Datos sísmicos de repetición

Métodos sísmicos de componentes múltiples

El futuro del agua producida

Oilfield ReviewOtoño de 2004

04_OR_003_S

Alrededor de un 70% del petróleo producido en la actualidad pro-viene de campos de más de 30 años de longevidad, lo que centra elinterés de la industria precisamente frente a los campos petrolerosmaduros. El mejoramiento de la recuperación desde yacimientosconocidos en tan sólo un uno por ciento implicaría la incorporaciónde 10 mil millones de barriles [1600 millones de m3] de petróleoequivalente al volumen de reservas mundiales. Los medios para ellogro de ese modesto objetivo deben incluir el incremento de losfactores de recuperación desde campos maduros cuya producciónse encuentra en declinación, también conocidos como campos mar-ginales. Se trata de recursos conocidos situados en localizacionesconocidas; a menudo, lo único que se necesita para explotar elpotencial de recursos es la aplicación de tecnologías conocidas enforma oportuna y metódica. Además se están desarrollando nuevastecnologías para maximizar estas reservas.

Existen campos maduros en todo el mundo. El área marina deAmérica del Norte y la plataforma continental del Golfo de Méxicotienen muchos campos que se encuentran en etapas avanzadas desus vidas productivas. Numerosos campos petroleros del Mar delNorte ya han pasado su pico de producción y el potencial quealbergan los campos más longevos de Rusia es considerable. Otrasregiones, incluyendo China, India, Australia y Argentina, contie-nen una importante cantidad de campos maduros. Muchos lugaresdel mundo que aún se encuentran desarrollando sus recursos,también cuentan con campos petroleros que están ingresando enla meseta tardía de la curva de producción, incluyendo México,Tailandia, Nigeria y Egipto.

Los factores de recuperación de petróleo varían considerable-mente entre las diferentes regiones del mundo y entre los distin-tos yacimientos, oscilando de menos del 5% a más del 80%. Unaestimación razonable del factor de recuperación de petróleo pro-medio es de aproximadamente un 37%. La geología y las propieda-des de los fluidos inciden en la recuperación final en cada yaci-miento y estas propiedades son difíciles de modificar salvo en lazona vecina al pozo. No obstante, el correcto manejo de los cam-pos petroleros puede mejorar el factor de recuperación medianteel abordaje de las condiciones existentes en la zona vecina al pozoy del yacimiento en conjunto. Por ejemplo, Statoil incrementó elfactor de recuperación final del campo Statfjord de 49% en 1986 acasi 66% en el año 2000, y tiene expectativas de lograr una recupe-ración del 68%. Durante el mismo período, el factor de recupera-ción del campo Gullfaks perteneciente a la compañía, aumentó de46% a 54%, con una expectativa futura del 62%. Statoil atribuyeestas mejoras a la efectividad del manejo de recursos y a la aplica-ción de tecnología.1

Los campos maduros exhiben habitualmente crecientes cortesde agua, a raíz tanto de la intrusión del acuífero natural en laszonas productivas como de los programas de inyección de agua.Nuestra industria produce un volumen mucho mayor de agua quede petróleo a nivel mundial y este volumen de agua debe sermanejado adecuadamente (véase “ Manejo de la producción deagua: De residuo a recurso,” página 30). La producción de aguatambién afecta los costos de levantamiento (costos de extrac-ción). Una forma de ayudar a controlar estos costos es a través dela optimización de la operación de las bombas eléctricas sumergi-bles (ESP, por sus siglas en inglés) utilizando las actuales tecnolo-gías de vigilancia rutinaria (véase “ Examinando los pozos produc-tores: Supervisión de los sistemas ESP,” página 18).

Transcurridos varios años de producción, muchos campos petrole-ros exhiben distribuciones complejas de fluidos y presiones de yaci-mientos. Uno de los principales desafíos con que se enfrentan losoperadores de campos maduros es la compresión de la distribución yel flujo de fluidos existentes dentro de un yacimiento. Esto se puedelograr, pozo por pozo, a través de la aplicación de las técnicasmodernas de adquisición de registros detrás del revestimiento.

Máximo aprovechamiento de los campos petroleros maduros

La adquisición de registros del flujo de producción constituye otraimportante herramienta de optimización de pozos; una vez determi-nadas las características de influjo de un pozo, una operación dereparación correctamente diseñada puede amortizarse rápidamentea través del incremento de la producción de petróleo o la reducciónde la producción de agua, o ambas cosas al mismo tiempo.

Además se dispone de nuevas herramientas para la ingenieríade un campo petrolero entero. La adquisición de levantamientossísmicos repetidos, que se conocen como estudios sísmicos adqui-ridos con la técnica de repetición, puede proveer informaciónvaliosa para la optimización de un campo (véase ” El tiempo lodirá: Contribuciones clave a partir de datos sísmicos de repeti-ción,” página 6). Los cambios producidos en la saturación y com-posición de los fluidos, o la ausencia de cambios, pueden indicarla existencia de ciertas zonas del campo que se beneficiarían conla perforación de más pozos o pozos que necesitan reparaciones.

Las cuencas maduras plantean grandes desafíos tecnológicos.Los operadores deben manejar la declinación de la producción enel corto plazo, aumentando al mismo tiempo los factores de recu-peración en el largo plazo. Aún así, muchos campos petroleros ubi-cados en áreas maduras están siendo operados utilizando la tecno-logía implementada en la etapa de desarrollo original del campo.El mejoramiento de la recuperación con este equipo, que a vecesalcanza varias décadas de longevidad, es difícil por no decir impo-sible. Es preciso entonces evaluar nuevas tecnologías, tales comolos registros de producción modernos, las instalaciones de superfi-cie actualizadas, los mecanismos de levantamiento adecuados confines específicos, o los estudios sísmicos adquiridos con la técnicade repetición, para determinar qué elementos resultan económi-camente adecuados para la situación en cuestión. Sabemos quelos operadores están adoptando estas medidas porque casi un 60%del segmento de negocios de servicios al pozo de Schlumbergergira en torno al rejuvenecimiento de los campos maduros.

La tendencia a prolongar la vida productiva de los campospetroleros destaca la importancia de la aplicación de tecnología“ desde la cuna a la tumba.” Los campos que hoy son nuevos, conel tiempo se convertirán en campos maduros. En cada etapa de lavida productiva de un campo petrolero, tenemos que preguntar-nos qué se puede hacer para mantener la rentabilidad económicahasta ya bien iniciada la etapa de madurez del campo. Esa pre-gunta impulsa a Schlumberger a desarrollar nuevas tecnologíasadecuadas para extraer el máximo provecho de los recursos exis-tentes en todo el mundo.

Usman Ahmed Gerente temático de campos marginales y de yacimientos carbonatados

Usman Ahmed se desempeña como gerente global del segmento de camposmarginales y yacimientos carbonatados de Schlumberger y reside en SugarLand, Texas, EUA. Además, ha ocupado diversas posiciones técnicas y ejecutivasdentro de Schlumberger, en los Estados Unidos y en el exterior. Antes deingresar en Schlumberger, trabajó para Getty Oil y realizó tareas de investiga-ción para TerraTek, Inc. Es autor o coautor de más de 50 publicaciones y 2 paten-tes en las áreas de estimulación de pozos, evaluación de formaciones, mecánicade rocas y desarrollo de campos petroleros. Actualmente preside el Comité deImplementación de Foros del Hemisferio Oriental de la SPE y además es miem-bro del Comité de Foros de la SPE. Usman posee una licenciatura y una maestríaen ingeniería petrolera de la Universidad A&M de Texas, en College Station.

1

1. Reinertsen Ø: “Development of the Tampen Area, Value Creation in a MatureRegion,” presentado en el Día de los Mercados de Capitales de Statoil (12 dejunio de 2003), www.statoil.com/fin/nr303094.nsf/Attachments/gullfaks.pdf/$FILE/gullfaks.pdf (se accedió el 20 de julio de 2004).

Schlumberger

Oilfield Review4 Aspectos destacados de una encuesta a lectores

Los lectores respondieron a una encuesta relacionada con lapublicación del ejemplar de Oilfield Review correspondiente alInvierno de 2003/2004. Este breve artículo destaca algunos delos resultados de esa encuesta.

6 El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datos sísmicos de repetición

Los levantamientos sísmicos de repetición (técnica de lapsosde tiempo) ayudan a los ingenieros y geofísicos a tomar deci-siones de desarrollo y producción sobre bases más sólidas. Lanueva tecnología de adquisición sísmica provee medicionessímicas repetibles, calibradas, que revelan cambios reales pro-ducidos en los yacimientos en vez de transformaciones artifi-ciales de las diferencias en la adquisición de los levantamien-tos. Esta mayor comprensión de los yacimientos ayuda a mejo-rar la recuperación de hidrocarburos.

18 Examinando los pozos productores: Supervisión de los sistemas ESP

Los operadores y las compañías proveedoras de servicios estándescubriendo la importancia de la supervisión remota en tiemporeal de las bombas eléctricas sumergibles. El acceso oportuno ainformación clave sobre presión, temperatura, tensión y corrien-te, sumado a la capacidad para controlar los sistemas a distan-cia, reduce los costos de operación, aumenta el flujo de caja yoptimiza la producción.

500

Enfoque comercial o técnico

400

300

200

100

0Marcadotecnia

Resp

uest

as

2 3 4 5 6 Técnica

1 = De su lectura se desprende que es un folleto de ventas7 = De su lectura se desprende que es una revista técnica

Editor ejecutivo yeditor de producciónMark A. Andersen

Editor consultorGretchen M. Gillis

Editores seniorMark E. TeelMatt Garber

EditoresDon WilliamsonRoopa Gir

ColaboradoresRana RottenbergJoan MeadLisa Stewart

Diseño y producciónHerring DesignSteve Freeman

IlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

Traducción y producciónLincED Int’l. y LincED Argentina, S.A.E-mail: mail@linced.com;http://www.linced.com

EdiciónAntonio Jorge TorreSubediciónNora RosatoDiagramaciónDiego SánchezRevisión de la traducciónJesús Mendoza RuizDepartamento de MercadotecniaMéxico y América Central (MCA)

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

Dirigir las consultas de distribución a:Jesús Mendoza RuizTeléfono: (52) 55 5263 3010Facsímile: (52) 55 5263 3191E-mail: jesus@mexico-city.oilfield.slb.com

Enlaces de interés:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Reviewwww.slb.com/oilfieldreview

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

Portada:

Muchos campos petroleros madurosrequieren la implementación de métodosde levantamiento artificial cuando la pre-sión de formación es insuficiente paraconducir a la superficie los fluidos produ-cidos. Este tipo de paisaje en el Oeste deTexas, EUA, es común en muchos cam-pos maduros. Los caballetes o gatos debombeo operan bombas de varillas paraproducir los fluidos.

2

Otoño de 2004Volumen 16

Número 2

62 Colaboradores

65 Próximamente en Oilfield Review

66 Nuevas Publicaciones

3

46 Las diversas facetas de los datos sísmicos de componentes múltiples

No todos los yacimientos pueden visualizarse con los levanta-mientos sísmicos de ondas compresionales convencionales. Parapoder detectarlos claramente, algunos yacimientos requierenla incorporación de información de ondas de corte. Los sistemasde cables de fondo marino especiales detectan ambos tipos deondas y permiten la adquisición de datos marinos de compo-nentes múltiples de alta calidad. Algunos ejemplos de camposdel Mar del Norte y del Golfo de México demuestran la capaci-dad de la técnica de componentes múltiples para mejorar lageneración de imágenes, identificar cambios litológicos, detec-tar zonas de hidrocarburos pasadas por alto y vigilar rutinaria-mente los cambios en los esfuerzos.

30 Manejo de la producción de agua: De residuo a recurso

Las técnicas de manejo del agua modernas ofrecen a las com-pañías de E&P soluciones para el exceso de agua producida enlos campos petroleros maduros. En este artículo se describenvarios ejemplos que muestran cómo los operadores están ma-nejando el agua en los campos maduros y se examina cómo losinvestigadores e ingenieros se están concentrando en usos al-ternativos para el exceso de agua producida: la ciencia de laconversión de los residuos en recursos.

Abdulla I. Al-DaaloujSaudi AramcoUdhailiyah, Arabia Saudita

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

George KingBPHouston, Texas

Anelise LaraPetrobrasRío de Janeiro, Brasil

David Patrick MurphyShell Technology E&P CompanyHouston, Texas

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Sjur TalstadStatoilStavanger, Noruega

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Consejo editorial

Oilfield Review es una publicación trimes-tral de Schlumberger destinada a los pro-fesionales de la industria petrolera, cuyoobjetivo consiste en brindar informaciónacerca de los adelantos técnicos relacio-nados con la búsqueda y producción dehidrocarburos. Oilfield Review se distribu-ye entre los empleados y clientes deSchlumberger y se imprime en losEstados Unidos de Norteamérica.

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

© 2004 Schlumberger. Todos los dere-chos reservados. Ninguna parte de estapublicación puede ser reproducida, archi-vada o transmitida en forma o medioalguno, ya sea electrónico o mecánico,fotocopiado o grabado, sin la debidaautorización escrita de Schlumberger.

4 Oilfield Review

Aspectos destacados de una encuesta a lectores

Mark AndersenHouston, Texas, EUA

Lisa StewartRidgefield, Connecticut, EUA

Los lectores de la publicación del ejemplar de Oilfield Review correspondiente al

Invierno de 2003/2004 manifestaron sus opiniones acerca del contenido y la ejecución

de la revista. De acuerdo con los resultados, nuestro enfoque editorial cuenta con el

apoyo general. En este artículo, compartimos parte de la valiosa información obtenida

en esa encuesta.

publicación en conjunto, mientras que otras eranpreguntas de índole clasificatoria, tales como losprincipales intereses técnicos del lector. Lamayor parte de la encuesta estuvo constituidapor una serie de preguntas específicas acerca decada uno de los artículos de la publicación co-rrespondiente al Invierno de 2003/2004.

Indagamos sobre las áreas temáticas que loslectores prefieren encontrar en Oilfield Review.La respuesta más común fue de carácter general,poniéndose de manifiesto el interés en la lecturade aplicaciones de nueva tecnología (abajo, a laizquierda). Esta respuesta fue seguida de unaserie de áreas tecnológicas específicas. Tanimportante como estar al tanto de los temas quepretenden encontrar los lectores en la revista, essaber cuáles son aquellos tópicos que no les inte-resan (abajo). La respuesta más frecuente a estapregunta—más del 30% de los encuestados—fuedel tipo “ Todos los tópicos que cubre OilfieldReview son excelentes, no se deja de lado nada.”

La siguiente serie de respuestas más comu-nes, acerca de las áreas cuya cobertura nointeresa a los lectores, estuvo constituida por losaspectos no técnicos, pero tal afirmación se viode alguna manera compensada por quienes nodesean que se publiquen artículos excesivamentetécnicos o que contengan ecuaciones. Segúnnuestra propia interpretación, esto significa quedebemos cubrir el aspecto tecnológico pero demanera tal que resulte comprensible para una

El mensaje predominante de una encuesta delectores destinada a evaluar la edición deInvierno de 2003/2004 de la revista OilfieldReview fue la aprobación de la dirección generalde la revista. En respuesta a una pregunta sobrecómo mejorar la publicación para satisfacer lasnecesidades de nuestros lectores, el 30% de losentrevistados—incluyendo tanto clientes comoempleados de Schlumberger—respondió queestaban conformes con la revista tal como era,manifestando que no podían concebir la imple-mentación de ninguna mejora. Este resultadogratamente sorprendente fue avalado por otrasrespuestas que arrojó la encuesta.

La tasa de respuesta superó el 1% de nuestradistribución. Aproximadamente la mitad denuestros encuestados eran clientes, y la otramitad, empleados de Schlumberger, lo cual coin-cide con nuestra distribución. El número delectores abarca la totalidad del espectro de disci-plinas correspondientes al sector de servicios decampos petroleros en el que opera Schlumberger.

Algunas de las preguntas de la encuesta, quefue realizada a través de Internet, se referían a la

amplia gama de lectores. Una pregunta reiteradapara cada uno de los artículos, proporcionó másinformación acerca del equilibrio resultante apartir de las preferencias de los lectores.

Esa pregunta apuntaba a sondear dónde ubi-caba el encuestado cada artículo a lo largo de unrango oscilante entre demasiado técnico y dema-siado no técnico. Los resultados de este tipo depregunta corresponden naturalmente a los artí-culos de la edición de Invierno de 2003/2004pero, una vez reunidas las respuestas referentesa todos los artículos, logramos discernir ciertastendencias generales que ayudarán a guiar nues-tra planeación editorial futura. Las respuestasfluctuaron entre 1, para los no especialistas, y 7,para los especialistas (próxima página, a laizquierda). Para cada uno de los seis artículosde la edición correspondiente al Invierno de2003/2004, aproximadamente un 50% de las res-puestas correspondió al punto neutral: elartículo no era ni demasiado simple ni dema-siado complejo. Si bien un mayor número deencuestados manifestó en general la necesidadde contar con un nivel alto, más que con un nivelbajo de conocimientos técnicos especializados,el gran pico observado en el punto neutralsugiere que probablemente estemos alcanzandoun equilibrio justo. Además, de acuerdo conmuchos comentarios, el método de presentaciónde la tecnología es una de las principales fortale-zas de la revista.

Uno de nuestros objetivos es proporcionarartículos que resulten útiles a los fines del entre-namiento interdisciplinario. La distribución delas respuestas a esta pregunta alcanzó su valormáximo en el punto neutral, con una cierta ten-dencia hacia excelente. Si bien es un tantotranquilizador, este resultado indica que necesi-tamos trabajar más a fin de que nuestrosartículos resulten de mayor utilidad para quienesse desempeñan en disciplinas ajenas al área deenfoque principal del artículo.

¿Cuáles son los temas que más le gusta leer en Oilfield Review? Respuestas

Aplicaciones de nueva tecnologíaAdquisición de registros, evaluación de formacionesPerforaciónTerminación de pozosTodos los tópicosEstimulaciónIngeniería de producción y de yacimientosEstudios de casos integradosPanorama general, tendencias de los mercadosExploraciónSísmicaFluidos y pruebas

5429

21161515141313998

> Categorías generales que muestran las prefe-rencias de los lectores.

¿Qué es lo que desea no se incluya en Oilfield Review? Respuestas

Nada, todo es buenoArtículos no técnicosArtículos demasiado técnicosVentas, avisos publicitarios, propagandasEcuacionesInformación disponible en otros lugares

67351817

65

> Categorías generales que muestran lo que loslectores no desean que se incluya en la revista.

Otoño de 2004 5

La distribución para una pregunta referente ala importancia para el trabajo del lector tambiénmostró un valor máximo en el punto neutral con

cierto sesgo hacia esencial. La gran concentra-ción de respuestas en el sector correspondiente aninguna utilidad fue en parte el resultado dedos artículos no técnicos o ajenos al área habitualde servicios de campos petroleros, un panoramageneral de los mercados de gas, en un caso, y unartículo sobre conversión de gas a líquidos, en elotro. El resultado general es coherente con nues-tro objetivo de proveer a los lectores una ampliafuente de información que resulte útil en sus res-pectivas tareas, sin que se convierta en unafuente técnica básica para especialistas.

Todos los artículos fueron percibidos máscomo una publicación técnica y menos como unfolleto de ventas, lo que respondió a la preocupa-ción constante de que se considere a nuestrosartículos demasiado enfocados en el área merca-dotécnica.

Como réplica al planteo acerca de qué encuen-tran los lectores en Oilfield Review que no hallanen otras publicaciones, la respuesta más comúnfue artículos globales exhaustivos, en el 23% de loscasos. En segundo lugar, los lectores admiran laexcelente calidad de las gráficas, y luego el accesoa la tecnología específica de Schlumberger. Siguenen orden descendente, la claridad del estilo deredacción, la variedad temática, la aplicación dela tecnología a ejemplos de campo reales, la altacalidad general y las contribuciones de los autoresde múltiples compañías para numerosos artículos.

Sondeamos además, si los lectores conside-raban que los artículos tenían en general laextensión correcta, eran demasiado breves odemasiado extensos. En relación con las exten-siones de todos los artículos de entre 4 y 24páginas, la amplia mayoría de los encuestadosrespondió que en general la extensión era ade-cuada. Para muy pocos, algunos artículos erandemasiado cortos. En general, cuanto másextenso era el artículo, mayor era el porcentajede lectores que lo consideraban demasiadoextenso (arriba). Junto con los comentarios de

los encuestados acerca de artículos específicos,parecería que la extensión del artículo es un fac-tor determinante en lo que respecta a si el lectorleerá la totalidad o parte de un artículo en parti-cular. No obstante, la abrumadora mayoría derespuestas que sostienen que la extensión de losartículos es en general correcta demuestra quenuestros editores normalmente determinan laextensión de los artículos correctamente.

Muchos lectores solicitaron la disponibilidaden línea de los artículos, un índice de consulta enlínea y un índice propio de la publicación, un glo-sario de términos, y un CD con archivos deediciones previas. Luego de examinar esta listade solicitudes, reconocemos la necesidad demejorar la comunicación con nuestros lectores,porque todos estos productos ya existen.

Se puede acceder a la colección completa deartículos de Oilfield Review desde el año 1992,incluyendo las traducciones de muchas edi-ciones a idioma ruso y español, a través dewww.slb.com/oilfieldreview. El mismo sitio con-tiene un enlace con un índice descargable enformato de documento portátil (pdf) de todos losartículos publicados desde 1989, organizado portema. Además, en la edición de Primavera decada año se incluye un índice de artículos. Yendoa www.glossary.oilfield.slb.com/ se puede accedera un glosario de términos petroleros. Estos valio-sos enlaces pueden verse en la página de cadaedición correspondiente al índice de contenidos.

Por último, periódicamente entregamos unarchivo en CD de todos los artículos de OilfieldReview. La edición más reciente, que incluyeartículos impresos entre 1989 y 2002, puede serobtenida por los lectores ajenos a Schlumbergeren las oficinas de ventas y mercadotecnia deSchlumberger. Los empleados de la empresapueden solicitar copias mediante la red decomunicaciones mercadotécnicas.

La encuesta arrojó además otros pedidos. Losencuestados solicitaron la impresión de más artí-culos por año o la publicación de más artículosen cada edición. Restricciones de índole presu-puestaria y de personal impiden aumentar lafrecuencia de la impresión pero en la edición quecontiene la encuesta, comenzamos a incluir unmayor número de artículos por tirada.

Estamos proyectando la realización de otraencuesta en los próximos meses del año en curso.La información que puedan aportar a nuestrapróxima encuesta nos ayudará a mejorar aún másOilfield Review en un esfuerzo por hacer que larevista siga siendo una herramienta útil paranuestros lectores. Deseamos agradecer a quienesparticiparon en esta encuesta e incentivar atodos nuestros lectores para que intervengan enlas encuestas que realicemos en el futuro.

700

Conocimientos técnicos especiales requeridos

560

420

280

140

0No

especialistas

Resp

uest

as

2 3 4 5 6 Especia-listas

1 = Para no especialistas—poco detalle7 = Para especialistas-excesivamente detallado

350

Utilidad en lo que respecta a entrenamiento interdisciplinario

280

210

140

70

0Excelente

Resp

uest

as

2 3 4 5 6 Carente

350

Importancia para el trabajo

280

210

140

70

0No ayudó

Resp

uest

as

2 3 4 5 6 Esencial

500

Enfoque comercial o técnico

400

300

200

100

0Marcadotecnia

Resp

uest

as

2 3 4 5 6 Técnica

1 = Excelente para el entrenamiento interdisciplinario7 = Carente de utilidad para el entrenamiento interdisciplinario

1 = El artículo no me ayudó con mi trabajo7 = El artículo resultó esencial para mi trabajo

1 = De su lectura se desprende que es un folleto de ventas7 = De su lectura se desprende que es una revista técnica

> Clasificación de los artículos. Se combinaron lasrespuestas para todos los artículos. Las cuatropreguntas se referían al grado de conocimientostécnicos que necesita el lector, la utilidad en loque respecta a entrenamiento interdisciplinario,la importancia para el trabajo, y el enfoque co-mercial o técnico.

100

80

60

40

20

00 5 10 15 20 25

Extensión de los artículos

Resp

uest

as, % Correcta en general

Demasiado extensoDemasiado breve

Extensión de los artículos

> Extensión de los artículos. Si bien en opinión dela mayoría de los lectores cada artículo tenía unaextensión adecuada, en relación con los artículosmás largos un mayor número de encuestadosrespondió que su extensión era excesiva.

6 Oilfield Review

El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datos sísmicos de repetición

Hans Andreas AronsenBård OsdalStatoilHarstad, Nouega

Terje DahlStatoilStavanger, Noruega

Ola EikenStatoilTrondheim, Noruega

Richard GotoJalal KhazanehdariStephen PickeringGatwick, Inglaterra

Patrick SmithStavanger, Noruega

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Tony Bright y Tony McGlue, Gatwick, Inglaterra;Phil Christie, Cambridge, Inglaterra; Richard Cieslewicz,David Figatner, John Waggoner y Miles Wortham, Houston,Texas, EUA; Lars Sønneland, Stavanger, Noruega; y Lisa Stewart, Ridgefield, Connecticut, EUA.ECLIPSE y ECLIPSE SimOpt son marcas de Schlumberger. Q, Q-Fin y Q-Marine son marcas de WesternGeco.

La tecnología avanzada de adquisición de datos sísmicos repetidos mejora la repetibi-

lidad reduciendo sustancialmente dos problemas típicos de los levantamientos

sísmicos convencionales—el ruido y el posicionamiento—que oscurecen las imáge-

nes de los verdaderos cambios físicos producidos en un yacimiento. Las mediciones

sísmicas repetibles calibradas detectan los cambios reales en un yacimiento y ayudan

a las compañías de petróleo y gas a identificar distintos tipos de fluidos, mapear satu-

raciones de fluidos y tomar decisiones sobre bases más sólidas durante las etapas de

perforación, desarrollo y producción. Esta mejora en el manejo de yacimientos ayuda

a las compañías a maximizar la recuperación de petróleo y gas.

Conocer el comportamiento de un yacimiento através del tiempo requiere efectuar observacio-nes y obtener mediciones en diferentes tiempos.Los ingenieros de yacimientos y los especialistasen adquisición de registros de pozos están fami-liarizados con ciertas mediciones repetidas,tales como velocidades de flujo, pruebas de pre-sión y vigilancia de los cambios de saturación enpozos individuales. Menos conocidos quizás,aunque su aplicación se está expandiendo enforma creciente, son los levantamientos sísmicosde repetición (técnica de lapsos de tiempo) quedetectan los cambios sísmicos a medida quegrandes zonas del yacimiento reaccionan ante elproceso de producción.

Un levantamiento sísmico adquirido con latécnica de repetición compara dos o más levanta-mientos sísmicos adquiridos en las diferentesetapas de la producción de hidrocarburos. Sibien muchos estudios repetidos implican la utili-zación de datos sísmicos tridimensionales (3D),algunos comparan las líneas sísmicas (datos sís-micos 2D) con los datos sísmicos de pozos (datossísmicos 1D). Conocidos indistintamente comolevantamientos sísmicos adquiridos con la téc-nica de lapsos de tiempo, levantamientoscuatridimensionales (levantamientos 4D dondela cuarta dimensión es el tiempo), o levanta-mientos 3D repetidos, cuando se utilizan datos

tridimensionales, estos levantamientos sísmicosayudan a las compañías de exploración y pro-ducción (E&P, por sus siglas en inglés) acomprender la arquitectura de los yacimientos ymapear el movimiento de los fluidos en los yaci-mientos a través del tiempo.1 En base a los datossísmicos de repetición, también es posible lograrcierto conocimiento de los cambios que se produ-cen en la roca productiva en sí, tales como losefectos de la compactación.2

La obtención de datos sísmicos con la técnicade repetición es importante para todo el equipo acargo de los activos de las compañías pe-troleras— ingenieros, geólogos, geofísicos ypetrofísicos— que se vale de estos datos paraidentificar, mapear, conocer y vigilar rutinaria-mente los yacimientos.3 Los datos sísmicosrepetidos de alta calidad son algo más que unaalternativa de vigilancia de los yacimientos— loslevantamientos repetidos desempeñan ahora unrol vital en el manejo de los yacimientos.4

La comparación entre los distintos levanta-mientos efectuados sobre una misma áreapermite detectar los cambios producidos en losatributos sísmicos, que revelan el contenido defluidos de un yacimiento, pero sólo si las medi-ciones sísmicas son precisas y las posiciones delas fuentes y receptores sísmicos son exactas.5

Para evaluar adecuadamente los cambios sutiles

Otoño de 2004 7

producidos en los yacimientos, un levantamientosísmico repetido debe ajustarse estrechamente alas características del levantamiento previo.6

Correr un levantamiento sísmico repetidomediante la utilización de los mismos tipos defuentes y receptores sísmicos y mediante laadquisición de datos en la misma dirección y conel mismo espaciamiento entre líneas que en ellevantamiento de referencia, es una operaciónrelativamente sencilla. Sin embargo, estosesfuerzos no garantizan una réplica absoluta.Ciertos aspectos de los levantamientos sísmicos,tales como la topografía, las mareas, las corrien-

tes marinas, las capas freáticas, el clima y losobstáculos superficiales, trascienden el controlhumano y pueden perturbar los esfuerzos dereproducción de un levantamiento sísmico dereferencia. Las variaciones estacionales, talescomo los ciclos de congelamiento-deshielo y lasprecipitaciones, normalmente dictan la distribu-ción cronológica de los levantamientos sísmicos.

La tecnología de adquisición sísmica avan-zada desempeña un rol crucial en lo que respectaal mejoramiento de la repetibilidad de los levan-tamientos. De hecho, el grado de repetibilidad delos levantamientos ahora es suficientemente alto

como para que los cambios producidos en ciertosyacimientos sean detectados en sólo cuestión demeses. Además, las computadoras más poderosasy las mejoras en las secuencias de tareas permi-ten que los equipos a cargo de los activos de lascompañías petroleras reciban los datos sísmicosde repetición dentro de un marco temporalválido. Durante la adquisición de los primeroslevantamientos sísmicos de repetición en ladécada de 1980, el tiempo requerido para proce-sar los datos se medía en meses, tiempoequivalente al que debe transcurrir para que seproduzca un movimiento de fluidos discernible.

1. Para mayor información sobre los fundamentos de losdatos sísmicos de repetición y su utilización en el monito-reo de yacimientos, consulte: Pedersen L, Ryan S, SayersC, Sonneland L y Veire HH: “Seismic Snapshots forReservoir Monitoring,” Oilfield Review 8, no. 4 (Inviernode 1996): 32–43.

2. Para mayor información sobre la utilización de datos sís-micos de repetición para evaluar la compactación de losyacimientos, consulte: Nickel M, Schlaf J y Sønneland L:“New Tools for 4D Seismic Analysis in CompactingReservoirs,” Petroleum Geoscience 9, no. 1 (Febrero de2003): 53–59.Alsos T, Eide A, Astratti D, Pickering S, Benabentos M,Dutta N, Mallick S, Schultz G, den Boer L, Livingstone M,Nickel M, ønneland L, Schlaf J, Schoepfer P, Sigismondi

M, Soldo JC y Strønen LK: “Aplicaciones sísmicas a lolargo de la vida productiva del yacimiento,” OilfieldReview 14, no. 2 (Otoño de 2002): 54–71.

3. Walker R: “A New Level of Confidence for the AssetManager,” Transcripciones del 17º Congreso Mundial delPetróleo, Río de Janeiro, Brasil, 1° al 5 de septiembre de2002.

4. Shirley K: “Seismic Targets: Sweep the Pools,” AAPGExplorer 25, no. 3 (Marzo de 2004): 14.

5. A menudo se asume que las diferencias detectadas porlos levantamientos sísmicos de repetición denotan cam-bios en los fluidos de yacimientos. No obstante, estasuposición no siempre es correcta. Existen instancias enlas que los levantamientos de repetición registran cam-bios en las propiedades de las rocas, tal es el caso de los

yacimientos que experimentan procesos de compacta-ción durante la producción.

6. Las compañías de E&P han utilizado levantamientos sís-micos convencionales, adquiridos con distintos fines,para evaluar los efectos de los lapsos de tiempo. El obje-tivo de un levantamiento sísmico puede incidir en laforma en que es adquirido, de manera que los levanta-mientos sísmicos convencionales pueden tenerparámetros de adquisición significativamente diferentes.Para ver un ejemplo de monitoreo sísmico repetidomediante la utilización de levantamientos sísmicos con-vencionales, consulte: Kovacic L y Poggiagliomi E:“Integrated Time-Lapse Reservoir Monitoring and Characterization of the Cervia Field: A Case Study,”Petroleum Geoscience 9, no. 1 (Febrero de 2003): 43–52.

Parte de la dificultad radicaba en el tratamientodel inmenso volumen de datos. Una tarea aún mástediosa era la de manejar y ajustar los levanta-mientos sísmicos que exhibían poca repetibilidad.Ahora es posible adquirir y procesar rápida-mente grandes levantamientos, iniciándose lainterpretación sísmica durante o inmediata-mente después de la adquisición de los datos.

Como sucede con todas las tecnologías apli-cadas en el campo petrolero, los beneficios delos datos sísmicos de repetición deben pesarmás que los costos, logrando como resultado ladetección de reservas adicionales, la reducciónde los costos de desarrollo o producción, o lareducción del riesgo (arriba). El modelado geofí-sico previo al levantamiento ayuda a determinarla probabilidad de que un levantamiento dadogenere datos útiles. Los levantamientos sísmicosde repetición suelen representar una pequeñafracción del costo de un nuevo pozo, particular-mente en entornos operativos costosos talescomo los de aguas profundas, donde el costo deconstrucción de un pozo puede ascender a dece-nas de millones de dólares.

En este artículo, un ejemplo del Mar deNoruega demuestra los impresionantes conoci-mientos a los que ahora se puede acceder através de los datos sísmicos de repetición y laforma en que estos conocimientos guían las ope-raciones en curso. También se describe unmétodo robusto de simulación de yacimientosque combina datos de producción con datos sís-micos de repetición para generar un análisis de

índole cuantitativa. No obstante, para comenzar,se analizan los avances registrados reciente-mente en la tecnología de adquisición sísmica.

Nueva tecnología de adquisición sísmicaLa repetibilidad de los levantamientos sísmicoses una condición previa para la ejecución deinterpretaciones repetidas válidas. La mejora enel posicionamiento y la reducción del ruido sonclave para la repetibilidad de los levantamientossísmicos.7 En tierra, es fácil imaginar la repeti-ción de un levantamiento sísmico mediante lainstalación de sensores y la utilización de las mis-mas fuentes sísmicas para los levantamientossísmicos subsiguientes, pero la realidad no es tansimple. La repetibilidad depende de que los geó-fonos sean posicionados en el terreno de lamisma forma y de que permanezcan firmes en sulugar hasta el levantamiento siguiente. Sinembargo, el paisaje puede cambiar produciendoel potencial traslado de los geófonos entre unlevantamiento y el siguiente, tal es el caso de lasregiones que experimentan procesos de migra-

ción de dunas de arena o erosión. Las variacionesclimáticas estacionales también afectan la adqui-sición sísmica. Por ejemplo, en la tundra que secongela y deshiela con regularidad, los levanta-mientos sísmicos de repetición deberíanrealizarse en la misma estación que la del levan-tamiento previo. Las actividades de las personas yde los animales también pueden interferir con elposicionamiento de los sensores.

Existe la posibilidad de instalar sensores per-manentes en el lecho marino, como lo hicieronpor primera vez WesternGeco y BP en el campoFoinaven en 1995, pero se trata de una tecnolo-gía costosa.8 La repetibilidad resulta imperfectasi la zona experimenta movimientos de los sedi-mentos del lecho marino, cambios en la salinidaddel agua de mar y en las temperaturas de la capade agua, o efectos geomecánicos inducidos porlas operaciones de producción. Recientementese instalaron sensores sísmicos permanentes enel campo Valhall, operado por BP en el áreamarina de Noruega, para que la recolección dedatos se pueda efectuar en cualquier momento.9

8 Oilfield Review

7. Por ruido se entienden las perturbaciones causadas enlos datos sísmicos por cualquier energía sísmica indese-ada, tal como el ruido de superficie generado por losdisparos, las ondas superficiales, las reflexiones múlti-ples, los efectos del clima y la actividad humana, o lasocurrencias aleatorias que se producen en la Tierra. Elruido puede minimizarse en los levantamientos sísmicosconvencionales mediante la utilización de arreglos defuentes y receptores que generan un nivel de ruido mínimodurante las operaciones de adquisición y a través del fil-trado y apilamiento de los datos durante el procesamiento.

8. Kristiansen P, Christie P, Bouska J, O’Donovan A, Westwater P y Thorogood E: “Foinaven 4D: Processingand Analysis of Two Designer 4Ds,” presentado en la 70a

Tiempo

Optimización del yacimiento Desarrollo tradicional

Minimización de las erogaciones de capital

Aceleración de la producción Minimización de los

gastos operativos

Maximizaciónde la producción Maximización de

la recuperación

Prórroga del abandono0

_

+

Fluj

o de

caj

aExploración Evaluación Desarrollo Producción

> Aplicaciones de datos sísmicos de repetición. Durante la etapa de evaluación de un campo petrolero, la adquisición de un levantamiento sísmico 3D dereferencia ayuda al operador a mapear con precisión el campo y planear la operación de perforación de desarrollo. En las primeras etapas del ciclo deproducción, particularmente en los campos con gas libre, la reducción de la presión produce una respuesta sísmica obvia. Los levantamientos sísmicosde repetición, correspondientes a las primeras etapas del ciclo de producción, ofrecen información esencial sobre el desempeño futuro. Cuando el campoalcanza su máximo nivel de producción, un levantamiento sísmico adquirido con la técnica de repetición ayuda a detectar los hidrocarburos pasados poralto y guía la selección de la ubicación del pozo de desarrollo. Al declinar la producción, la adquisición de levantamientos sísmicos adicionales ayuda aloperador a manejar las operaciones de inyección para maximizar la recuperación de los campos maduros.

Reunión Anual de la Sociedad de Geofísicos de Explora-ción, Calgary, Alberta, Canadá, 6 al 11 de agosto de 2000.

9. Durham LS: “Repeatability Is Key for 4-D Data,” AAPGExplorer 25, no. 3 (Marzo de 2004): 12–13.

10. Strudley A y Smith P: “Offshore 4-D Acquisition Impro-ves,” Hart’s E&P 75, no. 3 (Marzo de 2002): 49–50.Para mayor información sobre el sistema Q y para vercomparaciones entre datos convencionales y datosobtenidos con el sistema Q-Marine, consulte: Christie P,Nichols D, Özbek A, Curtis T, Larsen L, Strudley A, Davis Ry Svendsen M: “Elevación de los estándares de calidadde los datos sísmicos,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoñode 2001): 16–31.

Otoño de 2004 9

Además de las mejoras en la repetibilidad para laadquisición sísmica con la técnica de repetición,los sensores del campo Valhall adquieren datosde componentes múltiples (véase “ Las diversasfacetas de los datos sísmicos de componentesmúltiples,” páginas 46–61).

Los datos sísmicos adquiridos mediantecables sísmicos remolcados ofrecen una alterna-tiva de bajo costo con respecto a los sensorespermanentes en ambientes marinos. No obstante,los cables sísmicos y las fuentes remolcados porla embarcación para adquisición sísmica siguenel recorrido de sus predecesores independiente-mente de los vientos, el oleaje, las corrientesmarinas y otras variables. Los cables sísmicos tie-nen una longitud de hasta 8 km [5 millas] y engeneral son ocho. Las corrientes marinas puedenhacer que los cables sísmicos se desvíen de suslocalizaciones programadas, a veces al punto de

quedar enredados. El oleaje y la intemperanciadel clima también dificultan el despliegue de loscables y las fuentes sísmicas a las profundidadesque demanda el diseño del levantamiento. Losniveles de ruido observados en los levanta-mientos sísmicos adquiridos bajo diferentescondiciones podrían ser interpretados errónea-mente como cambios producidos en laspropiedades de los yacimientos. Los ingenieros ycientíficos de WesternGeco y Schlumberger reco-nocieron la necesidad de implementar mejorastécnicas significativas a fin de lograr la repetibili-dad requerida para el manejo de los yacimientos.

El sistema de adquisición sísmica más nuevode WesternGeco controla los principales factoresde adquisición que afectan la repetibilidad—ruido ambiental y posicionamiento de fuentes yreceptores— en forma más eficaz que los sis-temas convencionales.10 Cuatro avances técnicos

significativos distinguen a los levantamientosrepetidos adquiridos mediante la utilización delsistema sísmico marino con sensores unitariosQ-Marine de los levantamientos sísmicos repeti-dos convencionales: direccionamiento de loscables sísmicos, una red de posicionamientototalmente integrada, fuentes marinas calibradasy registro con sensores unitarios (abajo).

En un levantamiento marino repetidocomún, la adquisición sistemática de datos enlas mismas posiciones resulta difícil, espe-cialmente en aguas con corrientes de granintensidad. La tecnología Q-Marine incorpora elsistema de direccionamiento del cable sísmicomarino Q-Fin, con aletas ubicadas típicamente aintervalos de 400 m [1300 pies] a lo largo de cadacable sísmico. Esta tecnología Q-Fin mejora sus-tancialmente la repetibilidad mediante el ajustede la posición del cable utilizando dos “ aletas”

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

Levantamientoconvencional

Registros con sensores unitarios

DatosSeñaldigital

unitaria

Señales analógicas Formación degrupos analógicos

Sistema deadquisiciónsísmica de

campo

Sum

a an

alóg

ica

Formación degrupos digitales

Formaciónde gruposdigitales

Sistema deadquisiciónsísmica de

campoDatos

Señales digitales

Direccionamiento del cable sísmico

Levantamiento QGPS

GPS

Sistema de control de tendido

y navegación

Sistema de control de

posicionamiento

Controlador de direccionamientodel cable sísmico

Red de posicionamiento totalmente integrada

Fuente marina calibrada

15 mAparejo presurizado Hidrófono de

campo cercano

Cola de cerdo (líneas de solenoides y sensores)

Sensor deprofundidad Conector

auxiliar

Arreglo de cañones de aire

Manguerade aire con cubierta de

protección

Línea de aire

> Tecnologías críticas para la repetibilidad sísmica Q-Marine. Las fuentes sísmicas marinas calibradas (extremo superior izquierdo)reducen las variaciones observadas en la respuesta sísmica de la fuente entre un disparo y el siguiente, lo que limita el error deamplitud y de fase y mejora la repetibilidad. Una red de posicionamiento totalmente integrada (extremo inferior izquierdo) aumentala precisión del posicionamiento con una red acústica completa a lo largo de cada cable sísmico. El registro con sensores unitarios(extremo superior derecho), mediante la utilización de hidrófonos calibrados, facilita la aplicación de algoritmos de reducción de ruido avanzados. El direc-cionamiento de los cables sísmicos (extremo inferior derecho) ayuda a reproducir de manera confiable la geometría de los levantamientos previos. Loslevantamientos con cables sísmicos remolcados, que carecen del sistema de control activo del cable, corren el riesgo de desviaciones y enredos del cable,como se muestra en el levantamiento sísmico convencional de la izquierda. Para un mayor control del posicionamiento del cable sísmico, como se observaen el levantamiento Q de la derecha, se requiere una red de posicionamiento totalmente integrada. La fotografía del extremo inferior derecho muestra undispositivo con dos “aletas” controladas a distancia que controlan la profundidad, la posición horizontal y la separación entre los cables sísmicos.

controladas a distancia para controlar la profun-didad y la posición horizontal (arriba).

