. Obtuvo un doctorado en mecánica aplicada y ciencias de la ingeniería con especialización en dinámica computacional de fluidos de la Universidad de California en San Diego, EUA.

Peter Carragher es socio de Rose & Associates, LLP en Houston. Cuenta con más de 39 años de experiencia como geólogo de exploración en Amoco y BP en localizaciones de todo el mundo. Cumplió un rol científico durante el incidente de la Deepwater Horizon y ahora se desempeña como consultor para BP Gulf Coast Restoration Organization y para otros clientes. Peter estuvo involucrado en dos levantamientos con el vehículo autónomo de superficie para alta mar Wave Glider† en el Golfo de México.

Karen Sullivan Glaser se desempeña como asesora geológica y directora del programa de estudios de geología y geofísica del segmento PetroTechncial Services (PTS) de Schlumberger. Con base en Houston, supervisa los programas de entrenamiento avanzado y duración fija de geología y geofísica del segmento PTS y además diseña y dicta cursos de geología avanzada. Por otra parte, está desarrollando y dictando cursos sobre recursos no convencionales y trabaja en estrecha colaboración con especialistas en tecnologías y técnicas aplicadas a la exploración y la producción de recursos no convencionales. Ingresó en Schlumberger GeoQuest en el año 1995 y subsiguientemente trabajó para WesternGeco, Integrated Project Management y Data & Consulting Services, en diversos roles

técnicos, de mercadeo y de dirección. Antes de ingresar en Schlumberger, trabajó para Exxon Production Research como geóloga de investigación, concentrándose en estratigrafía secuencial. Además, trabajó para Amoco Production Company en la Cuenca Pérmica. Karen obtuvo una licenciatura en geología de la Universidad de Colgate en Hamilton, Nueva York, EUA, una maestría en geoquímica del petróleo de la Universidad de Oklahoma en Norman, EUA; y un doctorado en geología de la Universidad de Rice en Houston.

Geoffrey Hargreaves es el curador del Laboratorio Nacional de Núcleos de Hielo del Servicio Geológico de EUA en Denver. Supervisa las operaciones diarias, la base de datos del laboratorio, y el recorte y transporte de las muestras de núcleos. Comenzó su carrera profesional como investigador técnico en Lockheed Ocean Systems en 1981. Desde entonces, ha ocupado posiciones de ingeniería, técnicas y de investigación en la industria marina, incluida la de técnico marino residente para el Instituto Oceanográfico Scripps de San Diego, California. Geoffrey posee una licenciatura en oceanografía biológica de la Universidad Estatal de Humboldt en Arcata, California.

Graham Hine es vicepresidente senior de Mission Services y director técnico de petróleo y gas para Liquid Robotics, Inc. (LRI), en Sunnyvale, California. Su experiencia con el sistema Wave Glider se inició en el año 2006, cuando se incorporó al programa Wave Glider de la Fundación Júpiter para asistir en el desarrollo de prototipos del vehículo autónomo de superficie para alta mar. Cuando se formó LRI en el año 2007, se convirtió en director de informática (CIO) y gerente de programa para su primer contrato importante y subsiguientemente desempeñó diversos roles de liderazgo; es el enlace principal entre LRI y su unión transitoria con Schlumberger, Liquid Robotics Oil & Gas. Graham obtuvo licenciaturas en administración e ingeniería de software del Claremont McKenna College en California, y de la Universidad de Columbia en la Ciudad de Nueva York.

Greg M. Johnson se desempeña como geofísico principal de área, en el segmento de Generación de Imágenes en Profundidad para Schlumberger, en Denver, y ha producido soluciones de generación de imágenes sísmicas terrestres y marinas a nivel mundial. Cuenta con 31 años de experiencia en la industria y ocupó diversas posiciones en WesternGeco, en Europa, Canadá, Estados Unidos e India, incluidas las de gerente de generación de imágenes en profundidad, modelos del subsuelo y procesamiento de datos, y la de geofísico senior en el grupo de Soporte Geofísico. Greg obtuvo una licenciatura en ciencias ambientales de la Universidad de Colorado, en Boulder, EUA, y es socio activo de la SEG, la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros y la Sociedad Geofísica de Denver.

Robert L. Kleinberg es becario de Schlumberger en el Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger en Cambridge, Massachusetts, EUA. Su área de interés son los recursos de combustibles fósiles no convencionales; lutitas petrolíferas, lutitas gasíferas, petróleo pesado e hidratos de gas. Sus otros proyectos en Schlumberger se centraron en los aspectos relacionados con métodos de ultrasonido, resistividad, resonancia magnética nuclear y gravimetría e incluyeron la invención de varias herramientas. Bob obtuvo una licenciatura en química de la Universidad de California en Berkeley, y un doctorado en física de la Universidad de California en San Diego. Antes de ingresar en Schlumberger, pasó dos años en el Laboratorio de Investigación Estratégica Corporativa de Exxon Research and Engineering Company en Clinton, Nueva Jersey, EUA.

Robert Laronga es jefe del dominio de geología y muestreo de rocas para Schlumberger Wireline en Clamart, Francia. Además, brinda asesoramiento a los equipos de ingeniería de Schlumberger en el desarrollo de nueva tecnología de generación de imágenes de la pared del pozo y extracción de núcleos y el software de interpretación relacionado, y proporciona soporte a los geólogos y clientes de Schlumberger que introducen estas tecnologías en el campo. Durante su carrera profesional de 20 años en Schlumberger, ocupó diversas posiciones, comenzando con la de ingeniero de campo para operaciones con cable y ocupando diversas posiciones en Texas Occidental, el Golfo de México y a bordo de la embarcación de perforación para el Programa Internacional de Perforación Oceánica. Se desempeñó como ingeniero de pruebas de campo para el prototipo experimental de la herramienta de generación de imágenes microeléctricas en lodos a base de aceite OBMI* y ocupó posiciones de ventas y mercadeo en Escandinavia y Europa continental. Rob posee una licenciatura en arqueología y geología de la Universidad de Cornell en Ítaca, Nueva York.

