Oilfield Review - slb.com/media/Files/resources/oilfield_review/... · cinco proyectos de...

Primavera de 2003

Levantamientos exploratorios

Vigilancia permanente

Terminaciones submarinas en aguas profundas

Válvulas de seguridad de fondo de pozo

Oilfield Review

SCHLUMBERGER OILFIELD REVIEW

PRIMAVERA

DE2003

VOLUMEN

14 NUM

ERO 4

SMP-6102-S

Los desarrollos más apasionantes y significativos realizadosen las actividades de exploración y producción han tenidolugar en zonas de aguas profundas. Si bien no queda duda deque lo mejor aún está por venir, los retos que enfrentamos sonformidables, particularmente porque nuevas compañíascomienzan a participar de las actividades que se llevan a caboen las provincias petroleras de aguas profundas de todo elmundo (véase “Buenas expectativas para los pozos en aguasprofundas,” página 38).

Hasta el momento, las grandes compañías petroleras y lasempresas nacionales han dominado la actividad en ambientesde aguas profundas en todo el mundo, pero nuevos e indepen-dientes operadores entran cada vez más en acción y, en laactualidad, se han convertido en importantes competidores quecontrolan la actividad en seleccionadas provincias. Mientrasque la experiencia técnica, los recursos de capital y la toleran-cia al riesgo requeridos para alcanzar el éxito constituyen obs-táculos considerables para convertirse en un exitoso operadoren aguas profundas, el indiscutible potencial que ofrecen estasoperaciones para modificar las reservas y ganancias de lascompañías hacen que muchos operadores no puedan resistirsea la tentación de comprometer sus recursos a tales actividades.Más aún, la creciente disponibilidad de una gran diversidad detecnologías ofrecidas por las compañías de servicios permite elingreso pleno de nuevas compañías en este nuevo ambiente.

Dominion Exploration and Production, Inc. (DEPI) es una deesas “nuevas” compañías que han asumido un fuerte compromi-so para desarrollar operaciones en aguas profundas. Nuestroscinco proyectos de desarrollo que se hallan en marcha, juntocon una interesante cartera de áreas de exploración que nostendrán ocupados por lo menos durante los próximos tres años,nos permiten prosperar en el ambiente de aguas profundas.Confiamos en que gran parte de las futuras tareas de explora-ción de DEPI se concentrarán en actividades desarrolladas enlas aguas profundas del Golfo de México. Hace 10 años atrás,esto ni lo hubiésemos soñado. En consecuencia, creemos quehoy formamos una mejor compañía para nuestros inversores.

Los logros de nuestra industria en aguas profundas han sidoel resultado de importantes esfuerzos que condujeron tanto almejor entendimiento del potencial hallado en aguas profun-das como a la creación de tecnologías innovadoras para explo-tar las reservas identificadas en las mismas. Es claro que laindustria necesita continuar mejorando estas tecnologías siqueremos desarrollar su total potencial en el mundo entero.No tengo dudas de que esto ocurrirá, y de que estas tecnolo-gías continuarán progresando y floreciendo. La singular aso-ciación que se observa en todo el mundo entre operadores,compañías de servicios y proveedores de capital para fomen-tar los esfuerzos tecnológicos de nuestra industria, continua-rán proveyendo productos que nos permitirán alcanzar nues-tros objetivos. Ya se han hecho grandes progresos, pero sepodrán obtener mejores resultados de negocios si se concen-tran más esfuerzos en seis áreas clave:

• Identificación y cuantificación de las reservas de hidro-carburos con un mínimo de pozos perforados desarrollan-do y perfeccionando las tecnologías de sísmica que consti-tuyen nuestras principales herramientas de exploraciónen aguas profundas.

Intervención de los operadores independientes en aguas profundas

• Perforación de pozos en forma segura, más rápidamente ya menor costo mediante el uso de mejores tecnologías ymejores estrategias de perforación.

• Producción de petróleo y gas sin riesgos y a un costo totalmenor a través de sistemas de producción mejorados quese adapten a cada situación en particular.

• Maximización de la recuperación y la rentabilidad econó-mica de cada pozo, optimizando tecnologías y estrategiaspara los pozos y los diseños de terminación.

• Utilización de nuevas tecnologías de intervención depozos para hacer frente a los problemas de pozos de unmodo efectivo en materia de costos.

• Reducción del tiempo de ciclo a lo largo de todo el proceso.En general, resulta claro que la industria como un todo está

empujando en dos direcciones distintas. Por un lado, elesfuerzo realizado para permitirnos trabajar en aguas profun-das es claro y recibe una considerable atención. Por el otrolado, el esfuerzo que se está haciendo por reducir los costosgenerales a fin de lograr que las áreas prospectivas de menortamaño resulten comercialmente viables aún no es tan cono-cido. De todos modos, ambos esfuerzos han de continuar.

Nuestra industria debe reconocer nuestra obligación y res-ponsabilidad para continuar trabajando en forma conjuntacon las entidades gubernamentales que regulan nuestras acti-vidades en todo el mundo. Las operaciones deben continuarsiendo conducidas conforme con los estándares de seguridady de medio ambiente más estrictos, y respetando las regula-ciones y leyes de nuestros anfitriones y socios. Poseemos unrécord ejemplar en materia de protección del medio ambienteen aguas profundas, y no debiéramos dudar en resaltarlo.También tenemos la obligación de comunicarnos eficiente-mente con los ciudadanos que utilizan y se benefician connuestros productos. Debemos estar seguros que comprende-mos sus preocupaciones y que ellos tienen la posibilidad decomprender los riesgos que nosotros tomamos, y las necesida-des que tenemos, para proveer aquellos productos vitales.

Tim ParkerVicepresidente Senior de Exploración y ProducciónDominion Exploration and Production, Inc.Houston, Texas, EUA

Tim Parker ingresó en Dominion en 2001 como vicepresidente senior y geren-te general para actividades marinas de la compañía en Luisiana, NuevaOrleáns. Asumió su posición actual en enero de 2003. Desde que comenzó sucarrera en 1979 como geólogo en una división de la empresa Santa FeIndustries en Amarillo, Texas, ha ocupado diversos cargos directivos en explo-ración asumiendo cada vez mayores responsabilidades. Luego de la fusión deSanta Fe con Snyder Oil Corporation, ocupó primero el cargo de vicepresiden-te ejecutivo de exploración y luego el de presidente de operaciones interna-cionales. Tim obtuvo una licenciatura y una maestría en geología de laUniversidad de Stanford en California.

Consejo editorial

Antongiulio AlborghettiAgip S.p.AMilán, Italia

Abdulla I. Al-DaaloujSaudi AramcoUdhailiyah, Arabia Saudita

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

Svend Aage AndersenMaersk Oil Kazakhstan GmBHAlmaty, República de Kazajstán

Andreína IseaPetróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)Los Teques, Venezuela

George KingBPHouston, Texas

David Patrick MurphyShell Technology E&P CompanyHouston, Texas

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Editor ejecutivo yeditor de producciónMark A. AndersenEditor consultorLisa StewartEditores seniorGretchen M. GillisMark E. Teel EditoresMatt GarberDon WilliamsonColaboradoresRana RottenbergBruce Adam

Diseño y producciónHerring DesignMike MessingerSteve FreemanIlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge StewartImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

Traducido y producido por LincED Int’l, Inc. y LincED Argentina, S.A.

E-mail: [email protected]; http://www.linced.com

EdiciónAntonio Jorge TorreSubediciónNora RosatoMiriam SittaDiagramaciónDiego SánchezRevisión de la traducciónJesús Mendoza R.Departamento de MercadotecniaMéxico y América Central (MCA)

Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a losprofesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo consiste en brindar infor-mación acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y pro-ducción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados yclientes de Schlumberger y se imprime en los Estados Unidos de Norteamérica.

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

© 2003 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de estapublicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medioalguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debidaautorización escrita de Schlumberger.

Dirigir la correspondencia editorial a:

Oilfield Review225 Schlumberger Drive Sugar Land, Texas 77478 USA(1) 281-285-7847Facsímile: (1) 281-285-8519E-mail: [email protected]

Dirigir las consultas de distribución a:

Matt Garber(44) 1223 325 377Facsímile: (44) 1223 361 473E-mail: [email protected]

Primavera de 2003Volumen 14Número 4

Schlumberger

2 Manifestaciones someras: su utilidad en la exploración profunda

Los geólogos de exploración e intérpretes de datos sísmicos utilizan los datossísmicos para obtener una imagen clara de las estructuras del subsuelo, de lassecuencias sedimentarias y de otros elementos clave de los potenciales objeti-vos de perforación. También incorporan información acerca de rasgos superfi-ciales, o análogos, para inferir la forma, el tamaño, la composición y otrascaracterísticas de sedimentación de las formaciones de interés. En este artí-culo, se muestra cómo las características observadas en el lecho marino seutilizan para identificar las areniscas de alta calidad y los objetivos de explo-ración potenciales en levantamientos sísmicos efectuados en áreas marinas de África Occidental.

68 Colaboradores

70 Próximamente en Oilfield Review

71 Nuevas publicaciones

73 Índice anual

Oilfield Review

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54 Válvulas de seguridad de fondo de pozo listas para operar

Las válvulas de seguridad de fondo de pozo se instalan en los pozos con laesperanza de que nunca harán falta. Sin embargo, en caso de fuerza mayor,estos importantes dispositivos de seguridad se hallan sometidos a grandesdemandas. Este artículo examina el desarrollo de características clave en losmodernos sistemas de seguridad instalados en el fondo del pozo y, a través deejemplos de campo, demuestra cómo el conocimiento y la comprensión de losambientes de producción son cruciales para llevar a cabo operaciones segu-ras, para la confiabilidad de los equipos y, por último, para garantizar la pro-tección del medio ambiente.

14 Avances en materia de vigilancia de pozos y yacimientos

El proceso de manejar y producir yacimientos de petróleo y gas continúaevolucionando. Las tecnologías avanzadas de vigilancia permanente ahoraproveen información crucial, que permite que la industria explote campos queanteriormente no se consideraban explotables. Esa información también ayudaa manejar mejor los campos existentes. Los sensores de superficie y de fondode pozo instalados en forma permanente ayudan a definir el comportamientode la producción y se utilizan para vigilar el rendimiento de los sistemas delevantamiento artificial, guiando oportunamente las acciones de optimiza-ción de campos y pozos. Las modernas instalaciones de terminación de pozosintegran elementos de vigilancia de pozos y yacimientos con sistemas de con-trol inteligente activados mediante información obtenida en tiempo real.

38 Buenas expectativas para los pozos en aguas profundas

Aún después de décadas de actividad, la producción de hidrocarburos detrampas encontradas en ambientes de aguas profundas no constituye unarutina. Los avances que posibilitan la producción en aguas profundas surgentanto de la pura innovación como de las modificaciones de tecnologías apli-cadas en otros ambientes operativos. En este artículo, se resalta la tecnolo-gía de terminación y cementación de pozos específica para ambientes deaguas profundas y se examinan los avances técnicos que permiten el desa-rrollo de proyectos que de otro modo resultarían antieconómicos.