La metodología de adquisición y procesa-miento sísmicos con sensores unitarios Qincluye una red de posicionamiento totalmenteintegrada, con un sistema de control del posicio-

namiento que interactúa con el sistema de con-trol de tendido y navegación. Este sistema decontrol del posicionamiento mide en forma pre-cisa la posición de los cables sísmicos a lo largode toda su extensión y, con las aletas, permiteque un levantamiento repetido reproduzca la

geometría del levantamiento previo dentro de loslímites de la capacidad de direccionamiento.Además optimiza la seguridad de las operacionesde levantamiento mediante la minimización delos riesgos de enredo del cable sísmico y de coli-sión del mismo con obstrucciones tales como lasplataformas de producción de petróleo y gas.

Las variaciones en la salida de la fuente sís-mica y en la sensibilidad de los arreglos dereceptores perturba las mediciones sísmicas yaparece como ruido en los levantamientos derepetición. Una señal sísmica repetida sólo esdetectable y confiable si no está enmascaradapor este ruido. Por lo tanto, los sistemas de fuen-tes y receptores Q-Marine son calibrados conprecisión para optimizar la sensibilidad a lasseñales sísmicas repetidas relativamente débiles.En particular, los cañones de aire Q-Marine cali-brados compensan las variaciones que surgen deerrores en los tiempos de disparo, de la interac-ción entre los disparos y de las variaciones depresión entre un disparo y el siguiente.

El registro digital de cada hidrófono indivi-dual facilita la ejecución de una operación defiltrado poderoso para la supresión del ruido cau-sado por las vibraciones y la aplicación decorrecciones determinísticas para la eliminaciónde pequeñas variaciones en la sensibilidad detodos los sensores.

Las cuatro ventajas técnicas principales delsistema Q fueron puestas a prueba en un experi-mento de adquisición sísmica repetida realizadoen el campo Heidrun, en el área marina deNoruega (próxima página). Para esta prueba, lamétrica utilizada para cuantificar la repetibili-dad sísmica fue determinada dividiendo, onormalizando, el error medio cuadrático (RMS,por sus siglas en inglés) de la traza de diferen-cias por el promedio de los errores medioscuadráticos de las trazas de entrada.11 Multipli-cando el error medio cuadrático normalizado(NRMS, por sus siglas en inglés) por 100 seobtiene %NRMS. El error medio cuadrático nor-malizado cuantifica los resultados de diversostipos de ruido, incluyendo los errores de posicio-namiento y el ruido aleatorio. Cuanto más bajo esel valor de NRMS, más probabilidades existen deque se observen cambios sutiles en el yaci-miento. En el caso del campo Heidrun, el bajovalor de NRMS del 15% indica que el nivel derepetibilidad es suficientemente alto como paraatribuir con certeza los cambios observados enlas secciones sísmicas a cambios producidos enel yacimiento.

Además de la tecnología de adquisición queminimiza el ruido y mejora el posicionamiento, elprocesamiento provisto con un levantamiento

10 Oilfield Review

Tiem

po, s

egun

dos

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Imagen de diferencias

100500

% NRMS

Pasada 1

Pasada 2

1,200 1,400 1,600 1,800 2,000 2,200 2,400 2,600 2,800

3.83.63.43.23.02.82.62.42.22.01.8

Tiem

po, s

egun

dos

Número de punto medio común

Pasada 1

3.83.63.43.23.02.82.62.42.22.01.8

1,200 1,400 1,600 1,800 2,000 2,200 2,400 2,600 2,800

Tiem

po, s

egun

dos

Pasada 2

Número de punto medio común

Predictibilidad

Localizaciones del punto medio común (9 a 4.5 km de desplazamiento, 3.6 segundos)

> El rol del posicionamiento en la repetibilidad de los levantamientos de repe-tición. Las secciones sísmicas convencionales que se muestran en el extremosuperior y en el centro corresponden a pasadas experimentales obtenidasmediante la tecnología de adquisición sísmica convencional en el Golfo deMéxico. La sección de diferencias, en el extremo inferior, muestra la diferen-cia entre las Pasadas 1 y 2, con las diferencias más grandes a la derecha dela sección. Las gráficas que se encuentran debajo de la sección de diferen-cias muestran la predictibilidad, el valor normalizado del error medio cuadrá-tico (NMRS, por sus siglas en inglés) y las localizaciones del punto medio defuente y receptor en cada pasada, con la mayor variación a la derecha. Lasdiferencias fueron producidas por la falta de exactitud en el posicionamiento,más que por los cambios reales ocurridos en el yacimiento, acentuando lanecesidad de contar con un posicionamiento preciso durante los levantamien-tos repetidos. La gráfica de predectibilidad y NRMS muestra además que elalto grado de predectibilidad y el bajo valor de NRMS indican un mayor gradode repetibilidad, con mejores resultados en el lado izquierdo de la gráfica.

Otoño de 2004 11

Q-Marine es relativamente simple, porque larepetibilidad inherente de los datos obtenidoscon el sistema Q, elimina la necesidad de contarcon un procesamiento especial para correlacio-nar los levantamientos. A diferencia de lo quesucede con los datos sísmicos convencionales, eneste caso no es necesaria la intercorrelaciónestadística. Las perturbaciones de la fase y de laamplitud de la señal sísmica durante la adquisi-ción son corregidas en forma determinística sólouna vez. El procesamiento simplificado contri-buye al acortamiento de los tiempos de ciclo delproyecto, lo que genera un impacto favorablesobre los flujos de fondos. La intervención opor-tuna para incrementar la producción y maximizarla recuperación de las reservas depende del envíode datos en tiempo real o casi real.

Enfrentando el desafío planteado por el campo NorneLas compañías de servicios y los productores depetróleo y gas que operan en el Mar del Norte yen el Mar de Noruega enfrentan numerosos obs-táculos en sus esfuerzos por desarrollar ymanejar los campos petroleros en forma eficaz yeconómica. El clima y las condiciones del marsuelen ser rigurosos y la geología del subsuelo escomplicada. No es sorprendente que estos desa-fíos hayan estimulado significativamente elcampo de la sismología. A mediados de ladécada de 1990, en el campo Gullfaks operado

por Statoil, tuvo lugar una aplicación sin prece-dentes de vigilancia sísmica con empleo de latécnica de repetición.12 Los levantamientos derepetición en el campo Gullfaks y en otros cam-pos operados por Statoil han contribuido a laidentificación de reservas valuadas en 750 millo-nes de dólares estadounidenses y a la selecciónde 34 localizaciones de pozos adicionales.13

Muchos años han pasado desde la adquisiciónde los levantamientos del campo Gullfaks, y a lolargo de ese tiempo, la utilización de los levanta-mientos sísmicos de repetición se ha convertidoprácticamente en una operación de rutina paraStatoil. La compañía cuenta con datos sísmicosrepetidos que cubren aproximadamente un 75%de los campos que opera. Para cada uno de esoscampos, Statoil lleva a cabo estudios de facti-bilidad de los levantamientos de repetición,comenzando en la etapa de desarrollo del campoy reiterándolos con una frecuencia de dos añosde allí en adelante. Los estudios abordan elpotencial teórico de la tecnología de lapsos de

tiempo mediante el examen de la física de rocasutilizando núcleos, registros y datos sísmicos; loscientíficos e ingenieros también determinan lafrecuencia óptima de los levantamientos sísmi-cos repetidos. La mayor parte de los estudios defactibilidad demuestran que el costo de loslevantamientos repetidos representa unapequeña fracción de su valor en términos deminimización de costos de desarrollo-perforaciónde pozos y de recuperación de hidrocarburos adi-cionales.14 La compañía obtiene un valor extra delos levantamientos repetidos que permiten iden-tificar bolsones de hidrocarburos susceptibles deser planteados como objetivos para la perfora-ción de pozos de relleno.

El campo Norne, ubicado en el área marinade Noruega, resume varios de los desafíos queimplica la producción económica de petróleo ygas. Descubierto por la compañía operadora Sta-toil y sus socios en 1991, y operado ahora porStatoil con Petoro, Hydro, Eni y Shell comosocios, este campo petrolero que ostenta un

11. Para mayor información sobre repetibilidad sísmica yNRMS, consulte: Kragh E y Christie P: “Seismic Repeatability, Normalized RMS, and Predictability,” The Leading Edge 21, no. 7 (Julio de 2002): 640, 642–647.

12. Para mayor información sobre aplicaciones de datos sísmicos de repetición en el campo Gullfaks, consulte:Najjar NF, Strønen LK y Alsos T: “Time-Lapse SeismicProgramme at Gullfaks: Value and the Road Ahead,”Petroleum Geoscience 9, no. 1 (Febrero de 2003): 35–41.Alsos et al, referencia 2.Pedersen et al, referencia 1.

Pasada 1 Pasada 2 Imagen de diferencias

13. Pickering S y Waggoner J: “Time-Lapse Has MultipleImpacts,” Hart’s E&P 76, no. 3 (Marzo de 2003): 54–56.

14. Otras compañías han tenido experiencias similares. ShellExpro logró un ahorro de aproximadamente 27 millonesde dólares estadounidenses a raíz de no perforar unpozo de inyección después de invertir unos 3 millones dedólares estadounidenses en los estudios sísmicos repeti-dos de sus campos Gannet: Kloosterman HJ, Kelly RS,Stammeijer J, Hartung M, van Waarde J y Chajecki C:“Successful Application of Time-Lapse Seismic Data inShell Expro’s Gannet Fields, Central North Sea, UKCS,”Petroleum Geoscience 9, no. 1 (Febrero de 2003): 25–34.

> El rol de la tecnología de posicionamiento Q en la repetibilidad de los levantamientos de repetición. La faja (swath) del registro de referencia (izquierda) y lafaja del registro repetido (centro) del campo Heidrun fueron adquiridas mediante la utilización de cables sísmicos orientables y se sometieron a la mismasecuencia de procesamiento determinístico. La sección de diferencias de la derecha muestra un valor de NRMS relativamente bajo del 15%. En este caso, noexiste ninguna señal sísmica repetida debido al corto intervalo de tiempo transcurrido entre los levantamientos, durante el cual la producción fue escasa onula. No obstante, debido al alto grado de repetibilidad de la adquisición, el nivel de ruido también es mínimo, de modo que los cambios en las rocas y en losfluidos a lo largo de un período de producción de hidrocarburos podrían ser interpretados con mucha más seguridad en un levantamiento repetido Q que enun levantamiento repetido convencional.

volumen de producción de 160 millones de m3

[mil millones de barriles] ha estado produ-ciendo petróleo y gas desde 1997 y 2001,respectivamente, a partir de 12 pozos perforadosen las areniscas del Jurásico Inferior y Medio(arriba).15 Actualmente en declinación, la pro-ducción diaria de aproximadamente 20,000 m3/d[126,000 B/D] de petróleo y 5 millones de m3

[177 MMpc] de gas es sustentada medianteinyección de agua a través de siete pozos distri-buidos en la zona de petróleo, y mediante lainyección de gas en un pozo ubicado en el cas-quete de gas. Los hidrocarburos producidosfluyen hacia una embarcación flotante de pro-ducción, almacenamiento y descarga (FPSO, porsus siglas en inglés) amarrada en medio delcampo. No obstante, antes de instalar la embar-cación FPSO, Statoil adquirió un levantamientocon cable sísmico remolcado convencional en1992, que cubrió la totalidad del campo Norne.

En las primeras etapas de la vida productivadel campo Norne, Statoil decidió adquirir datossísmicos con la técnica de repetición a fin deoptimizar el desarrollo del campo mediante lavigilancia rutinaria del movimiento del petróleo ydel gas en el yacimiento, prestando especialatención al contacto agua/petróleo (CAP). Comoparte de ese esfuerzo, la compañía también dese-aba comparar los resultados de la simulación deyacimientos con los datos sísmicos obtenidosmediante la técnica de repetición.

Un aspecto crítico de la tecnología sísmica derepetición consiste en asegurar que las dife-rencias entre los levantamientos sísmicosrepresenten cambios reales producidos en elyacimiento, en lugar de diferencias en la formade adquisición de los levantamientos. El campoNorne planteaba problemas especiales en cuantoal logro de este objetivo. Por ejemplo, la presen-cia de la embarcación FPSO significaba que las

embarcaciones para adquisición sísmica nopudieran atravesar directamente la porcióncentral del campo debiéndose acercar a la em-barcación FPSO para cubrir ese área crítica.

A fin de encarar todos los aspectos relaciona-dos con la planeación de los levantamientosrepetidos, los especialistas en adquisición sísmicay los geofísicos de WesternGeco y Statoil prepara-ron un estudio de diseño de proyectos integrados(IPD, por sus siglas en inglés). Este estudio secentraba en los aspectos relacionados con eldiseño para asegurar que el sistema Q ofrecieradatos de calidad superior a la de los levantamien-tos sísmicos convencionales. En el caso delcampo Norne, la principal preocupación radicabaen la repetibilidad del levantamiento que cubríaun área de 85 km2 [33 millas cuadradas].

El análisis del levantamiento 3D convencio-nal de 1992, los datos de pozos y la informaciónoceanográfica del campo Norne, ayudaron alequipo de planeación de proyectos a optimizar losparámetros de adquisición, tales como el diseñode los arreglos de fuentes; los parámetros de regis-tro; la configuración, longitudes, separaciones yprofundidades de los cables sísmicos; y el efecto delas corrientes marinas sobre el posicionamiento delas fuentes y receptores. El estudio estableció ade-más la métrica para la evaluación de los resultadostécnicos de los levantamientos. Los geofísicosanalizaron los datos sísmicos y los perfiles sísmicosverticales (VSP, por sus siglas en inglés) existen-tes para conocer las características del área deestudio en lo referente a ancho de banda y ruido.16

Los geofísicos pudieron predecir la respuesta y laresolución sísmicas y los desplazamientos ópti-mos en los nuevos conjuntos de datos mediante laconstrucción de un modelo del subsuelo preciso.

El estudio IPD utilizó los resultados de lasprimeras dos fajas (swaths) de las pruebas derepetibilidad Q adquiridas en el campo Norne en2001 y las historias de producción de los yaci-mientos para proveer información crítica para elmodelado de los cambios esperados en la reflec-tividad debido a los cambios producidos en lasaturación y la presión. El estudio IPD evaluóademás si los cambios de reflectividad seríandetectables entre 2001 y 2003. Los resultados delmodelado indicaron que habría un bajo nivel deruido y que la señal sísmica repetida esperadaresultaría visible después de menos de dos añosde producción de petróleo y gas.

Por último, el estudio de planeación de pro-yectos también abordó las preocupacionesrelacionadas con la seguridad, incluyendo lascondiciones climáticas y las corrientes marinasprevalecientes esperadas. El equipo a cargo dela adquisición sísmica desarrolló planes de con-tingencias y probó la posible existencia de

12 Oilfield Review

15. Para mayor información sobre el campo Norne, consulte:http://www.statoil.com/STATOILCOM/SVG00990.nsf/0/3008D0315EC731C741256657004F6CEB?OpenDocument (vistoel 15 de junio de 2004).

16. Un perfil sísmico vertical, o VSP, es una clase de medi-ción de sísmica de pozo utilizada para la correlación condatos sísmicos de superficie, para obtener imágenes demayor resolución que las imágenes sísmicas de superfi-cie y observar lo que está delante de la barrena. Definidoen sentido puro, el término VSP se refiere a las medicio-nes obtenidas en un pozo vertical mediante la utilizaciónde geófonos posicionados dentro del pozo y una fuentesísmica ubicada en la superficie, cerca del pozo. En uncontexto más general, los VSPs varían en términos deconfiguración de pozos, número y localización de fuen-

2000 millas

0 200km

N

O

R

U

E

GA

Bergen

Stavanger

Heidrun

Norne

Levantamiento sísmico Q de referencia de 2001Levantamiento sísmico Q repetido de 2003

CampoNorne

> Campo Norne, Mar de Noruega. El campoNorne se encuentra ubicado a más de 380 m[1250 pies] de profundidad de agua; el yaci-miento yace aproximadamente a 2500 m[8200 pies] por debajo del lecho marino. Elmapa detallado arriba muestra las localiza-ciones de los dos levantamientos sísmicos Q.

tes y geófonos, y despliegue de los mismos. Para mayorinformación sobre perfiles sísmicos verticales, consulte:Arroyo JL, Breton P, Dijkerman H, Dingwall S, Guerra R,Hope R, Hornby B, Williams M, Jimenez RR, Lastennet T,Tulett J, Leaney S, Lim T, Menkiti H, Puech J-C, Tcherkashnev S, Burg TT y Verliac M: “Excelentes datossísmicos de pozos,” Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de2003): 2–23.Hope R, Ireson D, Leaney S, Meyer J, Tittle W y Willis M:“Seismic Integration to Reduce Risk,” Oilfield Review 10,no. 3 (Otoño de 1998): 2–15.Christie P, Dodds K, Ireson D, Johnston L, Rutherford J,Schaffner J y Smith N: “Borehole Seismic Data Sharpenthe Reservoir Image,” Oilfield Review 7, no. 4 (Invierno de1995): 18–31.

Otoño de 2004 13

eventos tales como la pérdida de propulsión enla embarcación para adquisición sísmica. Si bieneste tipo de evento es improbable, la presenciade la embarcación FPSO implicaba que unaembarcación a la deriva podría plantear un peli-gro significativo.

El levantamiento Q inicial, o de referencia,fue adquirido en menos de tres semanas, duranteagosto de 2001. La embarcación para adquisiciónsísmica Geco Topaz remolcó seis cables sísmicoscon un tendido de 3200 m [10,500 pies] de anchoy 50 m [164 pies] de separación. Se emplazaron

aletas de direccionamiento a intervalos de 400 ma lo largo de los cables sísmicos.

Mediante el método de disparo por debajo condos embarcaciones, Topaz y Western Pacific, selogró minimizar el “ agujero” de repetibilidad exis-tente en el levantamiento sísmico alrededor de laembarcación FPSO del campo Norne. La técnicade disparo por debajo es una técnica especialdiseñada para adquirir datos sísmicos por debajode las obstrucciones presentes en la superficie,incluyendo las plataformas de producción y lasáreas sensibles desde el punto de vista ambiental.

El direccionamiento del cable sísmico con el sis-tema Q-Fin posibilitó la adquisición de datosdentro de un radio de 40 m [131 pies] de distan-cia de la embarcación FPSO del campo Norne(izquierda). Por lo tanto, ambos levantamientossísmicos Q proporcionaron imágenes claras de laporción central del yacimiento, ubicada pordebajo de la embarcación FPSO.

En junio de 2003, la embarcación Topazadquirió el primer levantamiento Q-Marine decontrol, o repetición, convirtiendo al campoNorne en el primer campo petrolero con datosQ-Marine de repetición. La adquisición incluyóla implementación de la técnica de disparo pordebajo con la embarcación Western Inlet. Lasoperaciones en ejecución en el campo Norne ysus alrededores exigían colaboración y cuidado.Los responsables de la planeación del levanta-miento desarrollaron arreglos de tiempocompartido para detener la adquisición cada dosdías durante las operaciones de descarga de laembarcación FPSO del campo Norne a un buquetanque. Estos arreglos de tiempo compartidopermitieron además la adquisición de un levan-tamiento mediante la técnica de cables de fondomarino (OBC, por sus siglas en inglés) a decenasde kilómetros de distancia, en el campo Hei-drun, sin que las poderosas fuentes sísmicasutilizadas en el levantamiento del campo Norneprodujeran interferencia alguna. A diferenciadel levantamiento del año 2001, se colocaronaletas de direccionamiento a intervalos de 300 m[1000 pies] a lo largo de los cables sísmicos paraque el levantamiento del año 2003 proporcio-nara mayor capacidad de direccionamiento.

El levantamiento de control del año 2003 fuecomparado rápidamente con el levantamientobásico del año 2001. Como parte de los esfuerzosde control de calidad durante la operación deadquisición sísmica, la brigada a cargo del levan-tamiento vigiló rutinariamente el ruido delambiente para garantizar que los cambios sutilesproducidos en la señal con respecto al levanta-miento previo fueran discernibles y se preserva-ran. A los pocos días de finalizada la adquisición,Statoil pudo utilizar los datos para determinar lalocalización del contacto agua/petróleo, evaluarel avance del proceso de inyección de agua yactualizar el modelo de yacimiento para revisarlos planes de perforación de pozos horizontalesde relleno.

Uno de los factores principales del éxito delprograma de adquisición de datos sísmicos con latécnica de repetición implementado en el campoNorne fue el direccionamiento de los cables sís-micos, lo que redujo su desviación y mejoródramáticamente la repetibilidad de los datos(izquierda, extremo inferior). Un elemento clave

% a

cum

ulad

o 80

60

40

20

0

100

120

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Ángulo de desviación, grados

Distribuciones acumuladasde las desviaciones del cable

19922003

-10

% a

cum

ulad

o

80

60

40

20

0-8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10

Ángulo de desviación, grados

Distribución de lasdesviaciones del cable

19922003

> Adquisición de datos sísmicos cerca de la embarcación FPSO del campo Norne. La embarcaciónGeco Topaz remolcó los cables sísmicos dentro de un radio de 40 m [131 pies] de la embarcaciónFPSO del campo Norne. El cable más exterior arrastra la boya naranja que se observa a la derechade la fotografía.

> Impacto de los cables sísmicos orientados sobre el control de las desviaciones. La repetibilidad delos levantamientos repetidos depende en gran medida de la limitación de la desviación del cable conrespecto a los levantamientos previos. La desviación de los cables sísmicos en el levantamiento de1992, en que se utilizaron cables convencionales, alcanzó 9° (azul). El levantamiento de 2003 con lossistemas Q-Fin (rojo) limitó la desviación del cable a no más de 3°; el 90% de los tiros mostraron des-viaciones de menos de 1° y el 99% de los tiros, desviaciones de menos de 2°.

14 Oilfield Review

% NRMS

2001 a 2003

66%

19%

7%

2%

1%

1%

0%

0%

0%

2%

< 10

10 a 12

12 a 14

14 a 16

16 a 18

18 a 20

20 a 22

22 a 24

24 a 26

> 26

15,404

44,713

15,258

5,408

2,625

1,566

1,070

930

947

5,474

% NRMS

1992 a 2003

> 26

< 10

10 a 12

12 a 14

14 a 16

16 a 18

18 a 20

20 a 22

22 a 24

24 a 26

0%

1%

4%

9%

12%

12%

11%

9%

7%

35%

6

1,468

9,558

21,616

27,910

27,172

20,669

16,976

82,211

24,445

2003 1992 a 2003 2001 a 2003

> NRMS en el levantamiento convencional y en el levantamiento Q. Entre el levantamiento conven-cional de 1992 y el levantamiento Q de 2003, el valor de NRMS de 2000 a 2800 mili segundos, volumenque incluye el intervalo prospectivo, superó el 26% en el 35% del volumen sísmico, como lo indicanlos parches púrpura de la sección NRMS (extremo superior). Entre los levantamientos Q de 2001 y de2003 (extremo inferior), el 66% de la sección sísmica tenía un valor de NRMS inferior al 10%.

> Repetibilidad sísmica en los levantamientos convencionales y en los levantamientos Q. Una sección sísmica tomada del levantamiento Q del año 2003(izquierda) muestra fuertes reflectores. La sección de diferencias entre el levantamiento convencional de 1992 y el levantamiento Q de 2003 (centro) reve-la varios reflectores fuertes pero ninguna indicación clara de la presencia de cambios en el yacimiento. La sección de diferencias entre los levantamien-tos Q de 2001 y de 2003 (derecha) indica claramente ciertas partes del yacimiento que han cambiado. La zona correspondiente al óvalo verde podría estarexperimentando una reducción de la saturación de gas debido a la producción. La presión del yacimiento en el círculo rojo se está incrementando debidoa la inyección de agua. El óvalo azul muestra una reducción de la velocidad—un aparente punto bajo producido por la baja velocidad sísmica existenteen las rocas sobreyacentes—debido a la inyección de agua en la zona sobreyacente. La presión de poro se ha incrementado y la velocidad ha disminuido,reduciendo la rigidez de la roca en el intervalo sobreyacente.

Otoño de 2004 15

de medición de la repetibilidad, el NRMS, de-mostró el valor de los datos Q (página anterior,extremo superior). Las secciones sísmicas tam-bién confirmaron la diferencia en larepetibilidad entre el levantamiento convencio-nal y los levantamientos Q (página anterior,extremo inferior).

El procesamiento de los datos Q por víarápida, a bordo de la embarcación para adqui-sición sísmica, se simplifica gracias a laestabilidad y la similitud de los conjuntos dedatos sísmicos de repetición. Debido al altogrado de repetibilidad del sistema de adquisicióny el procesamiento determinístico, los datos Q norequirieron ningún procedimiento de filtrado porintercorrelación. Por lo tanto, los especialistasen procesamiento de datos a bordo pudieroncompletar el procesamiento por vía rápida dellevantamiento del campo Norne 10 después deconcluido el levantamiento; el procesamientoadicional destinado a determinar la diferencia enla impedancia acústica demandó sólo dos días.17

El procesamiento detallado subsiguiente delos levantamientos del campo Norne realizado entierra aseguró la obtención del máximo beneficiode los datos. Si bien la interpretación de losdatos procesados finales no difería sustancial-mente de la del procesamiento por vía rápida, elprocesamiento final, incluyendo el método de eli-minación de múltiples relacionadas con lasuperficie (SRME, por sus siglas en inglés) y elmétodo de migración antes del apilamiento deKirchhoff, ofreció mejor definición de la señalsísmica repetida y posibilitó el análisis AVO(amplitud versus desplazamiento) en coleccio-nes de trazas totalmente migradas.18

La visualización inmersiva permitió mejorarla interpretación de los datos del campo Norne.Los intérpretes sísmicos pudieron codificar encolor los cambios de impedancia acústica produ-cidos entre los levantamientos para resaltar laszonas del yacimiento en las que el agua reempla-

zaba al petróleo e interpretar el movimiento delcontacto agua/petróleo. Estas interpretacionesayudaron al equipo a cargo de los activos de lacompañía a comprender los efectos de los lapsosde tiempo y además simplificaron la planeacióndel pozo.

La trayectoria del pozo planeado original-mente por Statoil se asentaba en una zona dondelos datos sísmicos diferían entre los levantamien-tos de 2001 y de 2003, lo que indicaba que elcontacto agua/petróleo ya había quebrantadouna barrera de permeabilidad horizontal y que elpozo propuesto intersectaría un yacimientoacuífero. A través del desplazamiento de la tra-yectoria del pozo horizontal en sentido lateralhacia una posición 20 m [66 pies] más somera,Statoil logró producir petróleo, generando unahorro de 29 millones de dólares estadouniden-ses— el costo de perforación de otro pozo dere-entrada horizontal (derecha).

Además de mejorar la planeación del pozo, losingenieros pudieron ajustar los regímenes de pro-ducción e inyección y observar el movimiento delfrente de inyección de agua a los pocos días deadquirir los datos.

En última instancia, Statoil procura incre-mentar la recuperación del 40% al 52% yprolongar la vida útil del campo Norne más alládel año 2015. Statoil tiene previsto continuar uti-lizando el sistema Q para la adquisición de datossísmicos con la técnica de repetición. La compa-ñía adquirirá un tercer levantamiento Q delcampo Norne en el año 2004, aproximadamente12 meses después del levantamiento de controlprevio.19 El campo Heidrun, investigado inicial-mente mediante la utilización del sistema Q enel año 2001, también será sometido a otra seriede operaciones de adquisición sísmica Q duranteel año 2004.

Manejo de yacimientos a través de la simulación mejorada por la sísmicaLas interpretaciones de la presión, la saturacióny los contactos de fluidos del yacimiento a partirde datos sísmicos de repetición contribuyen almejoramiento de la producción mediante la opti-mización de la ubicación de los pozos y elmejoramiento de las operaciones de produccióne inyección. Los datos y las interpretacionescomplementan además los esfuerzos de si-mulación de yacimientos. Los ingenieros deyacimientos han efectuado ajustes de la historiade producción utilizando datos de produccióndurante muchos años. El ajuste de la historia deproducción implica la modificación iterativa deciertos parámetros de un modelo de yacimientohasta que el modelo de simulación se ajuste a la

historia de producción establecida a partir de lospozos individuales de un campo petrolero. Elajuste riguroso de la historia de producciónayuda a los científicos e ingenieros a predecir eldesempeño futuro de los pozos y de los campos.La simulación de yacimientos resultante es deta-llada y precisa en la zona vecina a los pozos peroposee una precisión limitada por el número y laubicación de los pozos en el yacimiento y por lacomplejidad del modelo de yacimiento. Loslevantamientos sísmicos proveen datos en lasvastas zonas prospectivas que median entre lospozos, pero carecen de la resolución vertical delos datos de pozos.

Trayectoria del pozo original

Barrera de permeabilidad quebrantada

Trayectoria del nuevo pozo

17. La impedancia acústica es el producto de la densidad porla velocidad sísmica, que varía entre las diferentes capasde roca. La diferencia en la impedancia acústica entrelas capas de roca afecta el coeficiente de reflexión, o lacantidad de energía sísmica reflejada más que transmitida.

18. El método de eliminación de múltiples relacionadas conla superficie (SRME, por sus siglas en inglés) es actual-mente el mejor método de eliminación de múltiples—laenergía sísmica reflejada más de una vez—generadaspor la superficie del mar. El método de migración antesdel apilamiento de Kirchhoff es un método de migraciónsísmica que utiliza la forma integral de la ecuación deondas. El análisis AVO (amplitud versus desplazamiento)examina la variación en la amplitud de las reflexionessímicas con el cambio de la distancia entre el punto dedisparo y el receptor. Las respuestas AVO pueden indicardiferencias en la litología y en el contenido de fluidos enlas rocas que sobreyacen e infrayacen al reflector.

19. . Eiken O: “Improvements in 4D Seismic Acquisition,”World Oil 224, no. 9 (Septiembre de 2003): 23–27.

> Impacto de los datos sísmicos de repeticiónsobre la planeación del pozo. Statoil planificó laperforación de un pozo de re-entrada para ex-plotar las reservas aisladas por una barrera depermeabilidad horizontal (extremo superior). Elcolor azul, cerca del extremo inferior de la sec-ción sísmica del centro, indica una zona en laque el agua ha reemplazado al petróleo y sugiereque el contacto agua/petróleo (CAP) en el topede la zona azul ya ha quebrantado la barrera depermeabilidad. La trayectoria del nuevo pozo(línea rosa), ubicada 20 m más arriba y perforadalejos del contacto agua/petróleo, logró minimizarcon éxito el riesgo (extremo inferior).

Diversas secuencias de tareas independien-tes, que involucran datos sísmicos de repetición,pueden dar como resultado interpretacionescualitativas en los yacimientos a través del tiempo.Por ejemplo, es posible utilizar los cambios pro-ducidos en la amplitud sísmica u otros atributossísmicos diferenciados a partir de los datos sísmi-cos de repetición para actualizar los modelosestáticos de yacimientos. Esto reviste particularimportancia cuando la señal sísmica repetidaresalta barreras o trayectorias de flujo, tales comofallas o zonas fracturadas. El modelo estáticoactualizado puede utilizarse luego para la simula-ción sobre la base de la historia de producción.

Otro enfoque más cuantitativo consiste en elmapeo de los cambios producidos en las propieda-des de los yacimientos mediante la utilización dedatos sísmicos de repetición. Por ejemplo, la señalsísmica repetida podría indicar cambios produci-dos en la presión o en la saturación de fluido.Estos cambios pueden ser calibrados con la señalsísmica repetida mediante la construcción de unmodelo de física de rocas que describa las relacio-nes entre los datos sísmicos y los parámetrospetrofísicos del yacimiento. Estos modelos petroa-cústicos pueden ser incorporados posteriormenteen las simulaciones de yacimientos.

El método de ajuste de la historia de produc-ción que utiliza datos sísmicos de repetición ydatos de producción constituye una extensiónrelativamente reciente de la simulación de yaci-mientos tradicional. Esta nueva técnica integra

cuantitativamente los datos de producción conlos datos sísmicos de repetición y ayuda a losequipos a cargo de los activos de la compañía acomprender, predecir y manejar los cambios pro-ducidos en los yacimientos.20

El ajuste de la historia de producción que uti-liza simultáneamente datos de producción y datossísmicos ofrece un enorme potencial para elmanejo de yacimientos ya que combina la infor-mación detallada de los pozos individuales con elcarácter expansivo de los levantamientos sísmi-cos. Este proceso implica el análisis cuantitativo ylos datos de salida de la presión y la saturacióndel yacimiento correlacionados con la señal sís-mica y los datos de pozos (arriba). En contraste,la simulación de yacimientos tradicional se cen-tra fundamentalmente en los datos de producciónde los pozos; los datos sísmicos de repetición nor-malmente son calibrados con los datos de presióny saturación pero no son correlacionados con losdatos de producción. La técnica de ajuste de lahistoria de producción que utiliza datos sísmicosde repetición resuelve estas deficiencias.

Al igual que la simulación de yacimientos, elajuste de la historia de producción que utilizadatos sísmicos de repetición constituye un pro-ceso lento que requiere varios grupos decomputadoras, por lo que es preciso establecercuidadosas restricciones para evitar el exceso deiteraciones. Los registros de pozos son sometidosa un proceso de evaluación petrofísica, edicióny calibración en función de los datos sísmicos.

Los horizontes sísmicos deben ser mapeados enel levantamiento de referencia y en levanta-miento repetido, y ambos conjuntos de datosdeben ser sometidos a inversión.21 Los conjuntosde datos sísmicos invertidos son convertidos deldominio del tiempo de tránsito sísmico al domi-nio de la profundidad.

Después de la conversión a profundidad, loscientíficos e ingenieros tratan de ajustar la impe-dancia acústica de los levantamientos sísmicos.Mediante la construcción de un modelo petroa-cústico y el posterior modelado directo, se ponende manifiesto los cambios producidos en la satu-ración y en la presión. Finalmente, los cambiosproducidos en la saturación y en la presión,determinados a partir de la interpretación y elmodelado sísmicos, se combinan con los datos deproducción para correlacionar la historia sísmicacon la historia de producción.

El programa especializado de calibración demodelos ECLIPSE SimOpt ayuda a lograr elajuste de la historia de producción en forma másrápida y con resultados de calidad superior. Enuna carrera, este programa de computacióndetermina la sensibilidad de los resultados de lasimulación con respecto a los diversos paráme-tros de entrada, de manera que la importanciade cada parámetro pueda ser tenida en cuentaen el modelo de simulación. Mediante la com-prensión de la importancia de los diversosparámetros de entrada, los ingenieros y científi-cos evitan pérdidas de tiempo en torno a

16 Oilfield Review

Modelo deyacimiento

4D dinámicocalibrado

Ciclo de refinamiento del ajuste de la historia de producción

Observarcambios

elásticos 4D

Observar datos de pozos e historia de producción

Modelo de física de

rocas

Modeladoporoelástico

Modelo deyacimiento

estático

Modelo deyacimientodinámico

Cambios en lapresión y en la

saturación de fluido

Modelado deyacimientos

ECLIPSE

Modelarcambios

elásticos 4D

Modelar datosde pozos y perfiles de producción

Escalado de yacimiento

Programa de computación

ECLIPSE SimOpt para minimizar el error de ajuste 4D

> Ajuste de la historia de producción mediante la utilización de datos sísmicos de repetición. El procesocomienza con un modelo de yacimiento estático, datos sísmicos de repetición (abreviados como datos4D en el diagrama de flujo) y datos de producción de pozos. El ciclo de refinamiento del ajuste de la his-toria de producción minimiza el error de ajuste entre los datos sísmicos, el modelo de yacimiento diná-mico y otros cambios medidos y modelados mediante la utilización del programa de calibración demodelos ECLIPSE SimOpt y el programa de simulación de yacimientos ECLIPSE.

Otoño de 2004 17

parámetros insignificantes y en cambio, se con-centran en los parámetros que tendrán mayorimpacto sobre la simulación. El programa tam-bién ayuda a restringir los parámetros pococonocidos dentro de rangos razonables a fin dereducir el número de ciclos de ajuste de la histo-ria de producción, que requieren mucho tiempo.

Cuando se trabaja con datos sísmicos derepetición en forma aislada, una pregunta que seplantea con frecuencia es si la diferencia entrelos levantamientos representa algo más que cam-bios producidos en la saturación y en la presión,tales como la compactación de la roca. La utiliza-ción de datos sísmicos de repetición en el ajustede la historia de producción ayuda a responderesta pregunta, porque los datos sísmicos de repe-tición calibran los modelos de simulación a fin decuantificar mejor los cambios relacionados conlos fluidos.

Ya se encuentra próximo a su implementaciónel ajuste de la historia de producción mediante lautilización de los primeros levantamientos sísmi-cos Q-Marine repetidos del campo Norne. Elsistema Q, incluyendo la tecnología de sensoresunitarios, las fuentes calibradas y los cables sís-micos orientables, provee el alto grado deresolución, repetibilidad y confiabilidad necesa-rio como condición previa para el análisiscuantitativo por ajuste de la historia de produc-ción. Los objetivos clave de este análisiscomprenden la identificación de secuencias detareas prácticas para el análisis sísmico repetidoy la evaluación de los beneficios del análisis cuan-titativo con respecto al análisis cualitativo.

Los científicos e ingenieros han integrado losdatos sísmicos de repetición con el ajuste de lahistoria de producción utilizando otras formasinnovadoras. Por ejemplo, en un estudio recientede un complicado yacimiento de gas condensadodel Golfo de México se evaluaron los efectos de

los cambios producidos en la presión sobre laseñal sísmica repetida; otros estudios involucranhabitualmente los efectos de los cambios en lasaturación en vez de los cambios en la presión.22

En el Mar del Norte, los especialistas están efec-tuando ajustes de la historia de producción conlos datos sísmicos de repetición y los modelos deflujo de yacimientos para evaluar el flujo defluido.23 Un aspecto novedoso de este trabajo esla evaluación de las transmisibilidades de losfluidos a través de las fallas, cuya determinaciónresultaría dificultosa si no se combinaran losdatos sísmicos con los datos de producción. Amedida que mejore la repetibilidad sísmica y serepitan más levantamientos, el ajuste de la histo-ria de producción que combina datos sísmicoscon datos de producción desempeñará un rolcada vez más importante en lo que respecta almanejo de yacimientos.

El tiempo diráLa exploración y la producción de petróleo y gassiempre han implicado un riesgo significativo,pero la industria petrolera ha prosperado graciasa la rápida adopción de tecnologías avanzadasque ayudan a manejar los riesgos y reducir lasincertidumbres. La tecnología sísmica ha resul-tado clave para el mejoramiento de los índices deéxito exploratorio en las últimas décadas y ahorase ha convertido en una tecnología establecidapara reducir el riesgo y la incertidumbre en lasetapas subsiguientes de la vida productiva de loscampos de petróleo y gas.

Como lo demuestra el ejemplo del campoNorne, la metodología de adquisición y procesa-miento sísmicos Q ayuda a los operadores aobtener más información y mayor rentabilidadeconómica de sus inversiones sísmicas. Loslevantamientos sísmicos repetidos, calibradoscon datos de registros de pozos y datos de sís-

mica de pozo, ayudan a identificar tipos de flui-dos y mapear saturaciones de fluidos y barrerasal flujo entre pozos, y además permiten a los ope-radores tomar decisiones sobre bases más firmesen lo que respecta a perforación, desarrollo ymanejo de yacimientos.24

Como sucede con muchas otras tecnologíasde campos petroleros, la integración optimiza elvalor de los datos sísmicos de repetición. Porejemplo, la integración de datos de registros deproducción y de medidores de presión de fondode pozo instalados en forma permanente condatos sísmicos puede detectar compartimentossin drenar y potencial prospectivo adicional.25 Laintegración de datos de núcleos con levanta-mientos sísmicos convencionales tambiénpermite mejorar el monitoreo y el manejo deyacimientos.26

Algunos especialistas estiman el valor po-tencial de los datos sísmicos de repetición en elorden de miles de millones de dólares en tér-minos de recuperación incrementada dehidrocarburos.27 Para extraer este valor en formarutinaria, la repetibilidad sísmica debe seguirmejorando. El mejoramiento de la repetibilidadsísmica permitirá a las compañías de petróleo ygas ver las señales sísmicas repetidas de loslevantamientos de repetición en sólo cuestión demeses en vez de años. Este marco temporal másacotado facilitará un manejo de yacimientos másactivo y oportuno.

Si bien este artículo se centró en la tecnolo-gía y en las operaciones, existe otro ingredientecrucial en la aplicación exitosa de los datos sís-micos de repetición: personal calificado paramodelar, planificar, adquirir, procesar, integrar einterpretar los datos. La poderosa combinaciónde gente y tecnología está inaugurando unanueva era en lo que respecta al manejo de yaci-mientos. — GMG

20. Para mayor información sobre el ajuste de la historia deproducción mediante la utilización de datos sísmicos derepetición, consulte: Gosselin O, Aanonsen SI, Aavatsmark I, Cominelli A, Gonard R, Kolasinski M, Ferdinandi F, Kovacic L y Neylon K: “History MatchingUsing Time-Lapse Seismic (HUTS),” artículo de la SPE84464, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 deoctubre de 2003.