Patrick Legh-Smith se desempeña como gerente marino del hemisferio oriental para WesternGeco en Gatwick, Inglaterra. Trabaja en la industria sísmica desde 1988 y en levantamientos sísmicos marinos, en WesternGeco, desde 1992. Comenzó su carrera profesional como navegador antes de convertirse en jefe de comisión, gerente de operaciones, gerente de soporte técnico de flotas y gerente de salud, seguridad y medioambiente (HSE) de WesternGeco. Patrick obtuvo una licenciatura en oceanografía geofísica e ingeniería electrónica de la Universidad de Gales en Bangor, y una maestría en gestión de recursos marinos de la Universidad Heriot-Watt en Edimburgo, Escocia.

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58 Oilfield Review

Jeffrey Mayville es el gerente marino del hemisferio occidental para WesternGeco y reside en Houston. Comenzó su carrera profesional en sísmica marina en WesternGeco en el año 1977, como navegador y luego se convirtió en observador y jefe de comisión. A partir de 1988, sus posiciones subsiguientes en tierra firme variaron entre asesor global de salud, seguridad y medioambiente y posiciones de dirección y soporte marino en América del Norte y la región del Pacífico Asiático, y gerente marino de electromagnetismo de Schlumberger para el hemisferio oriental. Jeffrey posee una licenciatura en electrónica de la Universidad DeVry en Phoenix, Arizona, EUA.

Camron K. Miller se desempeña como geólogo principal para los segmentos Production Management y PetroTechnical Services de Schlumberger en Houston; cuenta con experiencia global en yacimientos de lutitas, si bien su enfoque actual es la lutita Eagle Ford de EUA. Cuenta con más de 10 años de experiencia en la compañía, trabajando como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable, geólogo de pozo, gerente del segmento Data & Consulting Services y geólogo senior enfocado en recursos no convencionales. Camron obtuvo una licenciatura en geología del Wooster College en Ohio, EUA, y una maestría en geología del petróleo de la Universidad de Akron en Ohio.

Paul Miller se desempaña como geofísico de yacimientos senior en el segmento PetroTechnical Services de Schlumberger en Kuala Lumpur. Está a cargo de la gestión de proyectos y es jefe técnico para la región de Asia. Cuenta con 15 años de experiencia en la industria y es especialista en inversión sísmica y en mapeo de fallas y fracturas derivado por métodos sísmicos. Su carrera profesional incluye una amplia diversidad de posiciones internacionales en Libia, Egipto, India, Emiratos Árabes Unidos, Nigeria, Argentina, Brasil y Estados Unidos. Paul obtuvo una licenciatura (con mención honorífica) en física con computación de la Universidad de Sussex en Brighton, Inglaterra, y una maestría en geofísica de exploración de la Universidad de Leeds en West Yorkshire, Inglaterra.

Dave Monk es doctor en física, graduado de la Universidad de Nottingham en Inglaterra. Es director de geofísica y uno de los dos asesores distinguidos de Apache Corporation. Residente de Houston, está a cargo de la actividad sísmica, lo que incluye operaciones de adquisición y procesamiento en Australia, Canadá, Egipto, el Mar del Norte y EUA. Comenzó su carrera profesional con las brigadas sísmi-cas en Nigeria y subsiguientemente estuvo involucrado en adquisición y procesamiento de datos sísmicos en diversos lugares del mundo. Autor de más de 100 artí-culos y documentos técnicos y numerosas patentes, Dave obtuvo los premios al mejor artículo de la SEG en 1992 y 2005 además de un premio de la SEG de Canadá en 2002. Fue galardonado con el premio Hagedoorn de la Asociación Europea de Geofísicos de Exploración en 1994. Dave es miembro honorario de la Sociedad Geofísica de Houston, miembro vitalicio de SEG y ex- presidente inmediato de la SEG.

Rod Nelson se desempeña como asesor senior en Schlumberger y como director gerente de la unión transitoria de empresas Liquid Robotics Oil & Gas entre Schlumberger y Liquid Robotics, Inc.

Además, es presidente de Schlumberger Technology Corporation. Previamente, fue vicepresidente de relaciones entre el gobierno y la comunidad para Schlumberger Limited. Integra diversos directorios y comités conjuntos de la industria, incluidos los comi-tés asesores corporativos de la AAPG, el Proyecto Clima Global y Energía en Stanford, y el Consorcio de Energía Avanzada. Con un rol activo en la comunidad, forma parte del directorio de Greater Houston Partnership, la Fundación Educativa Fort Bend y el comité asesor de energía de la Universidad de Houston. Dirigió el grupo de estudios tecnológicos para el estudio global de petróleo y gas 2007 del Consejo Nacional del Petróleo “Facing the Hard Truths about Energy.” Rod posee una licenciatura en ingeniería de la Universidad de Wisconsin y maestría en administración de empresas de la Escuela de Administración y Dirección de Empresas Sloan del Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT), Cambridge, EUA. Ingresó en Schlumberger en 1980 como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable.

Sudhir Pai se desempeña como vicepresidente de operaciones y tecnología en Liquid Robotics Oil & Gas en Houston. Establece la visión tecnológica y es responsable de las operaciones mundiales de esta unión transitoria de empresas entre Schlumberger y Liquid Robotics, Inc. Previamente, ocupó numerosas posiciones directivas en Schlumberger, incluidas la de vicepresidente y gerente general de terminaciones y gerente general de las operaciones de Schlumberger en Mumbai. Cuenta con más de 30 años de experiencia en servicios petroleros, lo que incluye roles en planeación corporativa, gestión de la cadena de suministro, recursos humanos, calidad de servicio y salud, seguridad y medioambiente (HSE) en Medio Oriente, Asia, África, India, Reino Unido y EUA. Sudhir obtuvo una licenciatura en ingeniería eléctrica de la Universidad de Bombay en Mumbai. Es miembro de la SPE y del proyecto de desarrollo tecnológico DeepStar, integró el comité directivo técnico y fue presidente de sesión para la conferencia y exhibición Golfo Limpio 2013.