2 Oilfield Review

Manifestaciones someras: su utilidad en la exploración profunda

Douglas EvansGatwick, Inglaterra

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a John English, Gatwick, Inglaterra y a GeorgeJamieson, Houston, Texas, EUA.

Los intérpretes de datos sísmicos estudian las imágenes de los depósitos sedimentarios superficiales

para reconocer rasgos similares en el subsuelo. La aplicación de esta técnica en levantamientos

realizados en áreas marinas de África Occidental revela rasgos que podrían corresponder a

areniscas petrolíferas de muy buena calidad.

El mejor lugar para buscar petróleo se encuentraen las proximidades de descubrimientos existen-tes, especialmente cuando se explora en áreasmarinas. Este axioma sencillo está incentivandoa los gobiernos a ofrecer concesiones en bloquesadyacentes a descubrimientos conocidos, lo cualha despertado el interés de varias compañíaspetroleras por la exploración en áreas donde lasprofundidades del lecho marino son cada vezmayores. En estos entornos, un pozo perforadoen aguas profundas puede costar 25 millones dedólares estadounidenses o más, sin ningunagarantía de éxito.

Para aumentar la probabilidad de éxito, losintérpretes de datos sísmicos que evalúan regio-nes inexploradas se basan en datos sísmicos tri-dimensionales (3D) de alta calidad que propor-cionan una imagen continua del subsuelo. Estobrinda una imagen nítida de las estructuras ysecuencias sedimentarias promisorias y de otroselementos clave de los potenciales objetivos deperforación. Toda área prospectiva necesitacomo condición indispensable la existencia deroca madre (generadora), yacimiento, trampa ysello—todos ocurriendo en los tiempos y suce-siones geológicas correspondientes—para con-vertirse en un objetivo viable. No obstante, debi-

durante más de 90 millones de años y se hangenerado las condiciones de un sistema petrole-ro productivo tal que representa uno de los mayo-res hallazgos de la última década (próxima pági-na). En el Bloque 17, a 1350 m [4429 pies] de pro-fundidad de agua, TotalFinaElf (TFE) está operan-do el campo gigante Girasol que contiene 700millones de barriles [111 millones de m3] dereservas de petróleo. Según especialistas de laindustria, los Bloques 14 (operado porChevronTexaco), 15 (ExxonMobil), 17 (TFE) y 18(BP) podrían contener hasta 10,000 millones debarriles [1500 millones de m3] de petróleo recu-perable.1 La mayoría de estos descubrimientos enaguas profundas corresponden a areniscas decanal depositadas por el sistema del Río Congodurante el período Terciario. El gobierno deAngola ha suscripto acuerdos con ciertas compa-ñías para explorar los Bloques 31, 32 y 33.Sonangol y Norsk Hydro están explorando elBloque 34 recientemente adjudicado.

Los bloques de aguas profundas situados alsur de los campos gigantes aún no han sidodados en concesión. Estos bloques están ubica-dos en aguas profundas de la cuenca de Kwanza,donde aún no se han comprobado condicionespara la existencia de roca madre, generación dehidrocarburos, estructura y sello.2 Dada la exten-sión de los descubrimientos situados al norte, lascompañías de exploración tienen gran interés enlas áreas aún no designadas y no adjudicadas,también conocidas como áreas “libres.”

1. www.angola.org/fastfacts/economic.html2. Kwanza a veces se escribe Kwanzaa o Cuanza.

do al alto riesgo asociado con la exploración,muchas compañías de exploración y producción(E&P, por sus siglas en inglés) postergan la adqui-sición de levantamientos 3D hasta obtener laconcesión del área en cuestión. En ausencia delevantamientos 3D, las compañías recurren alíneas sísmicas bidimensionales (2D) muy espa-ciadas entre sí, en base a las cuales el intérpretequizás tenga que formular conjeturas infundadassobre las estructuras geológicas y los cambiosestratigráficos.

Para satisfacer la necesidad de contar condatos sísmicos 3D de alta calidad en áreas noadjudicadas, con menos riesgo y a menor costopara las compañías de E&P, los proveedores deservicios sísmicos ofrecen levantamientos paraser utilizados por múltiples clientes. A su propioriesgo, los proveedores de servicios sísmicosadquieren y procesan levantamientos 3D en áreasde exploración aún no adjudicadas y luego ven-den el acceso a los datos sísmicos u otorgan sulicencia a compañías interesadas en evaluar elbloque antes de participar en alguna licitación. Enel caso de WesternGeco, se han adquirido levan-tamientos marinos 3D de múltiples clientes quecomprenden una superficie estimada de 500,000km2 [193,000 millas cuadradas] del Golfo deMéxico, las áreas marinas de África Occidental,el Mar del Norte, y de Indonesia y Australia.

Las áreas marinas de Angola constituyen unejemplo del uso intensivo de estos levantamien-tos. Allí, el Río Congo ha depositado sedimentos

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Dalia

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CromioPlatina

Rosa

EssungoKissanje

MarimbaPlutao

Girasol

> Grandes descubrimientos en áreas marinas de Angola. En el Bloque 17, a una profundidad de agua de 1350 m [4429 pies], TotalFinaElf y sus socios Exxon-Mobil, BP, Statoil y Norsk Hydro, están operando el campo gigante Girasol que contiene 700 millones de barriles [111 millones de m3] de reservas de petró-leo. Los Bloques 14, 15, 17 y 18 pueden contener hasta 10,000 millones de barriles [1500 millones de m3] de petróleo recuperable. El descubrimiento másprofundo realizado hasta la fecha es el pozo Plutao de BP, situado en el Bloque 31.

Recientemente se han perforado numerosospozos en aguas más someras de la cuenca deKwanza para comprobar conceptos de áreasprospectivas diferentes a los observados en elambiente de aguas más profundas, situados máslejos de la costa. Los pozos arrojaron resultadosmixtos; solamente el pozo Semba-1 deExxonMobil produjo unos 3000 B/D [477 m3/d]durante las pruebas de pozo.3 Esto generó entu-siasmo ante la posible presencia de un sistemapetrolero activo en la cuenca.

A una distancia mayor de la costa,WesternGeco adquirió datos 3D para múltiplesclientes sobre una superficie de 19,000 km2 [6840

millas cuadradas] de la cuenca de Kwanza, inclu-yendo un subconjunto de 7000 km2 [2700 millascuadradas] del conjunto de datos 3D que examina-mos en mayor detalle (abajo). El rasgo dominante,visible en la imagen de alta fidelidad del lechomarino, es el Cañón de Kwanza, un cañón submari-no activo que sirve como ejemplo “en la superficie”o análogo—aunque en el fondo del mar actual—para comprender las estructuras del subsuelo inter-pretadas en las imágenes sísmicas 3D. El cañónresulta de particular interés porque se presume queactúa como el conducto que transporta areniscasdel continente africano a las áreas de aguas pro-fundas de las zonas marinas de Angola.

Este artículo describe cómo los intérpretes dedatos sísmicos utilizan las imágenes de los depó-sitos superficiales de esta provincia marina paradetectar rasgos similares en el subsuelo, rasgosque podrían corresponder a areniscas petrolífe-ras de alta calidad. Comenzamos con la expre-sión somera del lecho marino del Cañón deKwanza y rastreamos su manifestación en sedi-mentos más profundos y más maduros, antes de

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> Levantamientos sísmicos 3D para múltiples clientes (en rosa), adquiridos por WesternGeco. Lasáreas coloreadas en rosa claro muestran los levantamientos registrados en áreas no adjudicadas ylas coloreadas en rosa más oscuro indican los levantamientos adquiridos en áreas que ya estabanadjudicadas en el momento de la adquisición de los levantamientos sísmicos. El área trapezoidal deli-neada en color magenta es la superficie cubierta por los datos batimétricos que se muestra en lapágina siguiente.

3. http://www2.exxonmobil.com/Corporate/Newsroom/Newsreleases/corp_xom_nr_140601_1.asp

4. Una depresión semilunar es un codo en forma de U enun río. La sinuosidad gradual de los ríos produce normal-mente curvas recortadas, visibles como lagunassemilunares, que marcan el curso anterior del río.

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examinar el resultante abanico de llanura abisalde aguas profundas por analogía con el AbanicoCongo. Por último, mostramos algunos objetivosexploratorios posibles que han sido identificadosutilizando el conocimiento adquirido a partir deestos ejemplos de Kwanza y Congo.

Comenzando en la superficieEl Cañón de Kwanza fue identificado primero enbase a datos batimétricos adquiridos por ARKGeophysics, Ltd. junto con un levantamiento gra-

vimétrico, en el momento de la adquisición de lasísmica 3D (abajo). El diapirismo salino subya-cente se encuentra actualmente activo y generala notable textura o topografía norte-sur dellecho marino. El cañón comienza cerca deLuanda, Angola, en 50 m [164 pies] de profundi-dad de agua y se extiende de este a oeste—atra-vesando la textura regional pero siguiendo siem-pre el talud continental—unos 300 km [188millas] hasta alcanzar finalmente la llanura abisalen profundidades de agua de más de 4000 m

[13,100 pies]. Los meandros abandonados y las“lagunas semilunares,” cortados por canales deincisión, corresponden a cortes de canales másantiguos del “río” submarino antes de ser pro-fundamente excavado como lo está en la actuali-dad.4 El ancho del cañón es variable, pero gene-ralmente oscila entre 1 y 2 km [0.6 y 1.2 millas]con una profundidad de 400 m [1300 pies] en elárea cubierta por el levantamiento 3D. La profun-didad del agua oscila entre 1200 m [4725 pies]hacia el este y 2500 m [8203 pies] hacia el oeste.

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Cañón de Kwanza Cañón alimentador

Marca de cavidad

Canal incipiente

> Topografía del lecho marino del Cañón de Kwanza, identificada primero en los datos batimétricos adquiridos junto con un levantamiento gravimétrico. El color indica la profundidad por debajo del nivel del mar, donde el amarillo representa la zona somera y el púrpura la zona profunda. El diapirismo salinosubyacente causa las tendencias norte-sur visibles en el lecho marino. El cañón corta transversalmente estos rasgos de orientación norte-sur. Comienzaen las aguas más someras al este y se extiende hacia el oeste unos 300 km [188 millas]. Esta imagen cubre aproximadamente 7000 km2 [2700 millas cuadra-das] del lecho marino.