21. La inversión es un proceso matemático por el cual losdatos se utilizan para generar un modelo consistente conlos datos. Los datos sísmicos de superficie, los perfilessísmicos verticales y los datos de registros de pozos,pueden ser utilizados para llevar a cabo el proceso deinversión sísmica, cuyo resultado es un modelo de capasdel subsuelo y su espesor, densidad y velocidades deondas compresionales (P) y de ondas de corte (S).

22. Waggoner JR, Cominelli A, Seymour RH y Stradiotti A:“Improved Reservoir Modelling with Time-Lapse SeismicData in a Gulf of Mexico Gas-Condensate Reservoir,”Petroleum Geoscience 9, no. 1 (Febrero de 2003): 61–72.Waggoner JR, Cominelli A y Seymour RH: “ImprovedReservoir Modeling with Time-Lapse Seismic in a Gulf ofMexico Gas-Condensate Reservoir,” artículo de la SPE

77514, presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiem-bre al 2 de octubre de 2002.

23. Lygren M, Fagervik K, Valen TS, Hetlelid A, Berge G, DahlGV, Sønneland L, Lie HE y Magnus I: “A Method for Performing History Matching of Reservoir Flow ModelsUsing 4D Seismic Data,” Petroleum Geoscience 9, no. 1(Febrero de 2003): 85–90.

24. Pickering y Waggoner, referencia 13.25. Para ver un ejemplo del Golfo de México, consulte:

Kratchovil T, Bikun J, Tixier C, Zirczy H, Beattie T, BilinskiP, Tchouparova E, van Luik K y Weaver S: “The Auger 4-DCase Study: Exploiting a Gulf of Mexico Turbidite Field bythe Use of Time-Lapsed Seismic Surveys,” presentado enla Convención Anual de la AAPG 2004, Dallas, Texas,EUA, 18 al 21 de abril de 2004.Shirley K: “4-D Augurs Well for Auger Field,” AAPGExplorer 25, no. 5 (Mayo de 2004): 14, 16.

26. Para ver un ejemplo del Mar del Norte, consulte: McInally AT, Redondo-López T, Garnham J, Kunka J, Brooks AD, Stenstrup Hansen L, Barclay F y Davies D:“Optimizing 4D Fluid Imaging,” Petroleum Geoscience 9,no. 1 (Febrero de 2003): 91–101.

27. Eiken, referencia 19.Otros especialistas estiman el valor de los datos sísmi-cos de repetición en los campos petroleros individualesen decenas a centenas de millones de dólares: de WaalH y Calvert R: “Overview of Global 4D Seismic Implemen-tation Strategy,” Petroleum Geoscience 9, no. 1 (Febrerode 2003): 1–6.Shell Expro prevé un incremento del 5% en la recupera-ción final de petróleo proveniente de sus camposGannet, como resultado de las inversiones realizadas entecnología sísmica de lapsos de tiempo: Kloosterman etal, referencia 14.

18 Oilfield Review

Examinando los pozos productores: Supervisión de los sistemas ESP

Ron BatesSignal Hill Petroleum, Inc.Signal Hill, California, EUA

Charlie CosadAbingdon, Inglaterra

Lance FielderAlex KosmalaCambridge, Inglaterra

Steve HudsonAethon I LPDallas, Texas, EUA

George RomeroGarden Grove, California

Valli ShanmugamDallas, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a Usman Ahmed y Lorne Simmons, Sugar Land,Texas, EUA; y a Bertrand Theuveny, Cambridge, Inglaterra.espWatcher, InterACT, LiftPro, MultiSensor y Phoenix sonmarcas de Schlumberger. Poseidon es una marca registradadel Instituto Francés del Petróleo (IFP), Total y Statoil; Schlumberger posee la licencia de la tecnología.

En campos marginales y ambientes remotos, la supervisión activa y en tiempo real

de los sistemas de bombeo eléctrico sumergible aporta valor tanto tangible como

intangible a los activos de producción. Los datos de sensores de fondo de pozo, la

conectividad sin precedentes, los poderosos programas de computación y los cono-

cimientos técnicos oportunos ayudan a los operadores a evaluar el desempeño de las

bombas, predecir su falla, identificar problemas de pozos y controlar las bombas a dis-

tancia. Estas nuevas capacidades se combinan para reducir los costos operativos e

incrementar la producción y el flujo de caja.

1. Spears and Associates, Inc.: “Oilfield Market Report2003,” Tulsa, Oklahoma, EUA: 6 http://www.spearsresearch.com/OMR/OMRMain.htm, (se accedió el 21 de abril de 2004).

2. Para mayor información sobre los diferentes métodos delevantamiento artificial, consulte: Fleshman R, Harryson yLekic O: “Artificial Lift for High-Volume Production,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 48–63.

Otoño de 2004 19

Más del 90% de los pozos productores de petróleorequieren alguna forma de levantamiento artifi-cial. La mayoría de estos pozos se encuentranubicados en campos marginales, también conoci-dos como campos maduros.1 Se utilizan técnicasde levantamiento artificial cuando los yacimien-tos no cuentan con suficiente energía como paraproducir petróleo o gas en forma natural condu-ciéndolos a la superficie, o cuando los regímenesde producción no son los deseados. Asociado engeneral con campos marginales, este déficitenergético se produce habitualmente cuando lapresión del yacimiento se ha agotado a través dela producción. No obstante, las estrategias delevantamiento artificial se emplean en unaamplia variedad de pozos que incluyen desde lospozos de aguas profundas con infraestructurasubmarina que producen a altos regímenes deproducción, hasta los pozos más viejos de loscampos más longevos.

En los campos marginales, el mantenimientode la presión y los métodos de recuperaciónsecundaria y terciaria ayudan a extender la vidaproductiva del yacimiento a nivel del campo; sinembargo, tarde o temprano, el interés terminacentrándose en el manejo de pozos individuales.Por ejemplo, los pozos situados en campos some-tidos a procesos de recuperación secundariamediante inyección de agua a menudo producengrandes volúmenes de agua, por lo que requie-ren el empleo de técnicas de levantamientoartificial para mantener volúmenes económicosde producción de petróleo. En ciertos campos,los pozos producen más de un 90% de agua, y elaumento del porcentaje de petróleo producidoen un 1%, puede marcar una diferencia enormeen lo que respecta a viabilidad económica.

La decisión acerca del tipo de sistema delevantamiento artificial a desplegar es máscomplicada e implica la evaluación de las ca-racterísticas del yacimiento, tales comotemperatura, presión, regímenes de producciónóptimos y propiedades de los fluidos, y de lasparticularidades del pozo; profundidad, incli-nación, configuración de la terminación,instalaciones de superficie y tipo de energíapara producir el levantamiento (derecha).2

El método de levantamiento artificial másutilizado es el bombeo mecánico. Si bien lasbombas de varillas son fáciles de operar, y engeneral tienen un costo inferior al de otrosmétodos de levantamiento, resultan menos efi-caces y poseen menor capacidad de bombeo queotros métodos, especialmente en pozos que pro-ducen con altas relaciones gas/líquido, a travésde tubería de producción pequeña o desde gran-des profundidades.

Bombade varillas

Bomba de cavidad

progresiva

Levantamientoartificialpor gas

Bombeohidráulico

Bombaeléctrica

sumergible

Bomba de varillas

Bomba de cavidad progresiva

Levantamiento artificial por gas

Bombeo hidráulico

Bomba eléctrica sumergible

12,000

Requ

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10,000

8,000

6,000

4,000

2,000

1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000

Gasto o tasa de flujo, B/D

Rango típico de aplicaciones de levantamiento artificial

00

> Métodos de levantamiento artificial. Las cinco técnicas de levantamiento artificial más prevalecien-tes comprenden, de izquierda a derecha, bombas de varillas (bombeo mecánico), bombas de cavidadprogresiva, levantamiento artificial por gas, bombeo hidráulico y bombas eléctricas sumergibles (extre-mo superior). La aplicabilidad de cada método depende de la profundidad del pozo y de los volúmenesde producción (extremo inferior) y de muchos otros factores, incluyendo las propiedades de los líqui-dos producidos, la producción de gas libre, la cantidad y el tipo de sólidos producidos, el ambiente deproducción, la desviación del pozo, la geometría de terminación del pozo, su localización, el suministrode energía disponible y los factores económicos.

Otro de los métodos de levantamiento artificiales el método que utiliza bombas de cavidad pro-gresiva (PCP, por sus siglas en inglés). Comparadascon otros métodos de bombeo, las PCPs resultanmenos costosas, más confiables, son menos afec-tadas por los sólidos producidos—arena deformación y depósitos de incrustaciones—ydemuestran ser más eficientes, en lo que respec-ta a volumen, que las bombas de varillas.

Cuando se cuenta con un suministro de gasnatural y un sistema de compresión, se selec-ciona normalmente el método de levantamientoartificial por gas por su flexibilidad y adaptabili-dad y por la facilidad de reemplazo del equipoasociado utilizando línea de acero. Los sistemasde levantamiento artificial por gas son resisten-tes a los sólidos producidos y resultan idealespara pozos con alta relación gas/petróleo (RGP)y pozos de gran inclinación. No obstante, losbeneficios de este método se reducen a medidaque las presiones del yacimiento se aproximan alos niveles de abandono, generando a veces lanecesidad de emplear un método de levanta-miento artificial diferente durante las últimasetapas de producción de los campos petroleros.

Otra técnica de levantamiento artificialmenos común utiliza sistemas hidráulicos paraasistir la producción. Esta técnica resulta parti-cularmente beneficiosa en regiones quecontienen petróleo pesado porque implica mez-clar aceite hidráulico liviano con petróleoproducido pesado para facilitar la producción ylos procesos aguas abajo.

El segundo método de levantamiento artifi-cial más común en el mundo, después delbombeo mecánico, es el bombeo eléctricosumergible (ESP, por sus siglas en inglés). Esteartículo evalúa el desarrollo de las bombas eléc-tricas sumergibles, cómo y dónde trabajan, y lascondiciones que reducen la vida operativa o pro-

vocan la falla de los sistemas ESP.3 Luego se ana-lizan las técnicas de supervisión de los sistemasESP, incluyendo su importancia, tecnologíashabilitantes y consideraciones económicas. Losejemplos presentados demuestran cómo lasupervisión oportuna de los sistemas ESP hapermitido crear oportunidades para que los ope-radores mejoren el desempeño de estos sistemasy la economía de los pozos y campos petroleros.

La bomba eléctrica sumergibleActualmente, más de 100,000 bombas eléctricassumergibles se encuentran operando en elmundo. La mayoría de las ESPs están instaladasen campos marginales de EUA, Europa y Asia(izquierda). Se espera que la utilización de lossistemas ESP en Medio Oriente aumentesignificativamente en los próximos años, alincrementar los requerimientos de aplicación demétodos de levantamiento artificial. 4 Hoy en día,el método de levantamiento artificial dominantesigue siendo el bombeo mecánico, mientras quelas ESPs han pasado a representar el segundométodo en importancia desde su introducciónen 1927.5

Las técnicas de supervisión de la bomba—vigilancia rutinaria, diagnóstico y control—hancontribuido a maximizar tanto la vida operativadel sistema de bombeo como el desempeño delpozo. En muchos casos, las acciones de supervi-sión son reactivas, alertando a los operadoresacerca de la existencia de fallas de funciona-miento de la bomba o del sistema de suministrode energía, o fallas en la terminación del pozo.Las prácticas de supervisión, realizadas a lolargo de toda la vida operativa de la ESP, pro-veen valiosa información para identificar lacausa de la falla en caso de que el sistema falleantes de su expectativa de vida normal. El análi-sis en tiempo real permite al operador y alproveedor efectuar las modificaciones necesa-rias para aumentar la vida operativa sinincrementar el tiempo de inactividad del pozo.La supervisión del sistema de bombeo tambiénse traduce en medidas proactivas, instando a laimplementación de prácticas de operación mejo-radas que aumentan la vida operativa de la

20 Oilfield Review

Pozos, por tipo de levantamiento artificial,que utilizan métodos de levantamiento distintos al bombeo mecánico

OtrosPCPLevantamiento artificial por gasESPBombeo mecánico

0

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25,000

50,000

75,000

100,000

125,000

500,000

525,000

550,000

575,000

475,000

450,000

Américadel Norte

Américadel Sur

Europa África MedioOriente

LejanoOriente

Rusia China

> Despliegue de métodos de levantamiento artificial en todo el mundo. Lasbombas de varillas representan sin dudas el método de levantamiento arti-ficial más común utilizado en la actualidad, bajo el impulso de la gran can-tidad de pozos situados en los campos marginales de América del Norte.Los sistemas de bombeo eléctrico sumergible (ESP, por sus siglas en inglés)son desplegados en casi un 60% de los pozos que requieren métodos de le-vantamiento artificial diferentes al bombeo mecánico (inserto). Rusia actual-mente utiliza más ESPs que cualquier otro país. No obstante, a medida quemaduren los campos petroleros de todo el mundo, se espera un crecimien-to significativo del empleo de los sistemas ESP, dada su gran versatilidad ysus mayores capacidades volumétricas.

3. En este artículo, por vida operativa se entiende el tiempomedio entre las fallas del sistema ESP entero, en oposi-ción al tiempo medio entre las fallas de una bombasimple.

4. Spears and Associates, Inc., referencia 1.5. La historia del desarrollo de la bomba eléctrica sumergi-

ble se remonta al año 1911, en que Armais Arutunoff, dedieciocho años de edad, lanzó la Dínamo Eléctrica Rusade Arutunoff (la futura REDA). En 1916, se rediseñó unabomba centrífuga para operar con su motor, lo que cons-tituyó un hito trascendente que conduciría a la utilizaciónde las bombas motorizadas de fondo de pozo. Después deinmigrar a los Estados Unidos de Norteamérica en 1923,

Arutunoff desplegó el primer sistema de bombeo paracampos petroleros en 1927 para Phillips Petroleum, ahoraConocoPhillips. Tres años después, se estableció REDAPump Company en Bartlesville, Oklahoma, EUA, dondeactualmente continúa fabricando bombas. En 1988, REDAse convirtió en una división de Camco Incorporated, quefue adquirida por Schlumberger en 1998.

6. Spath J y Martínez AD: “Pressure Transient TechniqueAdds Value to ESP Monitoring,” artículo de la SPE 54306,presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo yel Gas de la Región del Pacífico Asiático de la SPE,Yakarta, Indonesia, 20 al 22 de abril de 1999.

Otoño de 2004 21

bomba, la productividad y el flujo de caja. Ade-más, ayuda en la planeación de las operacionesde intervención de pozos antes de que se pro-duzcan fallas costosas. Los especialistas de laindustria consideran que el mejoramiento de lastecnologías de supervisión podría aportar benefi-cios operacionales y económicos a dos tercios delos pozos que producen por métodos de levanta-miento artificial.

La obtención de datos de los sistemas ESP ydatos de pozos esenciales es sólo parte de lasolución. Utilizando poderosas herramientas deinterpretación, los especialistas en sistemas ESPpueden proveer un diagnóstico preciso y opor-tuno y prescribir acciones correctivas, lo quehace que la supervisión sea global y conse-cuente. Los problemas identificados a través dela supervisión de la bomba a menudo reflejandificultades inmediatas o potenciales en un pozoproductor. Los operadores que participan de lasupervisión en tiempo real se enteran de algomás que el simple comportamiento de unabomba eléctrica sumergible; con frecuencia,descubren y resuelven problemas de pozos queno están relacionados con la bomba en sí.

Los datos de los sensores de fondo de pozoESP también pueden resultar de utilidad en laspruebas de pozos para determinar las propieda-des de los yacimientos, tales como presión,permeabilidad y daño mecánico. Además, unmétodo de pozos múltiples explota los datos ESPpara descubrir la presencia de variacionesespaciales en los yacimientos, por ejemplo aniso-tropía y cambios de interfaces de fluidos. 6

La tecnología ESP evolucionó a través de losaños para abordar las exigencias de lascondiciones operativas y los requisitos de pro-ducción, tolerando temperaturas operativas máselevadas—superiores a 232°C [450°F]—e incre-mentando la producción de gas y sólidos. Estossistemas se despliegan ahora a profundidades depozos de 4570 m [15,000 pies] y en diámetros detuberías de revestimiento que oscilan entre 41⁄2 y133⁄8 pulgadas, arrojando regímenes de produc-ción que fluctúan entre 150 B/D [24 m3/d] y100,000 B/D [15,900 m3/d]. La determinación deltamaño y tipo de bomba que ha de instalarsedepende de las geometrías del pozo y de la ter-minación, y de las características de producciónanticipadas.

Inicialmente, la ESP se selecciona en base ala predicción del desempeño de la terminación,o el gasto o tasa de flujo. Esto suele implicar elexamen de la curva de comportamiento del pozo(IPR, por sus siglas en inglés) que describe larespuesta de la producción a los cambios de lapresión de fondo (BHP, por sus siglas en inglés).

Esta curva puede obtenerse de la presión delyacimiento y de una prueba de producción depozo en condiciones estables. Dado que la pro-ducción real depende de diversos factores,incluyendo la geometría de la tubería de produc-ción, las propiedades de los fluidos y latemperatura, se construye otra relación. Estacurva de comportamiento de la tubería de pro-ducción describe la presión de admisión de latubería de producción para un rango de gastos otasas de flujo. Cuando estas curvas de comporta-miento del pozo y de la tubería de producción serepresentan gráficamente juntas, el punto deintersección en una gráfica común representa el

gasto o tasa de flujo pronosticado del pozo. Noobstante, cuando la curva de comportamiento dela tubería de producción cae por encima de lacurva IPR, se necesita más energía para pro-ducir los fluidos (arriba). Los métodos delevantamiento artificial correctamente seleccio-nados, como los sistemas ESPs, agregan energíaal sistema, lo que permite que los fluidos deyacimiento sean llevados a la superficie.

Los sistemas ESP básicos comprenden unmotor eléctrico, un protector, un separador degas, una sección de bomba centrífuga de etapasmúltiples, un cable de alimentación de energía,un controlador de motor, transformadores y una

Incremento del gasto o tasa de flujo

El pozo produce por flujo natural

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Curva de comportamiento de la tubería de producciónCurva de comportamiento del pozo

Incremento del gasto o tasas de flujo

El pozo necesita levantamiento artificial

Curva de comportamiento de la tubería de producciónCurva de comportamiento del pozo

> Provisión de energía en el fondo del pozo. Cuando un yacimiento mantiene suficiente energía parallevar los fluidos producidos a la superficie, se puede estimar el régimen de producción representandográficamente la curva de comportamiento del pozo (IPR, por sus siglas en inglés) con las curvas de com-portamiento de la tubería de producción, que consideran la geometría de la tubería de producción, laspropiedades de los fluidos y la temperatura (extremo superior). El punto en el cual se intersectan esascurvas define el régimen de producción pronosticado. Se requiere levantamiento artificial cuando lacurva adecuada del comportamiento de la tubería de producción se ubica por encima de la IPR (extre-mo inferior). Este análisis ayuda a definir los requisitos de levantamiento a medida que se produce elagotamiento del yacimiento con el tiempo.

fuente de energía (arriba). Para la vigilanciarutinaria de las condiciones de fondo de pozo ylas condiciones operativas de la bomba, tambiénse instala el instrumental de fondo de pozo. Lasseñales provenientes de los sensores son trans-mitidas a través del cable de alimentación a lasunidades terminales remotas de superficie(RTUs, por sus siglas en inglés), lo que permiteel muestreo continuo de las presiones, las tem-peraturas, la vibración, la corriente y la tensión.

Cada etapa de la bomba centrífuga dentro dela sección de la bomba comprende un impulsorrotativo y un difusor estacionario. Los fluidosque circundan a los impulsores rotativos sondirigidos tanto en dirección radial como tangen-cial, lo que produce el movimiento ascendentecircular del fluido hacia la etapa superior inme-diata de la bomba y, finalmente, a través de latubería de producción. Los difusores estaciona-rios ayudan a convertir la energía cinética de losfluidos móviles en energía potencial; presión.Esta energía convertida en presión pasa en sen-tido ascendente a la siguiente etapa.

La velocidad de bombeo, o velocidad de des-carga, es una función de la velocidad derotación, el número de etapas, la carga dinámicaque actúa contra una bomba eléctrica sumergibley la viscosidad del fluido que se está bombeando.Estos factores dictaminan la presión diferenciala través del sistema de bombeo y, en consecuen-cia, el gasto o tasa de flujo. No obstante, parauna bomba determinada, existe una velocidad deflujo de diseño óptima que maximiza la eficienciay la vida operativa de la bomba. Por este motivo,los fabricantes de bombas eléctricas sumergiblesespecifican un rango operativo recomendado(próxima página). El hecho de operar dentro delrango recomendado por el fabricante no garantizaen sí una operación de bombeo libre de problemas.

Existe una variedad de condiciones y dificultadesque los especialistas deben considerar al diseñarun sistema de levantamiento artificial para unyacimiento y un pozo específicos.

Problemas en el bombeoSi bien los avances registrados en el diseño delas bombas eléctricas sumergibles han permi-tido abordar muchos ambientes de producciónproblemáticos, la lista de desafíos sigue siendoextensa e incluye pozos con gran volumen degas, sólidos producidos y ambientes corrosivos yde alta temperatura. El diseño incorrecto delsistema de levantamiento artificial tambiénpuede empeorar la situación tanto en condicio-nes rigurosas como en condiciones benignas.

22 Oilfield Review

7. El fenómeno de cavitación se produce en una bomba, enpozos de presión relativamente baja, cuando las cavida-des de vapor colapsan al alcanzar el lado de alta presióndel impulsor. Esto genera ruido y vibración y puede pro-vocar la falla del eje de la bomba eléctrica sumergible ola fatiga mecánica de los otros componentes.

8. Acock A, ORourke T, Shirmboh D, Alexander J, AndersenG, Kaneko T, Venkitaraman A, López-de-Cárdenas J, Nishi

M, Numasawa M, Yoshioka K, Roy A, Wilson A y TwynamA: “Métodos prácticos del manejo de la producción dearena,” Oilfield Review 16, no. 1 (Primavera de 2004): 10–29.

9. Al-Asimi M, Butler G, Brown G, Hartog A, Clancy T, CosadC, Fitzgerald J, Navarro J, Gabb A, Ingham J, Kimminau S,Smith J y Stephenson K: “Avances en materia de vigilan-cia de pozos y yacimientos,” Oilfield Review 14, no. 4(Primavera de 2003): 14–37.

Los accionamientos y controladores eléctricosprotegen los sistemas, interrumpiendo la energíasi no se mantienen los límites de operaciónnormales. Un variador de velocidad ajusta el régimen de la bomba mediante la variaciónde la velocidad del motor.

Los cables de alimentación suministran la electricidad a los motores sumergibles a través de conductores aislados, provistos de una armadura. Los cables son redondos salvo por una secciónplana a lo largo de las bombas y los protectores del motor donde el espacio es limitado.

Los separadores de gas separan parte del gas libre de los fluidos producidos, enviándolo al espacio anular entre la tubería de producción y la tuberíade revestimiento mediante inversión del fluido o centrifugado rotativo antes de que el gas ingrese en la bomba.

Las admisiones de la bomba permiten que los fluidos ingresen en la misma y pueden formar parte del separador de gas.

Los motores sumergibles son motores de inducción trifásicos bipolares.

DisparosFluidos

producidos

Los transformadores eléctricos convierten la tensión de la fuente en

la tensión del motor de fondo requerida.

Gas

Las carcasas de las bombas contienen impulsores rotativos de etapas múltiples y difusores fijos.

El número de etapas centrífugas determina la velocidad, la presión y la energía requerida.

Los protectores de los motores conectan las bombas a los motores, aíslan los motores de los

fluidos del pozo, sirven como reserva de aceite para motor y ecualizan la presión entre el pozo

y el motor, y permiten la expansión o la contracción del aceite para motor.

Las herramientas de vigilancia rutinaria de fondo de pozo tienen incorporados sensores

de presión y temperatura que envían las señales a través del cable de alimentación

a una unidad de lectura en la superficie.

> Configuración típica de una bomba eléctrica sumergible. Los componentes de una bomba eléctricasumergible de fondo de pozo comprenden el motor, los protectores, las secciones de la bomba, lasadmisiones de la bomba, los cables de alimentación, el equipo de tratamiento del gas y los sensoresde fondo de pozo. Los componentes de superficie incluyen el equipo de control de la bomba, talescomo los variadores de velocidad (VSDs, por sus siglas en inglés), los compartimentos de transmisiónde datos y un suministro de energía eléctrica.

Otoño de 2004 23

El gas producido en los pozos de petróleopuede afectar drásticamente el desempeño y lalongevidad de la bomba. Cuando el volumen degas libre presente en el fluido se aproxima a 10%por volumen, puede producirse obturación porgas. La obturación por gas es una forma de cavi-tación que hace que las bombas funcionen a unritmo irregular y fallen prematuramente.7 Aniveles de gas libre manejables, este problemapuede aliviarse de distintas maneras. El mante-nimiento de una presión de admisión de bombamás alta evita que se forme gas libre en el fondodel pozo. Reducir el régimen de producción oemplazar la ESP en una posición más baja den-tro del pozo son dos formas de incrementar lapresión de admisión, aumentando de este modoel peso de la columna de fluido que se encuentrapor encima del punto de admisión de la bomba.

Los sistemas de bombeo fusiformes con sec-ciones múltiples que decrecen progresivamenteen volumen permiten reducir el riesgo de obtura-ción por gas mediante la reducción del volumende gas libre a niveles manejables. Otra formacomún de manejar la presencia de gas libre esmediante la instalación de un dispositivo de tra-tamiento de gas, o separador de gas, debajo de lasección de la bomba, lo que permite que granparte del gas pase por alto la sección de labomba. La nueva tecnología, tal como el sistemade tratamiento de gas Poseidon, ha demostradola capacidad para manejar volúmenes de gaslibre de hasta un 75% sin que se produzca obtu-ración por gas, aumentando efectivamente losregímenes de producción de líquidos y exten-diendo la vida útil del motor ESP.

Otro desafío común para los sistemas ESPexiste en los pozos que producen sólidos abrasi-vos. Los sólidos producidos, incluyendo arena deformación, apuntalante e incrustaciones, causandesgaste excesivo cuando son absorbidos por labomba. Ésta es una de las causas principales dela obturación y la falla de las bombas eléctricassumergibles, que condujo al desarrollo de lasbombas resistentes a la abrasión. El mayor cono-cimiento de los mecanismos de producción dearena de formación también ayuda a combatireste problema porque los operadores ahoraminimizan la producción de arena a través deprácticas de terminación y producción optimiza-das, incluyendo la supervisión del sistema delevantamiento.8

Junto con la profundidad de los pozos, tam-bién crecieron los desafíos asociados con lasoperaciones ESP. Las elevadas temperaturasrelacionadas con los pozos más profundos degra-dan los sistemas de aislamiento y sellado de lasbombas eléctricas sumergibles, produciendo

finalmente la falla del motor. Para superar estosdesafíos, los avances registrados en las tec-nologías de aislamiento y sellado a altastemperaturas llevaron los márgenes de tempera-tura de trabajo de las bombas eléctricassumergibles más allá de los 450°F. Además detolerar la temperatura geotérmica, los motoresESP generan su propio calor relacionado con lacarga de la bomba como una fracción de lapotencia del motor. El desarrollo de los nuevoscontroladores de variadores de velocidad (VSD,por sus siglas en inglés) para los sistemas ESPotorga a los operadores la flexibilidad necesariapara variar la velocidad de los motores a fin delograr velocidades de bombeo óptimas a frecuen-cias variables, manejando mejor la energía y enconsecuencia el calor. Cuanto más tiene que tra-bajar el motor, más elevada es su temperaturainterna de bobinado. Además, se debe conside-rar la velocidad del fluido a la profundidad delmotor para el enfriamiento del mismo.

Otro aspecto perjudicial de los ambientesoperativos de alta temperatura es la corrosiónacelerada producida por los fluidos de fondo depozo. A presiones y temperaturas elevadas, elácido sulfhídrico [H2S], el dióxido de carbono[CO2] y ciertos productos químicos utilizados entratamientos de pozos pueden dañar los sellos,permitiendo el ingreso de fluidos dañinos queatacan los componentes críticos del motor. Elmaterial aislante de los cables utilizados para

suministrar energía a la bomba eléctrica sumer-gible y la recolección de datos también sonelementos vulnerables en estos entornos. A nivelindustrial, el quemado del motor atribuido alingreso de agua es una de las causas más comu-nes de las fallas relacionadas con los equipos enlos sistemas ESP.

El diseño inadecuado del sistema o las prácti-cas operativas incorrectas también puedenproducir la falla de la ESP. En muchos casos, noes posible la operación óptima de la bomba por-que en las etapas de diseño del sistema delevantamiento artificial no se modeló correcta-mente el comportamiento del pozo. Esto sueletraducirse en el subdimensionamiento o el sobre-dimensionamiento de la bomba eléctricasumergible. Cuando la bomba eléctrica sumergi-ble está sobredimensionada, puede suceder quese “ agote” el nivel de fluido del pozo, causando ladetención automática de la bomba durante uncierto período para permitir que el fluido de yaci-miento reingrese en el pozo. La repetición deesta secuencia de encendido y apagado, que seconoce como funcionamiento cíclico, impone unesfuerzo enorme sobre el sistema ESP acortandosu vida operativa y produciendo finalmente sufalla. La utilización de controladores VSD ayudaa reducir o eliminar el funcionamiento cíclicopermitiendo al operador optimizar el régimen deproducción para lograr operaciones de bombeocontinuas.9 No obstante, en ciertos pozos, la utili-

Curva de desempeño de la bomba Serie 538 – Etapa(s) – Peso específico 1.00

Efic

acia

, %Capacidad, B/D

0 2,500 5,000 7,500 10,000 12,500 15,000

Punto de máxima eficacia

Flujo = 8,810

EficaciaElevaciónPotencia, hp

Elevación = 36.87Potencia, hp = 3.18Eficacia = 75.23

Elev

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n, p

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80

70

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30

20

10

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Pote

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, hp

17.5

15.0

12.5

10.0

7.5

5.0

2.5

0

20.0

> Curva de desempeño de la bomba. Los fabricantes de bombas publican curvas de desempeño debombas de una etapa, que definen el rango operativo óptimo (área sombreada amarilla) para una de-terminada velocidad de la bomba y viscosidad del fluido. La curva de capacidad de la elevación (azul)muestra la cantidad de levantamiento por etapa a una velocidad de flujo dada. Los requisitos de labomba en términos de potencia (rojo), a lo largo de un rango de capacidades de flujo, provienen depruebas de desempeño. La eficiencia de la bomba (negro) se calcula a partir de la elevación, la capa-cidad de flujo, el peso específico del fluido y la potencia. Utilizando datos de desempeño de la bomba,los especialistas en levantamiento artificial pueden determinar la cantidad de etapas de bomba ne-cesarias, en base a los requisitos de carga dinámica total para lograr un régimen de produccióndeseado.

zación de controladores VSD no se justificadesde el punto de vista económico. Sin embargo,la precisión de los modelos y el correcto diseñode los sistemas de levantamiento artificialsiguen siendo elementos importantes paraextender la vida útil de la bomba y reducir loscostos de levantamiento.

Como sucede con el cuidado de la saludhumana, la vigilancia rutinaria de las estadísti-cas vitales ayuda a reducir el riesgo deproblemas de debilitamiento que disminuyen la

rutinaria de las bombas utilizan los sistemas desupervisión, control y adquisición de datos(SCADA, por sus siglas en inglés).10 No obstante,las capacidades de los sistemas SCADA oscilanentre muy limitadas y extensivas, difiriendoentre un campo y otro. Estas deficiencias en loque respecta a capacidad plantean desafíos a losoperadores y proveedores de servicios quedesean explotar los sistemas modernos devigilancia rutinaria de las operaciones de levan-tamiento artificial.

Los datos ESP deben ser entregados a losespecialistas que correspondan en forma opor-tuna y segura a fin de pasar de un enfoquereactivo a una secuencia de tareas preventivas ypredictivas. Schlumberger ha desarrollado el sis-tema de supervisión de bombas eléctricassumergibles espWatcher para conectar los equi-pos de producción a sus pozos y campospetroleros en tiempo real, incluso en pozos sininstalaciones SCADA. Las comunicaciones bila-terales seguras permiten la transmisión de datosde pozos e instrucciones remotas del personalespecialista en levantamiento artificial nueva-mente a la bomba (próxima página, arriba). Lasinstrucciones remotas incluyen los comandos depuesta en marcha y detención, o el control de lavelocidad de la bomba eléctrica sumergible conlos sistemas VSD. El servicio espWatcher incor-pora alarmas y alertas, que se regulan deacuerdo con valores umbrales definidos por elusuario, para notificar al equipo de producciónproblemas potenciales incluyendo una indica-ción de la severidad del problema. Ahora esposible la supervisión de bombas eléctricassumergibles múltiples instaladas en pozos ycampos múltiples, lo que permite a los especia-listas disponer de los datos en tiempo real yelimina la necesidad de contar con sistemas devigilancia rutinaria en sitio.

El elemento de tiempo real, seguro, del servi-cio espWatcher es habilitado por el sistema devigilancia rutinaria y envío de datos InterACT, alque se accede a través de la Internet.11 Este sis-tema suministra la información necesaria que

24 Oilfield Review

10. Los sistemas de supervisión, control y adquisición dedatos (SCADA, por sus siglas en inglés) constituyen unrecolector central de datos provenientes de todos losinstrumentos y pueden iniciar acciones a través de loscontroles enlazados o alertar a los operadores. El sis-tema mnemónico SCADA se aplica a cualquier cosa,desde un sistema totalmente integrado que opera cen-trales nucleares, por ejemplo, hasta un sistema diseñadoespecíficamente para manejar un grupo de pozos.

11. Bosco M, Burgoyne M, Davidson M, Donovan M, Landgren K, Pickavance P, Tushingham K, Wine J, Decatur S, Dufaur S, Ingham J, López G, Madrussa A,Seabrook D, Morán H, Segovia G, Morillo R y Prieto R:“Manejo de activos durante toda su vida útil a través de laRed,” Oilfield Review 13, no. 4 (Primavera de 2002): 42–57.

Protector del cable

Tubería de producción

Panel de superficie integrado (ISP)

Puerto para transferenciade datos

Caja deconexiones

Penetrador del cable

Adaptador de flujo automático

Arreglo de presiónde descarga

Línea de transferenciade presión

Receptáculo de diámetro pulido

Revestimientodel pozo

Arreglo de canal

Altura de descarga ESP

Bomba ESP

Sello ESP

Motor ESP

UnidadMultiSensor

Arreglo de larguero

Empacadorcolector

< Vigilancia rutinaria de las estadísticas vitales dela bomba eléctrica sumergible. El sistema de vigi-lancia rutinaria Phoenix MultiSensor puede serutilizado con una variedad de métodos de levan-tamiento artificial. Los datos de temperatura,presión, vibración, fugas de corriente y flujo sonmedidos por los sensores de fondo de pozo yregistrados por un panel de superficie integrado(ISP, por sus siglas en inglés). La capacidad paratratar estos datos y transformarlos en informa-ción conducirá a una nueva generación deinstrumentación y aplicaciones.

expectativa de vida. Las nuevas técnicas desupervisión de las bombas eléctricas sumergi-bles alertan a los especialistas en levantamientoartificial acerca de la existencia de problemasreales o potenciales en forma inmediata y diri-gen la adopción de medidas, ya sea cambiandolas prácticas de producción, programando tareasde remediación o modificando la operación de labomba eléctrica sumergible a distancia, a travésde la utilización de las capacidades de control.Con una lista exhaustiva de problemas potencia-les, es evidente que la salud de las bombaseléctricas sumergibles y por ende, la de lospozos en sí, siempre es incierta.

Bombas sin fallas para pozos productivosEn el pasado, el principal método de vigilanciarutinaria de las bombas eléctricas sumergiblesmedía sólo la corriente del motor, graficando losdatos en tablas de amperaje en la superficie.Este método sigue siendo común actualmente yrequiere mano de obra extensiva y visitas regula-res al emplazamiento del pozo para recolectardatos y efectuar los ajustes necesarios en lasoperaciones de bombeo y pozo.

Ahora se dispone de un enorme volumen deinformación proveniente de los sensores defondo de pozo para asegurar el desempeñoóptimo de las bombas eléctricas sumergibles.Por ejemplo, el sistema de vigilancia rutinariade las operaciones de levantamiento artificialPhoenix MultiSensor para terminaciones conbombas sumergibles adquiere continuamentedatos de presión de admisión y descarga; tempe-raturas de admisión, motor y descarga; y datosde vibración y fugas de corriente (arriba). Hoyen día, la mayoría de los métodos de vigilancia

Otoño de 2004 25

alimenta las secuencias de tareas críticas envia-das a tiempo para facilitar el análisis de datos, lacooperación, la planeación y la toma de decisio-nes. Los operadores que utilizan el servicioespWatcher pueden evaluar el tiempo de activi-dad del campo a partir de una visualizaciónsimple que clasifica los pozos por el estado dealarma y de acuerdo con el volumen de produc-ción diferida de petróleo del pozo (abajo). Esteservicio también permite a los equipos a cargo delos activos examinar los factores económicos delpozo y del campo petrolero asociados con lasoperaciones de bombeo, tales como tiempo deactividad, tiempo de inactividad y cierres depozos, volúmenes de líquidos producidos, y con-sumo de energía en función del tiempo. Elsistema provee a los especialistas en bombaseléctricas sumergibles datos dinámicos y datosestáticos que se utilizan para determinar elestado del pozo y las tendencias de desempeño.Esta conectividad resulta particularmente impor-tante en las primeras semanas posteriores a lainstalación de una bomba eléctrica sumergible;durante este período pueden surgir diversos pro-blemas operacionales y de pozos.

Comunicacionesbilaterales seguras

Transmisión de datos e instrucciones

Instrucciones de supervisión y control

Acciones,interrogación

selectiva y consulta de datos

Control de seguridad del usuario, manejo de alarmas y señales de alerta, almacenamiento de datos y manejo del proceso de negocio

Alarmas y señales de alerta

Cooperaciónmultidisciplinariae interrogaciónhistórica

Cooperación, análisis,planeación y toma de decisiones

> Comunicaciones, conectividad, cooperación y control. Ahora los especialistas pueden conectarsecon los sistemas ESP a distancia utilizando comunicaciones bilaterales seguras. Un innovador sistemade alerta y alarma advierte de inmediato a los usuarios acerca de problemas en desarrollo, acelerandola planeación de medidas de remediación y minimizando el tiempo de inactividad de la bomba. El siste-ma espWatcher permite la interrogación selectiva de los datos en tiempo real y la interrogación histó-rica de los datos almacenados para el análisis de desempeño de la bomba y del pozo.

1.2

1

0.8

0.6

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> Visualización del estado del campo. Una captura de pantalla del servicio espWatcher demuestra cómo ayuda a los especia-listas en sistemas ESP a evaluar el tiempo de actividad del campo a partir de una visualización simple que clasifica los pozospor estado de alarma y de acuerdo con los volúmenes de producción diferida de petróleo. Los códigos de supervisión de colorverde, amarillo y rojo indican el estado de los pozos. Para un pozo dado, el código verde indica que la bomba está funcionandonormalmente. Un código de alarma amarillo significa que existen problemas potenciales en el pozo o en la bomba, mientrasque un código de alarma rojo le indica al especialista en supervisión que la bomba se ha detenido o que no existe comunica-ción con la localización del pozo.

Supervisión en campos marginalesEn un esfuerzo por reducir los costos y optimizarla producción, la compañía Signal Hill Petroleumexaminó cómo las tecnologías de supervisión delos sistemas ESP podían ayudar a mejorar el ren-dimiento de sus pozos. El campo petroleroWilmington de Signal Hill, situado en California,EUA, es un activo maduro con producción esta-ble y dinámica de pozos mínima. Dada la edaddel campo, los ingenieros consideraron el costode inversión en nueva tecnología en función delos beneficios potenciales de la tecnología desupervisión de los sistemas ESP en tiempo real.Como resultado de ello, Signal Hill optó por ins-talar los sistemas Phoenix MultiSensor yespWatcher en el pozo Signal Hill East Unit 15.

Al cabo de dos meses, la supervisión del sis-tema ESP en tiempo real comenzó a arrojarresultados. Una vez puesta en marcha la bomba,los ingenieros de producción observaron que lapresión de admisión de la bomba era 150 lpc[1.0 MPa] superior a la presión de diseño. Al noencontrar un motivo claro que explicara esteincremento de presión, los ingenieros comenza-ron a investigar la anomalía. De este modo

determinaron que la alta presión presente en elpozo de producción era provocada por un estran-gulador, erosionado por el flujo, de un inyectorcercano que exhibía un régimen de inyección350% superior al planificado. Este régimen deinyección superior al planificado también contri-buía a producir un mayor corte de agua en elpozo productor. El exceso de agua causaba pér-dida de energía y al mismo tiempo reducía laproducción de petróleo (véase “ Manejo de laproducción de agua: De residuo a recurso,”página 30).

Una vez identificado el problema, los técni-cos de Signal Hill repararon el estranguladordañado y controlaron el régimen de inyección, loque a su vez redujo el corte de agua en el pozoproductor. Como resultado, la presión de admi-sión registrada por el sistema MultiSensordecreció hasta alcanzar un nivel acorde con loscriterios de diseño (arriba).

La supervisión de la bomba también ayudó aSignal Hill a identificar operaciones de pozosproblemáticas que podrían haber dañado lasbombas eléctricas sumergibles, reduciendo elflujo de caja. Inmediatamente después de la

puesta en marcha del pozo, se observó un picoanómalo en los datos de presión y temperatura,ocasionado por un tratamiento químico semanal.Para efectuar los tratamientos químicos, los ope-radores de campo cerraban la línea de flujo,dejando que la bomba operara contra una vál-vula cerrada, lo que desgasta y daña las bombaseléctricas sumergibles. Signal Hill decidió modi-ficar el proceso del tratamiento químico demodo que no fuera necesario cerrar el pozo,extendiendo la vida operativa de la bomba eléc-trica sumergible y aumentando el flujo de caja.Estas prácticas de operación disruptivas nohabían sido identificadas por los métodos devigilancia rutinaria previos.

En otra ocasión, un especialista en levanta-miento artificial de Schlumberger recibió en suteléfono móvil un mensaje de alarma del sistemaespWatcher porque se habían excedido los nivelesumbrales. El especialista notificó el hecho a losingenieros de Signal Hill, quienes descubrieronque la bomba había sido cerrada para cambiaruna válvula con fugas aguas abajo, interrum-piendo el período de puesta en marcha crítico.