Iain Parnum se desempeña como investigador científico en la Universidad de Curtin, en Perth, Australia Occidental, Australia, donde lleva a cabo actividades de investigación y trabajo de campo y dicta acústica marina y tecnología. Utiliza la tecnología Wave Glider para evaluaciones ambientales marinas desde el año 2012. Iain posee una maestría en ciencias marinas de la Universidad de Gales en Bangor y un doctorado en acústica marina de la Universidad de Curtin.

Wayne D. Pennington es decano interino de la Escuela de Ingeniería de la Universidad Tecnológica de Michigan en Houghton, EUA. Se especializa en petrofísica sísmica y dicta cursos sobre el tema a través de NExT, una compañía de Schlumberger. Antes de formar parte del cuerpo docente de la Universidad Tecnológica de Michigan hace 20 años, Wayne integró el cuerpo docente de la Universidad de Texas en Austin y pasó nueve años en Marathon Oil Company, en su centro de investigación de Littleton, Colorado. Fue el primer vicepresidente de la SEG y presidente del Instituto Americano de Geociencias.

Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger. Se utiliza una cruz (†) para denotar una marca de Liquid Robotics, Inc.

Obtuvo una licenciatura en geología y geofísica de la Universidad de Princeton, en Nueva Jersey, una maestría de la Universidad de Cornell en Ítaca, Nueva York, y un doctorado de la Universidad de Wisconsin-Madison en EUA.

Paul Shone reside en Londres donde se desempeña como jefe del equipo de salud, seguridad y medioambiente para Chevron Energy Technology Company. Trabaja para la compañía desde hace 17 años.

Jonathan Smith trabaja para Shell desde 1985. Es jefe de equipo de operaciones geomáticas para Shell Exploration and Production Company en Houston. Supervisa los equipos de operaciones geomáticas del sector de Exploración y Producción de Shell para las Américas en Houston y Calgary. Los equipos proporcionan conocimientos técnicos especiales en prospección además de la ingeniería y el manejo de los proyectos para una amplia gama de proyectos geomáticos.

Christian Tichatschke es gerente de exploración para Total E&P Uruguay BV. Trabaja desde hace 10 años en el Grupo Total, donde ha sido asignado a diversas posiciones en las oficinas centrales y en las unidades operacionales. Christian, residente de Montevideo, Uruguay, posee una maestría en geología de la Universidad Ludwig Maximilian en Munich, Alemania.

Brian Toelle ingresó en Schlumberger en 1997 y se desempeña como asesor de exploración y geofísica del segmento PetroTechnical Services de Schlumberger en Denver. Brinda asesoramiento para proyectos mundiales y dicta cursos sobre exploración y desarrollo de yacimientos de lutitas, geofísica y geología estructural. Cuenta con 32 años de experiencia en la industria y se especializa en proyectos de exploración y proyectos completamente integrados para Texaco y Saudi Aramco. Brian, que es conferen-ciante distinguido de la SPE 2014–2015, obtuvo un doctorado en geofísica aplicada de la Universidad de Virginia Occidental en Morgantown, EUA.

Larissa Walker se desempeña como ingeniera petrofísica senior para Shell Appalachia Exploration en Sewickley, Pensilvania. Comenzó su carrera profesional en el año 2005 como ingeniera petrofísica para Shell en Canadá, adquiriendo experiencia tanto en actividades de desarrollo como en actividades de exploración para yacimientos no convencionales, tales como extensiones productivas carbonatadas estructuradas, yacimientos de gas centrados en cuencas, gas metano en capas de carbón y gas de lutitas. Hasta el año 2011, su trabajo en Shell Appalachia se centró en el desarrollo de los recursos de la lutita Marcellus. Larissa posee una licenciatura (con mención honorífica) en ingeniería geológica de la Universidad de Waterloo en Ontario, Canadá.

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Sistemas de cuñas desviadoras. La desviación de la trayectoria de un pozo es una estrategia común para sortear las obstrucciones presentes en el fondo del pozo, perforar pozos nuevos en busca de más zonas productivas o perforar tramos laterales para maximizar la exposición del pozo. Las cuñas desviadoras son utilizadas desde hace mucho tiempo para desviar la trayectoria en pozos entubados. Los avances introducidos en la tecnología de sistemas de cuñas desviadoras ahora brindan más flexibilidad a los operadores para la desviación de la trayectoria tanto en pozo entubado como en agujero descubierto.

Pruebas de formación. Los resultados de las pruebas de pozos pesan mucho en las decisiones de desarrollo de activos de los operadores. Un nuevo sistema compacto de pruebas de formación con control y comunicación bidireccional, en tiempo real, está ayudando a los operadores a efectuar elecciones basadas en más datos de alta calidad que los disponibles previamente con la tecnología tradicional de pruebas de formación.

Proyecto clima global y energía. Las universidades desempeñan un rol vital en la investigación y el desarrollo de la energía. Schlumberger es una compañía patrocinadora fundadora del Proyecto Clima Global y Energía, una asociación única entre el sector industrial y el académico con sede en la Universidad de Stanford, que se formó con el fin de sustentar actividades de investigación avanzadas, centradas en nuevas tecnologías para suministrar energía accesible y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

Perfilaje con herramientas de espectroscopía de alta definición. El servicio de adquisición de registros de espectroscopía de captura de neutrones mide las proporciones elementales relativas, que luego pueden ser convertidas en concentraciones de minerales normalmente presentes en los yacimientos de hidrocarburos. Los datos de concentraciones en peso seco son procesados posteriormente para determinar la mineralogía, la litología y la estratigrafía geoquímica local. Una nueva herramienta mide, con mayor resolución y más exactitud, más elementos que los que podían medir las herramientas de generación previa.