En la imagen del fondo marino se observandepresiones redondeadas u hoyuelos en toda elárea, conocidos en la industria con el nombre depockmarks (marcas de cavidad). Estas depresio-nes son causadas por fugas de gas o fluidos queburbujean desde el subsuelo, y pueden aportarpruebas directas de la actual migración de hidro-carburos desde rocas generadoras más profun-das. Las marcas de cavidad explotan zonas dedebilitamiento y fracturamiento que coalescenfinalmente a manera de rasgos lineales conti-nuos, formando las fosas tectónicas observadascomúnmente en el lecho marino en los flancos de

los diapiros salinos. Estas fosas tectónicas tam-bién pueden tener cierta influencia sobre lasrutas seguidas por rasgos tales como el Cañón deKwanza.

Los cortes transversales de la sección some-ra del volumen 3D muestran el cañón en diferen-tes puntos de su curso (arriba). En los primerosdos paneles, se observan canales alimentadoresmás pequeños, o cañones laterales, que cortansedimentos someros antes de unirse al Cañónprincipal de Kwanza. En el tercer y cuarto panel,el cañón corta en las proximidades de un suba-floramiento salino. La interpretación de las líneas

sísmicas determinó que, en el momento de suadquisición, no había sedimentos en el Cañón deKwanza; no se observan reflexiones irregulares oen forma de montículo en la base del corte delcanal, que en cualquiera de ambos casos podríanseñalar la presencia de sedimentos no consolida-dos que avanzan por el cañón en dirección des-cendente. Los intérpretes especulan que el movi-miento de los sedimentos a lo largo del cañónpodría ser intermitente pero rápido, adoptando laforma de depósitos de flujo de detritos o de flujode masas, similares a los observados ocasional-mente en áreas terrrestres.

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Cañonesalimentadores

“Isla” en el lecho marino

Cañón de Kwanza

> Batimetría del Cañón de Kwanza (abajo) y secciones transversales extraídas de los datos sísmicos 3D (arriba) en la porción oriental del cañón. Las sec-ciones transversales están numeradas a partir del extremo más somero del cañón. Panel 1: se ven dos cañones alimentadores al sur del cañón principal,cerca de su punto de origen, lo cual no se observa en el volumen 3D. Panel 2: los alimentadores forman una “isla” submarina. Las bases de los canalesmuestran reflexiones de gran amplitud, que son posibles indicadores de la presencia de arenisca. Panel 3: el Cañón principal de Kwanza proviene del estey en este punto se encuentra a una profundidad de 500 mseg o 400 m [1312 pies]. El cañón explota la cima de un diapiro salino en el subsuelo (delineado encolor rojo), que es quizás una zona de debilitamiento más fácil de erosionar. Panel 4: el Cañón de Kwanza no está tan profundamente excavado y se sitúaen el flanco del diapiro salino.

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A medida que el cañón ingresa en aguas másprofundas, su curso se torna independiente delas estructuras relacionadas con la sal (arriba).En los primeros dos paneles, rotulados con losnúmeros 5 y 6, se observa un corte más antiguodel cañón a la izquierda de su posición actual. Enel segundo panel (6), el diapirismo salino ya noparece controlar la ubicación o la dirección delcañón. El panel 7 muestra el cañón y una depre-sión semilunar cercana. Inmediatamente debajodel corte del cañón, las reflexiones de granamplitud apuntan a un relleno de canal preserva-

do más antiguo. En el último panel, el cañón seensancha y se profundiza para luego desaparecermás allá de los límites del levantamiento 3D. Secree que la forma meandrosa del cañón es con-secuencia de la interacción entre los diapirossalinos y el ángulo de la pendiente de la plata-forma continental. Los cañones submarinosobservados en la plataforma continental nigeria-na, pasando el delta del Níger, tienden a ser máslineales porque no hay tectonismo salino quealtere la topografía del lecho marino e interactúecon los cañones.

¿Qué sucede con el Cañón de Kwanza másallá de los límites del levantamiento 3D? A pesarde que se cuenta con una cuadrícula densa dedatos 2D en el área del Bloque 6 cercana a lacosta, el cañón no puede ser rastreado nueva-mente hasta el continente. Esto indicaría que noestá relacionado con un sistema fluvial actual,situado en tierra firme. Sin embargo, el cañónpodría conectarse con la desembocadura del RíoKwanza, situada unos 50 km [30 millas] al sur, através de la fuerte corriente del norte conocidacomo Corriente de Benguela que aquí pasa por la

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Cañón anterior rellenoFondo del cañónde gran amplitud

Depresión semilunar

Cañón principal

> Batimetría del Cañón de Kwanza (abajo) y secciones transversales extraídas de los datos sísmicos 3D (arriba) en la porción occidental del cañón. Panel5: el cañón sigue la textura norte-sur predominante impuesta por el diapirismo salino subyacente. Se puede ver un cañón anterior relleno a la izquierda delcañón actual. Panel 6: se ven las trazas anteriores del cañón, en los sedimentos que subyacen el cañón actual. El diapirismo salino ya no se observa. Panel7: el cañón principal atraviesa una depresión semilunar, abandonándola y dejándola en una posición más alta. Los cortes más antiguos, que han sido relle-nados, se mantienen preservados debajo del canal actual. Panel 8: el canal principal se ensancha y profundiza en aguas más profundas, cerca del límitedel levantamiento 3D.

costa de África Occidental (abajo). El Cañón deKwanza comienza donde hay un quiebre en lalínea costera, cerca de un banco de areniscas,situado a 50 km al norte de la desembocadura delRío Kwanza. El Cañón de Kwanza también podríaestar relacionado con un sistema de drenajeanterior, diferente del existente en la actualidad.

En su extremo distal de aguas profundas, elCañón de Kwanza no está cubierto por el levan-tamiento 3D pero puede ser rastreado a través delevantamientos 2D, llegándose finalmente a unainstancia en que no se dispone de datos paraseguir su rastreo. Los intérpretes pueden conje-turar que existe un abanico de aguas profundasen el extremo del sistema de cañones, donde lasareniscas derramadas en embudo por el Cañónde Kwanza son depositadas en la llanura abisal;aún no se dispone de una imagen de este siste-ma para el Cañón de Kwanza. Sin embargo, los

conjuntos de datos 3D adquiridos en la llanuraabisal del prolífico Abanico Congo situado alnorte, muestran el probable régimen sedimenta-rio. Este tema será analizado en este artículomás adelante.

Evaluación del relleno de canalLa interpretación de una línea sísmica que vadesde el área de estudio hacia el sur del Cañónde Kwanza indica un corte de cañón preservadoen la porción somera del subsuelo, unos 500mseg por debajo del lecho marino, que seencuentra a un tiempo de tránsito doble (ida yvuelta) de aproximadamente 2.5 segundos (próxi-ma página, arriba). Esta característica puede serutilizada para demostrar el probable tipo de sedi-mentación y preservación de un cañón recientepero ahora enterrado. A través del volumen 3D sepuede interpretar un gran complejo de canal deli-

neado en color amarillo. El examen detallado delos datos muestra cortes de canales múltiples,apilados dentro y debajo de la superficie colore-ada en amarillo. Este sistema hoy se encuentraen un alto estructural. El adelgazamiento de lossedimentos que coinciden con este alto estructu-ral sugiere que éste también era un alto en elmomento de producirse el corte del cañón. Loseventos de gran amplitud presentes en el fondodel cañón indican un canal relleno de areniscas.

Para visualizar este cañón y los sedimentosque lo rellenan, se representan gráficamente lasamplitudes sísmicas medidas en un intervalo queincluye el fondo del canal y que se extiende hasta50 o 100 mseg por encima del evento coloreadoen amarillo (próxima página, abajo). Las grandesamplitudes en color amarillo reflejan un sistemade meandros dentro de la totalidad del corte delcañón. El ajuste fino de las ventanas de tiempo

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> El Cañón de Kwanza, desplazado aproximadamente 50 km [30 millas] con respecto a la desembocaduradel Río Kwanza, y un abanico abisal cuya existencia podría inferirse en el ambiente de aguas profundashacia el oeste.

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Cañón anterior relleno Grandes amplitudes en el fondo del cañónA A’

> Línea sísmica interpretada que muestra un cañón (en amarillo) relleno y preservado al sur del Cañónde Kwanza. Los puntos brillantes rojos y negros representan grandes amplitudes en la base del cañóny son señales de la presencia de sedimentos ricos en contenido de arenisca que rellenan el cañón.Estas amplitudes sísmicas en el fondo del canal se muestran en la figura de abajo.

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A

A’

> Amplitudes medidas a través de un volumen sísmico 3D en un intervalo de tiempo restringido al fondodel cañón que exhibe grandes amplitudes y se muestra en color amarillo en la figura de arriba. Las gran-des amplitudes coloreadas en amarillo ilustran la naturaleza meandrosa del cañón preservado. El corteAA’ muestra la ubicación de la sección transversal en la figura anterior.

seleccionadas para la extracción de las amplitu-des, probablemente mostraría mayor detalle ycomplejidad dentro de este sistema. Se interpre-ta que los eventos de gran amplitud correspon-den a areniscas; las areniscas de mayor amplitudpodrían contener hidrocarburos. Según la inter-pretación, las áreas de baja amplitud coloreadasen gris corresponden a fangolitas o lutitas. En lasáreas marinas de Angola, los sedimentosTerciarios con gran amplitud sísmica suelen serindicadores de la sedimentación de areniscas,mientras que las amplitudes bajas indican la pre-sencia de fangolita, arcilla y lutita.

El movimiento posterior de la sal presente amayor profundidad produjo un proceso de levan-tamiento y erosión y controla los límites del sis-tema de meandros en dirección este-oeste; elsistema no puede ser rastreado a mayor distan-

cia por lo cual constituye una potencial trampade hidrocarburos. Se interpreta que éste es elmecanismo de sedimentación y preservación deyacimientos, y de formación de trampas que tuvolugar en las cuencas de Congo y Kwanza durantetodo el período Terciario. Sin embargo, no seconoce bien el mecanismo exacto de estableci-miento y abandono de este tipo de cañón.

En una parte del volumen sísmico adquirido alnorte, en el extremo del sistema del AbanicoCongo correspondiente al ámbito de aguas pro-fundas, se observan las características sísmicasde un abanico de aguas profundas. Esto constitu-ye un ejemplo del estilo probable del régimen desedimentación que tuvo lugar o tiene lugaractualmente en el extremo del Cañón de Kwanza,donde no existen evidencias directas. El levanta-miento septentrional consistente en 8000 km2

[3090 millas cuadradas] abarcó parte de la llanu-ra abisal del Abanico Congo, además de la pro-vincia de diapiros salinos situados en aguas mássomeras. Una sección de tiempo a través delvolumen 3D muestra un abanico y un canal demeandros (arriba). Como primera aproximación,la llanura abisal es aplanada y horizontal, demanera que la sección de tiempo es compatiblecon un horizonte sedimentario. La imagen mues-tra, aproximadamente en una vista en planta, losdos tipos de reflexiones de gran amplitud ob-servados comúnmente en esta región, e ilustraademás el aspecto de esas reflexiones en la sec-ción transversal o a lo largo de las líneas sísmi-cas. Las reflexiones largas y extensas, de granamplitud, corresponden probablemente a abani-cos o mantos de arenisca. Las reflexiones cortas,apiladas, de gran amplitud, representan proba-

10 Oilfield Review

Depósito de abanicoCanal de meandros

Canal de meandros en perfilDepósito de abanico en perfil

> Sección de tiempo horizontal, o vista en planta, a través de un levantamiento sísmico 3D registrado al norte del Cañón de Kwanza, que revela las grandesamplitudes de un gran depósito de abanico a la derecha y un canal de meandros a la izquierda.