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> Presión, temperatura y amperaje durante las operaciones críticas de puesta en marcha de la bomba.Después de poner en marcha la bomba (A), los ingenieros de Signal Hill observaron que la presión deadmisión se estabilizaba en 300 lpc [2 MPa], valor mucho más elevado que la presión pronosticada paragarantizar operaciones de bombeo óptimas. Después de investigar las causas del incremento de pre-sión (E), la compañía determinó que un estrangulador erosionado por el flujo elevaba el régimen de in-yección en un pozo de inyección de agua cercano, generando exceso de presión y producción de aguaen el pozo operado con bomba eléctrica sumergible. Una vez reparado el estrangulador, la presión deadmisión de la bomba eléctrica sumergible se redujo progresivamente hasta alcanzar el valor de pre-sión de diseño anticipado (E a G). El evento correspondiente al punto B se produjo como consecuenciade un procedimiento de inyección de tratamiento químico semanal en el que el pozo fue cerrado frentea la bomba en funcionamiento. Esta práctica acorta la vida útil de la bomba. Se aplicó entonces unprocedimiento modificado (D) sin efectos significativos sobre los parámetros de potencia de la bomba.Los episodios C y F representan paradas de la bomba, que instaron a la transmisión de un mensaje dealarma inmediato al ingeniero de Schlumberger especialista en bombas eléctricas sumergibles. A raízde ello se supo que podía aplicarse una mayor caída de presión al pozo, y el aumento de la frecuenciaVSD en el motor de la bomba en G produjo un incremento de la producción.

Otoño de 2004 27

Los ingenieros volvieron a poner en marcha yvigilaron rutinariamente la bomba eléctricasumergible a distancia, en tiempo real, asegu-rando de este modo su correcto arranque.

Signal Hill también ha explotado las capa-cidades de comando remoto del sistema paracerrar la bomba eléctrica sumergible a fin dellevar a cabo tareas de mantenimiento de rutinay aumentar la velocidad de la bomba en base amediciones de la presión de fondo, incrementan-do la frecuencia de potencia con controladoresVSD para maximizar la producción. Las tecnolo-gías espWatcher y MultiSensor han mejorado lasoperaciones de bombeo y de pozos, y han ayu-dado a incrementar la producción en un 70%.

En terminaciones de pozos con bombas eléc-tricas sumergibles que producen volúmenessignificativos de gas, la rápida puesta en funcio-namiento de los pozos para que alcancen unnivel de flujo estable con mínimo tiempo deinactividad puede constituir un verdadero desa-fío debido al funcionamiento cíclico de la bombaeléctrica sumergible. El funcionamiento cíclicoimplica una serie de episodios de encendido y

apagado que reducen la vida operativa de labomba y difieren la producción. Aethon I LP deDallas, Texas, EUA, despliega los sistemas VSD yel servicio espWatcher para la supervisión de lasbombas en sus campos del Continente y laCuenca Pérmica de EUA.

El funcionamiento cíclico continuo de labomba eléctrica sumergible, causado por la des-carga del pozo, caracterizaba la puesta enmarcha típica de los pozos. No obstante, la tecno-logía de supervisión en tiempo real permitió aAethon observar cuidadosamente los efectossobre el funcionamiento cíclico. Por ejemplo, enel pozo SWNLU 35-18 del campo SW Nena Lucia,la frecuencia de operación de la bomba eléctricasumergible se ajustó hacia abajo, pasando de 63Hz a 61 Hz, lo que se tradujo en una puesta enmarcha del pozo eficaz y libre de problemas(arriba). Previamente, los ingenieros y técnicoshubieran necesitado un promedio de siete díaspara optimizar el desempeño de la bomba unavez puesta en marcha, realizando reiteradas visi-tas al pozo para examinar las tablas de amperajey efectuar ajustes en la bomba.

Los ingenieros de Aethon descubrieron pro-blemas en sus pozos utilizando el servicioespWatcher. Inmediatamente después de poneren funcionamiento el pozo Warder 39, los inge-nieros de Aethon y Schlumberger observaronque el pozo no se comportaba según el diseño,de modo que decidieron analizar los datos depresión y temperatura de la bomba eléctricasumergible. Para asegurarse de que la bombafuncionara en la dirección correcta, los ingenie-ros verificaron la dirección de rotación de labomba eléctrica sumergible, invirtiendo la direc-ción de rotación y observando los resultados.Este procedimiento estándar permitió que losespecialistas confirmaran que el cableado de lainstalación original y la dirección de rotación dela bomba eran correctos, a través de la vigilanciarutinaria de la presión de admisión. Cuando losimpulsores rotan en la dirección errónea, su fun-cionamiento es menos eficaz, lo que se traduceen una presión de admisión más alta que la pre-sión de diseño y en un pozo con produccióninsuficiente.

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Corriente de salida VSDPresión de admisiónFrecuencia

> Aumento del tiempo de actividad del pozo. Cuando se pone en funcionamiento un pozo productor degas, los operadores deben afinar la velocidad del motor de la bomba eléctrica sumergible para opti-mizar el régimen de producción de manera que la descarga y la obturación por gas no provoquen ladetención de la bomba. Éste puede ser un proceso lento que requiere frecuentes visitas a la localizacióndel pozo y mano de obra adicional. Utilizando el servicio de supervisión en tiempo real espWatcher,Aethon vigiló rutinariamente el amperaje y determinó rápidamente la velocidad óptima de la bombanecesaria para mantener la continuidad de las operaciones de bombeo, incrementando el tiempo deactividad del pozo y mejorando la productividad. En este caso, la frecuencia de operación de la bombaeléctrica sumergible fue ajustada hacia abajo, pasando de 63 Hz a 61 Hz, lo que resultó en una puestaen marcha del pozo eficaz y libre de problemas.

Después de restituir la bomba a su configura-ción original y correcta, se la hizo funcionardurante varios días sin interrupción. Como resul-tado de ello se observó un incremento anormaltanto de la temperatura del motor como de latemperatura de admisión (arriba). Esto puedeocurrir cuando los fluidos bombeados son circu-lados nuevamente hacia la admisión de labomba a través de una fuga en la tubería de pro-ducción. El problema fue diagnosticadorápidamente utilizando el servicio espWatcher.Se extrajo la terminación hasta reemplazar launión con fugas en la superficie y luego se volvióa bajar la sarta en el pozo. El resultado fue larecuperación de la bomba y la restitución de laproducción.

La abundancia de datos ESP en tiempo real ehistóricos, traducidos en información para po-sibilitar la toma de decisiones, permitióincrementar el tiempo de actividad del pozo,prolongar la vida operativa de la bomba yreducir las intervenciones y las visitas al empla-zamiento del pozo. Además, la precisión de losdiagnósticos de problemas y la eficacia de losprogramas de mantenimiento de las bombascuentan con el soporte de datos oportunos pro-venientes de sensores múltiples, de manera quelas operaciones de pozos pueden ser priorizadasy ajustadas a los recursos disponibles. Aethonahora goza de los beneficios que ofrece el servi-cio espWatcher en más de 300 pozos.

Manejo de pozos remotosLos operadores de pozos remotos en América delSur deben mantener las bombas eléctricassumergibles en buen estado y operando parasatisfacer los objetivos de producción. Éstepuede ser un desafío enorme porque muchospozos son difíciles de acceder y experimentanfrecuentes interrupciones del suministro deenergía que paran las bombas eléctricas sumer-gibles. En muchos casos, los generadoresindependientes que suministran energía a uno omás pozos fallan debido a la pobre calidad delfluido o a la obturación de los filtros. Si no existeun procedimiento de supervisión en tiempo realimplementado, estas paradas suelen pasar desa-percibidas durante varias horas. Las fallas dealimentación persistentes, cuando no son corre-gidas de inmediato, impactan severamente laeconomía del campo petrolero a través de lareducción del flujo de caja. Las compañías pro-ductoras de América del Sur han logrado reducirsustancialmente el tiempo de respuesta paracorregir las paradas de las bombas eléctricassumergibles provocadas por fallas de alimenta-ción (próxima página, arriba).

Como sucede en muchos campos de todo elmundo, los campos de petróleo y gas de Américadel Sur están sujetos a los efectos dañinos de lossólidos producidos, tales como arena, incrustacio-nes y parafinas. Estos sólidos pueden bloquear las

trayectorias de flujo críticas, provocando el incre-mento de la presión de admisión y la temperaturadel motor, y la subsiguiente falla de la bombaeléctrica sumergible. Utilizando el sistema desupervisión espWatcher, un operador de Américadel Sur pudo identificar de inmediato una decli-nación en la eficacia de la bomba y pronto optópor extraer la bomba (próxima página, abajo). Alefectuar la supervisión, el operador observó quela admisión y las etapas de la bomba estaban blo-queadas con una mezcla de arena, incrustacionesy parafina. Es muy probable que el motor de estabomba eléctrica sumergible fallara en cuestión dedías si no se hubiera detectado este problema.

Los dispositivos remotos de supervisión ycontrol en tiempo real de los sistemas ESP per-mitieron mejorar drásticamente la forma en quelos operadores abordan las paradas de las bom-bas eléctricas sumergibles y las situacionespotencialmente dañinas que son comunes en lasoperaciones de pozos remotos. La utilización delas alertas y alarmas del sistema espWatcher,sumada a las funcionalidades remotas de puestaen marcha, parada y control de velocidad de lasbombas eléctricas sumergibles, han optimizadola efectividad, la eficacia y la rentabilidad de lasoperaciones de campo.

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Punto 4Punto 1 Punto 2 Punto 3

> Identificación de problemas de pozos a través de las técnicas de supervisión de la bomba eléctricasumergible. La compañía Aethon observó que el comportamiento del pozo no se ajustaba al desem-peño pronosticado en el análisis de pruebas de pozo anterior. Luego de efectuar un control de rutinapara verificar la dirección de rotación de la bomba (Punto 2 a Punto 3), Aethon vigiló de cerca los datosde la bomba eléctrica sumergible hasta el Punto 4, 12 días después. Tanto la temperatura del motor(amarillo) como la temperatura de admisión (línea verde punteada) aumentaron durante el período devigilancia rutinaria, lo que permitió confirmar la existencia de un problema. El análisis de los incremen-tos de temperatura anómalos indicó que los fluidos producidos se recirculaban dentro del pozo. A raízde ello se extrajo el arreglo de terminación del pozo hasta reemplazar la unión con fugas en la super-ficie y luego se volvió a bajar la sarta en el pozo.

Otoño de 2004 29

Un levantamiento futuroLa capacidad de transformar los grandes volú-menes de datos disponibles en información útilpermite a los fabricantes de bombas el mejora-miento continuo de los equipos ESP parasatisfacer los rigores que impone la producciónde petróleo y gas.12 Algunos de los avances regis-trados permiten una mejor protección de lasbombas y motores en ambientes rigurosos, mien-tras que otros desarrollos han optimizadomarcadamente el desempeño de las bombaseléctricas sumergibles en condiciones de pro-ducción dificultosas, tal es el caso de los pozoscon grandes volúmenes de gas libre. Los provee-dores de servicios han mejorado los métodos dedespliegue de los sistemas ESP. Por ejemplo,estos sistemas se pueden desplegar ahora contubería flexible, lo que ofrece ventajas para lasoperaciones sin equipo de perforación, en locali-zaciones sensibles desde el punto de vistaambiental y en reparaciones con instalacionesde tipo bomba solamente.13 La industria tambiénestá registrando avances en el área crítica de lassecuencias de tareas del proceso.14

Los elementos clave del éxito de un programade optimización de las operaciones de levanta-miento artificial comprenden la utilizaciónefectiva de nueva tecnología, el modelado pre-ciso, los conocimientos técnicos especiales y laconectividad. El servicio LiftPro de Schlumbergerprovee una secuencia de tareas consistente paradiagnosticar y optimizar pozos que producen pormétodos de levantamiento artificial con undesempeño deficiente. Dentro de un proceso deoptimización sistemática, los especialistas utili-zan datos episódicos e históricos, en tiempo real,para identificar candidatos potenciales y formu-lar soluciones. Junto con la información develocidad de flujo precisa, incluyendo los datosde una nueva generación de medidores de flujopolifásicos, los datos de las bombas eléctricassumergibles resultan cruciales en los procesosde selección y optimización de candidatos Lift-Pro. La supervisión en tiempo real a través delsistema espWatcher, junto con el conocimientoadquirido a partir de los datos transformados, esla tecnología habilitante que conecta a los espe-cialistas con las bombas y traslada el manejo de

la producción de un proceso reactivo a un pro-ceso proactivo.

En la industria del petróleo y el gas, la super-visión en tiempo real de los sistemas deproducción, los yacimientos, los pozos y los cam-pos petroleros está por acceder a un nuevo nivel.Estas ventajas están redefiniendo la optimiza-

ción de la producción y el manejo de los yaci-mientos. Dentro de este gran dominio, lasupervisión de las bombas eléctricas sumergiblesayuda a mantener el flujo del petróleo desde elyacimiento y desempeña un rol clave en lo querespecta a asegurar pozos, campos y yacimientossaludables. —MGG

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, A> Mantenimiento del bombeo de pozos remotos. En los campos remotos de América del Sur, las fallasdel generador en los pozos provocan la parada de las bombas eléctricas sumergibles, reduciendo laproductividad y el flujo de caja. Las alarmas informan el hecho a los especialistas en bombas eléctri-cas sumergibles, en tiempo real, permitiendo a los operadores resolver el problema de inmediato. Lastablas de amperaje, frecuencia y presión de admisión de la bomba de un pozo de América del Surmuestran tres fallas de alimentación en un mes. El tiempo de respuesta a las fallas de alimentación hamejorado en forma sorprendente desde el despliegue del sistema espWatcher.

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> Protección de las bombas ante la presencia de sólidos producidos. Un operador de América del Surfue notificado en el Tiempo A cuando los especialistas en supervisión de bombas de Schlumbergerobservaron una pérdida de la eficiencia de la bomba. La bomba eléctrica sumergible fue vigilada ru-tinariamente en forma exhaustiva hasta que la magnitud del problema se volvió más severa en el Tiem-po B. La bomba fue detenida y extraída para efectuar el análisis pertinente. Una inspección demostróque una combinación de incrustaciones, parafinas y arena producida había bloqueado tanto la admi-sión como las etapas de la bomba. La identificación inmediata de la obturación permitió al operadorlimpiar la bomba antes de que se produjera una falla, evitando su costoso reemplazo y el tiempo deinactividad.

12. Lea JF, Winkler HW y Snyder RE: “What’s New in ArtificialLift,” World Oil 225, no. 5 (Mayo de 2004): 35–43.

13. Afghoul AC, Amaravadi S, Boumali A, Calmeto JCN, LimaJ, Lovell J, Tinkham S, Zemlak K y Staal T: “Tubería flexi-ble: la próxima generación,” Oilfield Review 16, no. 1(Verano de 2004): 40–61.

14. Theuveny B, Amedick J, Kosmala A, Flores JG y SolimanH: “Improving Field Production and the Value of AssetsThrough Enabling Real-Time Workflows,” APPEA Journal44 (2004): 575–592.

30 Oilfield Review

Manejo de la producción de agua: De residuo a recurso

Richard ArnoldUniversidad Estatal de Nuevo MéxicoCentro de Investigación AgrícolaFarmington, Nuevo México, EUA

David B. BurnettUniversidad A&M de TexasCollege Station, Texas, EUA

Jon ElphickCambridge, Inglaterra

Thomas J. Feeley, IIIDepartamento de Energía de EUALaboratorio Nacional de Tecnología EnergéticaPittsburgh, Pensilvania, EUA

Michel GalbrunRío de Janeiro, Brasil

Mike HightowerLaboratorios Nacionales SandiaAlbuquerque, Nuevo México

Zhizhuang JiangConocoPhillips Inc.Shekou, China

Moin KhanHouston, Texas

Matt LaveryCompañía de Servicios Públicos de Nuevo México(PNM)Albuquerque, Nuevo México

Fred LuffeyChevronTexacoBakersfield, California, EUA

Paul VerbeekShell International Exploration and ProductionLa Haya, Países Bajos

En los campos maduros, el agua suele percibirse como un mal necesario. Si bien el

agua a menudo impulsa la producción primaria e interviene en la producción secunda-

ria, el exceso de agua producida representa un pasivo y un costo significativos para las

compañías productoras de petróleo y gas. Hoy en día, el mejoramiento de las técnicas

de manejo de la producción de agua permite minimizar el volumen de agua llevado a la

superficie, convirtiendo el excedente de agua producida de residuo en recurso.

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece al personal de investigación y a las compañíaspetroleras socias que trabajan con Richard Arnold, Universidad Estatal de Nuevo México, Farmington, NuevoMéxico, EUA; Michael DiFilippo, Berkeley, California, EUA;Francois Groff, Houston, Texas; Greg Hardy, ChevronTexaco,Bakersfield, California; Amy Miller, PNM, Albuquerque,Nuevo México; Sun Jian Ming, Shekou, China; y WynandHoogerbrugge, Gatwick, Inglaterra.adnVISION, arcVISION, CHFR (Resistividad de la Formaciónen Pozo Entubado), ELANPlus, INFORM (Modelado DirectoIntegrado), NODAL, OFM, PowerDrive, PowerPulse y WaterCASE son marcas de Schlumberger. TORR y RPA sonmarcas de EARTH (Canadá) Corporation. Solar Dew es unamarca registrada de Solar Dew B.V.

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Tipos de impacto provocados por la sequía

(Símbolo) Delinea los impactos dominantesA = Agrícolas (cultivos, pastizales, praderas)H = Hidrológicos (agua)

Intensidad de la sequía

Anormalmente secoSequía-ModeradaSequía-SeveraSequía-ExtremaSequía-Excepcional

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Otoño de 2004 31

La mayoría de los campos petroleros madurostienen algo en común: el agua producida, y engrandes cantidades. Globalmente, con cadabarril de petróleo se generan como mínimo tresbarriles de agua. Si bien es difícil obtener cifrasexactas, los datos compilados en 1999 indicanque ese año la industria de exploración y pro-ducción (E&P, por sus siglas en inglés) producíamás de 33.4 millones de m3 [210 millones debarriles] de agua por día.1 En EUA, el agua pro-ducida constituye un 98% de todos los residuosgenerados por la industria de E&P; en promedio,en ese país, con cada barril de petróleo se pro-duce 1.6 m3 [10 bbl] de agua.2

Aunque se disponga de las mejores técnicasde manejo de campo, tarde o temprano la pro-ducción de agua puede aumentar al punto derepresentar más del 90% del volumen de líquidosque se lleva a la superficie. Los sistemas de tra-tamiento de superficie se sobrecargan, lo queafecta la eficacia y la productividad. Finalmente,el costo que implica el tratamiento del agua pro-ducida impide la rentabilidad del campo.

Las técnicas de evaluación de camposmodernas, combinadas con el manejo del ciclodel agua, permiten mejorar la rentabilidad, laproductividad y el factor de recuperación dehidrocarburos del campo petrolero (derecha).Un método holístico de manejo de la producciónde agua en un campo petrolero maduro com-prende el análisis de los yacimientos, laevaluación de los pozos de producción e inyec-ción, la evaluación de las técnicas de inyección obarrido, el análisis de los sistemas de superficiey la implementación de un plan para el aprove-chamiento del exceso de agua producida.

Al igual que el petróleo y el gas, el agua dulcees un recurso limitado. Alguna vez aludido comoel Gran Desierto Americano, a pesar de su cre-ciente sequedad, el sector occidental de EUA hoytiene que sustentar las demandas cada vez mayo-res de agua para uso agrícola e industrial y paraconsumo personal (derecha). Además, la pobla-ción del oeste de Estados Unidos es 10 vecesmayor de lo que era hace 100 años.3 Una respuesta

> Se avecinan tiempos más secos para ciertas regiones de EUA. Gran parte del sector occidental deEUA está experimentando condiciones de sequía extremas (naranja oscuro). El impacto hidrológicoasociado, o la falta de agua, se indican en la mayoría de las zonas de sequía (H). El Monitor de Sequíade EUA es una asociación entre el Centro Nacional de Mitigación de la Sequía (NDMC), el Departa-mento de Agricultura de los Estados Unidos, y la Administración Oceánica y Atmosférica Nacional.(El mapa es cortesía del NDMC y de la Universidad de Nebraska en Lincoln, EUA).

El agua impulsala producciónde petróleo.

El agua es sometidaa tratamiento antesde su reinyección o

eliminación.

Una parte delagua producida es reinyectadacon fines de inundación

artificial.

El petróleoes separado

del agua.

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Petró

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Agua

> El rol del agua en el proceso de producción de petróleo. Las arenas petrolífe-ras son barridas por el agua, desplazando al petróleo y generando su flujo. Noobstante, el agua se convierte en problema cuando el volumen de petróleo pro-ducido que se lleva a la superficie disminuye y los sistemas de tratamiento delagua en superficie se sobrecargan. Al generarse en la superficie más agua quela necesaria para el proceso de reinyección, el tratamiento y la eliminación deeste exceso de agua producida se suma a los costos de producción de petróleo.

1. Veil JA, Puder M, Elcock D y Redweik R Jr: “A WhitePaper Describing Produced Water from Production ofCrude Oil, Natural Gas, and Coal Bed Methane,”http://www.ead.anl.gov/pub/dsp_detail.cfmPrintVersion=true&PubID=1715 (se accedió el 16 de abril de 2004).

2. Khatib Z y Verbeek P: “Water to Value–Produced WaterManagement for Sustainable Field Development ofMature and Green Fields,” artículo de la SPE 73853, pre-sentado en la Conferencia Internacional sobre Salud,Seguridad y Medio Ambiente en la Exploración y Produc-ción de Petróleo y Gas de la SPE, Kuala Lumpur, Malasia,20 al 22 de marzo de 2002.

3. Burnett DB y Veil JA: “Decision and Risk Analysis Studyof the Injection of Desalination By-Products into Oil- andGas-Producing Zones,” artículo de la SPE 86526, presen-tado en el Simposio y Exhibición Internacional sobreControl del Daño de la Formación de la SPE, Lafayette,Luisiana, EUA, 18 al 20 de febrero de 2004.

Optimización de las instalaciones• Separación• Tratamiento del agua• Tratamiento del gas

Medio ambiente• Vigilancia rutinaria y control de la calidad del agua• Descarga

Separación Petróleo

Tratamiento para eliminar sólidos y otros contaminantes, tales como el ácido sulfhídrico

Reutilización oeliminación de

residuos

Gas

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Tratamientodel agua

Desempeño del inyector• Calidad del agua• Mecanismo de inyección• Perfil de inyección

Manejo del yacimiento• Barrido areal y vertical• Volumen de reemplazo

Aislamiento del agua no deseada• Aislamiento del agua no deseada• Mejoramiento del perfil de producción• Optimización del levantamiento

Agua

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Sistema de inyecciónde agua

Acuífero

> La complejidad del sistema de agua en un campo maduro. El agua forma parte integrante, y a menu-do necesaria, del proceso de producción. Durante la producción, el petróleo es barrido del yacimientoy es reemplazado por agua natural o inyectada. Este proceso raramente es uniforme. La heterogenei-dad de la formación puede conducir a la incursión prematura de agua y a problemas relacionados conel agua de fondo de pozo. Los pozos de producción e inyección son vigilados rutinariamente y maneja-dos para minimizar la relación agua/petróleo, maximizar la eficiencia de barrido vertical y optimizar laproducción de petróleo. Los sistemas de superficie pueden ser complejos y deben ser diseñados paramanejar y tratar los volúmenes de agua que entran y salen del sistema de producción. La calidad delagua descargada al medio ambiente, eliminada por métodos convencionales o desviada para ser reu-tilizada como agua de inyección del yacimiento y para otras aplicaciones alternativas, es controladay vigilada rutinariamente.

parcial a la escasez de agua dulce que amenazaa los Estados Unidos y otros países puede encon-trarse en la reutilización del agua producida.

Las técnicas modernas de evaluación, reme-diación y manejo de campos maduros ofrecen

soluciones potenciales tanto para la industria deE&P como para aquellas regiones del mundodonde el acceso al agua es cada vez más limitado.En este artículo, se analiza la problemática delagua producida desde dos perspectivas diferentes.

Primero, se exploran algunos ejemplos que mues-tran cómo los operadores están manejando laproducción de agua en campos maduros. Luego,se describe cómo las compañías de E&P, losinvestigadores y los organismos gubernamentalesse están enfocando en los usos alternativos delexcedente de agua producida.

Manejo del sistema de aguaVirtualmente todo yacimiento de petróleo esbarrido por el agua, ya sea como consecuencia dela presión normal del acuífero o a través de méto-dos de inyección de agua. El movimiento del aguaestimula el desplazamiento del petróleo y afectael barrido vertical y areal, determinando de esemodo el factor de recuperación de petróleo de uncampo (izquierda). Si bien el agua a menudo seconsidera un problema, el agua buena es críticapara el proceso de producción de petróleo.4 Elagua mala, por el contrario, es agua que aportapoco valor a la operación de producción, si bienes probable que en algún momento futuroencuentre el camino para su reutilización fueradel ambiente de E&P.

El primer paso en lo que respecta al manejodel agua es la evaluación y el diagnóstico del sis-tema de agua. Debido a la complejidad de estesistema, la definición del problema suele ser laparte más complicada del proceso (izquierda).5

Hoy en día, los ingenieros y geocientíficos apli-can un proceso de pasos múltiples, sustentadopor un sofisticado arreglo de técnicas y herra-mientas utilizadas para diagnosticar losproblemas relacionados con la presencia deagua. El proceso suele comenzar con la recolec-ción de información de yacimientos, historia deproducción e instalaciones de superficie (pró-xima página, extremo superior). Utilizando losdatos obtenidos previamente, los ingenieros eva-lúan el sistema de producción actual paraidentificar obstáculos económicos y adquirir unconocimiento inicial de los mecanismos de flujode agua presentes en el yacimiento, los pozos yel sistema de superficie.

Luego, los ingenieros y especialistas de lacompañía operadora y las compañías de servi-cios trabajan en conjunto para determinar si senecesita algún dato nuevo para evaluar correcta-mente el sistema de producción. Por ejemplo,las pruebas de flujo de los pozos de producción einyección, los perfiles de flujo de fluido de fondode pozo, los registros geofísicos de pozo y loslevantamientos entre pozos, y la utilización desísmica de repetición permiten definir los movi-mientos del petróleo y el agua dentro delyacimiento (véase “ El tiempo lo dirá: Contribu-ciones clave a partir de datos sísmicos derepetición,” página 6). A veces se utilizan los

32 Oilfield Review

600.50 1.51.0 2.5

Volúmenes porales de agua inyectada2.0 3.53.0 4.0 5.04.5

70

80

Petró

leo

móv

il pr

oduc

ido,

% 90

100

> Utilización del agua para estimular la recuperación de petróleo. En el manejode un campo petrolero maduro, la proporción de petróleo móvil producido es amenudo una función de la cantidad procesada de agua. Por lo tanto, el factorde recuperación de petróleo depende del volumen de agua inyectada en elsistema. Los regímenes de inyección para lograr una eficiencia de producciónóptima varían y deben ser ajustados caso por caso.

Otoño de 2004 33

datos de la evaluación electromagnética entrepozos para obtener los niveles de saturación deagua del yacimiento. La dinámica de flujo en lossistemas de fondo de pozo y de superficie puedeser evaluada con medidores de flujo polifásicos,lo que contribuye a la caracterización completadel sistema de agua.

La compartimentalización del yacimiento, laincursión de agua, la eficiencia de barrido y elvolumen de reemplazo son definidos utilizandoherramientas tales como el programa de análisisde pozos y de yacimientos OFM.6 El programaOFM despliega la historia de producción juntocon otros datos de pozos y de yacimientos. Elcuidadoso análisis de los datos a menudo revelaun enorme volumen de información oculta.

Schlumberger utiliza un conjunto de planti-llas OFM diseñadas específicamente para elanálisis del agua, lo que agiliza la evaluación delyacimiento y el diagnóstico de las configuracio-nes de flujo y los problemas de pozos.7 Lastécnicas OFM incluyen desde los simples planosde incursión en tiempo hasta las gráficas dediagnóstico de la producción y las gráficas deheterogeneidad que muestran un vistazo de lospozos problemáticos.8

Una vez identificados los problemas relacio-nados con el agua, existen herramientas talescomo el programa de análisis del agua producidaWaterCASE que ayuda a los ingenieros a realizarun análisis ulterior y proponer posibles solucio-nes (véase “ Tipos y soluciones de problemas,”página 34). Un motor de razonamiento aplicadoa cada caso acciona el programa de computaciónWaterCASE, lo que ayuda a los ingenieros aresolver problemas intricados asociados con elagua a través de la vinculación de los problemasidentificados con soluciones históricamente exi-tosas. El sistema examina la informaciónproveniente de todas las fuentes, incluyendo lahistoria de producción, las descripciones de losyacimientos y los resultados de la adquisición deregistros geofísicos, pero toma en consideraciónlos datos faltantes. Este aspecto importante per-mite a los ingenieros realizar el análisis delsistema de agua sólo con los conjuntos de datosexistentes que a veces son incompletos. Lassoluciones y metodologías propuestas por el pro-grama WaterCASE pueden ayudar a optimizartodos los elementos del ciclo de agua.

Una vez analizado exhaustivamente cada ele-mento del sistema de fondo de pozo y desuperficie, los indicadores clave de desempeño(KPI, por sus siglas en inglés) ayudan a identifi-car obstáculos (cuellos de botella) y clasificaroportunidades potenciales por impacto finan-ciero (derecha).

4. El agua buena es definida como el agua producida pordebajo del límite económico de la relación agua/petróleo(RAP). Contrariamente, el agua mala es el agua produ-cida por encima del límite económico de la relaciónagua/petróleo.

5. Para mayor información sobre problemas y soluciones decontrol del agua, consulte:Bailey B, Crabtree M, Tyrie J, Elphick J, Kuchuk F,Romano C y Roodhart L: “Control del Agua,” OilfieldReview 12, no. 1 (Verano de 2000): 32–53.

6. El volumen de reemplazo se produce como resultado dela producción de petróleo del yacimiento. El petróleo, al

Evaluación del sistema

Proceso ResultadosDatos de entrada

Mapa de incursión de agua

Sísmica 4D

Árbol de decisiones de parámetros económicos del riesgo

Análisis de datos de producción

Registros

Identifica obstáculoseconómicos y oportunidadesDiagnóstico del yacimiento

y las instalaciones

Define la mecánica de flujo e identifica pozos

objetivo para intervencionesDiagnóstico del pozo

Identifica tipos de problemas asociados

con el aguaIdentificaciónde soluciones

Define todas las soluciones factibles y

los resultados esperadosSelección de soluciones basada en los parámetros

económicos del riesgoDefinición de

soluciones óptimasDesarrollar un diseño

detallado, luego ejecutar y evaluar

Conclusión

> Proceso sistemático para el manejo de la producción de agua. La evalua-ción del sistema de producción considera el ciclo de agua y producción en-tero para identificar los obstáculos económicos. El análisis subsiguiente secentra en los problemas más críticos. Sólo después de completado el aná-lisis de yacimientos e instalaciones, los ingenieros pueden diagnosticar lospozos para determinar problemas específicos. Luego se identifican todas lassoluciones posibles. Los resultados esperados son determinados mediante lautilización del análisis o la simulación del sistema de producción NODAL. Elriesgo y la rentabilidad se evalúan para arribar a una solución óptima. El úl-timo paso es crítico: el diseño adecuado debe ser seguido de una ejecucióny evaluación adecuadas para validar la solución aplicada.

Indicadores clave de desempeño Cuellos de botellas

Reducir el costo de tratamiento del agua

Reducir el impacto ambiental

Incrementar la productividad de petróleo

Incrementar las reservas

Costo de tratamiento del agua por barril

Régimen de producción de agua

Régimen de producción de petróleo

Eficiencia de barrido

> Limitaciones para el desempeño. Los indicadores clave de desempeño y los cuellos de botella, o limi-taciones, presentes en el sistema de producción están vinculados entre sí y deben ser definidos antesde implementar un programa de manejo del agua global.

ser extraído, suele ser reemplazado por agua. Los cálcu-los de volumen de reemplazo se utilizan para asegurarque se inyecte suficiente agua para mantener la presióndel yacimiento.

7. Las plantillas OFM contienen cálculos predefinidos,mapas, gráficas de interrelación y gráficas de tendenciasconcebidas específicamente como asistencia para elanálisis del agua a nivel del yacimiento y del pozo.

8. Chan KS: “Water Control Diagnostic Plots,” artículo de laSPE 30775, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 deoctubre de 1995.

(continúa en la página 36)

34 Oilfield Review

Diez tipos específicos de problemas asociadoscon el agua se muestran por grado de compleji-dad. El corte de agua elevado puede ser elresultado de uno o más tipos de problemas. Lainformación ya disponible debería utilizarse pri-mero para diagnosticar los problemasrelacionados con el exceso de agua producida.La resolución de los problemas menos comple-jos en primer término permite mitigar el riesgoy reducir el tiempo requerido para la recupera-ción de la inversión.

(1) Fuga en la tubería de producción, latubería de revestimiento o el empacador. Losregistros de producción, tales como los regis-tros de temperatura e inyectividad, puedenser suficientes para diagnosticar estos proble-mas. Las soluciones habitualmente incluyen lainyección forzada de fluidos de aislamiento yel aislamiento mecánico.

(2) Flujo detrás de la tubería de revesti-miento. Las fallas en la cementación primariao la creación de un espacio intersticial debidoa la producción de arena puede hacer que elagua fluya detrás de la tubería de revesti-

miento en el espacio anular. Los registros detemperatura o de activación de oxígeno per-miten detectar el flujo de agua detrás de latubería de revestimiento. Los fluidos de aisla-miento pueden proporcionar una solución.

(3) Contacto agua/petróleo (CAP) despla-zado en sentido ascendente. Habitualmente,este fenómeno está asociado con la presenciade permeabilidad vertical limitada, general-mente inferior a 1 mD. Con permeabilidadesverticales más altas, el fenómeno de conifica-ción (7) es más probable. En los pozosverticales, el problema puede resolversemediante el aislamiento mecánico de la parteinferior del pozo. En los pozos horizontales, noexiste ninguna solución en la zona vecina alpozo y es probable que se requiera un pozo dere-entrada.

(4) Capa de alta permeabilidad sin flujotransversal. La presencia de una barrera delutitas por encima y por debajo de la capa pro-ductora suele ser la causa de esta condición.La ausencia de flujo transversal facilita laresolución de este problema mediante la apli-cación de fluidos de aislamiento rígidos o deaislamiento mecánico ya sea en el pozo inyec-tor o en el pozo productor.

(5) Fisuras entre el pozo inyector y el pozoproductor. En formaciones fisuradas natural-mente, el agua puede incursionarrápidamente en los pozos de producción. Elproblema puede ser confirmado a través depruebas de presiones transitorias y trazadoresentre pozos. La aplicación de un fluido de ais-lamiento en el pozo inyector de agua puedeser efectiva sin afectar adversamente las fisu-ras que contribuyen a la producción depetróleo.

(6) Fisuras o fracturas y una capa de aguasubyacente (conificación 2D). Se produceagua desde una zona de agua subyacente através de fisuras naturales. Un problema simi-lar ocurre cuando las fracturas hidráulicaspenetran verticalmente en una capa de agua.La aplicación de fluidos de aislamiento puederesultar efectiva para este problema.

(7) Conificación o formación de cúspide.La producción acarrea agua hacia arriba, endirección al pozo. Una capa de gel colocada

Tipos y soluciones de problemas

1. Fuga en la tubería de producción,la tubería de revestimiento o el empacador

Petróleo

Agua

2. Flujo detrás de la tubería de revestimiento

Petróleo

Agua

3. Contacto agua/petróleodesplazado en sentido ascendente

Water

Petróleo

Agua

1. Fuga en la tubería de producción, la tuberíade revestimiento o el empacador

Simple

Complejo

2. Flujo detrás de la tubería de revestimiento

3. Contacto agua/petróleo desplazado en sentido ascendente

4. Capa de alta permeabilidad sin flujo transversal

5. Fisuras entre inyector y productor

6. Fisuras o fracturas desde una capa de agua

7. Conificación o formación de cúspide

8. Barrido areal pobre

9. Capa segregada por gravedad

10. Capa de alta permeabilidad con flujo transversal

Otoño de 2004 35

1. Un drenaje dual consiste en disparar por encima y pordebajo del contacto agua/petróleo. De este modo,tanto la zona de petróleo como la zona de agua sonexplotadas a través de terminaciones independientescon la misma presión de flujo. A pesar de que el petró-leo producido a menudo contiene muy poca agua, seproducen grandes volúmenes de agua.

por encima del cono puede resultar efectiva enlo que respecta a retardar el proceso de conifi-cación. No obstante, para lograr efectividad, serequiere habitualmente un radio de colocacióndel gel de 15 m [50 pies] como mínimo, lo quea menudo limita la viabilidad económica deltratamiento. Como alternativa con respecto ala colocación de gel, se puede perforar unnuevo pozo lateral cerca del tope de la forma-ción, aumentando la distancia desde el

contacto agua/petróleo y reduciendo la caídade presión, elementos ambos que reducen elefecto de conificación. La aplicación de unatécnica de producción de drenaje dual tam-bién puede ser un tratamiento efectivo.1

(8) Barrido areal pobre. Este problemasuele estar asociado con la heterogeneidad dela permeabilidad areal pobre o con la aniso-tropía; resulta particularmente severo enambientes con canales de arena. Una soluciónes desviar el agua inyectada fuera del espacioporal ya barrido. Otra forma de acceder alpetróleo no barrido es agregando tramos late-rales de drenaje a los pozos existentes omediante la perforación de pozos de relleno.

(9) Capa segregada por gravedad. En capasprospectivas potentes, con buena permeabili-dad vertical, el agua, proveniente de unacuífero o bien de un proyecto de inyección deagua, es segregada por gravedad y barre sola-mente la parte inferior de la formación. Elaislamiento de los disparos inferiores en lospozos de inyección o producción a menudosólo tiene efectos marginales; en última ins-tancia predomina la segregación por gravedad.Si se produce esta situación, los pozos de pro-ducción experimentarán conificación. Esimprobable que los tratamientos con gel pro-porcionen resultados duraderos. Para accederal petróleo no barrido puede resultar efectivala perforación de pozos de drenaje lateralesadicionales. Los fluidos de inundación viscososenergizados, la inyección de gas o la utiliza-ción alternada de ambas técnicas tambiénpuede mejorar la eficiencia de barrido vertical.

(10) Capa de alta permeabilidad con flujotransversal. A diferencia del caso sin flujotransversal (4), la presencia de flujo transver-sal impide la implementación de solucionesque modifican los perfiles de producción o deinyección sólo en la zona vecina al pozo. Lautilización de gel de penetración profundapuede proporcionar una solución parcial.

4. Capa de alta permeabilidad sin flujo transversal

Inyector Productor

5. Fisuras entre el pozo inyector y el pozo productor

Inyector

Productor

6. Fisuras o fracturas y una capa de agua subyacente

Petróleo

Agua

7. Conificación o formación de cúspide

Agua

Capa de gel

8. Barrido areal pobre

Acuífero

9. Capa segregada por gravedad

Pozo productorPozo inyector

Agua

10. Capa de alta permeabilidad con flujo transversal

Pozo productorPozo inyector

Agua

WORe = Vo/Cw

= 20 US$/barril de petróleo/0.7US$/barril de agua= 28.6 barriles de agua/barril de petróleo

Corte de agua = WOR/(1+WOR)

= 28.6/(1+28.6)= 96.6% en el límite económico

Las soluciones de manejo de la producción deagua se centran en última instancia en la econo-mía y el costo directo del manejo del agua. Loscostos relacionados con el tratamiento y la eli-minación del agua en la superficie varíansignificativamente, pero prevalecen las estima-ciones que oscilan entre US$ 0.10 y US$ 2.00 porbarril. Considerando un costo de eliminación deagua nominal de US$ 0.50 por barril, la inversiónque debería realizar la industria de E&P paramanejar 210 millones de barriles de agua por díaestaría en el orden de US$ 38,300 millones por año.

En los campos maduros, la rentabilidad sebasa en el límite económico de la relaciónagua/petróleo (arriba). Hacer producir un pozocon un corte de agua por encima del límite eco-nómico genera un flujo de caja negativo. Si loscostos de tratamiento del agua aumentan, ellímite económico del corte de agua disminuye.Pude suceder que para mantener la rentabilidaddeba abandonarse el pozo con la consiguientepérdida de reservas.

La reducción del costo de manejo del agua yel mejoramiento de la producción en los camposmaduros no siempre son directos. El equilibriodel sistema de producción completo—pozosinyectores, pozos de producción y el sistema demanejo del agua—es esencial para maximizar eldesempeño del campo.

Agua en la superficieLa evaluación del sistema de superficie constituyeun paso crítico del proceso de manejo del agua.Los activos deben considerarse como sistemascompletos; la identificación de oportunidadesrelacionadas con los yacimientos sin la deter-minación simultánea de los cuellos de botella

potenciales presentes en la capacidad de trata-miento de superficie puede resultar infructuosa.

La eficacia del sistema de un campo maduroa menudo está relacionada con su capacidad decontrol del agua producida. Con frecuencia, eldiseño de superficie inicial no da cuenta delincremento que se produce en el corte de aguacon el tiempo. A medida que el campo madura,el corte de agua aumenta y su sistema de trata-miento en superficie se sobrecarga. Se trate deseparación, transmisión o eliminación, una tasade agua elevada reduce la capacidad de trata-miento del petróleo y amenaza la viabilidadeconómica del campo.

A menudo resulta costoso o complejo recti-ficar las restricciones, o cuellos de botella,producidos en los sistemas de superficie. A finesde la década de 1990, los ingenieros de Petrobraspronosticaron que la producción de petróleo pro-veniente de la porción sur de la Cuenca deCampos, en el área marina de Brasil, exhibiría unincremento significativo del corte de aguadurante la década siguiente. La resolución delincipiente problema de tratamiento del aguaplanteaba significativos desafíos técnicos, pero larentabilidad de la Cuenca de Campos deman-daba una solución temprana del mismo.

El oleoducto de exportación de 90 km[56 millas] de extensión y 24 pulgadas de diáme-tro había sido diseñado para transportar 28,600m3 [180,000 bbl] de petróleo crudo desde la pla-taforma de producción central hasta unarefinería costera. Las instalaciones marinas demanejo de la producción de agua, en las plata-formas de producción central y satélites, eranlimitadas. A medida que el corte de agua seaproximaba al 45%, resultaba imposible mante-ner los objetivos y la calidad de la producción depetróleo a través del oleoducto. Como medidaprovisoria, Petrobras comenzó a complementarel oleoducto de exportación con petrolerostransbordadores, transportando el petróleo car-gado de agua a la costa.