Próximamente en Oilfield Review

Volumen 25, no.4 59

NUEVAS PUBLICACIONES

Una biografía de la AntártidaDavid DayOxford University Press198 Madison AvenueNueva York, Nueva York 10016 EUA2013. 624 páginas. USD 34,95ISBN: 978-0-199-86145-3

David Day explora la historia de la Antártida centrándose en las biografías de exploradores, en la caza de focas y ballenas, en las rivalidades entre las naciones que reclaman sus tierras y en la posterior adopción del Tratado Antártico, que dispone que la Antártida es una base de cooperación en el ámbito de la investigación científica.

Contenido:

• 1770s

• 1780–1820

• 1821–1838

• 1839–1843

• 1843–1895

• 1895–1906

• 1907–1912

• 1912–1918

• 1919–1926

• 1926–1928

• 1929–1930

• 1931–1933

• 1934–1936

• 1937–1938

• 1939–1941

• 1941–1945

• 1945–1947

• 1948–1951

• 1952–1956

• 1957–1960

• 1961–2012

• Epílogo, Notas finales, Bibliografía, Índice

Sólida como un bloque de hielo antártico… la obra [de Day] se basa en cinco años de meticulosa investigación para narrar la historia de la intervención del Hombre en la Antártida… Una biografía de la Antártida ofrece un emotivo panorama biográfico de los personajes involucrados, de las extenuantes expediciones que emprendieron y de las rivalidades entre las naciones en su carrera por delimitar el continente y reclamar su posesión… Un relato sobresaliente.

“Opening Up an Empty Quarter,” The Economist

(15 de junio de 2013), http://www.economist.com/

news/books-and-arts/21579428-opening-up-

emptyquarter-south-park (Se accedió el 16 de

julio 2013).

Day ha logrado, con éxito, recopilar información de ricas y variadas fuentes internacionales. Toma como punto de partida relatos originales, artículos de diario [y] los informes recientemente divulgados por el explorador polar y oficial de la Marina estadounidense Richard Byrd… Gracias a Day, las opiniones y curiosidades que colman la historia de estas tierras lejanas han sido reveladas.

Por momentos, el dramatismo —que se manifiesta a través de autobiografías secretas y de declaraciones publicadas en periódicos— confiere a la obra un ritmo lento, e incluso, glacial.

Stump E: “Frozen Assets,” Nature 493, Nº 7433

(24 de enero de 2013): 478–479.

Day logra entretejer un relato maestro sobre expediciones y sus líderes en un volumen que exhibe un profundo detallismo y una exhaustiva investigación. La obra contiene ciertas piedras preciosas que ofrecen interpretaciones novedosas, incluso, para los lectores más ávidos en la materia.

Turney C: “Book Review,” Times Higher

Education (21 de febrero de 2013),

http://www.timeshighereducation.co.uk/books/

antarctica-abiography-by-david-day/2001714.

article (Se accedió el 18 de julio de 2013).

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60 Oilfield Review

Errores brillantes: De Darwin a Einstein — Descomunales equívocos de grandes científicos que cambiaron nuestra manera de comprender la vida y el universoMario LivioSimon & Schuster1230 Avenue of the AmericasNueva York, Nueva York 10020 EUA2013. 352 páginas. USD 26,00 ISBN: 978-1-4391-9236-8

El autor explora la vida de cinco científicos —Charles Darwin, William Thomson (Lord Kelvin), Linus Pauling, Fred Hoyle y Albert Einstein— con el propósito de demostrar que incluso las mentes más deslumbrantes pueden cometer grandes errores. El autor procede, luego, a analizar la manera en que estos errores forman parte del propio entretejido del descubrimiento científico.

Contenido:

• Errores y equívocos

• El origen

• Todo lo heredado se esfumará

• ¿Cuántos años tiene la Tierra?

• La certeza suele ser una ilusión

• Intérprete de la vida

• De todas maneras, ¿de quién es el ADN?

• B de Big Bang

• ¿Lo mismo para toda la eternidad?

• El “error más grande”

• Fuera del espacio vacío

• Conclusiones

• Notas, Bibliografía, Índice

Livio concede a su sagaz relato el cuidado propio de un historiador y evita los estereotipos heroicos.

El autor no logra con tanto éxito explicar el motivo por el cual estos grandes científicos cometieron errores y recurre, con frecuencia, a la psicología popular para demostrar porqué los individuos se aferran, obstinadamente, a ciertas ideas aun cuando existen pruebas que las contradicen. La psicología de la mala ciencia resulta fascinante, pero requiere de un análisis más amplio del funcionamiento de la comunidad científica general. Es una carga demasiado pesada para cinco científicos, independientemente de lo grandiosos que hayan sido.

Zimmer C: “The Genius of Getting It Wrong,”

The New York Times (7 de junio de 2013),

http://www.nytimes.com/2013/06/09/books/

review/brilliantblunders-by-mario-livio.html

(Se accedió el 14 de junio de 2013).

A pesar de las habilidades heurísticas de Livio, puede que a los lectores con vagos recuerdos sobre física de nivel secundario no les resulte sencillo comprender la lectura. Pero sean leales al autor… Gracias a Livio, los más brillantes tropezones —como los de Einstein— nos permitirán hallar nuestro camino a través del cosmos intelectual y el de la física.

Dunlap J: “Book Review,” Washington

Independent Review of Books (12 de junio

de 2013), http://www.washingtonindependentre-

viewofbooks.com/bookreview/brilliant-

blunders-from-darwinto-einsteincolossal-

mistakes-by-great-scient (Se accedió el

18 de junio de 2013).

El boleto dorado: P, NP y la búsqueda de lo imposibleLance FortnowPrinceton University Press41 William StreetPrinceton, Nueva Jersey 08540 EUA2013. 192 páginas. USD 26,95ISBN: 978-0-691-15649-1

Un problema no resuelto en el ámbito de la ciencia informática —conocido como P versus NP— plantea el siguiente interrogante: ¿Pueden todos los problemas verificados a través de una computadora resolverse también por este medio? El autor de esta obra explora la historia del problema P-NP, ofrece ejemplos de éste en diversas disciplinas —entre ellas, la economía, la física y la biología— y describe las ventajas y los desafíos asociados con el problema.