Primavera de 2003 11

blemente areniscas de canal. Esta informaciónpuede ser aplicada en áreas de mayor compleji-dad estructural donde es difícil construir seccio-nes de tiempo de horizontes compatibles.

Cuando se observa una sección vertical, lasamplitudes de la arenisca disminuyen a medidaque aumenta la profundidad (abajo). Según seinterpreta, esto se debe a un cambio en el con-traste de impedancia acústica causado por lacompactación. Los canales de arenisca en estasección sísmica fueron interpretados primero ensecciones de tiempo y luego se muestran lasintersecciones de los canales con la sección sís-mica como círculos de color amarillo. Los canalescorresponden claramente a eventos cortos degran amplitud, lo cual indica que los canales deesta cuenca pueden ser picados con seguridad apartir de secciones sísmicas, incluso a tiemposde tránsito doble de 6 a 7 segundos.

Debajo del horizonte coloreado en azul, a untiempo de tránsito doble de aproximadamente7.5 segundos, no se observan canales de arenis-ca en las secciones de tiempo, de manera que elprimer aporte de arenisca en esta porción de la

cuenca se produce en o sobre este nivel. La ele-vación regional de las áreas costeras de África,acaecida en el Oligo-Mioceno hace aproximada-mente 35 millones de años, constituye el origende las primeras afluencias de arenisca en lacuenca. Con anterioridad a la elevación delOligo-Mioceno, la arenisca es escasa o estáausente. Esta información ha sido utilizada paraestablecer la edad de estas secciones, asignan-do al horizonte coloreado en azul la edad corres-pondiente al tope del Eoceno, justo antes delOligo-Mioceno. El carácter sísmico cambia deba-jo del tope del Eoceno, lo cual indica cambios sig-nificativos de ambiente y sedimentación. Lainformación de escala regional identifica a loseventos interestratificados de gran amplitud y debuena continuidad lateral, observados debajo deltope del Eoceno, como un intervalo de rocamadre potencial equivalente a la Formación Iabe.La Formación Iabe constituye una roca madrecomprobada en los campos marinos del Bloque 2,tales como el campo Essungo. Si dicha formaciónestá presente como roca generadora en la cuen-ca de Congo, tiene un grado de madurez de tem-

prana a media, dado el espesor de los sedimen-tos del Terciario que la sobreyacen y es, por lotanto, capaz de generar hidrocarburos actual-mente. Las rocas generadoras más profundas delperíodo Cretácico (Albiano), próximas al basa-mento, también serían maduras si existieran.

Indicadores de hidrocarburosLos indicadores directos de hidrocarburos (DHIs,por sus siglas en inglés) proporcionan evidenciasde la posible existencia de hidrocarburos en estaárea. Estos DHIs son típicamente reflexiones deamplitud anomalmente alta, resultantes del con-traste de impedancia acústica adicional genera-do por el hidrocarburo, en comparación con elgenerado por el agua contenida en las arenis-cas.5 La migración de hidrocarburos se produce através de las fracturas secundarias que se obser-van en las secciones sísmicas.

5. La impedancia acústica es la velocidad multiplicada porla densidad de una roca. Ambos valores varían, y general-mente aumentan, a medida que aumenta la profundidadpara la mayor parte de los distintos tipos de rocas.

Tiem

po d

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nsito

dob

le (i

da y

vue

lta),

seg

8.0

7.0

6.0

5.5

6.5

7.5

8.5

4.0

2.5

0 km

0 millas

Discordanciapor quiebre

Tope delCretácico

Tope delEoceno

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> Imagen sísmica que muestra diversas areniscas de gran amplitud (en color negro y rojo), cerca delextremo superior de la sección (hasta aproximadamente 6.5 segundos), canales rellenos de areniscade menor amplitud, a mayor profundidad (hasta aproximadamente 7.5 segundos) y ninguna evidenciade arenisca por debajo de aproximadamente 7.5 segundos. La disminución de amplitud en función dela profundidad de los canales rellenos de arenisca se atribuye a un menor contraste de impedanciaacústica conforme aumenta la compactación. Los círculos en color amarillo corresponden a las inter-secciones de esta imagen sísmica con los canales que fueron interpretados en secciones de tiempo,entre 6.0 y 7.0 segundos.

12 Oilfield Review

Albardón

Canal relleno de lutita

Depósito deabanico anterior

Depósito de desborde

Depósito ricoen areniscas

> Detalle de alta resolución de un canal de meandros del Abanico Congo de aguas profundas, que muestra el relleno de arenisca de gran amplitud (encolor amarillo y rojo), la lutita de baja amplitud (en color gris) y albardones de amplitud media (en color verde).

Tiem

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3.5

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DHI

Horizonte con cierre en la dirección del echado

Abanico Abanico

Cañón

DHI CanalCanales

Top Iabe

Cima dela sal

Top IabeTop IabeTop IabeTope de laFormaciónIabe

> Canales, abanicos e indicadores de hidrocarburos directos (DHIs, por sus siglas en inglés), interpretados a partir de una línea sísmica de la provincia de diapiros salinos del Abanico Congo, al norte del Cañón de Kwanza. En color naranja se muestra un horizonte con cierre en la dirección del echado.


Para evaluar la variación de los sistemas decanal en cuanto a dirección y complejidad, sepicaron ocho secciones de tiempo de la llanuraabisal a intervalos de 40 mseg en el rango de6620 a 6900 mseg, es decir, unos 2000 mseg o2000 m [6560 pies] por debajo del lecho marino(derecha). El límite actual de la sal denota elborde oriental de la región tectónicamente acti-va, aunque el mismo ha variado con el tiempo. Seasume que los canales fluyen hacia el oestepasando el límite de la sal. Además muestranuna gran variación en su orientación, de norte-sur a este-oeste. Evidentemente, no se puedeasumir que los canales siempre siguen el echadoregional alejándose de su origen. Para la explo-ración y el desarrollo de hidrocarburos en estoscanales, se requiere la información contenida enla sísmica.

La sísmica 3D contiene el detalle de altaresolución de los canales individuales y de otrosrasgos sedimentarios de la llanura abisal, inclusoa 1.5 segundos o 1500 m [4920 pies] debajo dellecho marino, es decir, 4 segundos o 3 km [2millas] por debajo del nivel mar (página anterior,arriba). En este ejemplo del levantamiento 3Dseptentrional correspondiente al Abanico Congo,las grandes amplitudes coloreadas en amarillo yrojo delinean areniscas. La sección de tiempomuestra variaciones de facies dentro de uncanal, donde el relleno del canal pasa del colorrojo y amarillo—indicando presencia de arenis-ca—al gris de la lutita.6 En la porción en que elcanal está relleno de lutita, ocasionalmente exhi-be albardones que marcan su posición. Tambiénpueden identificarse depósitos de desborde, oderrames de escotadura de albardón.7

Toda la información del Cañón de Kwanza y lallanura abisal del Congo puede aplicarse en lasáreas que están siendo evaluadas en estemomento para la exploración de hidrocarburos ylos potenciales desarrollos futuros (página ante-rior, abajo). Esta línea sísmica proviene de la pro-vincia de diapiros salinos del Abanico Congo.Mediante la aplicación del conocimiento y losmodelos desarrollados desde la porción someradel fondo marino hasta la llanura abisal, obser-vamos que se pueden identificar dos tipos desedimentación de arenisca en esta provincia: loscanales aparecen como reflectores cortos y bri-llantes, y las areniscas en mantos o abanico,como líneas más extendidas de grandes amplitu-

des. El reconocimiento de intervalos potencial-mente arenosos, combinado con el conocimientoregional, permite asignar edades geológicasaproximadas a diferentes porciones de la secciónen áreas donde no se dispone de informaciónalguna de pozo.

La sal provee cierres en las cuatro direccionesde extensión areal variable dentro de los estratosde sobrecarga de edad Cretácica y Terciaria, delos cuales existen ejemplos en esta área. Las are-niscas pueden ser interpretadas por su amplitudcaracterística y se observan sobre las cimas y enlos flancos de los cierres, ofreciendo atractivasconfiguraciones de entrampamiento de hidrocar-buros. Las rocas madre post-salinas, tales comola formación Iabe y las de edad Albiano, sonmaduras en los sinclinales profundos entre losdiapiros salinos y en la llanura abisal adyacente.Los DHIs evidenciados en estos datos sugieren

decididamente la presencia de hidrocarburos quemigraron hacia las estructuras y fueron entram-pados; esto convierte al área en muy atractivapara futuras operaciones de exploración.

En este ejemplo, el presente es claramenteuna clave para el pasado. Mediante la utilizaciónde información referente al actual lecho marino ya análogos más profundos, construimos unmodelo de procesos que probablemente tuvieronlugar en las áreas marinas de Angola durante losúltimos 30 millones de años. Muchos de losrecientes descubrimientos en Angola se encuen-tran en estos canales más antiguos, pero aúnqueda por probarse la existencia y el valor eco-nómico de las acumulaciones circundantes. Laprueba puede consistir en examinar más exhaus-tivamente la sísmica 3D que constituye la basepara el proceso de exploración en esta región deaguas profundas. —LS

N

Llanura abisal5

3

0 km

0 millas

Límite actual dela

sal

> Orientaciones de los canales interpretados en los datos sísmicos 3D, en elintervalo de 6620 a 6900 mseg. Los canales no siempre siguen el echadoregional este-oeste, apartándose de su origen. La orientación de los canalesno puede predecirse pero sí mapearse a partir de los datos sísmicos 3D.

6. Variación de facies es la variación en el tipo de roca,dentro de una unidad, como resultado del proceso sedi-mentario.

7. Un depósito de desborde, o derrame de escotadura dealbardón, se compone de sedimentos depositados cuan-do el canal se abre paso a través de sus márgenes o lossupera.