Los ingenieros de Petrobras y Schlumbergerevaluaron diferentes opciones para reducir laproducción de agua, que incluyeron la interven-ción de fondo de pozo, el mejoramiento de lossistemas de manejo en superficie, o una combi-nación de ambas alternativas. Finalmente, sedecidió incrementar la capacidad de las instala-ciones de tratamiento en superficie. De estemodo se evitaban los cuellos de botella del oleo-ducto, separando el agua del petróleo en el áreamarina.

36 Oilfield Review

> Límite económico. El corte de agua en el límiteeconómico puede ser determinado a partir de Vo,el valor de un barril de petróleo después de dedu-cir los impuestos y el costo de levantamiento, ex-cluyendo el tratamiento del agua, y Cw, el costode manejo del agua producida. En este caso, seasume que los valores son 20 US$/barril de petró-leo para Vo y 0.7 US$/barril de agua para Cw. Uti-lizando estos valores, el límite económico de larelación agua/petróleo, WORe, es 28.6, y para elcorte de agua es 96.6%.

> Deshidratación en áreas marinas. La plataforma semisumergible de deshidratación Sedco 135D puedeprocesar hasta 27,000 m3/d [169,000 B/D] de líquidos producidos. Se procesan volúmenes de petróleode hasta 17,000 m3/d [107,000 B/D], reduciendo la concentración de sedimentos básicos y agua (BS&W,por sus siglas en inglés) por debajo del 0.6%. Se tratan volúmenes de agua producida asociada dehasta 10,000 m3/d [63,000 B/D], lo que reduce el contenido total de petróleo y grasa (TOG, por sus siglasen inglés) del agua descargada a menos de 20 ppm.

Otoño de 2004 37

Trabajando en conjunto con Schlumberger, laplataforma semisumergible Sedco 135D fueconvertida en una instalación flotante de deshi-dratación (página anterior, abajo). Conectada ala plataforma de producción central, la instala-ción puede procesar 27,000 m3/d [169,000 B/D]de crudo con alto corte de agua.

El crudo cargado de agua es procesado paraeliminar el agua del petróleo y reducir la con-centración de petróleo en el agua producida pordebajo de 20 partes por millón (ppm). En primerlugar, un desgasificador elimina los gases disuel-tos y estabiliza el crudo. Luego, un coalescenteelectrostático reduce el contenido de sedimen-tos básicos y agua (BS&W, por sus siglas eninglés) de la fase de petróleo a menos del 1% yreduce el contenido de petróleo de la fase deagua a menos de 1000 ppm. Este agua producidaingresa en un tanque compensador de agua yluego en un hidrociclón, reduciendo aún más elcontenido de petróleo hasta un nivel inferior a40 ppm. Por último, un tubo rociador, que es undispositivo de flotación por gas inducido, reduceel contenido de petróleo a menos de 20 ppm.9

Los esfuerzos de deshidratación implementa-dos en la Cuenca de Campos produjeron unaumento inmediato de 9530 m3/d [60,000 B/D]de la capacidad de transporte del petróleo a lacosta a través del oleoducto de exportación.Cuando los ingenieros y los operadores optimiza-ron el sistema de eliminación de agua en laplataforma 135D, la producción de petróleoaumentó en 3180 m3/d [20,000 B/D].

La optimización de la eliminación del pe-tróleo del agua producida tiene dos efectos

fundamentales: mayor recuperación de petróleoy envío de un agua producida más limpia para sueliminación o reutilización.

Mejoras en la tecnología de tratamiento del aguaUn nuevo proceso de limpieza del agua producidaestá siendo probado en el campo en estos momen-tos con resultados prometedores. La unidad detratamiento de agua liviana (LWTU, por sus siglasen inglés) utiliza técnicas de coalescencia y sepa-ración para reducir la cantidad de petróleo enagua a niveles inferiores a 20 ppm con velocida-des de flujo de hasta 477 m 3/d [3000 B/D].

La LWTU se basa en la tecnología de Recupe-ración y Remediación Total de Petróleo TORRdesarrollada por EARTH (Canadá), proceso en elcual el agua cargada de petróleo circula a travésde una sucesión de capas de coalescencia carga-das con material RPA (absorbente de petróleoreutilizable) (arriba).10 Las gotitas de petróleodispersadas, cuyo tamaño varía hasta un mínimode 2 micrones, se adhieren a la superficie delmaterial RPA oleofílico donde coalescen y relle-nan los espacios intersticiales.

A medida que el flujo continúa, las capasRPA se saturan consecutivamente con petróleo.El flujo continuo de fluido a través de las capascomienza a separar el petróleo fusionado de las

superficies RPA saturadas, formándose gotasgrandes de varios milímetros de diámetro. El sis-tema forma un estado de equilibrio constante encada capa, entre la emulsión que coalesce sobrela superficie RPA saturada y el flujo que separalas grandes gotas de petróleo en la secciónsiguiente del tanque.

El comportamiento de las gotas de petróleomás grandes se rige por la ley de Stokes: cuantomás grande es el diámetro de la gotita de petró-leo, mayor es la tendencia de éste a separarse yflotar. Las gotas de petróleo más grandes se agre-gan en el espacio entre capas superior, dondeforman una capa libre de petróleo que es purgadadesde el recipiente LWTU (arriba, a la izquierda).A lo largo de la unidad se encuentran espaciadasvarias capas RPA; cada capa sucesiva interceptagotas de petróleo cada vez más pequeñas no eli-minadas en las etapas previas del proceso.

En agosto de 2002, los ingenieros probaronen el campo una unidad piloto de 120 m3/d[750 B/D], en una concesión de producciónsituada en el Oeste de Texas, EUA. El agua deproducción proveniente de un separador depetróleo y gas de campo implicaba un volumende 5320 m3 [33,500 bbl] de agua que se enviabaa la unidad LWTU. A un gasto o tasa de flujo pro-medio de 107 m3/d [670 B/D], la concentraciónde petróleo se redujo de 300 a 10 ppm.

9. El proceso de flotación por gas inducido es un procesoen el cual se dispersan burbujas de gas de tamaño deter-minado, uniformemente a través de toda el aguaproducida. Estas burbujas de gas interactúan con elpetróleo arrastrado y los sólidos suspendidos haciendoque se separen y se acumulen en la superficie para sueliminación.

Seccióndel tanque 1

CapaRPA 1

CapaRPA

Seccióndel tanque 2

Salida del agua tratada <20 ppm de petróleo

Salida del petróleo

Grandes gotas de petróleoaglutinadas

Entrada de la mezcla de petróleo-aguaprefiltrada

Seccióndel tanque 3

> Separación de petróleo a través de un proceso de coalescencia. En la uni-dad de tratamiento de agua liviana (LWTU, por sus siglas en inglés) ingresanmezclas de hasta un 3% de petróleo en agua. La solución atraviesa la CapaRPA 1, donde las diminutas gotas de petróleo son separadas del flujo por elRPA (absorbente de petróleo reutilizable). Una vez que la capa RPA es car-gada con petróleo, el flujo de fluido continuo a través de la capa fuerza laspequeñas gotas de petróleo fuera de la capa para que ingresen en el Tanque2. Las gotas de petróleo aglutinadas son grandes y flotan hacia la superficie,donde el petróleo es recolectado y eliminado. El proceso continúa a travésde las sucesivas series de capas, reduciendo finalmente el contenido depetróleo a menos de 20 ppm.

> Una imagen mucho más clara. Las diminutasgotitas de petróleo dispersado provocan la turbi-dez, u opacidad, del agua de entrada observadaen el frasco que lleva el rótulo INLET. Después deatravesar sólo una capa de coalescencia, se eli-mina una porción significativa del petróleo, comolo indica la claridad del fluido contenido en elfrasco que lleva el rótulo BED 1.

10. Le Foll P, Khan M, Akkawi EI y Parent J-P: “Field Trials fora Novel Water Deoiling Process for the Upstream Oil andGas Industry,” artículo de la SPE 86672, presentado en la7a Conferencia Internacional sobre Salud, Seguridad yMedio Ambiente en la Exploración y Producción dePetróleo y Gas de la SPE, Calgary, Alberta, Canadá, 29 al31 de marzo de 2004.

Más recientemente, una prueba realizada enel Mar del Norte con una unidad prototipo másgrande redujo la concentración de petróleo de200 a 300 ppm en la entrada, a un promedio de19 ppm en la salida (arriba). Los técnicos proce-saron un total de 95 m3 [600 bbl] de mezcla deagua-petróleo a un régimen de 3000 B/D. Parajulio de 2004, está prevista la instalación de unaunidad de 3970 m3/d [25,000 B/D] en la plata-forma de deshidratación de crudo Sedco 135D.

Agua en el pozoA la vez que las nuevas tecnologías de trata-miento del agua, tales como la LWTU, ayudan alos operadores a controlar el agua en la superfi-cie, los ingenieros están utilizando novedosastécnicas de adquisición de registros para ver loque hay detrás de la tubería de revestimiento,identificando fuentes de agua y reservas pasadaspor alto.11

En los campos petroleros maduros ubicadosen el área marina del Sur del Mar de China,unos 130 km [78 millas] al sudeste de HongKong, la compañía China National Offshore OilCorporation y sus socios están utilizando tecno-logía de adquisición de registros detrás de latubería de revestimiento para minimizar el aguaproducida y mejorar la recuperación de petróleo.

Descubiertos en 1984 y con produccióncomercial desde 1994, los pozos del área produ-cen de 44 arenas apiladas de la Formación XHdel Mioceno.12 La permeabilidad de las areniscashabitualmente es superior a 1 Darcy, y el yaci-miento tiene un fuerte desplazamiento porempuje de agua del acuífero. A pesar de los 10años de producción, la presión del acuífero seredujo en apenas unas pocas lpc. Esto propor-cionó un excelente soporte de la presión de

valor que se aproxima a la capacidad de trata-miento de superficie máxima. Las bombaseléctricas de superficie (ESP, por sus siglas en

38 Oilfield Review

Profundidadmedida, m

Permeabilidad

mD10,000 0.1

X100

X090

Saturación de agua aagujero descubierto

m3/m31 0

m3/m31 0

Análisis de fluidos ELAN

m3/m31 0

Análisis volumétrico

vol/vol1 0

Saturación de agua CHFR

Saturación de aguaRayos gamma

API0 200

Agua en base al registroadquirido en pozo entubado

m3/m30.5 0

Agotamiento

Petróleo

Agua

Hidrocarburo desplazado

Ilita

Agua ligada

Cuarzo

Ortoclasa

Calcita

Petróleo

Agua

Agotamiento

> Datos de registros adquiridos en pozo entubado que muestran el petróleo en sitio. Los datos de laherramienta de Resistividad de la Formación en Pozo Entubado CHFR permitieron identificar un volu-men significativo de zona productiva pasada por alto detrás de la tubería de revestimiento. Las áreassombreadas en color verde, en los Carriles 3 y 4, indican el petróleo en sitio. El sombreado azul claroy azul oscuro en los Carriles 2 y 3 muestra un nivel mínimo de agua en el área superior del yacimiento,lo que indica un agotamiento de poca importancia.

LWTU, 5,000 B/D

LWTU, 25,000 B/D

> Unidad de tratamiento de agua liviana (LWTU, por sus siglas en inglés). Recientemente se realizaron pruebas de campo en el Mar del Norte con esta LWTUcuya capacidad de tratamiento es de 795 m3/d [5,000 B/D] (izquierda). La unidad, de 7.3 m [24 pies] de largo, pesa 15 toneladas [13.6 toneladas métricas]cuando está seca. Se ha construido una unidad más grande que será desplegada en julio de 2004 en la Cuenca de Campos, en el área marina de Brasil,en la unidad de deshidratación Sedco 135D (derecha). La unidad más grande posee una capacidad de procesamiento de 3970 m3/d [25,000 B/D]; tiene unalongitud de 10 m [34 pies] y pesa aproximadamente 32 toneladas [29 toneladas métricas].

producción pero la heterogeneidad de la perme-abilidad condujo a la incursión temprana deagua en muchos de los pozos.

El corte de agua promedio del campoaumentó al 84%. El volumen total de producciónde líquidos es de 87,400 m3/d [550,000 B/D],

200160120

Rayo

s Ga

mm

a

80400

2.952.752.55

Dens

idad

2.352.151.95

0.450.330.21

Neu

trón

Rayo

s Ga

mm

a, A

PI

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, m

50 150 250Deriva a lo largo de la sección, m

350 450 550

0.09-0.03-0.15

X925

X930

X935

X940

X945

1,000

100

10Resi

stiv

idad

41.3463.7266.7668.7370.9074.7981.2195.96107.78123.28132.09140.16146.16153.78160.07

Rayos Gamma arcVISIONRayos Gamma Modelado

Resistividad arcVISION 34 pulgadasResistividad Modelada 34 pulgadas

Densidad del Cuadrante Inferior arcVISIONDensidad del Cuadrante Inferior Modelada

Porosidad-Neutrón arcVISIONPorosidad-Neutrón Modelado

Trayectoria

> Perforación direccional a lo largo de la roca de cubierta del yacimiento. Las herramientas de adqui-sición de mediciones durante la perforación (MWD, por sus siglas en inglés) y de adquisición de regis-tros durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés) permitieron a los ingenieros colocar el pozoa metros de la roca de cubierta del yacimiento, maximizando el contacto del petróleo y minimizandola producción de agua. Los perforadores encontraron una falla con un desplazamiento horizontal deaproximadamente 360 metros [1180 pies] que hacía que el pozo interceptara brevemente la secciónde lutitas sobreyacentes (marrón oscuro). La respuesta LWD a las lutitas se observa claramente enlos datos de los registros de rayos gamma, resistividad y densidad (tres carriles superiores).

Otoño de 2004 39

inglés) intervienen en las operaciones de levan-tamiento de la producción pero el alto corte deagua aumenta su complejidad. Dado que lamayor parte de las bocas (slots) de las platafor-mas disponibles han sido utilizadas, no se puedeemplear perforación de pozos de relleno paramejorar la recuperación de petróleo. Los regíme-nes de producción inferiores a los esperadosllevaron a los ingenieros a interesarse en unasolución que radica en el manejo del agua.

Los ingenieros de yacimientos, perforación ycompañías de servicios iniciaron el proceso deevaluación de campos y sistemas para formularun plan de manejo del agua. Considerando la ren-tabilidad de los diversos enfoques, optaron por laintervención de fondo de pozo como técnica paramejorar la recuperación de hidrocarburos.

Los estudios de evaluación y modelado deyacimientos basados en los datos sísmicos, laevaluación de registros y la historia de pro-ducción, ayudaron a identificar las reservasremanentes de los campos. Los ingenieros esta-blecieron la fidelidad de la herramienta deResistividad de la Formación en Pozo EntubadoCHFR y la correlacionaron con los registros deresistividad originales adquiridos a agujero des-cubierto (página anterior, abajo).

Los datos de registros de resistividad adqui-ridos detrás de la tubería de revestimiento,procesados con el programa avanzado de análi-sis de registros multiminerales ELANPlus,permitieron establecer prometedoras zonaspetrolíferas. Comparando los datos de los regis-tros originales con los datos nuevos de losregistros CHFR, los ingenieros observaron pococambio de la resistividad desde el inicio de laproducción y determinaron que la arena XH1aún contenía petróleo recuperable.

El pozo X13, un pozo que penetra la arenaXH1, fue seleccionado para la intervención. Utili-zando una combinación de herramientas deperforación direccional en tiempo real, los perfo-radores desviaron el pozo, atravesando la arenaXH1 a lo largo de un agujero de 300 m [984 pies],con un ángulo de desviación de aproximada-mente 90 grados, a 3 m [10 pies] de distancia deltope de la arena. La combinación del programade Modelado Directo Integrado INFORM, laherramienta de Resistividad de Arreglo Compen-

sada arcVISION, la herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal adnVISION, el sistema deperforación rotativa direccional PowerDrive y elsistema de telemetría MWD PowerPulse, ayudó alos perforadores a posicionar el pozo dentro deuna ventana de 1 m [3 pies] a lo largo del 98% desu trayectoria (abajo).

El pozo de re-entrada X13 fue terminadoutilizando cedazos expansibles de 61⁄2 pulgadas. Secolocó una bomba eléctrica sumergible en la parteinferior de la terminación superior de 31⁄2 pulgadaspara asistir el levantamiento. Antes de la interven-ción, el pozo X13 producía más de un 90% de agua.La producción inicial después de la perforacióndel pozo de re-entrada fue de 556 m3/d [3500B/D], con un 2% de corte de agua solamente.Una vez estabilizada, la producción se duplicóhasta alcanzar 1112 m3/d [7000 B/D], mante-niendo al mismo tiempo un corte de agua bajo.

A raíz del éxito de la intervención del pozoX13 a los fines del control del agua producida, seprocedió a la desviación de muchos otros pozosobteniéndose índices de éxito similares. En

general, los pozos desviados ayudaron a lograr unincremento del 28% en la producción de petróleodel campo reduciendo al mismo tiempo la pro-ducción de agua en más de 2700 m3/d [17,000B/D]. El operador eliminó así la necesidad deefectuar grandes erogaciones para llevar a caboun mejoramiento de las instalaciones, y continúadisfrutando de la reducción de los costos asocia-dos con el tratamiento del agua producida.

De residuo a recursoA pesar de los avances logrados por los operado-res y las compañías de servicios en lo querespecta al manejo del agua, en la superficie yen el fondo del pozo, el agua producida continúasiendo un subproducto necesario, aunquetedioso, de la producción de petróleo y gas.13

11. Muchos de los conceptos básicos del tratamiento delagua fueron analizados en Bailey et al, referencia 5.

12. Luo D, Jiang Z, Gutierrez J, Schwab K y Spotkaeff M:“Optimizing Oil Recovery of XJG Fields in South ChinaSea,” artículo de la SPE 84861, presentado en la Confe-rencia Internacional sobre Recuperación Mejorada dePetróleo de la Región del Pacífico Asiático de la SPE,Kuala Lumpur, Malasia, 20 al 21 de octubre de 2003.

13. Para mayor información sobre agua producida como unsubproducto de la producción de hidrocarburos, con-sulte: Veil et al, referencia 1.

En los campos maduros de todo el mundo, losoperadores eliminan entre el 30% y el 40% delagua producida. Dado el incremento de lademanda de agua utilizable registrado en ciertaszonas, los ingenieros y científicos están tratandode descubrir formas de transformar este pasivoeconómico en un recurso viable.

El curso a seguir para la conversión de resi-duo a recurso a menudo depende de la químicadel agua y del nivel de contaminantes. La cali-dad del agua producida varía con la geología, lageografía, las técnicas de producción y el tipo dehidrocarburo producido. El agua puede contenerpetróleo disperso, hidrocarburos livianos, me-tales, sales y una amplia variedad de otrosmateriales orgánicos e inorgánicos.

Como sucede con el agua producida, aproxi-madamente un 97% del agua de nuestro planetaes agua salada.14 Sólo un 3% del agua disponiblees dulce—un 2% se encuentra inmovilizada enlos mantos de hielo polar de la Tierra, quedandosólo un 1% para consumo de la vida vegetal y ani-mal. Si bien el agua es un recurso renovable, enciertas zonas, la demanda agrícola, el creci-miento de la población y los cambios climáticoshan hecho que el agua dulce se consuma conmás rapidez de la que se repone el recurso.

La Organización Mundial de la Salud y otrosorganismos indican que hoy más de 400 millonesde personas sufren escasez severa de agua y quepara el año 2050 este problema podrá exten-derse a 4 mil millones de habitantes. En 1995, elServicio de Levantamiento Geológico de losEstados Unidos informó que 17 estados del oeste

sustentan 10 veces más habitantes que hace 100años. En los próximos 50 años, está previsto quela demanda de agua dulce en EUA aumente un100%, superando potencialmente el abasteci-miento de agua subterránea en ciertas zonas.15

La utilización del agua en la agricultura repre-senta como mínimo dos tercios de su consumoglobal. Ya se está registrando, o está previsto quese registre, falta de agua para irrigación en lasgrandes regiones graneras del mundo.16

De los más de 210 millones de barriles deagua producidos diariamente en las operacionesde petróleo y gas, entre un 30% y un 40% se con-sidera residuo y se elimina. Sometidos a untratamiento adecuado, estos 11.7 millones de m3

[73.5 millones de barriles] de agua tienen elpotencial de desempeñar un rol clave en lo querespecta a aliviar la demanda impuesta sobre lossistemas naturales de agua dulce.

La disponibilidad sustancial de agua produ-cida, sumada a la necesidad de contar conalternativas de eliminación menos costosas,conduce a los investigadores a estudiar la reutili-zación del agua producida para irrigación, usoindustrial y otras aplicaciones. Con un trata-

miento adecuado, el agua producida podrá serutilizada con diversos fines aliviando la presiónejercida sobre los sistemas de abastecimiento deagua dulce de nuestro planeta.

Del pozo a la tierra de pastoreoAproximadamente un 47% de la superficieterrestre está compuesta por tierras de pas-toreo. Si se deja en su estado natural, lavegetación nativa de las tierras de pastoreo, fun-damentalmente las especies herbáceas, semaneja a través de procesos naturales. El des-plazamiento poblacional hacia estos ecosistemasde delicado equilibrio ha dejado sus marcas.Entre otras cosas, el sobrepastoreo, la recrea-ción y la manipulación mecánica de los suelosmarginales ha producido desertificación, pro-ceso por el cual los biosistemas declinan ante laausencia de cambios climáticos significativos. 17

Si bien puede requerir un tiempo consi-derable, la desertificación suele invertirsenaturalmente en ausencia de operaciones agrí-colas comerciales. Dada la declinación de lamayor parte de los campos de pastoreo de todoel mundo, los científicos están explorando dife-

40 Oilfield Review

> Supervivencia de especies herbáceas en un ambiente riguroso. Plantadoa mediados del año 2002, el triguillo crestado Hy-Crest se muestra promi-sorio luego de un año de crecimiento en el clima árido. Se colocan jaulas(centro) sobre ciertas secciones de hierbas para aislar la vegetación nuevay permitir que los científicos puedan diferenciar el daño producido por pas-toreo de otras causas de pérdida de hierbas.

14. http://ga.water.usgs.gov/edu/waterdistribution.html (se accedió el 21 de mayo de 2004).

15. Burnett y Veil, referencia 3.16. Las Naciones Unidas: “World Water Development

Report–Executive Summary,” http://www.unu.edu/wwf/watercd/files/pdf/Ex_Summary.pdf (se accedió el 20 dejunio de 2004).

17. Burnett D y Fox WE: “Produced Water: An Oasis for Aridand Semi-Arid Range Restoration,” http://www.gwpc.org/Meetings/PW2002/ Papers-Abstracts.htm (se accedió el26 de mayo de 2004).

> Tratamiento del agua en el campo. La unidad de tratamiento de agua mó-vil de Texas A&M está diseñada para evaluar los métodos de tratamientopara las salmueras de campos petroleros. El agua producida es acondicio-nada, o pretratada, antes de la filtración por ósmosis inversa. La capacidadde admisión es de aproximadamente 15 galones por minuto (gal/min) [57 L/min].Según las características de la salmuera y el tipo de filtro utilizado, la pro-ducción de agua dulce oscila entre 1 y 5 gal/min [4 y 19 L/min].

18. Ni F, Cavazos T, Hughes MK, Comrie AC y Funkhouser G:“Cool-Season Precipitation in the Southwestern USASince AD 1000: Comparison of Linear and Nonlinear Techniques for Reconstruction,” International Journal ofClimatology, 22, no. 13 (15 de noviembre de 2002):1622–1645.

19. http://www.all-llc.com/CBM/pdf/CBMBU/CBM%20BU%20Screen_Chapter%206%20Case%20Studies.pdf (se accedió el 5 de mayo de 2004).

20. Burnett y Fox, referencia 17.

Otoño de 2004 41

rentes métodos de asistencia del proceso derevitalización natural.

Los estudios de investigación del clima, lleva-dos a cabo por la Universidad de Arizona, Tucson,EUA, indican que la sequedad del Estado deNuevo México, ubicado en el sector sudoeste deEUA, aumentará en los próximos 30 a 40 años.18

Hoy, los investigadores, los operadores de petró-leo y gas y los funcionarios del gobierno estánadoptando medidas para prepararse para lostiempos más secos que se avecinan.

En la Universidad Estatal de Nuevo México(NMSU), los científicos están explorando la reve-getación de los derechos de paso de las líneas deconducción y las localizaciones de pozos utili-zando hierbas seleccionadas, irrigadas con aguaproducida en los pozos de metano de capas decarbón (CBM, por sus siglas en inglés) locales.

Trabajando en conjunto con varias compa-ñías de exploración y producción y con laDirección de Administración de Tierras de EUA,los investigadores de la NMSU seleccionaron seissitios para llevar a cabo experimentos destina-dos a identificar variedades de hierbas concapacidad de crecimiento sostenido en el climaárido de Nuevo México. Estas hierbas serían sus-tentadas únicamente por las limitadas lluviasnaturales y por irrigación con agua producida enpozos de metano de capas de carbón.

Durante abril y octubre de 2002, se estable-cieron parcelas de control de hierbas depastoreo utilizando 16 variedades de especiesherbáceas nativas y no nativas con el exclusivosustento de las precipitaciones naturales. Luegode 12 a 15 meses de crecimiento, se evaluaronlos herbajes para determinar las condiciones deestablecimiento o supervivencia. Numerosasvariedades se mostraron promisorias (páginaanterior, izquierda).

A fines del verano del año 2003, se inició laFase 2 del proyecto con una serie idéntica deespecies herbáceas sembradas en cada sitio.Durante un período de 4 a 6 semanas posterioresa la siembra, dos de los nuevos sitios de pruebafueron irrigados con agua producida en pozos demetano de capas de carbón (derecha, extremoinferior). Los volúmenes oscilaban entre 102 m3

[26,880 galones] y 189 m3 [50,000 galones] entres o cuatro aplicaciones (derecha, extremosuperior). Si bien la NMSU no preparará losinformes finales hasta más adelante, dentro deeste año, varias especies de hierbas para pasto-reo mostraron una buena adaptación a lairrigación con agua producida en pozos demetano de capas de carbón.19

En la Universidad de Texas A&M, CollegeStation, Texas, EUA, un equipo de ingenieros yespecialistas en tierras de pastoreo, suelos,

especies silvestres e irrigación, está adelantandoun paso el proceso de irrigación de tierras depastoreo con agua producida. Trabajando enconjunto con el Instituto de Investigación delAgua de Texas (TWRI), los ingenieros construye-

ron una unidad móvil prototipo de tratamientode agua producida. El agua puede ser tratada ensitio para eliminar los contaminantes y las salesdisueltas antes de la irrigación de la tierra depastoreo (página anterior, derecha).20

Localizacióndel pozo

Fecha pH Sólidos disueltostotales, meg/L

Relación de absorción de sodio

Conductividadeléctrica, dS/m

Sitio 1

Sitio 2

Análisis de la química del agua producida

9/17/039/19/038/12/038/20/039/16/03

8.08.58.38.48.1

10,6825,4404,1906,9808,126

122.471.151.4

105.2100.8

17.416.111.117.613.6

> Química del agua producida proveniente de pozos de metano de capas decarbón. Durante el ciclo de irrigación, se tomaron muestras de agua produci-da en los Sitios 1 y 2 para su análisis. Si bien la mayoría de las demás propie-dades son relativamente estables, en la Columna 4 se observa la variabilidadde los sólidos disueltos totales (TDS, por sus siglas en inglés).

> Riego con agua producida proveniente de pozos de metano de capas de carbón. Un tanque de 64 m3

[400 bbl] contiene agua producida para irrigación (extremo superior). Algunas parcelas de pastoreo re-cibieron agua de irrigación de este tanque en agosto de 2003 (extremo inferior).

El proceso de conversión del agua producidaen agua para irrigación puede requerir variospasos. Primero, la corriente de alimentación deagua producida es sometida a un proceso de fil-tración previo al tratamiento para eliminar laarena y las partículas más grandes. Los hidroci-clones y las unidades de microfiltración separanla mayor parte del petróleo dispersado del aguaproducida. Luego, mediante la utilización deadsorbentes a base de arcillas modificadas orgá-nicamente se elimina el petróleo remanente.21 Elagua producida, esencialmente libre de petróleo,pasa luego a través de una unidad de filtraciónpor ósmosis inversa (RO, por sus siglas eninglés) reduciendo los sólidos disueltos totales(TDS, por sus siglas en inglés) a menos de 500ppm (izquierda). La corriente de salmuerarechazada, proveniente del proceso RO, es elimi-nada mediante métodos convencionales, talescomo el método de inyección, en pozos de elimi-nación de residuos.

La tecnología de tratamiento del agua queestá siendo desarrollada por la Universidad A&Mde Texas puede proveer a los operadores unaalternativa eficaz desde el punto de vista de suscostos con respecto a la eliminación del aguaproducida. Los investigadores estiman que másde un tercio del agua producida en Texas tieneun contenido de sólidos disueltos totales inferiora 20,000 ppm, nivel adecuado para la desaliniza-ción por ósmosis inversa y la recuperación deagua dulce. Las pruebas de campo indican queel costo de procesamiento del agua con una uni-dad móvil es de aproximadamente US$ 0.80 porbarril de agua producida, tarifa que suele serduplicada por la de las prácticas de eliminaciónregional convencionales. Los científicos estáninvestigando técnicas alternativas para la elimi-nación de efluentes, que podrían reducir aúnmás el costo de desalinización.

Se espera que cada vez más operadores apli-quen tecnología de reutilización del agua en lospróximos años. El TWRI estima que para el año2020, más de un 10% del agua utilizada en Texasprovendrá de fuentes recicladas, representandoun ahorro de hasta 151,000 m3/d [40 millones degalones por día] de agua dulce.22

La conversión de los residuos de los campospetroleros en recursos de pastoreo beneficia alos operadores de petróleo y gas, las comunida-des locales y el medio ambiente. Significativosvolúmenes de agua para uso agrícola pueden sergenerados, ayudando a sanear las tierras de pas-toreo, sustentando iniciativas ambientales yconservando los recursos de agua dulce, a la vezque se ayuda a los operadores a manejar la pro-ducción y los costos de eliminación en formamás efectiva.

42 Oilfield Review

> Carrizales que toleran diferentes grados de salinidad en el desierto. Como parte del proceso de tra-tamiento del agua producida, en el desierto de Omán se siembran carrizos halófitos y otro tipo de ve-getación que tolera diferentes grados de salinidad. El desarrollo vegetal provee un proceso de filtraciónnatural que elimina los metales y otros materiales orgánicos del agua.

Agua desalmuera

Barros provenientesdel tratamiento previo

Agua para uso agrícola

Bomba

Al pozo para eliminación de aguaEfluente RO

Aguas de lavado porinversión de corriente

Membranas RO

> Eliminación de sales y contaminantes. Durante el fenómeno de ósmosis in-versa (RO, por sus siglas en inglés), el agua producida prefiltrada es forzadapor la presión a pasar de un área con alta concentración de sales y contami-nantes a áreas de bajas concentraciones. Debido a que el proceso es osmó-tico y la membrana RO no tiene poros verdaderos, la mayor parte de loscontaminantes no puede atravesarla.

21. La organoarcilla (arcilla modificada orgánicamente),también conocida como organopolisilicato, es habitual-mente una arcilla caolinítica o montmorilonítica. Lasestructuras orgánicas están químicamente unidas a lasuperficie de la arcilla para facilitar la unión, o la adsor-ción, de los radicales orgánicos.

22. Burnett D, Fox WE y Theodori GL: “Overview of TexasA&M’s Program for the Beneficial Use of Oil Field Produced Water,” http://www.gwpc.org/Meetings/PW2002/ Papers/David_Burnett_PWC2002.pdf (se acce-dió el 26 de mayo de 2004).

23. Cogeneración es la producción simultánea de electrici-dad y calor mediante la utilización de un solocombustible tal como el gas natural. El calor producido a

partir del proceso de generación de electricidad es cap-turado y utilizado para producir vapor. En el campo KernRiver, la inyección de vapor en la roca yacimiento petro-lífera mejora la producción de petróleo.

24. Brost DF: “Water Quality Monitoring at the Kern RiverField,” http://www.gwpc.org/Meetings/PW2002/Papers/Dale_Brost_PWC2002.pdf (se accedió el 12 de junio de2004).

25. Verbeek P, Straccia J, Zwijnenberg H, Potter M y Beek A:“Solar Dew®-The Prospect of Fresh Water in theDesert,” artículo de la SPE 78551, presentado en la 10aExhibición y Conferencia Internacional del Petróleo deAbu Dhabi, EAU, 13 al 16 de octubre de 2002.

Otoño de 2004 43

Sustentamiento de la agriculturaA medida que ciertas regiones del mundo expe-rimenten mayor sequedad, los agricultoresdeberán esforzarse por producir grandes pro-visiones de alimentos para sustentar elcrecimiento poblacional. Hoy en día, las moder-nas técnicas de manejo de tierras, sumadas a losmétodos de irrigación, producen vastas provisio-nes de alimentos. No obstante, uno de los costosde la producción de alimentos es el consumo degrandes volúmenes de agua dulce. Se necesitanfuentes de agua alternativas tanto para conser-var el agua potable como para satisfacer lascrecientes demandas de irrigación agrícola.

El Valle de San Joaquín en California, EUA,donde se encuentra ubicado el campo petrolerogigante Kern River, tiene uno de los más grandesproyectos de reutilización del agua producida.Todos los días, ChevronTexaco produce 15,900 m3

[100,000 barriles] de petróleo junto con 136,700 m3

[860,000 barriles] de agua de este campomaduro; con un 90% de corte de agua. De estevolumen de agua, 12,600 m3 [79,000 barriles]son reutilizados para proyectos de inyección deagua y las otras cantidades se emplean en opera-ciones dentro del campo; 54,800 m3 [345,000barriles] son tratados y suministrados a diversasplantas de cogeneración de energía eléctrica; y69,300 m3 [436,000 barriles] son enviados al Dis-trito de Aguas de Cawelo.23

A menudo se requiere el tratamiento delagua producida previo a su empleo en la activi-dad agrícola. No obstante, el agua provenientedel campo Kern River es de alta calidad y exhibeun contenido mínimo de sólidos y mineralesdisueltos. Los escasos volúmenes de hidrocarbu-ros presentes son eliminados antes de lautilización. ChevronTexaco tiene implementado

un programa intensivo de vigilancia rutinaria delagua para garantizar la calidad de su agua pro-ducida.24

En ausencia de irrigación, el Valle de SanJoaquín puede convertirse en un entorno árido ydesolado. Actualmente, el Valle produce unavariedad de cultivos incluyendo uvas, frutascítricas, almendras y pistachos. Para comple-mentar el suministro de agua dulce y mantenerlas 18,600 hectáreas [46,000 acres] de tierrasfértiles irrigadas, el Distrito de Aguas de Cawelomaneja las instalaciones de almacenamiento ytransmisión de agua producida, distribuyendomás de 63,600 m3 [400,000 barriles] diarios deagua producida como agua de irrigación(izquierda).

Riego del desiertoEn los desiertos de Omán, el agua dulce es unproducto básico que escasea. Los esfuerzos dePetroleum Development Oman (PDO) se con-centran en transformar el agua producida en unrecurso utilizable a través de una combinaciónde biotratamiento con agricultura biosalina.

Los campos petroleros maduros producengrandes volúmenes de agua. Por ejemplo, PDO pro-duce más de 200,000 m3 [53 millones de galones]diarios de agua del campo petrolero Nimr que seencuentra ubicado en el sur de Omán. A un costoque alcanza los 15.00 US$/m3 [2.40 US$ /barril],el agua producida es reinyectada como residuoen un acuífero profundo.25

El proyecto “ Reverdeciendo el Desierto” dePDO se inició a fines de la década de 1990. Losexperimentos llevados a cabo en el sur de Ománprobaron convertir el agua producida en unrecurso utilizable en un ambiente desértico y aun costo inferior al costo de eliminación. En unasituación ideal, el acceso a este recurso de aguadulce permitiría convertir un ambiente seco einhóspito en un entorno de prosperidad econó-mica a través de la agricultura y otros beneficiosasociados. Mediante la selección de cultivos yplantaciones arbóreas especiales que tolerandiferentes grados de salinidad para la irrigacióncon agua producida, es posible el sustenta-miento del desarrollo incluso en ambientesdesérticos.

Las técnicas de separación típicas eliminanel petróleo disperso en el agua hasta lograr unaconcentración inferior a 200 ppm. Después de laseparación primaria del agua y el petróleo, elefluente tiene una salinidad equivalente a sóloun 25% de la salinidad del agua de mar. Esteagua irriga una capa revestida sembrada conhalofitas, es decir, plantas de tipo carrizo que sedesarrollan bien en ambientes salinos (páginaanterior, abajo).

> Transformación del agua producida. Diariamente se producen más de69,300 m3 [436,00 barriles] de agua por encima del volumen necesario para elmanejo de campo o la producción de energía. Este agua producida tratadaes recibida por el Distrito de Aguas de Cawelo en estanques de retención[extremo superior] para su posterior distribución a través de canales y líneasde conducción con fines de irrigación [extremo inferior].

Las operaciones de explotación agrícola handemostrado que los procesos naturales que tie-nen lugar en los carrizales degradan el petróleoresidual, mientras que las halofitas despojan elagua de metales pesados. Una vez eliminada lamayor parte de los contaminantes, sólo las salesdisueltas impiden la utilización del agua paraaplicaciones agrícolas convencionales y otrostipos de aplicaciones.

La eliminación de las sales disueltas por téc-nicas comunes, tales como el proceso de ósmosisinversa, no siempre es eficaz desde el punto devista de sus costos. Un novedoso polímero dise-ñado por Akzo Nobel permitió a Solar Dew B.V.,trabajando en conjunto con Shell y PDO, desa-rrollar un concepto alternativo de purificaciónde agua basado en la utilización de membranas.Aprovechando el clima árido y la abundante luzsolar, el agua producida, mayormente libre depetróleo, pasa a través de unos tubos de polí-mero especiales fabricados por Solar Dew. Laenergía proveniente del sol calienta el agua quese encuentra dentro de los tubos. Las moléculasde agua migran hacia el exterior del tubo depolímero semipermeable, dejando las sales eimpurezas concentradas en su interior.

El agua purificada se evapora y se condensasobre la cara inferior de una placa rígida quecubre el aparato y luego es encauzada hacia lostanques de retención donde es capturada. Adiferencia de las técnicas más convencionales,el proceso no requiere presión o energía externafuera de la suministrada por el sol (abajo).

Los novedosos procesos de tratamiento deagua producida que están siendo desarrolladospor PDO explotan los recursos disponibles yrenovables para producir agua utilizable a partirde residuos, liderando potencialmente el caminohacia la generación de ambientes más verdes, lahabitabilidad y la sustentabilidad económicamejorada para muchas regiones petrolíferas ári-das del mundo.

Los Laboratorios Nacionales Sandia de EUAconforman un grupo que está trabajando en lapróxima generación de tecnología de desaliniza-ción. El laboratorio funciona como centro deingeniería e investigación para el Departamentode Energía de EUA (DOE, por sus siglas eninglés). Los Laboratorios Sandia, con sede enAlbuquerque, Nuevo México, están integrados pormás de 8,000 científicos y personal de soporte.

En los últimos años, los Laboratorios Sandiautilizaron sus conocimientos técnicos especialescomo soporte de las iniciativas federales de reu-tilización del agua producida. En el año 2002,trabajando en conjunto con diversos organismosfederales, desarrollaron un Mapa de RutaNacional de Tecnología de Desalinización y Puri-ficación del Agua.26 El mapa de ruta describesucintamente los desafíos con que se enfrentaEUA en términos de abastecimiento de agua ysugiere áreas de investigación y desarrollo quepueden conducir a la formulación de solucionestecnológicas. El mapa de ruta define los objeti-vos críticos y la métrica en relación con loscambios tecnológicos que se requieren para que

las tecnologías de desalinización y reutilizacióndel agua se vuelvan accesibles y generalizadas.El tratamiento y la utilización tanto de las aguasproducidas tradicionales como de las aguas pro-ducidas provenientes de pozos de metano decapas de carbón son identificados y abordadosespecíficamente en el mapa de ruta porque tie-nen el potencial de enfrentar, al menos en formaparcial, los desafíos que plantea el abasteci-miento de agua en muchas regiones de EUA.

El elemento clave de esta investigación es unproceso de secuestro de iones. Los materialeszeolíticos naturales son modificados para crearuna matriz capaz de capturar cationes y anionesespecíficos (arriba). En las pruebas iniciales queutilizan agua producida salobre con un conte-nido de sólidos disueltos totales de 10,000 ppm,los materiales zeolíticos modificados en superfi-cie secuestraron una amplia gama de cationes yaniones incluyendo sodio, calcio, cloro, carbona-tos y sulfatos, reduciendo los sólidos disueltostotales a 2,000 ppm.

En la mayoría de los procesos de desaliniza-ción, las sales y otros contaminantes soneliminados, concentrándose para formar unmaterial residual. Debido a su estructura única,el material zeolítico usado puede ser empleado

44 Oilfield Review

> Captura de iones con material zeolítico modifi-cado en la superficie. El modelo molecularmuestra la estructura de la matriz de una zeolitamodificada. El material de tipo malla puede serdiseñado para formar un filtro selectivo de iones.Los sitios de carga son diseñados para el inter-cambio de iones con cationes y aniones especí-ficos, comunes al agua producida. Luego deatravesar una serie de filtros zeolíticos, los flui-dos salobres son desionizados.

> Pruebas de campo del proceso Solar Dew. Los tres colectores de 100 m [328 pies] de largo (derecha)producen entre 0.8 y 1.5 m3 [211 y 396 galones] de agua dulce por día.

26. Para mayor información sobre el mapa de ruta, consulte:http://www.usbr.gov/pmts/water/desalroadmap.html (se accedió el 22 de junio de 2004).

27. Hutson SS, Barber NL, Kenny JF, Linsey KS, Lumia DS yMaupin MA: Estimated Use of Water in the United Statesin 2000. Reston Virginia, EUA: Servicio de LevantamientoGeológico de los Estados Unidos, Circular 1268 (2004).