Contenido:

• El boleto dorado

• El hermoso mundo

• P y NP

• Los problemas más complejos en NP

• La prehistoria del problema P versus NP

• El abordaje de lo complejo

• La demostración de que P ≠ NP

• Secretos

• Cuántica

• El futuro

• Fuentes y notas a los capítulos, Índice

La obra de Fortnow… se presenta como un manual básico para el lector promedio, pero es probable que los lectores se arrepientan de no haber estado más atentos en las clases de cálculo.

Nazaryan A: “A Most Profound Math Problem,”

The New Yorker (2 de mayo de 2013),

http://www.newyorker.com/online/blogs/

elements/2013/05/a-most-profound-math-problem.

html (Se accedió el 1º de julio de 2013).

Fortnow logra introducir al lector, de manera eficiente, en lo cautivante del misterio y la relevancia de los problemas P y NP.

“Book Review,” Publishers Weekly (28 de enero

de 2013), http://publishersweekly.com/978-0-691-

15649-1 (Se accedió el 18 de junio de 2013).

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DEFINICIÓN DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

> Aplicaciones de perforación direccional. Los yacimientos a los que no es fácil acceder desde localizaciones de superficie pueden ser explotados a través de la perforación direccional.

La práctica de la perforación direccional se remonta a la década de 1920, cuando se introdujeron los métodos básicos de prospección de pozos. Estos métodos alertaron a los perforadores acerca del hecho de que los pozos supuestamente verticales en realidad se desviaban en direcciones indeseadas. A fin de abor-dar estos problemas de desviación, los perforadores inventaron técnicas para mantener la trayectoria del pozo lo más vertical posible. Esas mismas técni-cas fueron empleadas posteriormente para desviar deliberadamente el pozo a fin de intersectar las reservas de difícil acceso.

Los primeros pozos direccionales perforados en forma intencional pro-porcionaron soluciones correctivas para los problemas de perforación: el enderezamiento de pozos torcidos, la desviación de la trayectoria de los pozos en torno a tuberías atascadas y la perforación de pozos de alivio para controlar reventones (abajo). Los perforadores direccionales utilizaban ins-trumentos de levantamiento rudimentarios para orientar los pozos. Hacia la década de 1930, en Huntington Beach, California, EUA, se perforó un pozo direccional controlado desde una localización en tierra firme para llegar a las arenas petrolíferas marinas.

Hoy en día, los operadores utilizan equipos de perforación sofisticados para perforar estructuras geológicas complejas identificadas en base a datos sísmicos 3D. Las reservas previamente inalcanzables se han vuelto accesibles y de producción rentable.

La perforación direccional comprende tres aplicaciones especiales prin-cipales: perforación de pozos de alcance extendido (ERD), perforación de tra-mos multilaterales y perforación de pozos de radio corto. Los operadores han utilizado la ERD para acceder a los yacimientos marinos desde localizaciones terrestres, eliminando a veces la necesidad de contar con una plataforma. Al año 2013, el pozo ERD más largo del mundo era un pozo de 12 345 m [40 502 pies] perforado desde la Isla de Sakhalin, en Rusia, hasta el campo marino Odoptu. La perforación de tramos multilaterales ayuda a incremen-tar el contacto del pozo con las zonas productoras de hidrocarburos a través

de la ramificación de múltiples extensiones desde un solo pozo. El primer pozo con tramos multilaterales fue perforado en el año 1953 en el campo Bashkiria, en la República de Bashkortostán, en Rusia. El pozo principal tenía nueve ramificaciones laterales que incrementaron la penetración de la zona produc-tiva en 5,5 veces y la producción en 17 veces, y sólo había costado 1,5 veces más que un pozo convencional. La perforación de pozos de radio corto genera pozos con una curva de 44 m [144 pies] o un radio aún menor.

Principios de la perforación direccionalLa mayoría de los pozos direccionales comienza como pozos verticales. A una profundidad designada, denominada punto de comienzo de la desviación (KOP), el perforador direccional desvía el trayecto del pozo mediante el incre-mento de su inclinación para comenzar la sección de incremento angular. Los levantamientos ejecutados durante la perforación indican la dirección de la barrena y la orientación de la herramienta, o la orientación de los sensores de medición en el pozo. El perforador direccional monitorea constan-temente estas mediciones y ajusta la trayectoria del pozo según las necesida-des para interceptar el objetivo siguiente a lo largo de la trayectoria del pozo.

Volumen 25, no.4 61

El arte de controlar la trayectoria de los pozosKate MantleAsesora de perforación direccional

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno de 2013/2014: 25, no. 4.

Copyright © 2014 Schlumberger.

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Steven Hough, Stonehouse, Inglaterra, y a Richard Hawkins, Midland, Texas, EUA.

N

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Múltiples pozos Objetivos marinos Pozo de alivio Pozo horizontal

Desviación de la trayectoria

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Oilfield Review

DEFINICIÓN DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Oilfield Review62

En un comienzo, la perforación direccional implicaba un arreglo rota-tivo sencillo de fondo de pozo (BHA) y la manipulación de parámetros tales como el peso sobre la barrena (WOB), la velocidad de rotación y la geome-tría del BHA, para lograr la trayectoria pretendida. Los cambios producidos en la rigidez del BHA, el posicionamiento y el calibre de los estabilizadores, la velocidad de rotación, el WOB, el diámetro del pozo, el ángulo del pozo y las características de las formaciones afectan en su totalidad la capacidad direccional y la eficiencia de perforación de un BHA.

A través de la variación del posicionamiento de los estabilizadores en la sarta de perforación, los perforadores direccionales pueden modificar las fuer-zas laterales que actúan sobre la barrena y el BHA, haciendo que incrementen, mantengan o reduzcan la inclinación, lo que se conoce comúnmente como incremento, mantenimiento o reducción del ángulo, respectivamente (arriba).• Para incrementar el ángulo, el perforador direccional utiliza un BHA con

un estabilizador cerca de la barrena de pleno diámetro, otro estabilizador entre 15 y 27 m [50 y 90 pies] por encima del primero y un tercer estabili-zador a unos 9 m [30 pies] por encima del segundo. Este BHA actúa como un elemento de apoyo, ejerciendo una fuerza lateral positiva en la barrena.