14 Oilfield Review

Avances en materia de vigilancia de pozos y yacimientos

Mohammad Al-AsimiGeorge ButlerOccidental Petroleum CorporationMascate, Sultanato de Omán

George BrownArthur HartogSouthampton, Inglaterra

Tom ClancyPetrozuata C.A.Caracas, Venezuela

Charlie CosadHouston, Texas, EUA

John FitzgeraldJosé NavarroCambridge, Inglaterra

Alex GabbBG GroupReading, Inglaterra

Jon InghamCrawley, Inglaterra

Steve KimminauCambourne, Inglaterra

Jason SmithTeam Energy LLCBridgeport, Illinois, EUA

Ken StephensonRidgefield, Connecticut, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Ian Atkinson y Lance Fielder, Cambridge,Inglaterra; Alan Baker, Clamart, Francia; Tony Booer,Younes Jalali, Alex Kosmala y Bertrand Theuveny,Cambourne, Inglaterra; Ian Bryant y James Garner, SugarLand, Texas, EUA; Julian Cudmor y Karen Carnegie,Inverurie, Escocia; Robert Dillard, Sudhir Pai y AnthonyVeneruso, Rosharon, Texas; Wayne Richards y Dave Rossi,Houston, Texas; Carlos Ortega, Caracas, Venezuela; yDaniel Pelissou, Port Harcourt, Nigeria. También se agra-dece al grupo de socios de BG, incluyendo a TalismanEnergy (UK) Limited, Talisman North Sea Limited, RigelPetroleum UK Limited y Paladin EXPRO Limited, por su per-miso para publicar el ejemplo del campo Blake.Finder, FloWatcher, Litho-Densidad, MultiSensor, OFM,PhaseTester, PhaseWatcher, Phoenix, PIPESIM, PowerLift,PumpWatcher, RapidResponse, SENSA y Vx son marcas deSchlumberger. COMPAQ es una marca de CompaqComputer Corporation. IPAQ es una marca de CompaqInformation Technologies Group, L.P.

Los ingenieros, actualmente, se hallan conectados a sus yacimientos. Los datos

adquiridos en tiempo real por los sensores de vigilancia instalados en forma per-

manente les ayudan a identificar, diagnosticar y tomar decisiones para mitigar los

problemas de producción. La vigilancia permanente también facilita la ejecución

de análisis detallados a fin de optimizar la producción y permite asignar la misma

con mayor exactitud.

La acción es una respuesta al conocimiento; elconocimiento se deriva de la información. Lainformación precisa y oportuna es esencial paravigilar rutinariamente y controlar con éxito lasoperaciones cruciales y complejas. En la actuali-dad los ingenieros de yacimientos y deproducción enfrentan la desafiante tarea demanejar los activos de petróleo y gas. Para ello,se requiere un amplio conocimiento del yaci-miento, una planificación avanzada de losproyectos, tecnologías integradas especialmentediseñadas para usos específicos y acceso entiempo real a los datos de relevancia. Se hacenecesaria la conversión de los grandes volúme-nes de datos adquiridos a volúmenesconvenientes para su utilización en las aplicacio-nes de computación de exploración y producción(E&P). En consecuencia, se requieren herramien-tas apropiadas de interpretación y validación dedatos para analizar los datos adquiridos y poderdirigir la acción en la dirección requerida. Lastécnicas modernas de explotación de hidrocarbu-ros, tales como la producción de pozosmultilaterales o de instalaciones submarinas,han cambiado la forma en que la industria encarael mantenimiento del pozo, y la optimización dela producción y recuperación de hidrocarburos.Estos escenarios de producción sofisticados,combinados con las demandantes dificultadeseconómicas, han vuelto a los sistemas avanzadosde terminación de pozos mucho más vitales queantes (próxima página).

Las compañías operadoras obtienen impor-tantes beneficios con el continuo progreso de lastecnologías de terminación avanzadas. Los ope-radores y proveedores de servicios están

trabajando juntos para superar los desafíos ygarantizar que el manejo de toda la producción yde los yacimientos se convierta en una realidad.Para alcanzar el objetivo principal—recuperaciónmejorada y producción acelerada a un menorcosto—la industria está desarrollando sensoresde instalación permanente (sensores permanen-tes) y explotando el uso de los datos en tiemporeal. Este artículo hace hincapié en los progresosobservados en tecnología de vigilancia continua,incluyendo la vigilancia de la producción en elfondo del pozo y en la superficie, y las técnicasde vigilancia rutinaria de yacimientos. Se utilizanalgunos ejemplos para ilustrar el impacto que lossensores permanentes y las tecnologías combi-nadas ejercen en los esfuerzos que se estánhaciendo en la industria para optimizar la pro-ducción y la recuperación de hidrocarburos.

Evolución mediante revoluciónLa evolución actual de las tecnologías avanzadasde terminación de pozos se resume en un sólotérmino: economía. Esto es, producir y manejarcampos más efectiva y eficientemente. Se tratade aprender más en menos tiempo acerca delyacimiento y de su rendimiento de producción,agilizando y perfeccionando el proceso de tomade decisiones que mejora la producción y la recu-peración de hidrocarburos.

Comúnmente, la información se adquiere enel fondo del pozo llevando a cabo medicionesocasionales y utilizando técnicas tales como losregistros de producción y las pruebas de pozos.A esto se agrega la medición puntual estándar ypermanente de la presión. Estos métodos gene-ralmente reaccionan ante un evento o se


programan conforme a los planes de reparacióno intervención de pozos. Su programación en eltiempo puede no ser la más óptima para diag-nosticar problemas de producción o cambios enel yacimiento. Las mediciones ocasionales enpozos raramente detectan los eventos de produc-ción a medida que ocurren y generalmente nodescriben el comportamiento de la producción, nisiquiera definen una tendencia, debido a que seadquieren con baja periodicidad. Además, loscostos de intervención y la pérdida de ingresosprovenientes de la producción asociadas con téc-nicas de vigilancia periódicas, pueden ser ex-tremadamente altos y especialmente inquietan-tes en operaciones que requieren instalacionessubmarinas. En estos ambientes, la intervenciónmás simple puede costar US$ 2 millones, y unaintervención para la adquisición de registros concable de acero (perfilaje) en un solo pozo subma-rino emplazado a más de 1500 m [4920 pies] deprofundidad de agua comúnmente excede losUS$ 5 millones. En pozos submarinos, los proble-mas de producción generalmente no se identifi-

can y no se resuelven porque los riesgos y costosde una intervención son demasiado altos. Ade-más, es de esperar que la cantidad de pozos sub-marinos crezca en forma progresiva en los próxi-mos años, impulsando a la industria a buscarsoluciones en múltiples frentes.

Los sensores permanentes entregan datos enforma continua o bajo demanda, reduciendo oeliminando en gran medida los costos de inter-vención para la adquisición de datos.Generalmente instalados durante la etapa de ter-minación de pozos, los sensores permanentesproporcionan a los expertos en yacimientos y enterminaciones de pozos datos continuos en formainmediata; incluyendo datos de presión; tempe-ratura tanto puntual como su distribución;velocidad de flujo; fase de fluido y datos del com-portamiento de la bomba en el fondo del pozo.Durante décadas, las compañías han coleccio-nado en superficie mediciones diarias de presióny flujo que describen el comportamiento de laproducción del pozo. Sin embargo, estas medi-ciones no reflejan adecuadamente las tendencias

y eventos en el yacimiento, particularmente enpozos multilaterales o de múltiples zonas y enambientes complejos con presencia de gas.

Los eventos críticos que ocurren durante laproducción pueden planificarse—tales como elperíodo inicial de flujo o cierre de un pozo ozona—o pueden ser inesperados; tales como lairrupción prematura de gas, agua o fluido deinyección. La vigilancia rutinaria e interpretacióndetalladas de estos eventos requieren conectivi-dad y métodos innovadores para manejar losdatos provenientes de los sensores permanentes.Los equipos interdisciplinarios de los activos delas compañías de petróleo y gas pueden observare interpretar los inconvenientes de producción entiempo real, pudiendo tomar decisiones oportunasy sobre bases sólidas. La acción puede tomarvarias formas; ajustando los gastos (tasas de flujo,caudales, ratas) de producción en la superficie oen el fondo del pozo, o planeando intervencioneso reparaciones. En los comienzos del desarrollo deun campo, la vigilancia continua también puedeproveer información válida para guiar los planes

Control Center

> Sistemas avanzados de terminación de pozos. La necesidad de tecnologías de terminación avanzada continúa creciendo con la complejidad de las técni-cas de explotación. Pozos horizontales más largos (izquierda), pozos multilaterales y pozos en aguas profundas con instalaciones submarinas (derecha)han apuntado a que la industria examine cuidadosamente el despliegue de sistemas de vigilancia rutinaria y el control permanente que ofrece la disponibi-lidad de la información en tiempo real.

de pozos subsiguientes, incluyendo la selecciónde las localizaciones, los métodos de terminacióny los planes de intervención.

Así como los avances acontecidos en la tec-nología de perforación durante la década de1990 revolucionaron la forma en que las compa-ñías de exploración y producción (E&P) llegan alas reservas de petróleo y gas, la evolución detecnologías de terminación de pozos habilitará alas compañías a manejar activamente sus yaci-mientos y campos en producción. Un númerocada vez mayor de tipos de medidores registracada vez más datos en el fondo del pozo. Enmuchas áreas, las mediciones permanentes en elfondo del pozo—tales como las de presión ytemperatura—se consideran ahora confiables yde rutina (véase “Pruebas de confiabilidad,”página 18).1 Actualmente se están instalandonuevos tipos de medidores, y pronto se encontra-rán disponibles nuevas tecnologías que por ahorase hallan atravesando las etapas de prueba.

Retos de producción en el pozoLos equipos interdisciplinarios de los activos delas compañías de petróleo y gas enfrentan unavariedad de problemas de producción que abarcan

un amplio rango de escalas temporales y espacia-les. Las fallas de los equipos de fondo de pozogeneralmente ocurren en un período relativa-mente corto y afectan directamente al pozo o a lasregiones vecinas al mismo. Las complicaciones enlos sistemas de levantamiento artificial reducen odifieren la producción. La falla de una bomba en elfondo del pozo afecta la producción inmediata-mente, sin embargo, el impacto de una operaciónineficiente de la bomba es menos obvio. La vigi-lancia continua del ambiente en y alrededor de lasbombas mejorará significativamente la produc-ción mediante la constante optimización de lasoperaciones de levantamiento artificial.

En octubre de 2001, Schlumberger y Phoenixcombinaron su experiencia y conocimiento paravigilar extensamente los levantamientos artifi-ciales. Los sistemas tales como el medidorpermanente de presión y temperatura de fondode pozo PumpWatcher de Schlumberger y la uni-dad de vigilancia rutinaria de pozo MultiSensorde Phoenix para terminaciones con bombassumergibles, proporcionan datos crucialesacerca de la salud y eficiencia de las operacionesde bombeo. Se miden varios parámetros de bom-beo, incluyendo la temperatura del motor de la

bomba, la vibración y la pérdida de corriente.Estas mediciones, junto con los datos del yaci-miento y la producción, permiten a los expertosde producción y terminación de pozos, talescomo los del Centro de Excelencia enLevantamiento Artificial de Schlumbergersituado en Inverurie, Escocia, determinar la ope-ración óptima del sistema. Por ejemplo, laoperación óptima de la bomba puede aumentarla producción, disminuir el corte de agua, garan-tizar una mayor vida útil de la bomba y minimizarlos costos de intervención y reemplazo de lamisma (abajo).2 La temperatura y presión deadmisión, y la presión de descarga también sevigilan rutinariamente para garantizar que lacaída de presión y los niveles de fluido estén den-tro de las condiciones de operación designadaspara el pozo. Los métodos previos—sistemas detransferencia de presión y golpes de fluido—vigi-lan sólo el nivel de fluido por encima de laentrada a la bomba y son significativamentemenos precisos y menos confiables. La vigilanciarutinaria del desempeño y de los efectos de losdispositivos de levantamiento artificial han ayu-dado para que los operadores optimicen laproducción en toda la extensión del campo.