Otoño de 2004 45

como material de construcción o en explanacio-nes, convirtiendo así otro producto de desechoen recurso. Actualmente, los Laboratorios San-dia están llevando a cabo estudios de escaladode costos de ingeniería y procesamiento demateriales para evaluar en mayor detalle elpotencial de este prometedor material.

Los investigadores de los Laboratorios San-dia continúan estudiando otros tipos de procesosde desalinización, incluyendo las técnicas dedestilación por contacto directo, de ósmosisdirecta y de desalinización de hidratos.

El carbón y el aguaLa comunidad global depende en forma sus-tancial de la energía eléctrica. Las centraleseléctricas que proveen esta electricidad depen-den de las líneas de transmisión, un combustibletal como el gas natural o el carbón, y el agua paraenfriamiento. Ocupando en el año 2000 un lugar

detrás de la agricultura en lo que respecta a apro-vechamiento del agua, la generación de energíatermoeléctrica en los Estados Unidos extrae 738millones de m3 [195,000 millones de gallones] deagua por día del ecosistema, volumen que con-siste en su mayor parte en agua dulce (abajo).27

Ubicada en el noroeste de Nuevo México, laEstación Generadora de San Juan (SJGS) de laCompañía de Servicios Públicos de NuevoMéxico (PNM) alimentada con carbón, es una delas centrales de generación de energía más gran-des del estado, produciendo la mayor parte de laelectricidad de PNM y extrayendo una cantidadsignificativa de agua dulce de la Cuenca de SanJuan (extremo inferior). Con una generacióntotal de 1,800 megavatios de potencia, la instala-ción extrae entre 63,560 y 79,450 m3 [400,000 y500,000 barriles] de agua de enfriamiento pordía. Con excepción de un 6%, todo este volumende agua se evapora en la atmósfera.

La Cuenca de San Juan tiene además más de18,000 pozos de petróleo y gas, con una produc-ción acumulada diaria superior a 9,852 m3 [62,000barriles] de agua, en un área de 8,287 km2 [3200millas cuadradas]. Un estudio publicado en el año2004 por el Departamento de Energía, junto conPNM, examinó el uso potencial del agua produ-cida con fines de enfriamiento en la SJGS.

Los ingenieros llegaron a la conclusión deque la infraestructura de transmisión del gasnatural en forma de líneas de conducción aban-donadas, o de uso limitado, puede enviar hasta6,800 m3/d [43,000 B/D] de agua producida a lacentral de energía; 8 a 11% de la admisión deagua diaria para fines de enfriamiento en SJGS,representando un suministro de agua de enfria-miento complementario correspondiente a unperíodo de entre 10 y 20 años.

Si bien puede ser necesaria cierta adapta-ción de los sistemas de enfriamiento de lascentrales de energía para la utilización de aguaproducida convencional sin tratar y agua produ-cida proveniente de pozos de metano de capasde carbón, los beneficios pesan más que los cos-tos de modificación.

La SJGS es sólo uno de los casos en que losorganismos gubernamentales y los generadoresde energía trabajan en conjunto para conservarun recurso vital a través de la conversión de resi-duos en recursos.

Manejo de los recursos futurosLos avances registrados en las tecnologías demanejo del agua están permitiendo a los inge-nieros analizar más exhaustivamente, optimizary manejar mejor el agua presente en el yaci-miento y en la superficie. Al mismo tiempo, losinvestigadores de todo el mundo se están esfor-zando por descubrir usos alternativos para elexceso de agua producida.

Hoy en día, los operadores y las compañíasde servicios están realizando grandes esfuerzospor minimizar la cantidad de agua producidaque se lleva a la superficie. A medida que cam-bien los paradigmas climáticos regionales, laoferta y la demanda podrán aumentar el valordel agua producida por la industria de E&P. Loque alguna vez fue residuo y pasivo, mañanapuede convertirse en un valioso recurso paraaplicaciones agrícolas, industriales y de otrotipo. Si bien se dice que el agua y el petróleo nose mezclan, el futuro de cada recurso se muestracada vez más interrelacionado. El manejo denuestros recursos líquidos, petróleo y agua porigual, desempeñará un rol crítico en el desarro-llo del futuro. —DW

Año

Extracciones de agua dulce

1995* % de cambio1950

267.1 177%150.7Población de EUA en millones

40.2

134.0

190.0

43.8

408.0

287%

151%

475%

118%

227%

14

89

40

37

180

Abastecimiento público

Irrigación

Utilización de energía termoeléctrica

Otros

Total* Último conjunto de datos completos

> Extracciones de agua diarias en EUA. Entre 1950 y 1995, la población de EUAprácticamente se duplicó. Durante el mismo período, las extracciones de aguadulce del ecosistema crecieron a un ritmo más rápido y las extracciones parala energía termoeléctrica se incrementaron en casi cinco veces. (Adaptadode Hutson et al, referencia 27).

> Central eléctrica alimentada con carbón en Nuevo México, EUA. La Estación Generadora de San Juan,ubicada cerca de Farmington, tiene una capacidad de producción de 1,800 megavatios de energíaeléctrica. Para enfriar y condensar el agua utilizada en el proceso de generación termoeléctrica senecesitan cantidades significativas de agua. En el futuro, el agua producida podrá complementar lademanda diaria de agua de enfriamiento.

46 Oilfield Review

Las diversas facetas de los datos sísmicos de componentes múltiples

Olav BarkvedBPStavanger, Noruega

Bob BartmanBehtaz CompaniDevon EnergyHouston, Texas, EUA

Jim GaiserRichard Van DokDenver, Colorado, EUA

Tony JohnsHouston, Texas

Pål KristiansenOslo, Noruega

Tony ProbertGatwick, Inglaterra

Mark ThompsonStatoilTrondheim, Noruega

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Jack Caldwell, Houston, Texas, EUA; Jakob Haldorsen y Joan Mead, Ridgefield, Connecticut, EUA; yAndreas Laake, Stephen McHugo y Alan Strudley, Gatwick,Inglaterra.

En las áreas donde las técnicas sísmicas convencionales resultan inadecuadas, los

métodos de componentes múltiples que utilizan información tanto de ondas compre-

sionales como de ondas de corte están reduciendo el riesgo exploratorio y mejorando

el manejo de yacimientos.

1. Gaiser JE: “Acquisition and Application of MulticomponentVector Wavefields: Are They Practical?” artículo E036,presentado en la 66a Conferencia y Exhibición Anual de laEAGE, París, Francia, 7 al 10 de junio de 2004.

2. “Embracing New Technology in Shell Malaysia,” PetroMin 29, no. 5 (Julio de 2003): 24–25.

En los 75 años que la industria del petróleo y elgas lleva aplicando la tecnología sísmica, lasondas compresionales, u ondas P, han dominadoa sus contrapartes, las ondas de corte. Un infinitonúmero de yacimientos han sido descubiertos,caracterizados y vigilados rutinariamente a tra-vés de las ondas P como resultado de la evoluciónde la tecnología, que pasó de los métodos bidi-mensionales y tridimensionales (2D y 3D) a losmétodos sísmicos de repetición (técnica de lap-sos de tiempo) o de cuatro dimensiones (4D),disponibles hoy en día.

Por muy poderosa que pueda ser la tecnologíade ondas P convencional, no puede resolver todoslos problemas de generación de imágenes sísmi-cas o de descripción de yacimientos. En ciertassituaciones, además de la información de ondas P,se requiere información de ondas de corte, uondas S, para representar adecuadamente unyacimiento o describir sus propiedades. Con laayuda adicional de las ondas S, las compañías depetróleo y gas han descubierto nuevas reser-vas— cientos de millones de barriles de petróleoy decenas de miles de millones de pies cúbicosde gas— que no podrían haber sido halladas conlas ondas P solas.1 La correcta colocación de lospozos, por utilizar información de ondas decorte, se ha traducido en ahorros de millones dedólares.2

La información de ondas de corte permitemejorar tanto la generación de imágenes sísmi-cas como la caracterización de yacimientos. Losproblemas de generación de imágenes surgencuando la presencia de gas somero reduce drás-

ticamente la velocidad de las ondas P de losestratos de sobrecarga, perturbando la transmi-sión de las mismas y oscureciendo grandesvolúmenes del subsuelo subyacente. Además, lascapas de alta velocidad, tales como los mantossalinos o las rocas volcánicas duras, puedenimpedir que los objetivos más profundos recibanla iluminación adecuada. Esto sucede porque elalto contraste de impedancia acústica curva sig-nificativamente las trayectorias de los rayossísmicos, causando problemas con la iluminacióny las imágenes correspondientes a los reflectoresmás profundos. Algunos yacimientos exhiben unbajo contraste de impedancia acústica de ondasP respecto de las capas adyacentes, generandosólo reflexiones de baja amplitud y ocultándoseefectivamente de las ondas P.

Puede ocurrir que las ondas compresionalesno logren determinar propiedades importantesde los yacimientos. Por ejemplo, un yacimientolimitado por acuñamientos graduales y cambioslitológicos quizás resulte demasiado sutil paraser detectado por las ondas P. Aunque las ondascompresionales indiquen un cambio lateral o através del tiempo en las propiedades del yaci-miento, la interpretación de los datos de ondasP convencionales quizás no pueda distinguir loscambios producidos en las propiedades de lasrocas, tales como litología o esfuerzo de forma-ción, de los cambios que tienen lugar en lacomposición de los fluidos o en la presión. Laoptimización del procesamiento y de la interpre-tación de los datos de ondas compresionalesadquiridos especialmente, tales como el análisis

Otoño de 2004 47

AVO (variación de la amplitud con el desplaza-miento), puede ayudar a diferenciar los cambioslitolólgicos de los cambios producidos en la dis-tribución de los fluidos, pero habitualmente losresultados son más cualitativos que cuantitati-vos. Las ondas compresionales solas quizás nologren caracterizar la presencia, densidad yorientación de las fracturas en el yacimiento oen los estratos de sobrecarga.

La mayoría de estos complejos problemasrelacionados con los yacimientos pueden resol-verse o mejorarse mediante la incorporación deinformación de ondas S. En este artículo, se ana-liza cómo las ondas de corte contribuyen amejorar la comprensión de los yacimientos y sedescribe la tecnología de adquisición sísmicaque facilita la recolección de información deondas de corte de alta calidad. Algunos ejemplosdel Mar del Norte y del Golfo de México demues-tran la resolución exitosa de los problemas degeneración de imágenes y de caracterización deyacimientos mediante la combinación de resul-tados de ondas P y S.

Ondas de corteLas ondas de corte aportan conocimientos adi-cionales a un levantamiento sísmico porque lasondas compresionales y las ondas de corte mues-trean diferentes propiedades de las rocas.3 Lavelocidad de las ondas compresionales es unafunción de la densidad, el módulo de corte y elmódulo volumétrico de un medio. El módulovolumétrico es sensible a la compresibilidad delfluido, lo que hace que las ondas P sean extre-madamente sensibles al contenido de fluidos deuna roca. La doble dependencia con respecto ala compresibilidad del fluido y el módulo decorte permite que las ondas P se propaguentanto en sólidos como en líquidos.

La velocidad de las ondas de corte es unafunción de la densidad y del módulo de corte delmedio; una onda de corte es prácticamenteinsensible al contenido de fluidos de una roca.En una formación dada, la velocidad y la re-flectividad de las ondas de corte permaneceninalteradas independientemente de que la for-mación contenga gas, petróleo o agua. Sinembargo, las ondas S sólo viajan en medios conmódulos de corte distintos de cero de maneraque pueden originarse y propagarse solamenteen los sólidos.

Mediante la combinación de informacióntanto de ondas P como de ondas S, los intér-pretes sísmicos pueden aprender más sobre elsubsuelo que si se basan solamente en un tipode onda. A partir de las velocidades de las ondasP y S (Vp y Vs), es más fácil determinar la li-tología que con los datos de ondas P solos.

48 Oilfield Review

Onda Pincidente

Onda Sreflejada

Onda Preflejada

Onda Ptransmitida

Onda Stransmitida

Movimiento delas partículasen las ondas S

Movimiento delas partículas

en las ondas PVP VS VP

> Movimiento de las partículas y propagación de las ondas compresionales yde corte. En el caso de las ondas compresionales, u ondas P, el movimientode las partículas es paralelo a la dirección de propagación de las ondas. Enlas ondas de corte, u ondas S, el movimiento de las partículas es perpendi-cular a la dirección de propagación de las ondas, y está limitado al plano dereflexión. En este caso, el movimiento de las partículas en las ondas S tienelugar en el plano de la hoja.

P

P S

Cable sísmico para fondomarino con componentes múltiples

Z

Y

X

Hidrófono

Fuente deondas P

P

Embarcación deregistro sísmico

Geófonos

> Detección de ondas convertidas por sensores de fondo marino. En las interfases del subsuelo, lasondas P incidentes se reflejan y transmiten como ondas P y además se transforman parcialmente enondas S. Las ondas S ascendentes pueden ser detectadas por receptores de fondo marino sensiblesa los componentes múltiples del movimiento. Los cuatro componentes de un receptor comprenden unhidrófono y tres geófonos o acelerómetros en tres direcciones ortogonales entre sí; X, Y y Z (recuadro).

Otoño de 2004 49

Conociendo ambas velocidades, los intérpretespueden hacer uso de la relación Vp/Vs para pre-decir el tipo de roca. La comparación delcomportamiento de las ondas P con el comporta-miento de las ondas S en un reflector permitedistinguir cambios producidos en la litología decambios producidos en los fluidos: un cambiolateral en la amplitud de las reflexiones de lasondas P a lo largo de un límite de capa puedeindicar un cambio litológico o bien un cambio defluido, pero si la amplitud de las reflexiones delas ondas S en el mismo límite también cambia,es más probable que la variación represente uncambio litológico. La consistencia de la reflecti-vidad de las ondas S en el mismo reflector indicaque es más probable un cambio en el tipo defluido.

En las ondas compresionales, el movimientode las partículas es paralelo a la dirección depropagación de las ondas (página anterior,arriba). Este caso es diferente al de las ondas decorte en el que el movimiento de las partículases perpendicular a la dirección de propagaciónde las ondas. En la adquisición de datos sísmicosde superficie convencional, las ondas sísmicas sereflejan en los reflectores del subsuelo y luegoarriban a la superficie viajando en sentido casivertical. Esto significa que las ondas P puedenser registradas por geófonos de un componenteque detectan el movimiento vertical en la forma-ción. Las ondas compresionales también puedenser detectadas por hidrófonos, o sensores de pre-sión, rodeados de agua; el arreglo de registrotípico de los levantamientos sísmicos marinoscon cable remolcado.

El registro de las ondas S requiere geófonosque detecten más que el mero componente verti-cal, por lo que los sistemas de registro de ondasP estándar resultan inadecuados. Las ondas decorte son ondas transversales, lo que significaque el movimiento de las partículas es perpendi-cular a la dirección de propagación. Enconsecuencia, el campo de ondas S es completa-mente tridimensional y se requieren sensores detres componentes para caracterizarlo. La formamás común de sensor de tres componentes es unsensor que consta de tres geófonos ortogonalesentre sí, lo que permite la detección de las ondasS desde todas las direcciones posibles. Esteempleo de más de un receptor ha dado origen alnombre de levantamientos sísmicos de “ compo-nentes múltiples.”

El movimiento de las ondas S registrado enlos componentes horizontales es reconstruido porrotación matemática dando como resultado uncomponente radial de movimiento en el plano depropagación de las ondas y un componente trans-versal fuera del plano de propagación de las ondas.

Los primeros intentos prácticos de utiliza-ción de ondas S en la industria de exploración yproducción se remontan a la década de 1950, enque los geofísicos realizaban experimentos concomponentes múltiples en tierra.4 En esos expe-rimentos, una fuente oscilante, o fuente deondas de corte, generaba ondas de corte directasque se reflejaban en profundidad y eran regis-tradas en la superficie. Desde esos primerosintentos, numerosos levantamientos sísmicos decomponentes múltiples en tierra resultaron téc-nicamente exitosos, pero su adquisición esdificultosa. Cada geófono debe estar orientado enla misma dirección para permitir la rotación delas coordenadas y debe ser plantado firmementeen el terreno para medir con precisión su movi-miento. Los levantamientos de componentesmúltiples en tierra presentan tres sensores orto-gonales, por lo que requieren tres veces máscanales de registro y el triple de volumen dedatos que los levantamientos de un componente.El procesamiento de los levantamientos de ondasde corte en tierra también es problemático por-que la heterogeneidad de las capas cercanas a lasuperficie produce grandes variaciones en eltiempo de tránsito para el caso de las ondas S.

Como sucede con los levantamientos sís-micos terrestres, el registro de ondas S en unlevantamiento sísmico marino requiere el des-pliegue de sensores de componentes múltiplessobre el terreno, en este caso sobre el fondo delmar. Las primeras ondas de corte de ambientemarino fueron registradas a comienzos de ladécada de 1970 con sismómetros de fondomarino (OBS, por sus siglas en inglés) que selanzaban por la borda de la embarcación. Enexperimentos posteriores, los sismómetros defondo marino eran presionados en el fondo delmar mediante un vehículo de operación remota(ROV, por sus siglas en inglés).

Si bien la analogía con los levantamientos decomponentes múltiples en tierra sirve para des-cribir los receptores de componentes múltiplesmarinos, no puede ser aplicada a la tecnología defuentes sísmicas marinas: resulta impracticabledesplegar una fuente de ondas de corte sobre elfondo marino. Afortunadamente, si bien las fuen-tes sísmicas marinas típicas utilizadas en loslevantamientos con cables sísmicos remolcadosno generan ondas S directamente, las ondas Pque sí generan pueden a su vez generar ondas Sen el subsuelo. Las ondas compresionales experi-mentan una transformación parcial en ondas decorte en las interfases del subsuelo y pueden serdetectadas como ondas S por los sensores defondo marino (página anterior, abajo). Las ondasregistradas que se inician como ondas P y setransforman en ondas S se conocen normalmente

como ondas convertidas, u ondas PS, pero encierta literatura reciente se las denomina ondasC, por la C de “ convertidas.” Sus contrapartes, esdecir aquellas ondas que se inician y se reflejancomo ondas P, se denominan ondas PP.

Las ondas convertidas se reflejan en las inter-fases del subsuelo siguiendo la ley de Snell, querelaciona los ángulos de incidencia, reflexión ytransmisión con las velocidades de propagaciónde las ondas P y S. En lo que respecta a las ondasP que se reflejan en una interfase, el ángulo dereflexión es igual al ángulo de incidencia. Estasimetría simplifica la adquisición y el procesa-miento de los levantamientos de ondas P. Noobstante, en el caso de las ondas PS, el ángulo dereflexión de las ondas S no es igual al ángulo deincidencia de las ondas P. Una onda S siempre serefleja más verticalmente de lo que lo haría unaonda P, porque la velocidad de propagación deuna onda S es inferior a la de una onda P. Estaasimetría complica la adquisición y el pro-cesamiento de los levantamientos de ondasconvertidas. El procesamiento de ondas compre-sionales aprovecha el hecho de que el punto dereflexión de incidencia P-emergencia P seencuentra en el punto medio entre la fuente y elreceptor. El procesamiento, en el caso de lasondas de corte, debe tomar en cuenta el hechode que el punto de conversión está ubicado máscerca del receptor.

Las primeras técnicas de registro de ondasPS surgieron de la conexión de varios OBSs conun cable para la transmisión de energía y lacomunicación y de la colocación del tendido dereceptores en su lugar.5 Pero era necesario unvehículo de operación remota para presionarcada OBS, o nodo, en el lecho marino. Otra va-riedad de sistema de registro marino de ondasde corte, denominado sistema a cable, se basaen la tecnología de adquisición de registros depozos y utiliza sensores de componentes múlti-ples acondicionados en cilindros de aceroconectados por un cable conductor de alta re-sistencia. A partir de los sistemas de doscomponentes surgió un tipo diferente de tecno-logía de cable para lecho marino conocida comocables fijos, que fueron diseñados para mejorarla adquisición de ondas P en aguas somerasmediante el registro con un hidrófono y un geó-fono. Una versión de cuatro componentes,desarrollada por WesternGeco y utilizada porprimera vez a nivel comercial en 1996, se basa

3. Caldwell J, Christie P, Engelmark F, McHugo S, Özdemir H,Kristiansen P y MacLeod M: “Shear Waves Shine Brightly,”Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 2–15.

4. Jolly RN: “Investigation of Shear Waves,” Geophysics 21,no. 4 (Octubre de 1956): 905–938.

5. Caldwell J: “Marine Multicomponent Seismology,” TheLeading Edge 18, no. 11 (Noviembre de 1999): 1274–1288.

en una tecnología de cables sísmicos marinossimilar a los cables sísmicos remolcados de loslevantamientos sísmicos marinos actuales. Losnuevos sistemas se conocen como cables defondo marino (OBC, por sus siglas en inglés).

Los sistemas más nuevos de adquisiciónsísmica marina de componentes múltiples desa-rrollados por WesternGeco despliegan unaversión del cable relleno de fluido sobre el fondodel mar, y tienen sensores con tres geófonos-ace-lerómetros (GAC, por sus siglas en inglés) y unhidrófono. Los tres GACs ortogonales, denomi-nados X, Y y Z, miden los campos de ondascompletos de las ondas que arriban. Las orienta-ciones de cada GAC son medidas por separadode manera de poder rotar matemáticamente losdatos registrados para obtener tres nuevos com-ponentes ortogonales de datos; uno vertical y

dos horizontales, estando uno de los componen-tes horizontales alineado en la dirección depropagación de las ondas. El hidrófono, sensiblea los cambios producidos en la presión delfluido, provee una medición adicional del mo-vimiento de las ondas P. Estos sistemas deadquisición sísmica se conocen como tecnologíamarina de cuatro componentes (4C), que essinónimo de tecnología de componentes múlti-ples. Los sistemas más avanzados han ampliadolas capacidades de profundidad de adquisiciónpara registrar levantamientos a profundidadesde agua que alcanzan 2500 m [8200 pies], abor-dando la necesidad de contar con una mejordeterminación de los fluidos y la litología en lasnuevas áreas prospectivas de aguas profundas.

Los levantamientos de componentes múltiplesmarinos requieren varios pasos para la adquisi-

ción de datos de alta calidad.6 Antes de cadalevantamiento, un estudio de reconocimiento consonar de barrido lateral examina el fondo marinoe inspecciona las potenciales ubicaciones delcable de fondo marino. A continuación, unaembarcación de registro sísmico con capacidadde posicionamiento dinámico despliega los cablesa medida que se desplaza a lo largo de las posicio-nes de las líneas receptoras seleccionadas.Durante el despliegue de los cables, la embarca-ción adquiere datos de posiciones de lostranspondedores (transmisores-receptores) delos cables de fondo marino para asegurarse deque se hallen en la posición correcta.

Una vez instalado el primer cable en su lugar,se conecta su extremo a una boya mientras laembarcación despliega un segundo cable, gene-ralmente paralelo al primero. La mayoría de loslevantamientos de componentes múltiples 3D seadquieren con dos a seis cables activos sobre elfondo del mar. Una vez instalados todos loscables, se fijan sus extremos a la embarcación deregistro sísmico de modo de poder registrar losdatos provenientes de todos los cables. El cableadicional permite que la embarcación de registrosísmico se aleje del curso de la embarcación emi-sora sin mover los detectores de fondo marino.

La embarcación emisora registra a lo largo delíneas de tiro predeterminadas, creando unacinta de datos registrados por los cables sísmicosde fondo marino en esta primera localización.Luego, la embarcación de registro sísmico recu-pera los cables y los vuelve a tender para cubrirla siguiente cinta. Los levantamientos de compo-nentes múltiples pueden estar constituidos pordecenas de cintas de datos superpuestas demodo que no haya ninguna discontinuidad en lacobertura del subsuelo.

Diversas propiedades de la capa de agua ydel lecho marino pueden afectar la calidad delos levantamientos de componentes múltiplesadquiridos por los sensores de fondo marino.Algunos factores afectan la calidad de los datossísmicos de componentes múltiples más que lacalidad de los datos adquiridos con cablesremolcados y ciertos factores tienen menosefecto sobre los datos sísmicos de componentesmúltiples. Las corrientes marinas pueden incidiren la capacidad de despliegue preciso tanto delos cables sísmicos remolcados como de loscables sísmicos de fondo marino. Las variacionesde temperatura y salinidad, que dependen de laprofundidad, pueden perturbar la transmisiónde las ondas acústicas utilizadas para ubicar lossensores de fondo marino, generando errores enla localización de los mismos. Y si bien el fondomarino constituye normalmente un ambientemás calmo que la superficie del mar para la

50 Oilfield Review

0

Imagen PP a través de la nube de gas de la estructura del campo Lomond

Número de traza50 100 150 200 250 300

Tiem

po d

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PP,

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0.5

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1.5

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2.5

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3.5

4.0

> Problema de generación de imágenes en la nube de gas de la estructura delcampo Lomond. La nube de gas oscurece esta imagen PP proveniente de unlevantamiento 3D convencional adquirido con cable sísmico remolcado. Lasreflexiones presentes cerca de la cresta de la estructura del campo Lomondson debilitadas por la transmisión a través de la zona cargada de gas. Algu-nas reflexiones se “hunden” porque el gas reduce las velocidades sísmicas.

Otoño de 2004 51

adquisición símica marina, la presencia decorrientes profundas, sedimentos no consolida-dos y rasgos batimétricos, puede afectar lacalidad de los datos del lecho marino y la estabi-lidad de los cables.

La primera adquisición de datos sísmicosmarinos de cuatro componentes para mapeo deyacimientos fue realizada por Statoil en el campoTommeliten, en 1993.7 Esta línea sísmica 2D fueadquirida con un sistema basado en nodos de sen-sores OBS conectados, desplegados mediante unROV. En 1994, Geco-Prakla adquirió los derechospara desarrollar esta tecnología y además intro-dujo los cables de tipo cable sísmico marino, decuatro componentes. Para el año 1996, Amocoprobaba diversos sistemas 2D en sus camposValhall y Hod.8 Coincidentemente, WesternGeophysical mejoró sus equipos de dos compo-nentes— un hidrófono y un geófono— paraabordar la adquisición sísmica de cuatro compo-nentes y Petroleum Geo-Services Company (PGS)desarrolló un concepto basado en un cable paraservicio pesado accionado por rotores.

Western Geophysical y Geco-Prakla fueronlas primeras compañías en contar con capacidad3D. En 1997, se adquirieron levantamientos sís-micos de componentes múltiples 3D en loscampos Oseberg y Statfjord.9 El primer éxitototalmente comercial, un levantamiento adqui-rido por Geco-Prakla para Amoco en 1997 y1998, se registró en el campo Valhall.10 Siguieronde inmediato los levantamientos de los camposAlba y Lomond.

Observación a través del gasLa combinación de ondas P y ondas S permitiómejorar las operaciones de perforación de desa-rrollo en el campo Lomond operado por BP en elsector británico del Mar del Norte. Este campode gas condensado, descubierto en 1972, haestado en producción desde 1993. La estructuradel yacimiento corresponde a un domo fractu-rado que sobreyace un diapiro salino. Elintervalo productivo corresponde a una areniscaForties de alta calidad particionada por una falla.La producción proveniente de un lado de la fallaes buena, mientras que los pozos que penetran elotro lado de la falla son productores pobres.

La delineación de la falla principal resultadificultosa porque el gas presente por encima dela cresta estructural— gas que probablementemigró en sentido ascendente a lo largo de lasnumerosas fallas que cortan el domo— perturbala propagación de las ondas P. Una imagen pro-veniente de un levantamiento 3D convencionalcon cable sísmico remolcado exhibe los proble-mas de generación de imágenes típicos de lasnubes de gas (página anterior). En las áreas car-

gadas de gas, las reflexiones “ se hunden” porqueel gas reduce las velocidades de las ondas P. Labaja velocidad a través de las capas de gasaumenta el tiempo de tránsito, lo cual produceun incremento del espesor aparente en las imá-genes sísmicas exhibidas con el tiempo detránsito como eje vertical. Además del hundi-miento de las reflexiones, el gas hace que segenere una imagen pobre de las fallas situadasen la cresta estructural y oscurece las reflexio-nes dentro del domo.

Las ondas convertidas registradas por unlevantamiento de componentes múltiples 3D,adquirido en el año 1998, ayudaron a crear unaimagen clara de la estructura del campoLomond (arriba). La comparación de la imagenPP con la imagen PS muestra un resultado signi-ficativamente mejor con los datos PS. En lasección PS, la falla se resuelve claramente, loque posibilita la ubicación segura de los pozosde desarrollo. Un pozo nuevo, que fue perforadoutilizando estos datos PS como guía, se asentóen el lado correcto de la falla y resultó ser unexcelente productor.11

6. Rowson C: “4C Seismic Technology Makes Mark in Caspian Sea,” Offshore 63, no. 5 (Mayo de 2003): 50.

7. Berg E, Svenning B y Martin J: “SUMIC—A New Strategic Tool for Exploration and Reservoir Mapping,”artículo GO55, presentado en la 56a Reunión y ExhibiciónTécnica de la EAEG, Viena, Austria, 6 al 10 de junio de1994.

8. Kommedal JH, Barkved OI y Thomsen LA: “Acquisition of 4 Component OBS Data—A Case Study from ValhallField,” artículo BO47 presentado en la 59a Reunión yExhibición Técnica de la EAGE, Ginebra, Suiza, 26 al 30 de mayo de 1997.

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4,496

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Número de traza

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2,496

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e trá

nsito

PP,

mse

gund

os

Número de traza

Número de traza

> Comparación de datos tridimensionales provenientes de un levantamiento marino adquirido con cable sísmico remolcado y de un levantamiento del fondomarino. En la imagen PP del levantamiento marino adquirido con cable sísmico remolcado (izquierda), las reflexiones presentes en la cresta de la estructuradel campo Lomond son oscurecidas por la existencia de gas somero. La imagen de ondas PS convertidas, proveniente del levantamiento del lecho marino(derecha), resuelve claramente la gran falla que atraviesa la estructura en su cresta e ilumina completamente la estructura con las reflexiones de alta amplitud.

9. Rognø H, Kristensen A y Amundsen L: “The Statfjord 3-D,4-C OBC Survey,” The Leading Edge 18, no. 11 (Noviem-bre de 1999): 1301–1305.

10. Brzostowski M, Altan S, Zhu X, Barkved O, Rosland B yThomsen L: “3-D Converted-Wave Processing over theValhall Field,” Resúmenes Ampliados, 69a Reunión yExposición Internacional Anual de la SEG, Houston, Texas,EUA (31 de octubre al 5 de noviembre de 1999): 695–698.

11. Pope DA, Kommedal JH y Hansen JO: “Using 3D 4C Seis-mic to Drill Beneath the Lomond Gas Cloud,” artículo L01,presentado en la 62a Conferencia y Exhibición Anual de laEAGE, Glasgow, Escocia, 29 de mayo al 2 de junio de 2000.

Los levantamientos de componentes múltiplesdel fondo marino también permitieron la genera-ción exitosa de imágenes a través del gas en elGolfo de México (derecha, extremo inferior). Enlos datos tridimensionales de componentes múlti-ples del área West Cameron, la imagen de ondasPS convertidas revela claramente una resoluciónde fallas y estratigráfica mejorada, con respecto ala imagen PP (abajo). Las fallas, las reflexioneslateralmente continuas y los cambios en la ampli-tud, que resultan ambiguos en la sección PP, soninconfundibles en la sección PS.

En otro ejemplo, Devon Energy utilizó méto-dos sísmicos de componentes múltiples paraidentificar reservas de gas adicionales en un áreaproductora del Golfo de México, donde una granproporción de la producción de gas proviene de

yacimientos someros. A menudo, las zonas explo-tadas corresponden sencillamente a la porciónmás somera de una serie de areniscas gasíferasapiladas que podrían ser explotadas en su totali-dad con las mismas instalaciones de superficie si

52 Oilfield Review

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PP

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PP

Sección PP

Sección PS

Área de West Cameron. Generación de imágenes a través del gas

> Datos PP de un levantamiento marino adquiridocon cable sísmico remolcado convencional y datosPS de componentes múltiples de un levantamien-to del lecho marino, en el área de West Cameron,Golfo de México. Las sección de ondas PS con-vertidas (abajo) revela claramente las fallas, lacontinuidad lateral en el carácter de las reflexio-nes y los cambios en la amplitud, que resultanambiguos en la sección PP (arriba).

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1,000

Areniscas gasíferas apiladas en el Golfo de México. Imagen PP

> El gas somero oscurece los yacimientos de gas más profundos en el Golfode México. La reflexión de gran amplitud presente cerca del extremo superiorde esta sección PP revela el yacimiento somero de gas ya en producción. Noobstante, el gas somero también impide que las ondas P generen imágenesde las reservas más profundas.

L u i s i a n a

El14

El15

WCA2

West Cameron

HighIslandEast

West CameronSouth

High IslandEast So. Add.

Cable sísmico marino

Cable de fondo marino

> Áreas del Golfo de México cubiertas por los levantamientos sísmicos de componentes múltiples deWesternGeco.

1,000

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Imagen PP

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Imagen PS en escala de tiempo PP

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Imagen PS

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PS,

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os

> Relación de las secciones de ondas convertidas en el tiempo de tránsito PS con las secciones de ondas compresionales en el tiempo de tránsito PP. Comolas ondas S son más lentas que las ondas P, los tiempos PS (centro) son más tardíos que los tiempos PP (izquierda), de manera que las secciones PS apa-recen estiradas con respecto a las secciones PP. Los intérpretes responsables del procesamiento sísmico eliminan el estiramiento de la sección PS parahallar una correlación con la sección PP, teniendo en cuenta que el estiramiento relativo varía con la profundidad y que los eventos que aparecen intensosen una imagen PP pueden ser débiles en la imagen PS y viceversa. La imagen PS final, desplegada en el tiempo PP (derecha), muestra varias areniscasgasíferas apiladas con grandes amplitudes.

Otoño de 2004 53

pudieran descubrirse las areniscas más profun-das. No obstante, es difícil generar imágenes delas zonas gasíferas más profundas porque la pre-sencia de gas somero las oscurece sísmicamente(página anterior, derecha extremo superior).

En el año 2001, Devon Energy utilizó datossísmicos de componentes múltiples adquiridospor WesternGeco en la zona de West Cameron,en el área marina de Luisiana, EUA, para reducirel riesgo asociado con la perforación de cuatropozos de gas. Las capas horizontales del áreaprospectiva planteaban desafíos adicionales encuanto a la interpretación de las imágenes deondas convertidas, ya que no había ningún rasgoestructural para correlacionar a partir de laimagen de ondas P. Las imágenes de ondas con-vertidas se obtienen en el tiempo PS: es decir, eleje vertical, o eje correspondiente al tiempo detránsito, tiene unidades que corresponden al

tiempo requerido para que la onda desciendacomo una onda P y se refleje como una onda S.Como las ondas S son más lentas que las ondasP, los tiempos PS son mayores que los tiempos

PP, de manera que las secciones PS aparecenestiradas con respecto a las secciones PP(arriba).

La interpretación de las secciones PS junto alas imágenes de levantamientos adquiridos concables sísmicos remolcados convencionales, quese despliegan en tiempo PP, requiere la conver-sión del tiempo PS al tiempo PP. Dado que noexiste una función petrofísica confiable, querelacione la velocidad de corte con la velocidadcompresional en cada profundidad, esta conver-sión se realiza en forma interpretativa. Losintérpretes responsables del procesamiento sís-mico eliminan el estiramiento de la sección PSpara hallar una correlación con la sección PP,teniendo en cuenta que el estiramiento relativovaría con la profundidad y que los eventos indivi-duales pueden tener diferente amplitud ypolaridad en las imágenes PP y PS (abajo).

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Datos PP Datos PS Datos PP

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> Correlación de las imágenes PS con las imágenes PP. En esta área con reflectores horizontales y ausencia de producción de gas, las reflexiones de lasondas convertidas registradas en el tiempo PS son difíciles de correlacionar en forma única con las reflexiones de las ondas compresionales registradas enel tiempo PP. Una imagen PS (centro) convertida a tiempo de tránsito PP ha sido insertada en una imagen PP (izquierda y derecha) mostrando buena con-cordancia en todas las reflexiones salvo en las más someras.

Mediante este tipo de interpretación de losdatos sísmicos de componentes múltiples, DevonEnergy logró correlacionar los eventos de la sec-ción de ondas convertidas con los eventos deondas P a profundidades de perforación conoci-das. Los cuatro pozos perforados con ayuda delas secciones sísmicas de componentes múlti-ples interpretadas resultaron exitosos y lacompañía desarrolló varias áreas prospectivascon sus datos 4C. En total se perforaron nuevepozos, de los cuales siete resultaron exitosos.

Rocas y fluidos a partir de datos sísmicos de componentes múltiplesUn ejemplo excelente de la utilización de datossísmicos de componentes múltiples para dis-criminar la litología también es un ejemploexcelente de generación de imágenes de un yaci-miento con bajo contraste de impedancia deondas P. El campo Alba, que se encuentra ubi-cado en el sector británico del Mar del Norte,corresponde a areniscas de canal turbidíticas noconsolidadas, de alta porosidad, con lutitas intra-yacimiento que contribuyen a generar problemasde perforación, terminación y producción. Dadoque la impedancia acústica de ondas P de lasareniscas es similar a la de la roca de cubiertade las lutitas, el tope del yacimiento resultaprácticamente invisible en las imágenes PP. Noobstante, se ve claramente iluminado en las sec-ciones PS.12

Entre 1993 y 1998, el campo produjo 130millones de barriles [20.6 millones de m3] depetróleo de 15 pozos horizontales. En 1998, seplanificaron varios pozos nuevos para mejorar eldrenaje mediante la penetración de la zonaproductiva lo más cerca posible del tope delyacimiento. La iluminación del yacimiento conbajo contraste de impedancia resultaba difícilcon las ondas P, de manera que se diseñó unlevantamiento de lecho marino para mapear eltope de la arenisca rica en petróleo. Como lospozos nuevos podrían ser perforados cerca de losproductores e inyectores existentes, también eraimportante lograr predecir la saturación defluido delante de la barrena. El nuevo levanta-miento de lecho marino se compararía con unlevantamiento previo adquirido con cable sís-mico remolcado para revelar cambios desaturación detectables por medio de la sísmica.

El análisis del cubo de datos proveniente dellevantamiento del lecho marino arroja un mapeotridimensional de la litología, mientras que losdatos PP del levantamiento previo adquirido concable sísmico marino remolcado presentan unaimagen ambigua (derecha, extremo superior).Estos mapas de amplitud de las reflexiones deltope del yacimiento muestran amplitudes altas

cuando las ondas PS encuentran un yacimientorico en contenido de areniscas y amplitudesbajas cuando el reflector es rico en lutitas. Lasamplitudes altas trazan un canal rico en arenis-cas y algunos lóbulos ricos en areniscas. Partede los mismos rasgos pueden verse sólo vaga-mente en la sección PP.

Con ayuda del cubo de datos PS, los intérpre-tes sísmicos lograron distinguir la areniscaprospectiva de la lutita que la encierra. Los res-ponsables de la planeación de pozos lograroncolocar los nuevos pozos horizontales en estecanal, justo debajo del tope del yacimiento, parareducir el influjo de agua. Como resultado, el

54 Oilfield Review

Amplitudes PP en el Campo Alba Amplitudes PS en el Campo Alba

> Discriminación de la litología en el campo Alba operado por ChevronTexaco en el sector británico delMar del Norte. Dado que el yacimiento y sus lutitas adyacentes tienen impedancias acústicas simila-res a las ondas P, éste no aparece claramente en un mapa de amplitud de las reflexiones para las ondasPP (izquierda). El brillo difuso (amarillo) implica zonas de contraste de impedancia, lo que indica una lito-logía potencialmente rica en contenido de arenisca. El yacimiento tiene alta impedancia acústica antelas ondas S, de manera que el mapa de amplitud de las reflexiones para las ondas PS (derecha) mues-tra claramente un canal rico en areniscas y algunos lóbulos ricos en areniscas (verde y amarillo).

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Sección PP1,500

Bajo contraste de impedancia de ondas P en Eugene Island

Sección PS

> Bajo contraste de impedancia acústica y sombreado de falla en el área Eugene Island del Golfo deMéxico. En la sección PP (izquierda), las reflexiones presentes debajo de la falla (verde) no son detec-tadas claramente, ni tampoco se resuelve la falla. En la sección PS (derecha), las ondas convertidasiluminan el volumen presente debajo de la falla (óvalo negro). El rectángulo azul resalta un área en laimagen PP que muestra un punto brillante de alta amplitud, a veces indicativo de la presencia de hidro-carburos. Sin embargo, la misma área en la imagen PS también es de alta amplitud, lo que sugiere quela reflexión podría representar un cambio litológico de alta impedancia. El rectángulo negro resalta otropunto brillante en la imagen PP, pero la respuesta oscura en la correspondiente sección PS sugiereque este punto brillante podría contener hidrocarburos.

Otoño de 2004 55

equipo a cargo de los activos del campo Alba eje-cutó un exitoso programa de perforación depozos horizontales, colocando numerosos pozosen el intervalo más rico del yacimiento e incor-porando un volumen sustancial de nuevasreservas.13 La comparación entre el levanta-miento del lecho marino y el levantamientoadquirido con cable sísmico, empleando la téc-nica de repetición, ayudó a identificar y evitarregiones de alta saturación de agua.

Los intervalos de bajo contraste de impedan-cia acústica también causan problemas degeneración de imágenes en otras regiones. En elárea Eugene Island del Golfo de México, porejemplo, tales intervalos pueden presentar lacomplicación adicional de yacer en la sombra deuna falla en la imagen (página anterior, abajo).Aquí, la sección de ondas convertidas revelavarios rasgos que no resultan visibles en la sec-ción PP. La falla en sí es pobremente resueltapor la imagen de ondas P y la región correspon-

diente a la sombra de la falla, indicada con elóvalo negro, se resuelve mucho mejor en la sec-ción PS. La imagen PP muestra un puntobrillante de alta amplitud que podría ser in-terpretado como un indicador sísmico dehidrocarburos en el lado derecho de la sección.No obstante, la correspondiente reflexión en laimagen PS también es de alta amplitud. Para unintérprete, esto serviría de advertencia en lo querespecta a asumir una correlación con contenidode hidrocarburos e indicaría la necesidad deefectuar un análisis ulterior. En la misma sec-ción, la imagen PP exhibe otra respuestabrillante cerca del extremo superior de la sec-ción. La respuesta oscura en la sección PSindica que este punto brillante representa unpotencial intervalo con hidrocarburos.