• Para mantener el ángulo, el perforador direccional utiliza un BHA con 3 a 5 estabilizadores separados entre sí por una distancia de 9 m. Este BHA armado está diseñado para no ejercer ninguna fuerza lateral neta.

• Para reducir el ángulo, el perforador direccional utiliza un BHA en el que el primer estabilizador se localiza entre 9 y 27 m por detrás de la barrena. Este BHA actúa como un péndulo, ejerciendo una fuerza lateral negativa en la barrena.

Durante la planeación del pozo, el perforador direccional debe conside-rar diversos factores para determinar la trayectoria requerida, especial-mente la severidad de pata de perro (DLS) —la tasa de cambio de la trayectoria del pozo, medido en grados cada 30 m [100 pies]— y las capaci-dades del BHA, la sarta de perforación, las herramientas de adquisición de

registros (perfilaje) y la tubería de revestimiento para pasar a través de los cam-bios angulares. Entre las limitaciones de la perforación se encuentran las especi-ficaciones del equipo de perforación, tales como el esfuerzo de torsión (torque) máximo y la presión disponible de los sistemas de superficie. Los rasgos geológi-cos, tales como fallas o cambios de formaciones, necesitan ser considerados con cuidado; por ejemplo, las formaciones muy blandas pueden limitar las tasas de incremento angular y el echado (buzamiento) de la formación puede hacer que una barrena se desplace, o se desvíe lateralmente. El conocimiento local del com-portamiento de la perforación permite que el perforador direccional derive el ángulo de avance correcto, necesario para interceptar el objetivo.

La habilidad del perforador direccional reside en proyectar hacia ade-lante, estimar la posición espacial de la barrena y, en base a las circunstancias específicas, decidir qué rumbo tomar para interceptar el o los objetivo(s). En los comienzos de la perforación direccional, se utilizaba un dispositivo manual de tipo regla de cálculo para calcular el ángulo de orientación de la herramienta requerido para perforar desde la última estación de levanta-miento hasta un objetivo. Hoy en día, existen programas de cómputo que ejecutan la misma función.

Operaciones de perforación direccionalPara direccionar un pozo hasta su objetivo, los perforadores direccionales emplean las siguientes técnicas:

Desviación con chorros: Un arreglo de lanzamiento de chorros propor-ciona la capacidad direccional durante la perforación a través de formacio-nes blandas o no consolidadas. Las barrenas a chorro son barrenas de conos giratorios con una boquilla grande extendida en el lugar de uno de los conos o bien con una boquilla grande y dos pequeñas. La boquilla grande propor-ciona la referencia correspondiente al “lado alto,” y la trayectoria del pozo se desvía mediante el deslizamiento o la rotación de la sarta de perforación en forma alternada.

Desviación para evitar el cruce de pozos: Esta técnica se utiliza a menudo en las secciones superiores de los pozos, donde varios pozos posicionados muy cerca unos respecto de los otros pueden presentar problemas de interfe-rencia magnética e incrementar el riesgo de colisión con otros pozos. La tra-yectoria del pozo se desvía respecto de la vertical para sortear el riesgo y, una vez sorteado el riesgo, vuelve a direccionarse hacia la vertical.

Comienzo de la desviación: La desviación de la trayectoria del pozo de un trayecto a otro. El número de puntos de comienzo de la desviación (KOP) en un solo trayecto de pozo depende de la complejidad de la trayectoria planificada.

Desviación de la trayectoria del pozo: La desviación de la trayectoria del pozo desde un pozo existente se lleva a cabo por diversos motivos, tales como la prevención del colapso del pozo, de una zona de inestabilidad o de una sección de un pozo perforado previamente que contiene una pesca no recuperada (chatarra o herramientas que quedan en el pozo). Esta técnica también se utiliza para iniciar la perforación de tramos multilaterales. Además, los operadores perforan pozos piloto verticales para confirmar la profundidad vertical verdadera (TVD) del yacimiento y luego desvían la tra-yectoria horizontalmente para maximizar la exposición del mismo. En oca-siones, también desvían las trayectorias de los pozos cuando no se encuentran los objetivos previstos.

> Utilización del BHA para cambiar el ángulo. La flexión de la tubería por encima de una barrena incide en la desviación del pozo. A través del posicionamiento estratégico de los portamechas (lastrabarrenas) y los estabilizadores, el perforador direccional puede incrementar o reducir la flexibilidad y la curvatura del BHA para incrementar o reducir el ángulo.

Arreglo de tipo sostén Arreglo de tipo péndulo

Estabilizador

Estabilizador cercade la barrena

Increm

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angu

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Volumen 25, no.4 63

Sistema rotativo direccional híbridoSistema rotativo direccional convencional Punto de comienzo de la desviación

Punto de asentamiento

Punto de asentamiento

TDTD

Punto de comienzode la desviación amayor profundidad

> Capacidades direccionales. Un sistema híbrido permite que el operador inicie la desviación a mayores profundidades, y así y todo asentarse en la zona yacimiento más rápido que con los sistemas rotativos direccionales convencionales.

Operaciones con cuñas desviadoras: Una cuña desviadora es una herra-mienta de acero cuneiforme que se despliega en el fondo del pozo para modificar mecánicamente su trayectoria. La cuña desviadora se orienta para desviar la barrena respecto del pozo original con un ángulo leve y en la dirección del azimut pretendido para la nueva trayectoria. Puede ser utili-zada en pozos entubados o en agujeros descubiertos.

Geonavegación: En la geonavegación se utilizan los datos de evaluación de formaciones obtenidos durante la perforación —principalmente a través de sensores de adquisición de mediciones durante la perforación (MWD) o de perfilaje durante la perforación (LWD)— para proporcionar información en tiempo real para las decisiones de direccionamiento en los pozos hori-zontales y de alto ángulo. Las mejoras introducidas recientemente en los sis-temas de telemetría permiten transmitir los datos MWD y LWD más rápido y con una mayor densidad de datos que en el pasado, incrementando considera-blemente la precisión con la que puede controlarse la trayectoria del pozo.