No sólo una faseLa adquisición estándar de datos de presión yflujo en superficie ha constituido una prácticacomún durante décadas, y todavía se utiliza paraevaluar la producción total de los pozos y cam-pos, fundamentalmente por razones fiscales. Sinembargo, las mediciones de flujo obtenidas en la

16 Oilfield Review

1. Eck J, Ewherido U, Mohammed J, Ogunlowo R, Ford J,Fry L, Hiron S, Osugo L, Simonian S, Oyewole T yVeneruso T: “Monitoreo en el fondo del pozo: su evolu-ción,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 20–33.

2. Williams AJ, Cudmore J y Beattie S: “ESP Monitoring—Where’s Your Speedometer?,” presentado en la 7ma

Mesa Redonda Europea de Bombas EléctricasSumergibles, Sociedad de Ingenieros de Petróleos,Aberdeen, Escocia, 6 al 7 de febrero de 2002.Fleshman R, Harryson y Lekic HO: “Artificial Lift for High-Volume Production,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primaverade 1999): 49–63.

3. Kimminau S y Cosad C: “The Impact of Permanent,Downhole, Multiphase Flow Metering,” presentado en el17mo Congreso Mundial del Petróleo, Río de Janeiro,Brasil, 1 al 5 de septiembre de 2002.Mus EA, Toskey ED, Bascoul SJ y Norris RJ: “AddedValue of a Multiphase Flow Meter in Exploration WellTesting,” artículo de la OTC 13146, presentado en laConferencia de Tecnología Marina, Houston, Texas, EUA,30 de abril al 3 de mayo de 2001.Atkinson I, Berard M, Hanssen BV y Ségéral G: “NewGeneration Multiphase Flowmeters from Schlumbergerand Framo Engineering AS,” presentado en el 17mo Tallerde Trabajo Internacional sobre Mediciones de Flujo en elMar del Norte, Oslo, Noruega, 25 al 28 de octubre de1999.

4. Oyewole AA: “Testing Conventionally Untestable High-Flow-Rate Wells with a Dual Energy Venturi Flowmeter,”artículo de la SPE 77406, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas,EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.

Prof

undi

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Gasto promedio de la bomba, 1000 Bres/D

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Gasto promedio de la bomba, 1000 Bres/D

Altura de la columna a unafrecuencia de operaciónde 50 HzAltura de la columna, (60 Hz)Altura de la columna, (70 Hz)Altura de la columnade operación realRango (min/max)Punto de operaciónRango de operaciónrecomendado

9000

8000

7000

6000

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2000

1000

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14,000

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2000

4000

6000

10,000

> Vigilancia rutinaria del desempeño de bombas eléctricas sumergibles. Una toma instantánea de laestadística vital de una bomba eléctrica sumergible, incluyendo presiones y temperaturas de entraday descarga, ayuda a los ingenieros a optimizar la operación de la bomba. A una determinada caída depresión, un examen de los gastos de la bomba versus la altura de la columna sobre la misma a variasfrecuencias operativas, define el rango óptimo de operación de la bomba. En este caso, el desempeñode la bomba a una frecuencia de operación de 50 Hz se ha degradado a un 41%, causando pérdida dela eficiencia de la bomba, y consecuentemente una pérdida de producción (izquierda). La producciónpotencial del pozo era de 2040 m3/d [12,850 B/D], sugiriendo que la bomba estaba subdimensionadapara ofrecer un gasto óptimo. El Centro de Excelencia de Levantamiento Artificial de Schlumbergerrecomendó que la bomba existente fuera reemplazada por una bomba eléctrica sumergible másgrande, resultando en un flujo adicional cercano a 835 m3/d [5250 B/D], o 58 m3/d [366 B/D] de produc-ción de petróleo agregado (derecha).


superficie también permiten la evaluación deldesempeño del pozo. Es necesario conocer lafracción de cada fase de fluido producido paraevaluar con exactitud el desempeño del pozodurante las pruebas del mismo. En los pozos deexploración, se utilizan separadores de pruebaspara separar, medir y obtener muestras delefluente del pozo. Los separadores de pruebasson extremadamente voluminosos, un claroinconveniente en ambientes marinos donde losespacios, tanto los de superficie como los sub-marinos son limitados. La instalación y operaciónde estos separadores son onerosas, y si debenpermanecer en el pozo en forma permanente, sepuede incurrir en costos adicionales asociadoscon la instalación y el mantenimiento de los equi-pos complementarios, tales como líneas ydistribuidores de pruebas. A pesar de que losseparadores de pruebas han sido el estándar dela industria para las pruebas de pozos y la asig-nación de la producción, su desempeño se hallageneralmente comprometido cuando el crudo seespuma, cuando se producen emulsiones deagua y petróleo o cuando se producen flujos enbaches (slug flow).3 Además, los separadores depruebas convencionales poseen generalmenteuna capacidad limitada para procesar los fluidosproducidos, limitando el flujo máximo e impac-tando potencialmente los ingresos provenientes

de la producción. Tanto los medidores de flujomultifásicos (polifásicos) de superficie como losde fondo de pozo superan muchas de estas limi-taciones, y es por ello que se han estadoutilizando más a menudo.

Schlumberger y Framo Engineering desarro-llaron sistemas de superficie móviles ypermanentes—el equipo fijo multifásico de vigi-lancia rutinaria de la producción del pozoPhaseWatcher y el equipo portable multifásicode pruebas de pozo periódicas PhaseTester, res-pectivamente—que utilizan la tecnología Vx depruebas de pozos multifásicos para controlar los

pozos en ambientes difíciles.4 Estos sistemascombinan una medición del flujo másico a travésde un venturi, con una medición de la densidaden base a la atenuación de rayos gamma de ener-gía dual. Las mediciones de presión ytemperatura indican la relación presión-volumen-temperatura (PVT) dentro de la línea de flujo.Estas mediciones proporcionan datos de fasesprecisos y continuos, permitiendo el cálculo delas fracciones de las tres fases—petróleo, gas yagua—a intervalos de 22 ms (izquierda). Los sis-temas Vx son más fáciles de instalar, másseguros y más eficientes que los separadores depruebas. Además, los sistemas Vx no requierenseparación de fases o acondicionamiento delflujo aguas arriba del punto de medición, puedenadaptarse a requisitos de pruebas más extensasy ocupan menos espacio. La tecnología Vx hademostrado ser más exacta que los separadoresde pruebas porque las mediciones se hacen con-tinuamente a una alta tasa de muestreo,permitiendo inclusive efectuar mediciones preci-sas de los flujos en baches.

El uso de un venturi facilita la medición de lastasas de flujo másico debido a su simplicidad, sueficiencia para mezclar las fases y el hecho deque la caída de presión a través de un venturi sepuede convertir a tasa de flujo másico, dado quela densidad del fluido se mide óptimamente(abajo). El flujo monofásico o multifásico a travésde un venturi se puede describir más sencilla-mente como:

Qtotal = K (∆p/ρmezcla)1/2

donde Qtotal es el flujo volumétrico total, K es laconstante de proporcionalidad para el venturiespecífico, ∆p es la diferencia de presión medidapor dos medidores de presión absoluta o unmedidor de presión diferencial, y ρmezcla es ladensidad medida del fluido o de la combinaciónde fluidos.

Fuente

Flujo

Presión

p

Temperatura

Venturi

Detector

> Sección transversal de un medidor de flujo multifásico. Los principalescomponentes de un medidor de flujo multifásico incluyen un venturi, que per-mite el mezclado, de modo que se pueda obtener una medición precisa delflujo másico total, utilizando medidores de temperatura y de presión diferen-cial. Para medir las fracciones de petróleo, agua y gas se utiliza un detectorde rayos gamma de energía dual y una fuente radioactiva.

Flujo

> Un venturi en acción. Los simuladores de flujo permiten a los científicoscaracterizar la naturaleza del flujo de fluido multifásico a distintas velocidadesde flujo y desviaciones del pozo. A la izquierda del venturi se puede observarel flujo laminar. Una vez que los fluidos han pasado a través del venturi, losfluidos se mezclan bien (derecha) permitiendo la medición exacta de la densi-dad del flujo mezclado, utilizando la configuración fuente-detector.

> Utilización de funciones de supervivencia para contar la historia. La gráficamuestra las funciones de supervivencia para dos rangos de temperatura diferentesde 293 medidores de presión de cuarzo. Los datos en azul representan 196 pozosoperando a temperaturas inferiores a 100 ºC [212 ºF], y los datos en rojo repre-sentan 97 pozos operando a temperaturas de entre 100 ºC y 155 ºC [311 ºF]. Enel ambiente operativo de menor temperatura, la confiabilidad es del 96% con unareducción del 1.7% por año de operación. En el entorno de mayor temperatura deoperación, la confiabilidad es del 95.8% con una reducción del 8% por año.

18 Oilfield Review

En el desarrollo de nuevas tecnologías de termi-nación de instalación permanente, esextremadamente importante poseer un enfoqueestructurado respecto de las pruebas de confiabi-lidad. La incuestionable confiabilidad de losmedidores y dispositivos de control de flujo es labase sobre la cual se ha de desarrollar la tecnolo-gía. Las pruebas de aptitud de Schlumberger(QT, por sus siglas en inglés) son esenciales paratal esfuerzo.1 La necesidad de un enfoque innova-dor y estructurado en las pruebas QT se vuelveimprescindible cuando se tienen en cuenta losretos técnicos y del mercado. Las pruebas deconfiabilidad llevadas a cabo en el campo no sonideales, porque el costo de una falla de compo-nente en un pozo productor puede ser muy alto.Si bien el mal funcionamiento de un sensor en elfondo del pozo significa pérdida de datos, los dis-positivos dudosos de control de flujo en fondo depozo pueden impactar negativamente el desem-peño del pozo, los ingresos provenientes de laproducción, los costos operativos, el medioambiente y la seguridad del personal. Es difícilanalizar la falla de un dispositivo en el campo

porque el acceso a los componentes fallados eslimitado; los dispositivos se instalan en formapermanente y los costos de recuperación sonaltos. Por otra parte, las pruebas innecesarias enun laboratorio o en instalaciones de pruebasincrementan los costos de desarrollo, originanretrasos en el mercado y finalmente vuelven másoneroso el despliegue de tecnología.