Aprovechando la diferencia en la respuesta delas ondas P y las ondas S al contenido de fluido,los intérpretes pueden examinar los volúmenesdel subsuelo para detectar zonas productivas

pasadas por alto. Un ejemplo tomado del levanta-miento sísmico 3D de componentes múltiplesrealizado en el área de Eugene Island muestracómo pueden obtenerse indicadores de fluido sus-trayendo las respuestas de las ondas PS de lasrespuestas de las ondas PP (abajo). Primero, seextraen las amplitudes de las reflexiones de losvolúmenes sísmicos PP y PS a lo largo de un hori-zonte correspondiente a una profundidad deaproximadamente 915 m [3000 pies]. Luego, unmapa de su diferencia resalta el potencialentrampamiento de hidrocarburos donde laamplitud correspondiente a la diferencia es alta.

Sección PP Sección PS Diferencia entre PP y PSExtracción de amplitudes en Eugene Island. Horizonte a 3000 pies

> Utilización de las diferencias en las respuestas PP y PS para ma-pear los fluidos remanentes. Las amplitudes de las reflexiones delos volúmenes sísmicos PP (extremo superior izquierdo) y PS (extre-mo superior, al centro) son extraídas a lo largo de un horizonte co-rrespondiente a una profundidad de aproximadamente 915 m [3000pies]. Las altas amplitudes (naranja) que se observan en el mapade su diferencia (extremo superior derecho) indican dónde puedehaber hidrocarburos entrampados. Las zonas con las amplitudesmás altas (contornos negros, extremo inferior derecho) puedencorrelacionarse con las áreas de alta amplitud de la sección PP(contornos negros, extremo inferior izquierdo) para mostrar lospuntos brillantes que pueden ser considerados con confianzacomo indicadores sísmicos de hidrocarburos.

12. MacLeod MK, Hanson RA, Bell CR y McHugo S: “TheAlba Field Ocean Bottom Cable Seismic Survey: Impacton Development,” artículo de la SPE 56977, presentadoen la Conferencia del Área Marina de Europa de la SPE,Aberdeen, Escocia, 7 al 9 de septiembre de 1999; véasetambién The Leading Edge 18, no. 11 (Noviembre de1999): 1306–1312.

13. Wilkinson D: “Imaging the Alba Reservoir with PS-Wavesfrom OBC Data and AVO Processing of PZ and PP Data,”presentado en la 73a Reunión Anual y Exposición Inter-nacional de la SEG, Seminario sobre Análisis AVO,Dallas, Texas, EUA, 31 de octubre de 2003.

Vigilancia rutinaria de cambios producidos en el yacimientoLos levantamientos sísmicos de componentesmúltiples proporcionan importante infor-mación sobre los cambios causados en elyacimiento por el movimiento de fluido, comoresultado de los esfuerzos de producción orecuperación asistida. Un tipo de cambio es lacompactación del yacimiento. La compacta-ción, causada por la extracción de fluido,puede actuar como mecanismo de empujepara mantener la producción, pero tambiénpuede producir inestabilidad en las capassobreyacentes. En casos extremos, la compac-tación del yacimiento puede ocasionar elcolapso de los estratos de sobrecarga e inclusola subsidencia del lecho marino.

Dado que son sensibles al módulo de cortede una roca, las ondas de corte responden acambios en la rigidez y la resistencia de laroca. Cuando los cambios producidos en larigidez y la resistencia de la roca tienen orien-taciones preferenciales, las ondas de corteexperimentan birrefringencia— como sucedeante la presencia de fracturas alineadas(véase “ Caracterización de fracturas conondas S,” izquierda).

El levantamiento sísmico de componentesmúltiples de la estructura del campo Valhallen el sector noruego del Mar del Norte fuediseñado en primer lugar para iluminar lacresta de la estructura del campo Valhall,donde el gas oscurece las imágenes con-vencionales generadas con cable sísmicoremolcado. WesternGeco efectuó el levanta-miento sísmico de componentes múltiples 3Den el invierno de 1997 a 1998.

Pocos años después de adquirido el levan-tamiento, WesternGeco comenzó a reprocesarlos datos para BP, la compañía operadora. Elobjetivo principal de la campaña de reprocesa-miento era mejorar el modelo de velocidadsísmica de los estratos de sobrecarga con laesperanza de que un mejor modelo de veloci-dad de los estratos de sobrecarga mejoraría lageneración de imágenes a nivel del yacimiento.14

Dado que en el procesamiento de datos pre-vio se había observado el fenómeno deseparación de la onda de corte, los especialis-tas en procesamiento incluyeron la anisotropíaen el modelo de velocidad sísmica. Como elyacimiento Valhall se encuentra fracturado enla cresta, se esperaba que hubiera anisotropíaen las capas prospectivas. Además, los infor-mes resultantes del procesamiento previoindicaban la existencia de significativos efectosde anisotropía en los estratos de sobrecarga.

56 Oilfield Review

La comprensión de los sistemas de fracturaspresentes en los yacimientos es importantepara los programas de perforación de pozos derelleno, el diseño de pozos horizontales y losproyectos de recuperación asistida de petró-leo. Los esfuerzos presentes en el subsuelohacen que la mayoría de las fracturas seanverticales y estén alineadas entre sí. Lasondas sísmicas quizás no detecten las fractu-ras individuales que son más pequeñas que lalongitud de onda sísmica, pero las ondas sís-micas— especialmente las ondas decorte— pueden percibir las propiedades pro-medio de las fracturas dentro de un granvolumen para ayudar a determinar su orienta-ción y densidad promedio.

Las ondas de corte que se propagan a travésde este tipo de medio fracturado o se reflejanen él experimentan el fenómeno conocidocomo birrefringencia, o separación, de la ondade corte. La birrefringencia hace que una

onda de corte se separe en dos ondas con dife-rentes velocidades, una rápida y otra lenta. Elmovimiento de las partículas de la onda Srápida se polariza en la dirección promediodel rumbo de la fractura, mientras que elmovimiento de las partículas de la onda Slenta se polariza en dirección perpendicularal rumbo de la fractura (arriba). La diferenciaen el tiempo de tránsito entre la onda Srápida y la onda S lenta está relacionada conla densidad de las fracturas. El análisis dedatos sísmicos de componentes múltiplesterrestres con este método ha sido utilizadoen yacimientos carbonatados para identificarzonas de alta densidad de fracturas que fue-ron validados subsiguientemente por lasoperaciones de perforación y producción.1

Caracterización de fracturas con ondas S

Eje lento de

la formación

Eje rápido de la formación

Lecho marino

Onda decorte rápida

Onda decorte lenta

> Separación de una onda de corte en una onda rápida y una onda lenta des-pués de la reflexión en un medio fracturado o anisotrópico o luego de la trans-misión a través del mismo. El movimiento de las partículas de la onda S rápida(azul) se polariza en la dirección promedio del rumbo de la fractura y, en elcaso de la onda S lenta (amarillo), el movimiento de las partículas se polarizaen dirección perpendicular al rumbo de la fractura. La diferencia en el tiempode tránsito entre la onda rápida y la onda lenta está relacionada con la densi-dad de las fracturas.

1. Li X-Y y Mueller M: “Case Studies of MulticomponentSeismic Data for Fracture Characterization: AustinChalk Examples,” en Pala I y Marfurt KJ (eds): Carbonate Seismology. Tulsa, Oklahoma, EUA: Society of Exploration Geophysicists (1997): 337–372.

Otoño de 2004 57

Durante el reprocesamiento, los geofísicos deWesternGeco observaron que hasta las ondas decorte convertidas provenientes de la capa mássomera mostraban los efectos de la separaciónde la onda de corte y en un grado aún no obser-vado en otros levantamientos sísmicos decomponentes múltiples 3D del Mar del Norte.

Mediante la representación gráfica de ladirección de la onda de corte rápida y de la dife-rencia entre la velocidad de la onda de corterápida y la onda de corte lenta, los geofísicosdescubrieron una correlación sorprendenteentre las propiedades de velocidad de ondas decorte de la capa más somera y la magnitud de lasubsidencia del fondo marino sobre la cresta delcampo Valhall (arriba). Los resultados de lacapa más somera, que se extiende sólo unoscientos de metros por debajo del fondo marino,muestran una configuración de tipo anillo que seajusta a la forma de la subsidencia del fondomarino que tuvo lugar desde el inicio de la pro-ducción de petróleo.

El mecanismo real que produce la separa-ción de la onda de corte somera no se conoce. Laanisotropía azimutal se asocia habitualmentecon el fracturamiento, el esfuerzo o la litología.En este caso, la magnitud de la anisotropía espequeña en la porción central del campo dondela subsidencia es mayor, pero se vuelve significa-tiva en los flancos reduciéndose nuevamente amayor distancia del centro. Esto indica enfática-mente que la separación de la onda de corte essensible a los cambios en el esfuerzo o en ladeformación. Se cree que esta leve subsidenciadel lecho marino está vinculada a cambios pro-ducidos a nivel del yacimiento; como resultadode la producción de fluidos, el debilitamientodel yacimiento de creta por la inyección de aguay la subsiguiente compactación de la capa pros-pectiva.

La detección de los cambios producidos en elyacimiento con el tiempo es el objetivo de loslevantamientos sísmicos de ondas P tridimensio-nales adquiridos con la técnica de repetición,

también conocidos como levantamientos 4D(véase “ El tiempo lo dirá: Contribuciones clave apartir de datos sísmicos adquiridos con la técnicade repetición,” página 6). No obstante, en lasáreas en las que las ondas P no pueden generaruna imagen adecuada del yacimiento, los geo-físicos pueden utilizar los datos sísmicos decomponentes múltiples adquiridos con la técnicade repetición para detectar cambios que podríanafectar las decisiones de desarrollo del yaci-miento. El primero de este tipo de levantamientofue realizado recientemente en el campo Ekofisk.

El fondo marino que sobreyace el campoEkofisk en el Mar del Norte ha experimentadocomo mínimo 8 m [26 pies] de subsidencia, loque demandó que la compañía operadora Cono-coPhillips modificara las plataformas y encararaesfuerzos tendientes a estabilizar los efectos de

Subsidencia delfondo marino, m

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

0

> Correlación de la separación de la onda de corte de nivel somero con la subsidencia en el campoValhall, Mar del Norte. Los segmentos de línea en ángulo ilustran la dirección de la onda de corterápida en las capas que se encuentran inmediatamente debajo del fondo del mar. La longitud decada segmento de línea es proporcional a la diferencia entre la velocidad de la onda de corte rápiday lenta. Las líneas delgadas son líneas receptoras. El sombreado azul corresponde a la subsidenciadel fondo marino en el campo Valhall.

14. Olofsson B, Probert T, Kommedal JH y Barkved OI: “Azimuthal Anisotropy from the Valhall 4C 3D Survey,”The Leading Edge 22, no. 12 (Diciembre de 2003):1228–1235.

la producción futura. Como la produccióncomenzó en 1971, la formación de creta de altaporosidad ya ha producido 302 millones de m3

[1,900 millones de barriles] de los 1,100 millonesde m3 [6,700 millones de barriles] de petróleooriginal en sitio. Se espera que la produccióncontinúe hasta el año 2050. La vigilancia rutina-ria y la mitigación de los efectos de la producciónson claves para el logro de la viabilidad del pro-yecto en el largo plazo.

La vigilancia rutinaria de la producción conmétodos sísmicos requiere el empleo de tecnolo-gía de componentes múltiples de repetición:aproximadamente un tercio de la estructura delcampo Ekofisk es oscurecido en las imágenes deondas P existentes por la presencia de gas libre ylutitas sobrepresionadas en los estratos de sobre-carga. Para el primer estudio de componentesmúltiples marino con empleo de la técnica derepetición realizado en todo el mundo, el puntode partida estuvo constituido por un levanta-miento sísmico de componentes múltiples inicialllevado a cabo en septiembre de 2002. Esteúltimo fue comparado con el levantamiento decontrol adquirido en diciembre de 2003.15 Encada levantamiento, se utilizó un cable de lechomarino para adquirir datos con un amplio rangode azimuts (izquierda, extremo superior).

Para cada levantamiento, se analizaron lasondas convertidas a fin de determinar las direc-ciones principales de las ondas S rápidas ylentas. En la posición de cada sensor, las trazasregistradas fueron reunidas o recolectadas ensectores de 10° , según el azimut desde la ubica-ción del punto de tiro, y luego se procedió a suapilamiento. Esto genera un conjunto de 36 tra-zas para cada componente, en cada posición derecepción. Las direcciones principales aparecencomo variaciones en los tiempos de arribo en elcomponente radial y como amplitudes bajas en elcomponente transversal (izquierda, extremoinferior). La dirección rápida corresponde a losarribos previos en el componente radial y ladirección lenta corresponde a los arribos poste-riores en el componente radial. Estas direccionesprincipales se asocian con una inversión de lapolaridad en el componente transversal, queresulta de la interferencia destructiva de las dosondas S en estas orientaciones.

La comparación de los datos de los dos levan-tamientos sísmicos de componentes múltiples alcabo de un año de producción indica ciertoscambios leves en la dirección de la onda decorte rápida y en la diferencia entre la velocidadde la onda de corte rápida y de la onda de cortelenta. Las diferencias no son consistentes entodo el campo, y aún no han sido totalmentecomprendidas si bien se las sigue evaluando.

58 Oilfield Review

50 140 230 320 50 140 230 320

Componente radial Componente transversal

Azimut, grados

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dob

le (d

e id

a y

vuel

ta),

segu

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2.0

1.0

1.5

0.5

0

> Trazas apiladas con azimut limitado, provenientes de un receptor del levantamiento de lecho marinorealizado en el campo Ekofisk en 2003. Cada uno de los dos paneles contiene 36 trazas, una traza porcada celda de 10°. En el componente radial (izquierda), las reflexiones parecen ondular cuando elazimut de la celda gira 360°. Para cada reflexión ondulante, los arribos previos corresponden a ondasde corte rápidas y los arribos posteriores corresponden a ondas de corte lentas. En consecuencia, ladirección de la onda de corte rápida es de 140°. Las direcciones principales de las ondas de corterápida y lenta aparecen como amplitudes bajas en el componente transversal (derecha).

1 km

266,000

264,500

265,000

265,500

266,500

510,000 511,000 512,000 513,000 514,000 515,000

Celdaazimutalde 10°

516,000

> Diseño de un levantamiento de componentes múltiples y celdas azimutales para el levantamiento delfondo marino realizado en el campo Ekofisk en el año 2003. Los puntos rojos representan los puntosde disparo y los triángulos azules en un recuadro azul de una línea próxima a la porción central dellevantamiento representan los receptores en el cable sísmico de fondo marino. Para estudiar los efec-tos azimutales y cuantificar la separación de la onda de corte, las trazas de cada localización de re-ceptores fueron recolectadas o reunidas en sectores de 10 grados y luego se procedió a su apilamien-to. Las celdas azimutales sólo se muestran para el primer receptor situado en el extremo izquierdodel cable sísmico de fondo marino.

Otoño de 2004 59

La subsidencia observada actualmente es elresultado de más de 30 años de producción y noresulta claro si serán observables los efectos deun año. Sin embargo, es probable que se observeun mayor efecto de subsidencia a lo largo de unintervalo de producción más prolongado.

En otro proyecto con componentes múltiplesutilizando la técnica de repetición, BP instaló unarreglo de lecho marino— esta vez en formapermanente— en el campo Valhall, en el áreamarina de Noruega, para vigilar rutinariamentelos cambios producidos en el yacimiento. Ladecisión de instalar este arreglo y llevar a cabolevantamientos sísmicos de componentes múlti-ples 3D repetidos, a intervalos regulares, se basóen la necesidad comercial de utilizar la tecno-logía sísmica de repetición para ayudar adeterminar la estrategia de drenaje del yaci-miento, mejorar la planeación de pozos a travésde la selección de las trayectorias de perforaciónóptimas, e identificar reservas adicionales comoresultado del mejoramiento de la descripcióndel yacimiento.

Cuando comenzó la producción del campoValhall en 1982, el campo contenía 39 millonesde m3 [245 millones de barriles] de reservas depetróleo recuperable. Las mejoras registradas enla caracterización de yacimientos permitieronincrementar las reservas de petróleo en un factorde cuatro, hasta alcanzar 167 millones de m3

[1,050 millones de barriles] de los cuales ya fue-ron producidos 88 millones de m3 [554 millonesde barriles], es decir la mitad. BP espera que lacontinuidad del crecimiento de las reservas delcampo Valhall acompañe las nuevas mejoras dis-ponibles a través de la vigilancia rutinaria de losyacimientos.

El proyecto de vigilancia rutinaria permitiráque los levantamientos sísmicos de componen-tes múltiples repetidos generen imágenesdebajo del gas somero que impide la correctageneración de imágenes con ondas P. La instala-ción permanente de los sensores de fondomarino permitirá que los levantamientos repeti-dos adquieran datos provenientes de un arreglode receptores en las mismas localizaciones,generando levantamientos de repetición. Loscables de fondo marino cubren un área de 45 km2

[18 millas cuadradas] y están conectados perma-nentemente a un sistema de registro con base enuna plataforma.

La implementación del proyecto de vigilan-cia rutinaria permanente del campo Valhall, lesvalió a la Unidad Valhall y a BP el premio a laRecuperación Mejorada de Petróleo 2003 de laDirección General de Petróleo de Noruega.16 Setrata de un premio a la creatividad y a la vo-luntad de asumir riesgos en la aplicación de

métodos que pueden mejorar la recuperaciónmás allá de lo que puede esperarse normal-mente. La Dirección General de Petróleo deNoruega considera que el método sísmico decomponentes múltiples de repetición podríatener potencial para muchos otros campospetroleros de Noruega y de otros países.

Mejoramiento de los métodos sísmicos de componentes múltiplesLos levantamientos de componentes múltiplesmarinos existen en el mercado desde 1996 y handemostrado ser exitosos en la resolución dediversos problemas de generación de imágenessísmicas y caracterización de yacimientos. Al-gunas compañías de petróleo y gas estánconvencidas de los beneficios del método sís-mico de componentes múltiples, mientras queotras aún deben ser persuadidas al respecto.

Para comprender el grado de aceptación delas aplicaciones sísmicas de componentes múl-tiples de parte de los usuarios, un grupo de

especialistas en ondas de corte examinó el temaen un seminario celebrado por la Sociedad deGeofísicos de Exploración (SEG) en el año 2000.Una encuesta realizada entre los asistentes alseminario reveló cómo consideran que los méto-dos sísmicos pueden resolver cualquiera de los24 problemas geológicos o geofísicos posibles(arriba).

Siendo la aplicación correspondiente a lacategoría máxima, la generación de imágenesdebajo de la sal fue considerada por el 100% delos asistentes como uso comprobado de la tec-nología sísmica de componentes múltiples.

15. Van Dok R, Gaiser J y Probert T: “Time-Lapse ShearWave Splitting Analysis at Ekofisk Field,” artículo G046presentado en la 66a Conferencia y Exhibición Anual dela EAGE, París, Francia, 7al 10 de junio de 2004.

16. Øyvind M: “IOR Award 2003: The NPD’s Award for Improved Oil Recovery Goes to Valhall,”http://www.npd.no/English/Emner/Ressursforvaltning/Utbygging_og_drift/IORprisen_2003_pm.htm (mostrado el13 de enero de 2004).

Generación de imágenes debajo de nubes de gas 100

Generación de imágenes de objetivos de reflectividad PP pobre

86 14

Delineación de la litología: clásticos 56

Incremento de la resolución somera(<1,000 m de profundidad)

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Caracterización de fracturas (orientación y densidad) 54

Discriminación de fluidos

Detección de gas somero

Generación de imágenes de fallas

Generación de imágenes debajo de la sal

Estimación de la densidad

Predicción de la presión de poro

Caracterización de esfuerzos

Vigilancia rutinaria de yacimientos

Detección de flujos de agua someros

Delineación de la litología: carbonatos, evaporitas

Generación de imágenes debajo del basalto

Generación de imágenes debajo de la creta

Incremento de la resolución profunda(> 1,000 m de profundidad)

Generación de imágenes con múltiples

Hidratos de gas

Generación de imágenes de estructurascomplejas (sobrecabalgamiento)

Resistencia de la formación (peligro de perforación)

Estimación de la permeabilidad

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Problema geológico o geofísico Comprobado Posible Improbable Abstenerse

> Resultados de una encuesta de especialistas en ondas de corte, en un seminario celebrado por laSociedad de Geofísicos de Exploración en el año 2000. Se pidió que los participantes cuantificarancuán bien comprobados estaban, en su opinión, los métodos sísmicos de componentes múltiples paraabordar 24 problemas geológicos o geofísicos diferentes. Para la resolución de casi todos los proble-mas propuestos, los métodos sísmicos de componentes múltiples se consideran comprobados o posibles.

En segundo lugar figuró la generación de imáge-nes de objetivos con bajo contraste de impedanciade ondas P, seleccionada como tecnología compro-bada por un 86% de los entrevistados. Una claramayoría de los especialistas considera que estasdos aplicaciones principales son aplicacionescomprobadas. Los 22 problemas restantes reci-bieron puntajes divididos pero casi todos seconsideran posibles de resolver utilizando tecno-logía sísmica de componentes múltiples.

Para incrementar el nivel de aceptación delos métodos sísmicos de componentes múltiples,los geofísicos están trabajando con el fin demejorar todos los aspectos de la tecnología,desde la calidad de la señal sísmica y la eficien-cia de la adquisición, hasta el procesamiento y lainterpretación de los datos. En lo que respecta ala adquisición, se han registrado avances impor-tantes en los sistemas recién desarrollados.Estas mejoras incluyen el incremento de lascapacidades de profundidad del agua de loslevantamientos sísmicos de unos cientos demetros hasta 2500 m. Los sistemas de nodos, enoposición a los sistemas de cables sísmicos, tam-bién pueden adquirir datos de ondas de corte dealta calidad a estas profundidades. No obstante,los sistemas de nodos son operativamente inefi-caces en comparación con los sistemas OBC.

Los nuevos desarrollos de sensores incluyenlos sistemas microelectromecánicos (MEMS, porsus siglas en inglés). Los sensores MEMS estánbasados en acelerómetros miniaturizados produ-

cidos en forma similar a los microchips. Comosucede con los acelerómetros y los geófonos,estos sensores apuntan al mejoramiento de lacalidad de la señal sísmica registrada, a travésdel mejoramiento de la relación señal a ruido, ya la reducción de la interferencia entre los trescomponentes del sensor.

Otras de las mejoras introducidas en la cali-dad de la señal incluyen la optimización de lafidelidad y el incremento del ancho de banda enel registro del campo de onda completo de losdatos del lecho marino. El mejoramiento delacoplamiento entre los paquetes de sensores decomponentes múltiples y el fondo marino tam-bién mejora la calidad de los datos. Es necesarioalcanzar estos objetivos respecto de la calidadde los datos, mejorando al mismo tiempo la efi-ciencia operativa. Si bien el método de registrosobre el fondo marino típicamente incrementavarias veces el costo del levantamiento, en com-paración con los levantamientos adquiridos concable sísmico remolcado, el valor de la informa-ción excede fácilmente el costo adicional.

Los resultados del procesamiento de datosde ondas convertidas en ocasiones han sidodecepcionantes en comparación con los resulta-dos de los datos de ondas P obtenidos en lamisma área. El procesamiento de datos sísmicosde componentes múltiples siempre ha sido undesafío, debido a la asimetría de las trayectoriasde los rayos causada por la diferencia de veloci-dad entre las ondas P y S. Los geofísicos de

WesternGeco están desarrollando algoritmos degeneración de imágenes mejorados que se ajustana los datos sísmicos de componentes múltiples.Mediante la utilización del método de migraciónen tiempo antes del apilamiento de Kirchhoff,en el que los tiempos de tránsito son calculadoscon precisión utilizando rayos curvos anisotrópi-cos, los especialistas en procesamiento deWesternGeco han logrado mejorar la resoluciónde las imágenes de ondas convertidas en cual-quier profundidad objetivo. El primer ejemplotridimensional con utilización de esta tecnologíacorresponde al campo Volve.

El campo Volve del Mar del Norte, operadopor Statoil, contiene un yacimiento subcretáceoestructuralmente complejo. Los geofísicos deStatoil creían que mediante la utilización delmuestreo de azimut completo, propio de las geo-metrías de los levantamientos sísmicos de fondomarino, podría obtenerse una imagen superiordel subsuelo para asistir en la descripción delyacimiento.

Los resultados de los datos de ondas compre-sionales (PZ) provenientes de los hidrófonos yde los geófonos verticales mostraban un mejora-miento significativo con respecto a las imágenesobtenidas en levantamientos previos adquiridoscon cable sísmico remolcado. Las expectativascon respecto a los datos PS no eran significati-vas pero Statoil decidió probar las nuevastécnicas de procesamiento con migración en eltiempo antes del apilamiento en una cinta dedatos de ondas PS. Se esperaba que la migraciónen tiempo antes del apilamiento arrojara mejo-res resultados que la generación de imágenescon ondas PS convencional, lo que incluye lageneración de celdas de punto común de conver-sión (CCP, por sus siglas en inglés) y lamigración después del apilamiento. El procesa-miento convencional de los datos de ondas PSdel campo Volve, realizado a los fines comparati-vos, genera una imagen por ondas convertidasque se compara pobremente con la imagen PZproveniente del mismo levantamiento sísmicodel lecho marino (arriba, a la izquierda).

Las pruebas de procesamiento de datos deondas convertidas comenzaron con el método demigración en tiempo antes del apilamiento utili-zando un modelo isotrópico. No obstante, losresultados fueron decepcionantes. La siguienteprueba incluyó la anisotropía en el modelo de

60 Oilfield Review

17. Amundsen L, Ikelle LT y Berg LE: “Multidimensional Signature Deconvolution and Free-Surface Multiple Elimination of Marine Multicomponent Ocean-BottomSeismic Data,” Geophysics 66, no. 5 (Septiembre a octubre de 2001): 1594–1604.

18. Rognø et al, referencia 9.

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sSección sísmica PP con migraciónen tiempo antes del apilamiento

Sección sísmica PS con migración en tiempo despuésdel apilamiento utilizando un modelo isotrópico

> Comparación de las secciones PP y PS del campo Volve, ubicado en el sector noruego del Mar delNorte. La sección PS (derecha), procesada en forma convencional, con migración en tiempo despuésdel apilamiento, es de menor calidad que la sección PP (izquierda). La sección PP proviene de unlevantamiento sísmico de componentes múltiples y combina la información de hidrófonos y geófonos,que se conoce como datos PZ.

Otoño de 2004 61

velocidad de ondas de corte para la migraciónen tiempo antes del apilamiento y generó unaimagen muy superior a los datos PS procesadosen forma convencional (abajo).

De acuerdo con la filosofía de procesamientode Statoil, la migración en profundidad antes delapilamiento generaría imágenes óptimas a partirde los datos sísmicos de componentes múltiples,de manera que en una tercera prueba se aplicóel método de migración en profundidad antesdel apilamiento en una cinta de datos. Para lamigración en profundidad antes del apilamientose incluyó la anisotropía en el modelo de veloci-dad de ondas de corte, generándose una imagensuperior. La nueva imagen por ondas convertidascontiene reflexiones de alta resolución que lle-gan hasta el nivel objetivo y lo trascienden. Losbuenos resultados obtenidos con el método demigración en profundidad antes del apilamientoalentaron a Statoil a procesar todo el volumenPS con el método de migración en profundidadantes del apilamiento 3D; un nuevo proyecto queen este momento se encuentra en curso.

Es probable que otros yacimientos con es-tructuras complejas y modelos de velocidadrápidamente variables saquen provecho de lautilización de la nueva técnica de migración enprofundidad antes del apilamiento PS. Las com-pañías que ya han adquirido datos de ondasconvertidas podrán obtener beneficios si hacenreprocesar estos levantamientos para mejorar laresolución y la calidad de las imágenes.

Los avances registrados en las técnicas deprocesamiento también harán más factibles los

levantamientos de componentes múltiplesterrestres. En particular, los yacimientos que seencuentran ubicados debajo de reflectores fuer-tes, tales como basaltos, son difíciles derepresentar porque la alta reflectividad de lasondas P por encima del yacimiento permite quepoca señal penetre hasta el nivel de yacimiento.No obstante, el basalto produce una significativaconversión de ondas P a S, lo que crea oportuni-dades para la ejecución de levantamientos deondas convertidas. Con mejores algoritmos deprocesamiento, los levantamientos terrestressacarán provecho de la misma combinación dedatos de ondas P y S que benefician a sus con-trapartes marinas.

Los ejemplos presentados en este artículodemuestran cómo los métodos sísmicos de com-ponentes múltiples pueden ser utilizados paradetectar y caracterizar yacimientos cuando loslevantamientos de ondas P convencionales nodan los resultados esperados. Como sucede conmuchas técnicas sísmicas, su aceptación y apli-cación generalizada llevará tiempo. Las viejasbarreras que se interponían para la adopción delos métodos sísmicos de componentes múlti-ples— falta de familiaridad con las ondas decorte, falta de pruebas de valor, métodos de pro-cesamiento PS que retardaban las técnicas degeneración de imágenes PP, secuencia de tareasde interpretación inadecuadas— están siendosuperadas. La precisión de las mediciones delfondo marino está aumentando y los avancesregistrados en el procesamiento han conducidoa mejoras dramáticas en la calidad de los datos.

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Sección sísmica PP con migraciónen tiempo antes del apilamiento

Sección sísmica PS con migración en tiempo despuésdel apilamiento utilizando un modelo isotrópico

Sección sísmica PS con migración en tiempo antesdel apilamiento utilizando un modelo anisotrópico

> Comparación de imágenes en primer plano del yacimiento Volve, obtenidas de un levantamiento sísmico de componentes múltiples procesado mediantela aplicación de dos métodos diferentes. La generación cuidadosa de imágenes con migración en tiempo antes del apilamiento, utilizando un modelo develocidad de ondas S anisotrópico (derecha), esclarece mejor las discontinuidades de las reflexiones en la sección yacimiento que la imagen PP(izquierda) o que la sección PS con el procesamiento convencional (centro).

El mejoramiento de la calidad de los datos estáponiendo nuevo énfasis en el desarrollo de pro-ductos de interpretación.

Las demás aplicaciones nuevas de la tecnolo-gía sísmica de componentes múltiples semuestran promisorias en lo que respecta a laextracción de más información no sólo a partirde las ondas S sino también a partir de las ondasP. Recientemente, ha quedado demostrado quela utilización de dos mediciones— el hidrófono yel geófono de componente vertical— mejora lageneración de imágenes de ondas P en las áreasdonde las múltiples presentes en el fondo delagua, o las reverberaciones dentro de la co-lumna de agua, resultan difíciles de eliminar dela señal deseada.17 Los sistemas de componentesmúltiples también asisten en la adquisición dedatos de ondas P y ondas S con una ampliacobertura azimutal.18

Los entusiastas de la tecnología sísmica decomponentes múltiples consideran que se tratade un descubrimiento emergente en la industriasísmica cuyo impacto sobre la explotación depetróleo y gas debería ser equivalente al de latecnología sísmica 3D. Las ondas de corte fueronalguna vez consideradas simplemente ruido enlos levantamientos de ondas compresionales, porlo que era preciso filtrarlas. Como ha sucedido amenudo en el pasado con la tecnología sísmica,lo que alguna vez fue ruido puede convertirse enseñal. Ahora, con el registro correcto, se puedencapturar las ondas S haciendo que aporten laimportante información sobre las propiedadesde rocas y fluidos que contienen. – LS

Colaboradores

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Usman Ahmed se desempeña como gerente global delsegmento de Campos Maduros y Carbonatos deSchlumberger y reside en Sugar Land, Texas, EUA.Además, ha ocupado diversas posiciones técnicas ygerenciales dentro de Schlumberger, en los EstadosUnidos y en el exterior. Antes de ingresar enSchlumberger, trabajó para Getty Oil y realizó tareas deinvestigación para TerraTek, Inc. Es autor o coautor demás de 50 publicaciones y 2 patentes en las áreas deestimulación de pozos, evaluación de formaciones,mecánica de rocas y desarrollo de campos petroleros.Actualmente preside el Comité de Implementación deForos del Hemisferio Oriental de la SPE y además esmiembro del Comité de Foros de la SPE. Usman poseeuna licenciatura y una maestría en ingeniería petrolerade la Universidad A&M de Texas, en College Station.Mark Andersen es editor ejecutivo de la publicaciónOilfield Review y gerente del sector ComunicacionesEjecutivas de Campos Petroleros. Se incorporó al per-sonal a cargo de la publicación Oilfield Review deSchlumberger, en el año 2000. Previamente trabajó enAmoco, donde realizó tareas de investigación y consul-toría referentes a las propiedades de las rocas de pro-ducción en el centro de investigaciones de Tulsa,Oklahoma, EUA. Pasó varios años en Stavanger,Noruega, donde dirigió el programa de investigaciónexterna de Amoco Noruega. Escribió la publicaciónInvestigación Petrolera en la Creta del Mar del Norte,destinado por Amoco para trabajar en el Centro deInvestigaciones Rogaland en Stavanger y es autor denumerosos artículos técnicos que describen el trabajopropio y de otros científicos. Mark obtuvo una licencia-tura en física de la ingeniería de la Universidad deOklahoma en Norman y una maestría y un doctoradoen física de la Universidad Johns Hopkins deBaltimore, Maryland, EUA.Richard Arnold es profesor adjunto de ciencia demalezas en la Universidad Estatal de Nuevo México,Albuquerque, EUA, y ha estado involucrado en temasde investigación en ciencia de malezas en los últimos24 años. Su trabajo de investigación incluye temasagronómicos y horticulturales y asuntos relacionadoscon pastizales y tierras no agrícolas tales como controlde malezas, fertilidad y producción de forraje o decereales. Su proyecto de revegetación, que cuenta conlos fondos de diversas compañías productoras depetróleo y gas de la Cuenca de San Juan, NuevoMéxico, se inició en el año 2002 y la utilización de aguaproducida con fines de revegetación comenzó en elaño 2003. Autor prolífico, obtuvo una licenciatura enciencias agrícolas y una maestría en agricultura,ambas de la Universidad Estatal de Nuevo México.Hans Andreas Aronsen es líder de proyecto de activi-dades geofísicas en el área de Halten-Nordland yreside en Harstad, Noruega. Antes de ingresar enStatoil en 1983, se desempeñó como investigador en laUniversidad de Tromsø, Noruega, donde obtuvo unamaestría en geología aplicada. En Statoil trabajó comoexploracionista y se ha especializado en adquisición yprocesamiento sísmicos, trabajando dentro del sectorde soporte de exploración, producción y tecnología.

Hans estuvo involucrado en operaciones de adquisi-ción y procesamiento sísmicos de cuatro dimensiones(4D) o con empleo de la técnica de repetición (técnicade lapsos de tiempo) desde 1997.Olav Barkved se desempeña como geofísico principalde BP en el Equipo a Cargo del Subsuelo del campoValhall y es líder del Proyecto Sísmico sobre la VidaProductiva de los Campos Petroleros implementado enel campo Valhall. Reside en Stavanger, Noruega.Comenzó su carrera como pasante de geofísica enGeco en 1977, trabajando en actividades de investiga-ción y desarrollo en Stavanger. Además ocupó algunasposiciones breves en el Centro de Investigaciones Dollde Schlumberger en Connecticut, EUA, y en el Centrode Investigaciones de Schlumberger en Cambridge,Inglaterra. En 1992, ingresó en BP (en ese entoncesAmoco) como geofísico de campo y desempeñó diver-sos roles relacionados con la geociencia dentro delsegmento de manejo de recursos. Olav participó acti-vamente en el desarrollo de capacidades símicas decomponentes múltiples (4C) y capacidades sísmicascon empleo de la técnica de repetición dentro de BP.Se graduó en el Instituto Noruego de Tecnología enTrondheim con una maestría en exploración de petró-leo y gas.Bob Bartman se desempeña como geofísico de petró-leo senior en Devon Energy, Houston. Es responsablede los proyectos sísmicos de componentes múltiplesdel área Eugene Island del Golfo de México. Tiene másde 15 años de experiencia en interpretación de datosde la Costa del Golfo, en proyectos de la plataformacontinental y de aguas profundas. Recientementeestuvo involucrado con WesternGeco en un proyectodetallado de migración en profundidad antes del apila-miento mediante tomografía multiazimutal para explo-ración de gas profundo en la plataforma continental.Además participa en el primer proyecto de predicciónde la presión de poro mediante un modelo mecánicodel subsuelo para Devon Energy, en conjunto con elgrupo de Schlumberger Oilfield Services. Bob obtuvotanto su licenciatura como su maestría en geofísica dela Universidad Estatal de Ohio en Columbus, EUA.Ron Bates es ingeniero de producción senior y resideen Long Beach, California, EUA. Trabaja para SignalHill Petroleum (SHP), donde maneja todos los aspec-tos técnicos de un área de producción por inyección deagua con un volumen de 2700 bppd. Antes de ingresaren SHP en 1987, trabajó para Arco durante 19 añoscomo asistente de ingeniería y capataz de producción,principalmente en el campo Signal Hill. Ron trabajóademás en ingeniería de yacimientos e instalaciones,en diversos campos petroleros de las áreas de Venturay del Valle de San Joaquín en California.David B. Burnett es director de tecnología delInstituto Global de Investigación Petrolera (GPRI, porsus siglas en inglés), un esfuerzo de colaboración dediversas compañías de petróleo y gas que llevan a caboproyectos de investigación conjuntos en las áreas deperforación y terminación de pozos, instalaciones eingeniería de producción, y medio ambiente. Ademáses miembro del cuerpo docente del Departamento de

Ingeniería Petrolera de la Universidad A&M de Texas,College Station. En los últimos dos años trabajó en elInstituto de Recursos Hidráulicos de Texas (TWRI, porsus siglas en inglés), liderando un equipo de científi-cos e ingenieros en la recuperación de agua dulce pro-veniente de salmueras y aguas subterráneas salobresde campos petroleros. Sus proyectos actuales incluyenla desalinización de agua producida, el secuestro decarbono, la captura de gases de efecto invernadero apartir del almacenamiento de petróleo, y la utilizaciónde operaciones de medición y bombeo polifásico enaplicaciones de campos petroleros. Previamente, Davidfue gerente de proyecto para Westport Technology.Posee una licenciatura y una maestría en química dela Universidad Estatal de Sam Houston, Huntsville,Texas, y una maestría en administración de empresas dela Universidad de Pepperdine, Los Angeles, California.Behtaz Compani se desempeña como geofísico paraDevon Energy en Houston, trabajando en la plataformadel Golfo de México. Durante los últimos 22 años hatrabajado para Devon, anteriormente Pennzoil, en lasáreas del sur de Texas y del Golfo de México. Behtazobtuvo una licenciatura y una maestría en geología ygeofísica de la Universidad de Indiana enBloomington, EUA. Charlie Cosad trabaja en el segmento de negocios deTerminaciones y Productividad de Pozos deSchlumberger en Abingdon, Inglaterra, donde super-visa la estrategia y la coordinación de las actividadesque implican operaciones de producción en tiemporeal. Ingresó en Schlumberger en 1978 como ingenierode campo especialista en operaciones con cable en elLejano Oriente y luego ocupó posiciones técnicas ygerenciales en toda la región. Posteriormente manejólos negocios de Schlumberger Wireline & Testing endiversos países de Medio Oriente antes de convertirseen gerente de proyecto del grupo de Manejo deProyectos Integrados (IPM, por sus siglas en inglés)del Mar del Norte. Charlie obtuvo una licenciatura eningeniería mecánica de la Universidad de Siracusa,Nueva York, EUA, y una maestría en ingeniería aeroes-pacial y mecánica de la Universidad de Princeton,Nueva Jersey, EUA.Terje Dahl es geofísico principal de Statoil enStavanger, Noruega, donde está a cargo de la explora-ción, el desarrollo y la producción de campos petrole-ros en Noruega y el resto del mundo. Terje posee unamaestría en geología y geofísica aplicada y un docto-rado en geofísica aplicada de la Universidad deTrondheim, Noruega.Ola Eiken es especialista geofísico responsable de lainvestigación y del soporte de la vigilancia geofísica delos activos de la compañía y tiene su base en el centrode Investigación y Desarrollo de Statoil en Trondheim,Noruega. Antes de ingresar en Statoil en 1991, trabajóen investigación en la Universidad de Bergen,Noruega, y en Bundesanstalt für Geowissenschaftenund Rohstoffe, en Hannover, Alemania. Ola posee undoctorado en geofísica de la Universidad de Bergen.

Jon Elphick se desempeña como especialista en elsector de Soluciones a la Producción de Agua deSchlumberger desde el año 2001 y es miembro delequipo de desarrollo de soluciones a la producción deagua que provee soporte y entrenamiento técnicos enrelación con todos los aspectos del ciclo del agua inclu-yendo el yacimiento, los pozos productores, los pozosinyectores y las instalaciones de superficie. Desde suingreso en Dowell Schlumberger en 1974 como inge-niero de campo en Libia, ocupó diversas posicionesrelacionadas con la ingeniería, el manejo de yacimien-tos y el desarrollo de programas de computación enEuropa y EUA. Estuvo radicado en Cambridge,Inglaterra, desde 1994, año en que comenzó a trabajarcomo especialista en control de la producción de agua.Jon posee una licenciatura en matemática y undiploma de postgrado en educación de la Universidadde Bath, Inglaterra, y además obtuvo un diploma enmanejo de yacimientos como resultado de un pro-grama conjunto implementado a través de la l'EcoleNationale Supérieure de Physique de Marseille,Francia, el Imperial College de Londres, Inglaterra, yla Universidad de Tecnología de Delft, Países Bajos.Thomas J. Feeley, III es gerente de la Línea deProductos de Recursos Ambientales e Hidráulicos(Innovaciones de las Plantas Existentes) delDepartamento de Energía de EUA / LaboratorioNacional de Tecnología Energética de la Oficina deEnergía Fósil (DOE-NETL) donde está a cargo de laplaneación estratégica y del manejo de los programasde investigación y desarrollo de DOE-NETL en lasáreas de tecnología para el control de emisiones, utili-zación de subproductos, y calidad y disponibilidad deagua en relación con las plantas de energía alimenta-das con combustibles fósiles. Trabajó en DOE-NETLdesde 1984 y se desempeñó como gerente de proyectoen diversas actividades de desarrollo de tecnologíaavanzada de depuración del carbón y limpieza del gasde chimenea. Antes de ingresar en DOE-NETL, Tomtrabajó para Roy F. Weston, una consultora especialistaen medio ambiente. Obtuvo una licenciatura en cien-cias ambientales de la Universidad de California enPensilvania, EUA, y una maestría en recursos energéti-cos de la Universidad de Pittsburgh, Pensilvania.Lance Fielder es gerente de proyectos especiales enel Centro de Investigaciones de Schlumberger enCambridge, Inglaterra, donde está a cargo de los desa-rrollos de investigación relacionados con la terminacióny la producción de pozos y del desarrollo de nuevos pro-gramas computacionales de selección y diseño. Ademáses gerente global de cuentas de Framo Engineering, unaasociación de empresas. Previamente ocupó posicio-nes gerenciales en Reda: gerente de Reda ProductionSystems en Houston; gerente de una asociación deempresas rusas en Moscú; y gerente de integración deoperaciones de levantamiento artificial en Houston.Ocupó su posición actual en 2002. Lance obtuvo unalicenciatura en administración de empresas de laUniversidad de Hamilton en Evanston, Wyoming, EUA.Jim Gaiser se desempeña como asesor geofísico deWesternGeco en Denver, Colorado, EUA, especializán-dose en análisis de orientación de componentes múlti-ples, inversión sísmica y generación de imágenes.