Avances en perforación direccionalEl desarrollo de motores de lodo confiables constituyó un avance impor-tante en la tecnología de perforación direccional. A partir de su desarrollo, la dirección del pozo pudo ser controlada utilizando una cubierta acodada para el motor, que se orientaba para direccionar la barrena de perforación en la dirección pretendida. Los motores de lodo utilizan el lodo bombeado a tra-vés de un arreglo de rotor y estator para hacer girar la barrena sin que rote la sarta de perforación desde la superficie. Mediante la alternancia de intervalos de modo de rotación y modo de deslizamiento, el perforador direccional puede controlar la trayectoria del pozo y navegar en la dirección deseada. En el modo de rotación, la mesa rotativa del equipo de perforación o su uni-dad de mando superior hace rotar toda la sarta de perforación para transmitir la potencia a la barrena. Por el contrario, en el modo de deslizamiento, la sección acodada y la barrena se orientan primero en la dirección deseada, y luego el motor de lodo de fondo por sí solo suministra la potencia a la barrena, sin rotación alguna de la sarta de perforación por encima de la barrena.

Los motores de perforación y los sistemas rotativos direccionales (RSS) proporcionaron a los perforadores direccionales una forma eficiente y más pre-cisa de direccionar los pozos. El sistema RSS permite perforar los pozos direc-cionalmente mientras la sarta rota en forma continua. Las ventajas de este método son el mejoramiento de la limpieza del pozo a través de la rotación, la obtención de pozos más parejos y el control direccional más exacto. Para direc-cionar el RSS, el perforador direccional transmite los comandos desde la superficie utilizando las fluctuaciones de presión de la columna de lodo.

Hoy, los sistemas RSS híbridos utilizan patines en el interior de la herra-mienta para presionar contra una camisa interna que pivotea y direcciona la barrena en la dirección pretendida. Estas herramientas pueden producir una DLS de hasta 18°/30 m. Las herramientas RSS híbridas permiten que los perforadores direccionales se desvíen de la vertical a mayores profundi-dades y que asienten, o vuelvan a posicionar el pozo en sentido horizontal, con más rapidez que antes. Esta técnica incrementa la exposición del pozo al yacimiento (arriba, a la derecha).

Los sistemas de direccionamiento de avanzada utilizan un motor de lodo adaptado al sistema en combinación con una herramienta RSS emplazada por debajo del motor. Este diseño de BHA posibilita mayores revoluciones por minuto en la barrena, un control mejorado del direccionamiento y una mayor velocidad de penetración.

Desarrollos futurosEs probable que en el futuro cercano se introduzcan sistemas de control de fondo de pozo completamente automatizados. Sin embargo, esos avances no implicarán la eliminación de los perforadores direccionales del proceso ya que siempre será necesaria su experiencia para supervisar el alcance de las operaciones de perforación direccional. El futuro promete ser rápido y tec-nológicamente innovador en lo que respecta a este nicho altamente espe-cializado de la industria del petróleo y el gas.

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Índice anual de Oilfield Review —Volumen 25

ARTÍCULOS

Cierre de la brecha de talentoAl-Abdulbaqi S, Alobaydan A, Chhibber R, Jamaluddin A, Murphy L, Venugopal K y Johnson JD.Vol. 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 4–13.

Densidad de la formación mientras se perfora, a partir de una nube de rayos gammaAllioli F, Cretoiu V, Mauborgne M-L, Evans M, Griffiths R, Haranger F, Stoller C, Murray D y Reichel N.Vol. 25, no. 2 (Diciembre de 2013): 4–15.

Desarrollos en las imágenes sísmicas marinas con cobertura azimutal completaBrice T, Buia M, Cooke A, Hill D, Palmer E, Khaled N, Tchikanha S, Zamboni E, Kotochigov E y Moldoveanu N.Vol. 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 44–58.

Diseño de tratamientos de estimulación para recursos no convencionalesAjayi B, Aso II, Terry IJ Jr, Walker K, Wutherich K, Caplan J, Gerdom DW, Clark BD, Ganguly U, Li X, Xu Y, Yang H, Liu H, Luo Y y Waters G.Vol. 25, no. 2 (Diciembre de 2013): 38–51.

El soplido del viento solar: Las manchas solares, los ciclos solares y la vida en la TierraArsentiev A, Hathaway DH y Lessard RW.Vol. 25, no. 3 (Marzo de 2014): 50–62.

En busca del punto dulce: Calidad del yacimiento y calidad de la terminación en las lutitas orgánicasGlaser KS, Miller CK, Johnson GM, Toelle B, Kleinberg RL, Miller P y Pennington WD.Vol. 25, no. 4 (Junio de 2014): 18–33.

Estimulación de yacimientos carbonatados naturalmente fracturadosAsiri KS, Atwi MA, Jiménez Bueno O, Lecerf B, Peña A, Lesko T, Mueller F, Pereira AZI y Tellez Cisneros F.Vol. 25, no. 3 (Marzo de 2014): 4–17.

Estimulaciones en múltiples etapas de formaciones no convencionales ricas en hidrocarburos líquidosAviles I, Baihly J y Liu GH.Vol. 25, no. 2 (Diciembre de 2013): 28–37.

Extracción de núcleos laterales: El tamaño importaAgarwal A, Laronga R y Walker L.Vol. 25, no. 4 (Junio de 2014): 34–45.

El pasado a través del hieloAlbert MR y Hargreaves G.Vol. 25, no. 4 (Junio de 2014): 4–17.

Los núcleos en la evaluación de formacionesAndersen MA, Duncan B y McLin R.Vol. 25, no. 2 (Diciembre de 2013): 16–27.