El enfoque de las pruebas QT primero identi-fica las pruebas esenciales que satisfacen losrequisitos de aplicación del dispositivo, inclu-yendo todos los factores involucrados en eltransporte, almacenamiento, instalación y ope-ración del dispositivo. El ambiente operativo seexamina en detalle, por ejemplo, la tempera-tura, la presión, las velocidades de flujo, laerosión causada por producción de arena, laquímica del fluido del pozo y los ciclos ambien-tales. Esto implica trabajar muy de cerca conlas compañías operadoras para garantizar quetodos los factores sean considerados cuando sediseña el programa de pruebas (abajo a laizquierda). Las pruebas de aptitud se dividenen tres categorías básicas:

• Las pruebas de aptitud ambientales verificanque el dispositivo responda a sus especifica-ciones de diseño bajo un amplio rango decondiciones operativas, incluyendo aplicacio-nes que tal vez no hayan sido obvias desde unprincipio.

• Las pruebas de fallas provocan la falla del dis-positivo para definir los límites decondiciones operativas más extremas, confir-mar el análisis de fallas y proporcionar datosvaliosos para las pruebas de desgaste y vidaacelerados.

• Las pruebas aceleradas garantizan el buenfuncionamiento del dispositivo durante lavida útil de diseño. Las pruebas de desgasteacelerado se conducen más allá de los límitesde las especificaciones del dispositivo, mien-tras que las pruebas de vida acelerada sehallan dentro de las especificaciones dediseño, pero se efectúan con una mayor fre-cuencia operativa para dar cuenta del usoacumulativo del dispositivo durante la vidaútil de diseño.

Pruebas de confiabilidad

> Pruebas de confiabilidad efectuadas en las instalaciones de pruebas decomponentes de terminación de pozos. Las instalaciones de pruebas como lasdel Centro de Productos de Sugar Land en Texas, EUA (arriba), permitenmejorar los niveles de confiabilidad de los componentes de terminación depozos de instalación permanente. Esta instalación puede probar herramien-tas de hasta 10 m [33 pies] de longitud, exponiéndolas a presiones de 30,000lpc [200 Mpa] y 260 ºC [500 ºF].

100

80

60

40

20

00 1

Tiempo de operación, años

Prob

abili

dad

de s

uper

vive

ncia

, %

2 3 4 5

196 pozos < 100°CConfiabilidad = 96.0% – 1.7% por año

97 pozos desde 100 ºC hasta 155 ºCConfiabilidad = 95.8% -8.0% por año


Es común observar el tiempo medio entrefallas (MTBF, por sus siglas en inglés) cuando seevalúa la confiabilidad, pero los estudios hanmostrado que la técnica no es siempre válida.Comúnmente, los valores de MTBF son válidoscuando las tasas de falla permanecen constantesdurante el período de análisis. Se han obtenidomejores análisis mediante la prueba de probabi-lidades de supervivencia.2 Schlumberger utilizalas curvas de supervivencia porque estas curvasse basan en la historia verdadera del campo ypermiten estimar los valores de MTBF bajo undeterminado conjunto de condiciones (páginaanterior, a la derecha).

Gracias a la aplicación de estas técnicas, y alos análisis de árbol de fallas, de causa y efecto,causa raíz y otros métodos, las pruebas y el aná-lisis de confiabilidad del dispositivo de control yvigilancia van a la par de los avances tecnológi-cos. Dadas las importantes demandas queexisten sobre dispositivos de fondo de pozo ins-talados en forma permanente, las pruebas deconfiabilidad se hallan inextricablemente liga-das con el desarrollo, la manufactura y eldespliegue de sistemas de control y vigilanciapermanente.

Cuando las fases no están bien mezcladas, talcomo ocurre en el caso de flujo estratificado enpozos horizontales, el deslizamiento entre lasfases puede ser significante y conduce a erroresen las mediciones de las tasas de flujo de cadafase. En la adquisición de registros de producciónde pozos horizontales, muchas mediciones de lavelocidad de una fase y de su retención (hold-up)se combinan con un modelo de deslizamientopara evitar estos errores, pero este modelado escomplicado en un ambiente permanente. Sinembargo, en flujos bien mezclados, el desliza-miento entre las fases es pequeño y el cómputodel flujo de una fase dada se puede expresargeneralmente como:

Qf = αfQtotal

donde Qf representa la tasa de flujo volumétricode una fase de fluido dada y αf es la retención, ofracción de fase, de esa determinada fase defluido. La retención es igual al corte de esa fasecuando los fluidos están bien mezclados.

En los medidores de superficie multifásicosPhaseTester y PhaseWatcher, ρmezcla y αf se deri-van de las mediciones de la atenuación de rayosgamma. La herramienta de adquisición de regis-tros Litho-Densidad realiza mediciones similaresen el fondo del pozo para determinar la densidady litología de la formación. En medidores de flujode superficie, la fracción de la fase se determinamidiendo la atenuación de los rayos gamma debaja y alta energía, emitidos desde una pequeñafuente radioactiva, que interactúa con los fluidos deproducción a través de la dispersión de Compton.La atenuación de los rayos gamma se mide

mediante un detector de centelleo y es propor-cional a la densidad de electrones del fluido, ofluidos combinados, dentro de la tubería.5 La den-sidad de electrones del fluido se hallaíntimamente relacionada con la densidad delfluido. En un sistema de dos fases, con densida-des de fluido conocidas, las fracciones de cadafase se pueden determinar dado que el totaldebe ser igual a la unidad. Sin embargo, para quelos medidores de flujo multifásico de superficiegeneren información de las tres fases, serequiere otra medición. De un modo similar alempleado para determinar la litología a partir deun triángulo de un modelo de tres minerales, uti-lizando datos del efecto fotoeléctrico (PE, por sussiglas en inglés) medido por la herramienta deLitho-Densidad, el PE se mide con medidores deflujo Vx de superficie para determinar las fraccio-nes de las tres fases (arriba).6

5. La dispersión de Compton se refiere a una interacciónde rayos gamma en la cual el rayo gamma colisiona conun electrón transfiriendo parte de su energía al electrón,mientras el mismo rayo se dispersa con una energíareducida. Cuando un haz de rayos gamma atraviesa unmaterial, la atenuación total debida a la dispersión deCompton depende de la densidad de electrones delmaterial, la cual está íntimamente relacionada con ladensidad del material. A medida que incrementa la den-sidad, hay mayor atenuación, lo cual constituye la basepara el registro de densidad y las mediciones del densi-tómetro en el campo petrolero.

6. El efecto fotoeléctrico implica interacciones de rayosgamma en las cuales el rayo gamma es absorbido com-pletamente por un electrón ligado. Si la energíatransferida excede a la energía de ligación al átomo, elelectrón será expulsado. Normalmente, el electrónexpulsado será reemplazado dentro del material, y seemitirá un rayo X característico con una energía quedepende del número de átomos del material. La mayorprobabilidad de este efecto ocurre a una energía derayos gamma baja y en un material con un alto númeroatómico.

Señal de baja energía

Agua

Vacío

Petróleo

Gas

Seña

l de

alta

ene

rgía

Triángulo de soluciónPunto de operación

Ejemplo de un punto de operaciónFactor gas-volumen = 50%Relación agua/líquido = 50%

Línea de factorgas-volumen constante (50%)

Línea de relaciónagua/líquidoconstante (50%)

> Determinación de los porcentajes relativos de las fases, o retención decada fase (holdup). Se grafican las atenuaciones de los rayos gamma prove-nientes de ambas ventanas de energía; las de alta y baja energía, dentro deun triángulo definido por 100% de agua, 100% de petróleo y 100% de gas. Lasfracciones de las fases se determinan trazando una línea a través del puntomedido (rojo) y paralelo a la línea definida por el 100% de agua y el 100% depetróleo y luego trazando una línea desde el 100% de gas a través del puntomedido. En este ejemplo, el fluido multifásico está compuesto por 50% de gas,25% de agua y 25% de petróleo.

1. Veneruso AF, Kosmala AG, Bhavsar R, Bernard LJ y PechtM: “Engineered Reliability for Intelligent Well Systems,”artículo de la OTC 13031, presentado en la Conferencia deTecnología Marina, Houston, Texas, EUA, 30 de abril al 3de mayo de 2001.Veneruso T, Hiron S, Bhavsar R y Bernard LJ: “ReliabilityQualification Testing for Permanently Installed WellboreEquipment,” artículo de la SPE 62955, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas,Texas, EUA, 1 al 4 de octubre de 2000.Veneruso AF, Sharma S, Vachon G, Hiron S, Bucear T yJennings S: “Reliability in Intelligent Completion Systems:A Systematic Approach from Design to Deployment,” artí-culo de la OTC 8841 presentado en la Conferencia deTecnología Marina, Houston, Texas, EUA, 4 al 7 de mayode 1998.

2. van Gisbergen SJCHM y Vandeweijer BV: “Reliability Aná-lisis of Permanent Downhole Monitoring Systems,”artículo de la OTC 10945 presentado en la Conferencia deTecnología Marina, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de mayode 1999.

Cientos de conjuntos de datos multifásicoshan sido analizados para optimizar el diseño depruebas de pozos cuando se utiliza la nueva tec-nología del medidor de flujo multifásico.Idealmente, se deberían medir las propiedadesde cada fase, incluyendo densidad, atenuación ypropiedades PVT. Sin embargo, la sensibilidad delas mediciones Vx respecto de la exactitud de losparámetros de entrada es significativamentesólida, aun cuando no se conocen bien las pro-piedades individuales de las fases. Losmedidores de flujo multifásico de superficie sedesempeñaron extremadamente bien en compa-ración con los separadores de pruebasconvencionales en más de 160 pruebas de pozosdiferentes, efectuadas bajo varias condicionesdiferentes de pruebas de producción.7

Esta tecnología también ayuda a los ingenie-ros de producción a optimizar el desempeño dellevantamiento artificial de los pozos. El serviciode optimización de levantamiento artificialPowerLift de Schlumberger, utiliza datos de pre-sión y temperatura adquiridos en formasimultánea en el fondo del pozo, y datos delmedidor de flujo multifásico de superficiePhaseTester, para proveer análisis en tiempo realy construir soluciones de levantamiento artificialsólidas. La solución PowerLift implica expe-riencia en el diseño y ajuste del sistema, y en laselección de la más apropiada tecnología para laoptimización del levantamiento artificial a largoplazo.