Trabajó en proyectos de componentes múltiples paraENI, Anadarko, BP, PanAmerican, Pemex y Unocal.Comenzó su carrera de geofísico en 1977 en AtlanticRichfield Company (ARCO), en Plano, Texas, y conti-nuó trabajando en carácter de investigador en ARCOhasta 1991. En 1992, Jim se trasladó a Denver paradesempeñarse en Western Geophysical, ahoraWesternGeco. Posee una licenciatura en geología de laUniversidad de Indiana en Bloomington, una maestríaen geofísica de la Universidad de Utah, Salt Lake City,EUA, y un doctorado en geofísica de la Universidad deTexas en Dallas.Michel Galbrun se desempeña como gerente del sectorde Servicios de Campos Petroleros de Schlumberger,Vitoria, y como gerente de desarrollo de negocios delsector de Manejo y Producción de Campos PetrolerosIPM de América Latina Sur (LAS) y reside en Río deJaneiro, Brasil. Está a cargo del manejo de las opera-ciones de la planta de deshidratación 135-D, el manejode las operaciones de la alianza conjunta entre elMinisterio de Minas y Energía y Petrobras, un contratode producción marina con incentivos de producción ysoluciones de tratamiento y producción de agua. Antesde ocupar su posición actual en el año 2003, trabajó enAmérica Latina, Europa y África en una variedad deáreas de manejo y producción de yacimientos. Michelposee una licenciatura en ingeniería y construcciónnaval de la Universidad de Saint Nazaire y un BE enmatemáticas y tecnología de la Universidad de LeMans,ambas en Francia. Comenzó su carrera en Flopetrolantes de ingresar en Schlumberger en 1983.Richard Goto es gerente del grupo de Análisis Q*Integrado de WesternGeco en Gatwick, Inglaterra,donde supervisa el análisis experimental y extendidode los métodos de adquisición y procesamiento sísmi-cos Q-Marine*, QSeabed*, Q-Land* y Q 4D. Ingresó enWestern Geophysical como analista geofísico junior en1981. Posteriormente trabajó para SeismographServices Ltd. y Geco-Prakla, como sismólogo, geofísicode desarrollo y geofísico principal especialista en pro-cesamiento de datos en el Reino Unido. Antes de ocu-par su posición actual en el año 2004, se desempeñócomo gerente de proyecto de WesternGeco para el pri-mer servicio 3D Q comercial implementado en el campoMagnus de BP y para el primer servicio 4D Q comercialimplementado en el campo Norne de Statoil. Richardposee una licenciatura en geología y una maestría engeofísica del Imperial College of Science, Universidadde Tecnología y Medicina de Londres, Inglaterra; y unpostgrado en informática de la Universidad deCambridge, Inglaterra. Autor de numerosos artículos,fue además presidente de sesión para la reunión de laSociedad de Geofísicos de Exploración 2004.Mike Hightower es Miembro Distinguido del personaltécnico del Centro de Seguridad Energética, en losLaboratorios Nacionales Sandia de Albuquerque,Nuevo México. Su actual trabajo de investigación secentra en la sustentabilidad de los recursos hidráuli-cos y energéticos y en la seguridad y la protección dela infraestructura de estos recursos. Esto incluye eldesarrollo de tecnologías de tratamiento y vigilanciarutinaria del agua para mejorar la utilización y el ma-nejo de los recursos hidráulicos, la desalinización y el

tratamiento del agua producida. Previamente, trabajóen proyectos de investigación como soporte de siste-mas espaciales y de armas, en tecnologías ambientalesinnovadoras para el tratamiento y limpieza de dese-chos industriales y nucleares, y en la seguridad y pro-tección de infraestructuras críticas. Mike posee unalicenciatura y una maestría en ingeniería civil de laUniversidad Estatal de Nuevo México en Las Cruces.Integra el comité ejecutivo del Centro de RecursosTécnicos para la Prevención de la Contaminación deNuevo México, es ex presidente de la Junta ConsultivaIndustrial del Consorcio de Educación e Investigaciónpara el Manejo de Residuos y presidente de la Divisiónde Ingeniería Ambiental de la Sociedad Americana deIngenieros Mecánicos.Steve Hudson es vicepresidente y socio general deAethon I LP, jefe de ingeniería y operaciones para lacompañía privada de producción de petróleo y gasconstituida por Hyperion Oil en el año 2002. Antes deingresar en Hyperion en 1991, fue presidente de Hudson,Ball and Hopson and Pecos Resources Corporation,proveyendo conocimientos técnicos especiales en tér-minos contractuales a la industria petrolera. Steve tra-bajó además para Amoco Production Company yTenneco Oil Company como ingeniero de planta luegode obtener una licenciatura en ingeniería mecánica dela Universidad de Texas en Austin.Zhizhuang Jiang es ingeniero de yacimientos y pro-ducción para ConocoPhillips Inc., China, y reside enShekou, China. Es líder del equipo de bombas eléctri-cas sumergibles y mejoramiento de la producción ymiembro principal del programa de optimización de laproducción. Antes de ingresar en la compañía, se de-sempeñó como ingeniero de yacimientos ayudante enel Centro de Investigación de Exploración y Desarrollode Petróleo de China National Petroleum Corporation.Zhizhuang posee una licenciatura en ingeniería petro-lera de la Universidad del Petróleo de Shandong, China.Tony Johns es geofísico senior de WesternGeco enHouston, donde supervisa y maneja el procesamientode los levantamientos de componentes múltiples paraAmérica del Norte y América del Sur. Además es con-tribuyente de las ventas técnicas y la mercadotecnia yde la adquisición y el diseño de levantamientos. Re-cientemente trabajó en proyectos de componentesmúltiples en las áreas West Cameron y Eugene Islanddel Golfo de México. Comenzó su carrera enSeismograph Services Ltd (SSL) en 1977 y ocupó posi-ciones en África, Medio Oriente, Asia y América delSur. En 1987, fue gerente en el centro de procesa-miento de datos de SSL en Muscat, Omán. Ingresó enGeco-Prakla como gerente de mercadeo y técnica enKuala Lumpur, Malasia, en 1991, y luego se trasladó aStavanger, Noruega, donde realizó operaciones de pro-cesamiento especiales. Se desempeñó además comogerente del centro de procesamiento de datos enCaracas, Venezuela, y supervisó proyectos con sismó-metros de fondo marino en Houston antes de ocuparsu posición actual. Tony posee una licenciatura enmatemáticas y física de la Universidad de EastAnglia,Norwich, Inglaterra.

Otoño de 2004 63

Moin Khan es gerente del sector de conversión de gasa líquidos y reside en Houston, Texas. Es representantede Schlumberger ante una asociación de empresas acargo de la construcción, comprobación y comerciali-zación de la tecnología de conversión de gas a líquidos.Además está a cargo de la verificación y el desarrollode equipos de tratamiento de agua, instalaciones desuperficie para el secuestro de dióxido de carbono ytecnología de transporte. Por otra parte se encarga derevisar y especificar el software utilizado en la evalua-ción de campos maduros. Antes de ingresar enSchlumberger en 1995, pasó 20 años trabajando paramuchas otras compañías en posiciones de ingeniería ymanejo de proyectos. Moin obtuvo una licenciatura eningeniería mecánica de la Universidad de Karachi enPakistán.Jalal Khazanehdari es geocientífico de yacimientossenior y líder de equipo para WesternGeco y reside enGatwick, Inglaterra. Desde que ocupa su posiciónactual en el año 2003, ha trabajado en diversos proyec-tos que comprenden la caracterización de yacimien-tos, la predicción de la presión de poros y la predicciónde fracturas, y el análisis sísmico empleando la técnicade repetición (técnica de lapsos de tiempo) en loscampos Norne, Hassi, Captain y Ceiba, y en la defini-ción de yacimientos con mediciones múltiples. Comen-zó su carrera como geofísico de campo para Geocompasen Birmingham, Inglaterra. Posteriormente trabajócomo investigador científico en la Universidad deReading, Inglaterra, y en la Universidad de Montpellier,Francia, antes de ingresar en WesternGeco como físicode rocas en 2002. Autor prolífico, Jalal obtuvo unalicenciatura en ciencias de la tierra de la UniversidadOxford Brookes, una maestría en geofísica aplicada dela Universidad de Birmingham y un doctorado en geofí-sica de la Universidad de Manchester, todas enInglaterra.Alex Kosmala es campeón del producto espWatcher*en el sector de Terminaciones y Productividad de Pozos(WCP) de Schlumberger en Cambridge, Inglaterra,donde es responsable de este nuevo servicio, un sis-tema de inspección de bombas eléctricas sumergiblesque ofrece informes de desempeño en tiempo real delos pozos en producción y control de las bombas a dis-tancia. Maneja las comunicaciones con diversas orga-nizaciones clientes, el desarrollo de negocios, elentrenamiento y el mercadeo. Ingresó en Schlumbergeren 1990. Luego de ocupar una posición en Aberdeen,Escocia, se trasladó a Sugar Land en 1992 como inge-niero de desarrollo. Además trabajó como gerente deproyecto de sistemas rotativos direccionales en SugarLand y como gerente de proyecto de válvulas inteligen-tes de control de flujo de fondo de pozo en Rosharon,Texas, antes de trasladarse a Cambridge en 2001 comogerente de inspección de campo y productos de res-puesta con fines de optimización para WCP. Poseedorde nueve patentes, obtuvo una licenciatura y unamaestría en ingeniería mecánica de la UniversitéHenri Poincaré, una maestría en ingeniería computa-cional, ingeniería eléctrica e ingeniería mecánica de laEcole Nationale Supérieure d’Electricité et deMécanique, ambas en Nancy, Francia; y una maestríaen ingeniería aeronáutica e ingeniería aeroespacial dela Universidad de Illinois en Champaign-Urbana, EUA.

Pål Kristiansen se desempeña como geofísico dedesarrollo de interpretación (ID) sísmica de compo-nentes múltiples en WesternGeco. en Oslo, Noruega,donde está desarrollando tecnología de procesamientoe interpretación de datos sísmicos para correlacionarlos resultados de la sísmica de componentes múltiplescon datos obtenidos de otras mediciones a fin de mejo-rar el manejo de yacimientos. Previamente fue respon-sable de la estrategia de mercado de WesternGecopara las técnicas sísmicas de fondo marino y de com-ponentes múltiples. Sus posiciones previas enWesternGeco (en ese entonces Geco-Prakla), en Oslo,incluyeron la gerencia de sistemas de adquisición sís-mica en el fondo marino, la gerencia de procesamientode datos 4C y la gerencia de proyectos para el Proyectode Monitoreo Activo de Yacimientos en el CampoFoinaven, el primer sistema de fondo marino 4D insta-lado en forma permanente. Además fue gerente téc-nico para READ Well Services en Oslo y trabajó enprogramación sísmica para Geco en Oslo. Pål obtuvouna maestría en física de la Universidad de Oslo.Matt Lavery es director de Combustibles y RecursosHidráulicos para Servicios Públicos de Nuevo México(PNM) y reside en Albuquerque, Nuevo México. Ocupódiversas posiciones relacionadas con la producción deenergía para PNM durante 27 años.Fred Luffey es asesor de operaciones de producciónen ChevronTexaco Corporation y reside en Bakersfield,California. Allí es responsable de la optimización, nor-malización y mejoramiento de las instalaciones de tra-tamiento del Valle de San Joaquín, California. EnChevronTexaco, trabajó como ingeniero de instalacio-nes durante cuatro años antes de ocupar su posiciónactual en el año 2003. Antes de ingresar en la compa-ñía, pasó 13 años como ingeniero de diseño e ingenierode proyecto para Chester Engineers, especializándoseen tratamiento de agua y tratamiento de agua residual.Fred posee una licenciatura en ingeniería civil delPoint Park College en Pittsburgh, Pensilvania, y unalicenciatura en empresas de la Universidad dePittsburgh.Bård Osdal es geofísico de planta y líder de proyectopara los estudios sísmicos 4D del campo Norne deStatoil y reside en Harstad, Noruega. Ingresó en lacompañía en 1994 como geofísico de exploración en elMar del Norte, el Mar de Noruega y el Mar de Barentsantes de ocupar su posición actual en 2001. Bård esgraduado de la Universidad Noruega de Ciencia yTecnología en Trondheim y obtuvo un diploma equiva-lente al de una maestría.Stephen Pickering es gerente de mercadeo para elsegmento de Servicios Sísmicos de Yacimientos deWesternGeco en Gatwick, Inglaterra, donde está con-centrado en la utilización de estudios sísmicos paramejorar el manejo de yacimientos. Su primer trabajofue como analista de datos sísmicos en WesternGeophysical. En 1981, ingresó en Hamilton Oil comointérprete sísmico en las áreas del Mar del Norte,incluyendo la evaluación del campo Bruce. Desde 1989hasta 1995, fue gerente de exploración del ReinoUnido y Europa para Hamilton Oil. Después de trasla-darse a BHP Petroleum, asumió el rol de gerente detecnología de exploración con responsabilidades clave

en evaluación de áreas prospectivas y manejo de porta-folios. Reingresó en Western Geophysical en 1999. Exvicepresidente de la Sociedad de ExploraciónPetrolera de Gran Bretaña, es presidente técnico de laconferencia y exhibición bienal PETEX-2004 de lasociedad. Stephen obtuvo una licenciatura en geologíadel Kingston Polytechnic, una maestría en estratigra-fía de la Universidad de Londres y una maestría enadministración de empresas de la Universidad Abiertade Milton Keynes, todas en Inglaterra.Tony Probert es campeón de productos de procesa-miento de datos de componentes múltiples paraWesternGeco en Gatwick, Inglaterra, y ha estado invo-lucrado en proyectos de procesamiento sísmico defondo marino desde 1995. Después de obtener unalicenciatura en física de la Universidad de Salford,Inglaterra, ingresó en SSL como sismólogo y trabajó endiversos centros de procesamiento en Libia, Noruega,Sudáfrica, los Países Bajos y Yemen. Después de lafusión de SSL con Geco-Prakla en 1993, fue transferidoa la oficina de Gatwick. Desde 1995 hasta 1997, super-visó el procesamiento de datos para los levantamientoscon hidrófonos de fondo marino registrados para elproyecto de Monitoreo Activo de Yacimientos delCampo Foinaven. Luego manejó el equipo de procesa-miento a cargo de la supervisión de los primeros levan-tamientos sísmicos 4C utilizando el sistema deadquisición marina 2D Nessie* en Stavanger, Noruega.Posteriormente manejó el grupo de procesamiento 4Cen Gatwick. Desde que ocupó su posición actual en2003, Tony ha participado en el soporte y el mercadeode los últimos proyectos sísmicos de fondo marino concomponentes múltiples Q-Seabed en el Mar del Norte yen el Mediterráneo. George Romero es gerente de ventas para el segmentode Sistemas de Producción Reda de Schlumberger yreside en Garden Grove, California. Su enfoque princi-pal lo constituyen los sistemas de levantamiento artifi-cial y la transición entre el levantamiento artificial porgas y el levantamiento con bombas eléctricas sumergi-bles (ESP, por sus siglas en inglés). Recientementeestuvo involucrado en el proyecto ESP de Elk Hill paraOccidental Petroleum. George posee un diploma AAdel Cerritos College en Norwalk, California, y estudióen la Universidad Estatal de Long Beach, también enCalifornia.Valli Shanmugam es ingeniero especialista en técni-cas de levantamiento artificial para Schlumberger enDallas, Texas, y trabaja en el diseño de aplicaciones delevantamiento artificial siendo responsable de la opti-mización de la producción de más de 370 pozos paraHyperion Energy LP/Aethon I LP. Ingresó enSchlumberger como ingeniero de campo junior enMarshall, Texas, en 2001 y trabajó en Shreveport,Luisiana, EUA, antes de ocupar su posición actual. Valliposee una licenciatura en ingeniería química de laUniversidad de Madras, India; y una maestría en inge-niería petrolera de la Universidad de Texas en Austin.

64 Oilfield Review

Patrick Smith es geofísico de área para el centro deprocesamiento de WesternGeco en Stavanger, Noruega,donde es responsable del soporte geofísico y la merca-dotecnica. Además supervisa la introducción de nuevatecnología en el centro y maneja los proyectos de pro-cesamiento especializados. Después de obtener unalicenciatura en geofísica geológica de la Universidadde Reading en Inglaterra, trabajó para GSI, que luegose convirtió en WesternGeco, en Bedford, Inglaterra, yen Stavanger, donde ocupó su posición actual en 1990.Sus intereses incluyen el método de procesamientosísmico 4D y de procesamiento sísmico well-driven.Lisa Stewart es gerente de comunicaciones técnicaspara el programa de Análisis de Muestras de Fondo dePozo en el Centro de Investigaciones Doll deSchlumberger en Ridgefield, Connecticut. Ingresó enSchlumberger en 1985 como investigadora científicapara trabajar en procesamiento e interpretación inte-grados de datos sísmicos de pozo y de superficie. En1993 pasó a formar parte del personal a cargo de lapublicación Oilfield Review de Schlumberger, dondeinvestigó, redactó y editó más de 40 artículos sobreuna diversidad de temas, manejó seminarios de nivelejecutivo y fundó la edición rusa de la revista. Antes deingresar en Schlumberger, Lisa pasó un año postdocto-ral como investigadora en sismología de terremotos enla Universidad Brown de Providence, Rhode Island,EUA. Posee una licenciatura en geofísica de laUniversidad de California, Berkeley; y un doctorado engeología y geofísica de la Universidad de Yale, NewHaven, Connecticut.Mark Thompson se ha desempeñado como líder delequipo dedicado a actividades electromagnéticas y consismómetros de fondo marino 4C para eField en elCentro de Investigaciones de Statoil en Trondheim,Noruega, desde comienzos de 2004. Previamente, tra-bajó en el desarrollo de tecnologías de adquisición yprocesamiento sísmicos 4C y en procesamiento ymodelado sísmicos empleando la técnica de repetición(técnica de lapsos de tiempo). Desde 1989 hasta 1991,fue geofísico de campo en Western Geophysical. Antesde ocupar su posición actual, llevó a cabo y supervisódiversos proyectos de procesamiento de datos sísmicosa bordo para Geco-Prakla en Gatwick, Inglaterra. Markposee una licenciatura en ciencia de la tierra aplicadadel Kingston Polytechnic y una maestría en geología ygeofísica del petróleo del Imperial College, ambos enLondres, Inglaterra.

Richard Van Dok se desempeña como geofísico enWesternGeco, Denver, Colorado, y ha trabajado enlevantamientos sísmicos superficiales de componentesmúltiples en todo el mundo. Sus proyectos actualesimplican la utilización de métodos de componentesmúltiples para detectar y evaluar fracturas. Despuésde obtener su licenciatura en geofísica de la Escuelade Minas de Colorado en Golden, en 1984, ingresó enWestern Geophysical en Houston, donde trabajó en losprimeros levantamientos 3D. En 1998, fue transferidoa la oficina de Denver para trabajar en proyectos sís-micos terrestres. En el año 1989, se convirtió en líderdel grupo de procesamiento de datos sísmicos terres-tres y luego fue supervisor de control de calidad delprocesamiento de datos en 1992. En 1996, Richardpasó a ser coordinador técnico de proyectos especialesy de la interacción con el sector de investigación ydesarrollo, rol que desempeña actualmente.Paul Verbeek es líder de proyecto del sector deManejo de Agua y trabaja para Shell InternationalExploration and Production en La Haya, Países Bajos.Está involucrado en la implementación de tecnología einvestigación para el departamento de recuperaciónmejorada de petróleo y manejo de la producción deagua, donde sus principales áreas de interés compren-den el agriamiento biológico, agriamiento en yacimien-tos, aislamiento del agua y manejo de la producción deagua. Su proyecto actual consiste en hallar solucionesal problema del agua producida, incluyendo la reutili-zación del agua en áreas desérticas. Antes de ocuparsu posición actual hace cinco años, Paul pasó 15 añostrabajando en flujo polifásico, ingeniería de confiabili-dad e ingeniería marina, en diversas localizaciones deShell en operaciones e investigación. Se graduó en laUniversidad de Tecnología de Delft, Países Bajos.

Otoño de 2004 65

Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.

Próximamente en Oilfield Review

Técnicas de fracturamiento y empaque optimi-zadas. En este artículo se analiza un nuevo métodopara determinar la presión de cierre de la fractura yotras consideraciones de diseño, incluyendo la efi-ciencia de fluido, que resultan críticas en las opera-ciones de fracturamiento hidraúlico con limitacióndel crecimiento longitudinal de la fractura para elcontrol de la producción de arena. La experienciaadquirida a partir de la terminación de pozos subma-rinos en dos campos petroleros situados en aguasultraprofundas del Golfo de México demuestra la dis-ponibilidad de técnicas mejoradas de colocación deempaques de apuntalante altamente conductores.

Secuestro de CO2. A medida que crece el consumode energía, el petróleo y el gas se convierten en loscombustibles de bajo costo por excelencia. Sin em-bargo, la quema de combustibles fósiles genera emi-siones de dióxido de carbono (CO2), lo que constituyeel foco central del debate actual sobre el calenta-miento global. Muchos científicos consideran que lacaptura y el almacenamiento de CO2 en el subsuelopuede constituir una alternativa para reducir las emi-siones, y en muchos casos, mejorar la productividad yla recuperación de hidrocarburos. En el artículo seanaliza el tema del secuestro de CO2 y se presentanalgunos ejemplos de la manera en que las tecnolo-gías benefician tanto al medio ambiente como alcampo petrolero.

Bajada de herramientas. Para que una compañíapueda medir las propiedades de las formaciones, odisparar una zona, las herramientas a ser utilizadaspara alcanzar estos objetivos deben ser bajadas hastala profundidad deseada. A medida que se profundi-zan los pozos, y aumenta la longitud de las seccioneshorizontales o desviadas, la tarea de posicionar losdispositivos en el lugar correcto dentro del pozo sevuelve más exigente. Este artículo describe los diver-sos métodos de bajada de herramientas, incluyendolas capacidades de un nuevo sistema de tractor.

…el autor no se remite a ofrecercriterios filosóficos sobre la comunica-ción de la ciencia sino que proporcionaasesoramiento práctico. En el capítulosobre gráficas, enumera ocho catego-rías por las cuales juzgar la eficacia delas ilustraciones en un trabajo determi-nado, incluyendo la utilización de tipo-grafía y color, la consistencia y elaspecto estético general.

Para aquellos científicos que estánbuscando orientación, recomiendo estevolumen como un buen punto de par-tida. En lo que respecta al resto de lacomunidad científica, …les ofrezco mipropio consejo juicioso. El mundo delas comunicaciones es un mundo enrápido cambio y resulta tan perspicaz ycompetitivo como el universo de lainvestigación científica. Si últimamenteno ha meditado sobre este tema, eldinero que gaste en este libro serádinero bien invertido.

Price LG: Geotimes 48, no. 9

(Septiembre de 2003): 36.

66 Oilfield Review

NUEVAS PUBLICACIONES

La Guía de Chicago para lacomunicación de la cienciaScott L. MontgomeryUniversity of Chicago Press5801 Ellis AvenueChicago, Illinois 60637 EUA2003. 228 páginas. $15.00 edicióneconómica$40.00 tapa duraISBN 0-226-53485-7

Si bien no ha sido concebido como guíapara la redacción y gramática técnicasdestinada a principiantes, este textopráctico escrito por un experimentadoescritor científico contiene numerososejemplos de estilos de redacción y gráfi-cas. Cada capítulo aborda conceptosimportantes en áreas fundamentales,tales como la preparación de propues-tas, la revisión de manuscritos y laspresentaciones orales.

Contenido:

• Comunicación de la ciencia

• Comunicación científica:Realidades históricas para lectores y escritores

• Lectura correcta: El primer pasohacia una buena redacción

• Buena redacción: Algunos conceptos básicos

• Muy buena redacción: Oportunida-des para la creatividad y la elegancia

• El proceso de revisión: Satisfaccio-nes e insatisfacciones

• El artículo científico: Visión realista y asesoramiento práctico

• Otros tipos de redacción: Artículosde revisión, revisiones de textos,debate/crítica

• Gráficas y su ubicación

• Informes técnicos

• La propuesta

• Para investigadores cuyo idioma no nativo es el inglés

• Presentaciones orales:Algunas palabras

• El mundo en línea:Utilización de la Internet

• Relaciones con la prensa

• En conclusión

• Bibliografía, Índice

Contenido:

• Metrología y su rol en el mundo de hoy

• Conceptos básicos y definiciones

• Evaluación de la incertidumbreestándar

• Evaluación de la incertidumbreampliada

• El tratamiento conjunto de diversasmagnitudes sometidas a medición

• Inferencia Bayesiana

• Apéndice, Glosario, Referencias,Índice

Es un libro escrito para cual-quier persona que se ocupa de obte-ner y reportar mediciones. Intentasuperar las deficiencias presentes enla Guía ISO para la Expresión de laIncertidumbre en las Mediciones, oGUM, y cumple acabadamente consus objetivos.

El principiante aún tendrá tra-bajo por hacer—pero éste es un buenpunto por donde comenzar …[Ellibro] es detallado y considero que ensu mayoría, los metrólogos realmentedisfrutarán del detalle y del cuidadoque han sido puestos en esta publica-ción.

Decker J: Metrología 40, no. 4

(Agosto de 2003): 207.

Contenido:

• La Era Fundacional

• La Era Primitiva

• La Era Microscópica

• La Era Experimental

• La Era Geoquímica

• La Era Dinámica de los Fluidos

• Bibliografía, Índice

El libro de Young es un texto eru-dito (una bibliografía de 58 páginas),bien escrito, correctamente ilustrado ybien construido.

Este texto sirve de modelo en loque respecta a la historia de la petrolo-gía ígnea para todas las bibliotecasacadémicas.

Swanson ER: Choice 41, no. 6

(Febrero de 2004): 1111.

Evaluación de la incertidumbreasociada a las mediciones:Fundamentos y pautas prácticasIgnacio LiraInstitute of Physics PublishingDirac HouseTemple BackBristol BS1 6BE Reino Unido2002. 243 páginas. $90.00ISBN 0-7503-0840-0

El objetivo de este libro de texto sobrela evaluación cuantitativa de la disper-sión de los valores acerca de una esti-mación es complementar y ayudar aexplicar la Guía para la Expresión dela Incertidumbre en las Mediciones dela Organización Internacional deNormalización. El núcleo del texto desa-rrolla sistemáticamente la mayor partede los puntos abordados en la Guía ISOen lo que respecta a la incertidumbreestándar y la incertidumbre ampliada.Además se provee material más espe-cializado sobre las técnicas estadísticasBayesianas y el caso de varias cantida-des medidas simultáneamente.

La mente sobre el magma: Lahistoria de la petrología ígneaDavis A. YoungPrinceton University Press41 William StreetPrinceton, Nueva Jersey 08540 EUA2003. 704 páginas. $69.95ISBN 0-691-10279-1

Escrito por un experto petrólogo ígneoe historiador especialista en ciencias dela tierra, este libro es una crónica delas inquietudes petrológicas de lasdiversas eras. Abarca los comienzos dela petrología, las primeras ideas sobreel origen del granito, los avances petro-lógicos resultantes de la microscopía yla influencia de la química física. Lassecciones posteriores detallan las con-tribuciones realizadas por los especia-listas en modelado matemático.

Propagación y generación deondas elásticas en sismologíaJose PujolCambridge University Press10 West 20th StreetNueva York, Nueva York 10011 EUA2003. 444 páginas. $60.00ISBN 0-521-52046-0 (edición económica)

Este texto provee una introducción a lasismología, considerando los fenómenossismológicos como problemas en mate-mática aplicada. Cada capítulo incluyeproblemas para resolver. Las solucionesde los problemas, además de los progra-mas de computación utilizados paracalcular los datos de las figuras, puedenencontrarse en un sitio en la Red crea-do al efecto.

Contenido:

• Introducción a los tensores y a las operaciones diádicas

• Deformación. Tensores de esfuerzo y de rotación

• El tensor de esfuerzo

• Elasticidad lineal—La ecuación de ondas elásticas

• Ondas escalares y elásticas enmedios no limitados

• Ondas planas en modelos simplescon bordes planos

• Ondas superficiales en modelos simples—Ondas dispersivas

• Teoría de rayos

• Fuentes sísmicas puntuales enmedios homogéneos no limitados

• La fuente sísmica en medios no limitados

• Atenuación anelástica

• Apéndices, Bibliografía, Índice

La lista de referencias es extensa,estando constituida la mayor parte delas referencias por otros libros de textosobre sismología, física y matemática…. Considero que este libro servirácomo libro de texto intermedio, peroconcentrado, sobre teoría sismológica.

Bartel DC: The Leading Edge 22, no. 12

(Diciembre de 2003): 1247.

67Otoño de 2004

• Estudios de campo integrados

• Aplicaciones generales

• Referencias, Índice

Este libro impactante…resulta sinlugar a dudas de gran utilidad paratodos aquellos en la industria petroleraque deseen trasladar las operacionesde descubrimiento y producción depetróleo y gas al siglo veintiuno. Lacreciente necesidad de abordar siste-mas cada vez más abiertos, a fin delograr una compresión absoluta de losprocesos de acumulación y futuraextracción de petróleo, le garantizará aesta obra un lugar permanente en labiblioteca de cualquier geocientíficoque se precie de serlo.

Nelson PHH: Petroleum Geoscience 9, no. 4

(Noviembre de 2003): 375-376.

• Geología y mecánica de terremotos

• Sismicidad de la Tierra

• Estructura de la Tierra

• Bibliografía, Índice

Los autores de los diversos artí-culos incluyen numerosas autoridadesdestacadas de renombre, incluyendoautores de artículos clásicos y librosde texto autorizados, y la lista de edi-tores y el consejo editorial tambiénson notorios.

Recomiendo enfáticamente estaobra para quienes tienen curiosidad yestán interesados en expandir sus hori-zontes.

Sheriff RE: The Leading Edge 23, no. 2

(Febrero de 2004): 187.

Grandioso en lo que respecta aalcance, autorizado en lo que res-pecta a tratamiento, e histórico en loque se refiere a impacto, el ManualInternacional de Sismología e Inge-niería de Terremotos será el libro dereferencia más importante para la sis-mología y sus aplicaciones en losaños que se avecinan. Se trata de unade esas obras excepcionales de lasque no pueden prescindir las bibliote-cas ni los profesionales de los secto-res académicos, industriales ygubernamentales.

Press F: http://www.amazon.com/exec/obidos/tg/detail/-/0124406580/ref=pm_dp_ln_b_6/10216503799036128?v=glance&s=books&n=507846&vi=revisiones (se accedió el 12 de juliode 2004).

Programas de computación yanálisis de datos inteligentes enla exploración de petróleoM. Nikravesh, F. Aminzadeh yL.A. Zadeh (eds)Elsevier ScienceP.O. Box 882Madison Square StationNueva York, Nueva York 10159 EUA2003. 744 páginas. $160.00ISBN 0-444-50685-3

Este extenso libro cubre los aspectosteóricos y prácticos de programas decomputación y las aplicaciones geoesta-dísticas en exploración y producción dehidrocarburos. Entre sus 30 capítulos seencuentran varias secciones que descri-ben sucintamente temas tales comológica difusa, redes neuronales y algo-ritmos genéticos, pues son pertinentesa la predicción de las propiedades deyacimientos, el procesamiento sísmico,la bioestratigrafía, los datos sísmicosadquiridos con la técnica de repetición(técnica de lapsos de tiempo) y el aná-lisis de núcleos.

Contenido:

• Introducción: Fundamentos de losprogramas de computación

• Análisis e interpretación geofísicos

• Geología computacional

• Ingeniería de yacimientos y de producción

Manual internacional de sismología e ingeniería de terremotos, Parte AWilliam H.K. Lee, Hiroo Kanamori,Paul C. Jennings yCarl Kisslinger (eds)Academic Press525 B StreetSuite 1900San Diego, California 92101 EUA2002. 953 páginas. $150.00ISBN 0-12-440652-1

Este manual de referencia, presentadoen dos tomos, que sintetiza el conoci-miento actual sobre la sismología eingeniería de terremotos, contiene laobra de especialistas líderes de todo elmundo. El primer tomo comprende artí-culos de revisión sobre sismología teóri-ca, sismología observacional, geología ymecánica de terremotos, y la sismici-dad y la estructura interna de la Tierra.El contenido está organizado en 56capítulos e incluye más de 430 figuras.Acompañan a este manual de referenciavarios discos compactos que contieneninformación histórica y científica sobreel movimiento de la Tierra, una base dedatos de terremotos global y una ampliabase de datos sobre sismicidad.

Contenido:

• Historia y ensayos introductorios

• Sismología teórica

• Sismología observacional

Manual internacional de sismología e ingeniería de terremotos, Parte BWilliam H.K. Lee, Hiroo Kanamori,Paul C. Jennings yCarl Kisslinger (eds)Academic Press525 B StreetSuite 1900San Diego, California 92101 EUA2003. 1,000 páginas. $150.00ISBN 0-12-440658-0

El segundo tomo de este manual dereferencia presentado en dos tomos,auspiciado por la AsociaciónInternacional de Sismología y Física delInterior de la Tierra (IASPEI), constade 34 capítulos que detallan la sismolo-gía de movimientos fuertes, la ingenie-ría y la predicción de terremotos y lamitigación de peligros, conteniendoademás informes detallados provenien-tes de más de 40 países.

Contenido:

• Sismología de movimientos fuertes

• Temas seleccionados en ingenieríade terremotos

• Predicción de terremotos y mitigación de peligros

• Informes nacionales e internaciona-les para la IASPEI

• Información general y datos varios

• Apéndices, Índice

Origen y predicción de presionesde formación anormales,desarrollos en la ciencia delpetróleo 50G.V. Chilingar, V.A. Serebryakov yJ.O. Robertson Jr.Elsevier ScienceP.O. Box 882Madison Square StationNueva York, Nueva York 10159 EUA2002. 390 páginas. $140.00ISBN 0-444-51001-X

Esta amplia revisión está destinada a losingenieros y geólogos involucrados en laevaluación, perforación, terminación yexplotación de yacimientos de hidrocar-buros que contienen zonas de presiónanormalmente alta. Además de las téc-nicas predictivas de adquisición deregistros de pozos, los autores analizanla transformación esmectita-ilita y laquímica de las soluciones intersticiales.

Contenido:

• Introducción a las formaciones anormalmente presionadas

• Origen de las presiones de formación anormales

• Origen de las distribuciones de laspresiones de fluidos de formación

• Transformaciones esmectita-ilitadurante la diagénesis y la catagénesisen relación con las sobrepresiones

• Métodos de estimación y predicciónde presiones de formación anormales

• Parámetros de perforación

• Métodos sísmicos de predicción de la presión

• Tectónica y formaciones sobrepresionadas

• Predicción de presiones anormalmentealtas en secciones salinas petrolíferas

• Química de la compactación delagua intersticial en relación con las sobrepresiones

• Presiones de formación anormalmente bajas

• Modelado matemático de presionesde formación anormalmente altas

• Interrelación entre producción defluidos, subsidencia y presión delyacimiento

• Bibliografía, Índice

Chilingar muestra…una compren-sión magistral del problema. El suyono es un libro de fácil lectura con elque nos sentamos a leer cómodamenteen nuestro sillón preferido. Se trata,por el contrario, de un tratado eruditoque demanda extrema atención a cual-quier mente inquisidora. Es una publi-cación trascendente. Como resultadode los conocimientos presentados, esposible revitalizar muchos yacimientosanormalmente presionados previa-mente dejados de lado.

También cabe destacar que eneste volumen se incluyen numerosascontribuciones valiosas de científicosrusos y de la ex Unión Soviética, ori-ginalmente publicadas en idiomaruso, que se convertirán en una refe-rencia clásica para todos los geólo-gos e ingenieros de petróleo.

Burst JF: AAPG Bulletin 88, no. 1

(Enero de 2004): 131.

Enfocado exclusivamente en las opera-ciones de pesca en pozos petroleros,este manual práctico para ingenierosde perforación y producción describelas mejores prácticas de la industria ylos equipos utilizados actualmente.Muchos capítulos se concentran entareas específicas tales como atasca-miento de tuberías, separación de sar-tas de tuberías, pesca de detritos suel-tos, recuperación de empacadores atas-cados, pozos de re-entrada, reparaciónde fugas y perforación por impacto através de la tubería de producción. A lolargo de todo el libro, se pone énfasisen la importancia de la preparación poranticipado y la comunicación.

Contenido:

• Operaciones de pesca convencionales

• Comunicación y prevención de peligros

• Economía de las operaciones de pesca

• Reglas cardinales en las operaciones de pesca

• Atascamiento de tuberías

• Determinación del punto de atascamiento

• Separación de la sarta de tubería

• Herramientas de salvamento

• Ajuste/aflojamiento de tuberías oherramientas atascadas

• Operaciones con cañería lavadora

• Pesca de detritos sueltos

• Fresas y zapatas rotativas

• Operaciones de pesca con cable

• Recuperación de empacadores atascados

• Operaciones de pesca en cavidades

• Métodos de perforación de pozos dere-entrada

• Fresado de secciones y pilotos

• Reparación de fallas y fugas entuberías de revestimiento

• Operaciones de pesca en pozos desviados de gran inclinación y en pozos horizontales

• Operaciones de taponamiento y abandono

• Herramientas varias

• Herramientas estándar bajadas a través de la tubería de producción

• Operaciones de pesca a través de latubería de producción

• Tijeras de pesca y aceleradoresbajados a través de la tubería deproducción

• Recuperadores de detritos bajados através de la tubería de producción

• Motores de reparación bajados através de la tubería de producción

• Fresado a través de la tubería de producción

• Ensanche a través de la tubería de producción

• Operaciones de corte de barras desondeo y de tubería de produccióncon tubería flexible

• Perforación por impacto a través de la tubería de producción

• Glosario, Bibliografía, Índice

Las operaciones de pesca hanregistrado numerosos avances en losdiez años transcurridos desde lapublicación de la segunda edición dellibro Operaciones de Pesca en PozosPetroleros: Herramientas y Técnicas,de Gore Kemp. Este libro constituyeun intento de desarrollar el tema enmayor detalle a partir de la excelenteobra del Sr. Kemp, que constituye unmodelo en el campo y una ayuda paramuchos.

Barfoot L: Journal of Canadian Petroleum

Technology 42, no. 7 (Julio de 2003): 16.

Contenido:

• Introducción

• Logros en matemáticas y ciencias

• Expectativas de una especialidad en una universidad de ciencias/ingeniería

• Obtención de una licenciatura en ciencias/ingeniería

• Perspectivas de la carrera después de la obtención de una licenciaturaen ciencias/ingeniería

• Perspectivas de la carrera después de la obtención de una maestría enciencias/ingeniería

• Perfiles demográfico y laboral de los científicos/ingenieros

• Movilidad geográfica de los científicos/ingenieros

• Productividad en la investigación

• Científicos/ingenieros inmigrantes

• Conclusión

• Apéndices, Notas, Referencias,Índice

Los autores carecen explícitamentede la capacidad de abordar influenciaposible alguna, a nivel escolar, sobrelos planes profesionales de la mujerjoven y no pueden distinguir entre lafísica, que actualmente atrae a algunasmujeres, y las ciencias biológicas enrelación con las cuales las mujeresobtienen tantos o más diplomas que loshombres. Tampoco ofrecen respuestasa las cuestiones relacionadas con elclima y la práctica institucionales y susefectos, incluyendo los efectos sobre ladeserción que tiene lugar en las carre-ras relacionadas con la ciencia luegode recibir el primer título universitario.

No se trata de menospreciar ellibro por lo que omite ofrecer—el cui-dadoso trabajo de investigación de Xiey Shauman responde ciertos interro-gantes difíciles que en el pasado hubie-ran parecido virtualmenteincontestables—sino que se trata senci-llamente de destacar las limitacionespropias de la utilización de la clase dedatos de que disponen los autores. Sutrabajo debería servir de estímulo paracontinuar con esta investigaciónmediante la aplicación de enfoques deigual nivel de cuidado y creatividad, alos numerosos interrogantes que aúnquedan por responder.

Stewart AJ y LaVaque-Manty D: Nature 427,

no. 6971 (15 de enero de 2004): 198–199.

68 Oilfield Review

La guía para las operaciones de pesca en pozos petroleros:herramientas, técnicas y reglasempíricasJoe DeGeare, David Haughton yMark McGurkGulf Professional Publishing, un selloeditorial de Elsevier Science200 Wheeler RoadBurlington, Massachusetts 01803 EUA2003. 210 páginas. $79.95ISBN 0-7506-7702-3

Las mujeres en la ciencia:Procesos y resultados de lascarrerasYu Xie y Kimberlee A. ShaumanHarvard University Press79 Garden StreetCambridge, Massachusetts 02138 EUA2003. 336 páginas. $59.95ISBN 0-674-01034-5

Para examinar la escasa representativi-dad de la mujer en la ciencia, los auto-res aplican un análisis estadístico de 17conjuntos de datos representativos anivel nacional para generar un retratocompuesto que constituye una represen-tación razonable de la trayectoria profe-sional de la mujer en la ciencia. Losautores ofrecen algunas recomendacio-nes de carácter normativo pero sus des-cubrimientos tienen importantesimplicancias para los educadores yempleados en términos de recluta-miento y flexibilidad laboral.