Medición de la corrosión en las tuberías de revestimiento para prolongar la vida de los activosAbdallah D, Fahim M, Al-Hendi K, Al-Muhailan M, Jawale R, Al-Khalaf AA, Al-Kindi Z, Al-Kuait AS, Al-Qahtani HB, Al-Yateem KS, Asrar N, Aziz SA, Kohring JJ, Benslimani A, Fituri MA y Sengul M.Vol. 25, no. 3 (Marzo de 2014): 18–33.

Navegación estructural: Un camino hacia la productividadAmer A, Chinellato F, Collins S, Denichou J-M, Dubourg I, Griffiths R, Koepsell R, Lyngra S, Marza P, Murray D y Roberts I.Vol. 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 14–33.

Nuevas capacidades del probador de formación operado con cableAyan C, Corre P-Y, Firinu M, Garcia G, Kristensen MR, O’Keefe M, Pfeiffer T, Tevis C, Zappalorto L y Zeybek M.Vol. 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 34–43.

Referenciamiento geomagnético: La brújula en tiempo real para los perforadores direccionalesBuchanan A, Finn CA, Love JJ, Worthington EW, Lawson F, Maus S, Okewunmi S y Poedjono B.Vol. 25, no. 3 (Marzo de 2014): 34–49.

Una nueva plataforma para la exploración y producción en áreas marinas Carragher P, Hine G, Legh-Smith P, Mayville J, Pai S, Parnum I, Shone P, Smith J y Tichatschke C.Vol. 25, no. 4 (Junio de 2014): 46–56.

EDITORIALES

Análisis de núcleos: Combinación de conocimientos técnicos especiales para comprender el yacimientoAndersen MA.Vol. 25, no. 2 (Diciembre de 2013): 1.

Puntos dulces en yacimientos no convencionales a partir de la geofísicaMonk D.Vol. 25, no. 4 (Junio de 2014): 1.

Referenciamiento geomagnético para el emplazamiento de los pozosBuchanan A.Vol. 25, no. 3 (Marzo de 2014): 1.

Una revolución en evoluciónMacGregor C.Vol. 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 1.

DEFINICIÓN…ARTÍCULOS INTRODUCTORIOS QUE DESCRIBEN LOS CONCEPTOS BÁSICOS DE LA INDUSTRIA DE E&P

Definición de fluidos de perforación: Fundamentos de los fluidos de perforaciónWilliamson D.Vol. 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 67–69.

Definición de la perforación direccional: El arte de controlar la trayectoria de los pozos Mantle K.Vol. 25, no. 4 (Junio de 2014): 61–63.

Definición del concepto de fracturamiento hidráulico: Elementos de fracturamiento hidráulicoNolen-Hoeksema R.Vol. 25, no. 2 (Diciembre de 2013): 57–58.

Definición del concepto de perfilaje de producción: Principios del perfilaje de producciónMukerji P.Vol. 25, no. 3 (Marzo de 2014): 66–68.

NUEVAS PUBLICACIONES

El boleto dorado: P, NP y la búsqueda de lo imposibleFortnow L.Vol. 25, no. 4 (Junio de 2014): 60.

El genio inconformista: La pionera odisea de Freeman DysonSchewe PF.Vol. 25, no. 2 (Diciembre de 2013): 55.

El gran enigma fósil: La búsqueda del conodontoKnell SJ.Vol. 25, no. 2 (Diciembre de 2013): 56.

El medio ambiente global: El agua, el aire y los ciclos geoquímicos Segunda ediciónBerner EK y Berner RA.Vol. 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 64.

El terremoto del millón de muertes: La ciencia de predecir el desastre natural más devastador del planetaMusson R.Vol. 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 63.

Errores brillantes: De Darwin a Einstein — Descomunales equívocos de grandes científicos que cambiaron nuestra manera de comprender la vida y el universoLivio M.Vol. 25, no. 4 (Junio de 2014): 60.

Grandes invenciones que cambiaron el mundoWei J.Vol. 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 65.

Guerras digitales: Apple, Google, Microsoft y la lucha por InternetArthur C.Vol. 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 64.

Henri Poincaré: Una biografía científicaGray J.Vol. 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 65.

Imágenes e inversión sísmica: Aplicación de la teoría lineal inversaStolt RH y Weglein AB.Vol. 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 63.

Innovación inversa: Crea lejos de casa, gana en todas partesGovindarajan V y Trimble C.Vol. 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 64.

Interoperabilidad: Promesa y peligros de los sistemas altamente interconectadosPalfrey J y Gasser U.Vol. 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 66.

La atmósfera, las nubes y el climaRandall D.Vol. 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 66.

Los dueños de la tierra: El inicio de la era de la ingeniería climáticaHamilton C.Vol. 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 66.

Los observadores de terremotos: La ciencia de los desastres naturales, de Lisboa a RitcherCoen DR.Vol. 25, no. 2 (Diciembre de 2013): 56.

Los principios básicos de la física de los cristales y de la materia condensadaSidebottom DL.Vol. 25, no. 2 (Diciembre de 2013): 56.

Lynn Margulis: Vida y legado de una rebelde científicaSagan D (ed).Vol. 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 63.

Moléculas diamantoides: Su aplicación en la biomedicina, la ciencia de los materiales, la nanotecnología y la ciencia del petróleoMansoori GA, de Araujo PLB y de Araujo ES.Vol. 25, no. 2 (Diciembre de 2013): 55.

Problemas resueltos en GeofísicaBuforn E, Pro C y Udías A.Vol. 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 64.

Una biografía de la AntártidaDay D.Vol. 25, no. 4 (Junio de 2014): 59.

64 Oilfield Review

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Oilfield GlossaryEl Oilfield Glossary que ya se encuentra disponible en inglés y español es una nutrida colección de más de 5 800 definiciones correspondientes a 18 disciplinas de la industria del petróleo y el gas. Expertos técnicos han revisado cada definición; muchos de los términos se complementan con fotografías, vídeos e ilustraciones. Visite el Oilfield Glossary conectándose a http://www.glossary.oilfield.slb.com/.

La última palabra

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