Medidores de flujo multifásico submarinos en el Mar del NorteEl campo Blake, operado por BG, es un desarrollosubmarino ubicado en la región septentrional delMar del Norte. Cuenta con seis pozos producto-res y dos de inyección de agua vinculados a laembarcación flotante de almacenamiento y des-carga (FPSO, por sus siglas en inglés) Bleo Holma través de una infraestructura de tuberías y dis-tribuidor submarino de 10 km [6.2 millas] delongitud. La naturaleza submarina del desarrolloaumenta significativamente la complejidad delas pruebas de pozos, asignación de la produc-ción y sistemas de manejo general del campo(arriba). Las pruebas de pozos deben efectuarse

20 Oilfield Review

EUROPA

ESCOCIA

Fiordo Moray

Bloque 13/24

0 50 millas25

0 60 km30

FPSOBleo Holm

10 km

YacimientoRoss

YacimientoBlake

> Campo Blake operado por BG. Ubicado en la parte septentrional del Mar del Norte (recuadro), elcampo Blake es operado en forma remota utilizando equipos submarinos y una embarcación flotante deproducción, almacenamiento y descarga (FPSO, por sus siglas en inglés). Los fluidos producidos de seispozos de producción horizontales deben viajar 10 km [6 millas] hacia la embarcación FPSO Bleo Holm.Numerosos medidores de fondo de pozo y dos medidores de flujo multifásico en el distribuidor subma-rino del campo Blake proporcionan datos valiosos de producción para la retro-asignación de los volú-menes de producción y para contribuir con los esfuerzos de optimización de la producción.


aguas arriba de la embarcación FPSO, ya que noexisten instalaciones de pruebas dedicadas alcampo Blake en la misma. Antes de la introduc-ción de la tecnología Vx en 2001, BG instaló dosmedidores de flujo multifásico Framo en el distri-buidor submarino del campo Blake a 120 m [400pies] de profundidad bajo el nivel del mar paravigilar rutinariamente seis pozos productores.Estos pozos fueron terminados utilizando filtrosde arena autónomos y equipados con medidoressubmarinos y de fondo de pozo permanentes,incluyendo medidores de presión y temperatura.Anticipando la necesidad de levantamiento artifi-cial en el futuro, BG instaló sistemas delevantamiento artificial por gas en los pozos pro-ductores y ha asegurado un abastecimientolimitado de gas producido para las operacionesfuturas de levantamiento artificial por gas. Elcampo también posee dos pozos de inyección deagua para el mantenimiento de la presión.

La producción de petróleo del campo Blakecomenzó en junio de 2001. Proviene de un anillode petróleo de 30 m [100 pies] de espesorentrampado en la arenisca Captain C. Bajo lazona de petróleo relativamente delgada subyaceagua y encima sobreyace gas, de modo queresulta imperativo el preciso emplazamiento delos pozos y el manejo óptimo de la producciónpara evitar la irrupción de agua y/o gas. Se debecontrolar la conificación del gas y la irrupción delagua para optimizar la producción de estos pozoshorizontales remotos. Para manejar la conifica-

ción del gas se requiere que la presión dinámicade flujo en el fondo del pozo no caiga por debajodel punto de burbujeo dentro del filtro de arena.Además, se presta una particular atención a lascaídas de presión que ocurren dentro de la sec-ción horizontal, tratando de mantener la máximacaída de presión permitida en 12 lpc [83 kPa] a finde obtener el óptimo desempeño del pozo.Operar bajo estas limitaciones requiere una vigi-lancia en tiempo real para permitir la rápidarespuesta a los cambios de producción; por ejem-plo, el cambio de la medida del estrangulador enun pozo para controlar la presión de flujo defondo del pozo. Los datos de los sensores insta-lados en el fondo del pozo permiten a BG vigilarrutinariamente la respuesta de producción dentrodel pozo, mientras que los medidores de flujomultifásico marinos Framo se utilizan para retro-asignar la producción y evaluar el desempeño delpozo, incluyendo la determinación del corte deagua y la relación gas/petróleo (RGP). Utilizandola relación RGP de producción, los ingenieros deBG pueden optimizar las operaciones de levanta-miento artificial por gas en el campo Blake.

Los datos del medidor de fondo de pozo y delmedidor submarino del campo Blake son transmi-tidos cada 15 minutos todos los días del año.Para convertir este flujo continuo de datos enconocimiento y acción efectiva, es imperativoorganizar y manejar los datos y resultados. BGbuscó una solución que reduciría a sus ingenie-ros la tediosa y pesada tarea de procesar los

datos y proporcionaría un enfoque integrado paramanipular, visualizar y analizar los datos delcampo Blake. BG trabajó con Schlumberger paramaximizar los datos de vigilancia, y posibilitar ladisponibilidad de los mismos en el formatocorrecto en el momento justo. Un análisis deta-llado de la secuencia de tareas de ingenieríaconducido por BG y Schlumberger determinó quelos procesos de retro-asignación y validación delas pruebas de producción son los que demandanmayor tiempo.

Para encarar estas áreas, Schlumberger tra-bajó con BG para automatizar el procesomediante la integración de las aplicaciones decomputación comerciales de Schlumberger,incluyendo el sistema de manejo de datos Finder,las aplicaciones FieldBA y Prodman, a la ya exis-tente infraestructura de BG. Por ejemplo, sedesarrolló una funcionalidad especial dentro dela aplicación Finder para automatizar estadística-mente el proceso de validación y ponderación delos datos de las pruebas de producción (arriba).Este módulo es accesible a través de la red detrabajo de BG y elimina la necesidad de una edi-ción manual mediante el filtrado automático delos datos brutos. En una fracción del tiempo pre-viamente requerido, la aplicación FieldBA puede

7. Theuveny BC, Ségéral G y Pinguet B: “MultiphaseFlowmeters in Well Testing Applications,” artículo de laSPE 71475, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA,30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

Validación de una prueba de producción

770 772 776Pozos

774 778

Se registra el promedio del mínimo y máximo de petróleo, agua y gas; de la presión, la temperatura, el estrangulador y las presiones finales del día

Filtro estadístico para jerarquizar la calidad de la prueba de pozo

Algunos valores pueden ser erróneos debido a:. compensación (el valor puede pertenecer a una prueba anterior). ruido o picos en la red de transmisión.

Los pozos se ciclan a través de un separador de pruebas, 2 horas por prueba.

Se buscan los valores potencialmente erróneos:. si los valores son consistentes, entonces se calculan los promedios.. si son inconsistentes, se marcan como no resueltos.

Cada prueba de 2 horas = 8 muestras promediadas cada 15 minutos

> Validación de una prueba de producción automatizada. Se requirió una solución efectiva en materiade costos para procesar sistemáticamente los resultados medidos en las pruebas de producción. Estorequería el diseño específico de un módulo integrado dentro de la aplicación de computación Finderpara manejar el 80% de las pruebas e identificar las restantes que requieren análisis manual. Cadapozo se prueba durante dos horas. Cada prueba de dos horas consiste de 8 muestras promediadas alo largo de 15 minutos. La separación de datos entre los pozos, o compensación, puede causar error, yel ruido en los datos puede obstaculizar la interpretación. El procesamiento automático filtra los datose indica cualquier error no resuelto, ahorrando tiempo.

calcular los volúmenes de producción asignadosen base a correlaciones de estrangulador, resul-tados de pruebas de producción de los medidoresde flujo, u otros datos. El proceso automatizadode retro-asignación ya ahorra a BG 20 horas hom-bre por mes y sus resultados son comparablescon los cálculos efectuados a mano; con un coe-ficiente de correlación de 0.99 a 0.98. Laaplicación Prodman facilita la visualización de losdatos promedio de las pruebas de producción, ypuede vincular múltiples fuentes de datos parasimulación con la aplicación de modelado detodo el sistema de producción PIPESIM. El vín-culo con el programa de computación PIPESIMproporciona una variedad de herramientas, inclu-yendo diagnóstico y optimización dellevantamiento artificial por gas, y se convertiráen una parte importante de este proyecto demanejo de datos y optimización del campo en susegunda fase (arriba).

Mientras que el campo Blake transita su fasede producción, aumentará la producción de aguay, en consecuencia, requerirá levantamiento arti-ficial. El volumen de gas de levantamientodisponible para el campo Blake es limitado, demodo que la asignación de los volúmenes de gasde levantamiento para cada pozo requiere una

solución para todo el sistema en conjunto. Lavigilancia en tiempo real y la interpretación delos datos, incluyendo el análisis de pruebas depozo, asignación de la producción, ajuste de lahistoria, y modelado del sistema y del pozo, sonaspectos críticos para la optimización de la pro-ducción total. Este manejo continuo de datos yplataforma de interpretación simplifica la trans-ferencia de conocimientos y acciones decisivas,ayudando a BG a encarar su objetivo principal deoptimización de la producción mediante decisio-nes de manejo de yacimientos oportunas.

Nuevos medidores de flujo frente a la formaciónLas mediciones efectuadas en la superficie gene-ralmente no describen el comportamiento delyacimiento, especialmente cuando las termina-ciones son complejas. Al llevar los medidores alfondo del pozo e instalarlos cercanos a la forma-ción, los ingenieros de yacimiento puedenobservar en forma directa y en tiempo real la res-puesta de producción desde el yacimiento.8 Losdatos de fondo de pozo se pueden utilizar paradiagnosticar más precisamente los problemas deproducción, pronosticar el desempeño futuro delyacimiento y permitir la optimización de la pro-

ducción de pozos de múltiples zonas y multilate-rales, utilizando tecnología de control de flujo defondo de pozo.9 Es importante comprender lascontribuciones de las diferentes fases del fluidopara extraer el máximo beneficio de esta infor-mación en los complejos escenarios de flujoencontrados en los pozos de petróleo y gas.

El gradiomanómetro de producción perma-nente integrado FloWatcher es un medidor deflujo de fondo de pozo diseñado para medir elflujo de dos fases.10 Este medidor emplea un ven-turi, dos medidores de presión de cuarzo—unoinstalado en la garganta del venturi y otro en laentrada del mismo—y un tercer medidor de pre-sión colocado aguas arriba del venturi. El tercermedidor se utiliza en combinación con uno de losotros medidores en el venturi para determinar ladensidad promedio, ρmezcla, del fluido entre losmedidores. La retención de las fases individua-les, αf, puede determinarse si se conocen lasdensidades de las dos fases individuales. Estatecnología se utiliza comúnmente en la adquisi-ción de registros de producción y se comportaadecuadamente donde la desviación del pozo nose acerca a la horizontal porque los gradiomanó-metros dependen de las fuerzas gravitacionales.También se aplica con éxito donde las velocida-des del flujo son lo suficientemente altas paraminimizar los efectos de deslizamiento de fase ydonde no se requiere la detección de pequeñascantidades de agua.

En los pozos horizontales, la medición de αf yρmezcla se bebe obtener por diferentes medios. En1999, los científicos del Centro deInvestigaciones de Cambridge de Schlumberger(SCR, por sus siglas en inglés), en Inglaterra,desarrollaron el densitómetro FloWatcher (FWD,por sus siglas en inglés) que es un medidor deflujo multifásico creado para medir los datos delflujo en el fondo del pozo en terminaciones cadavez más complejas; desde pozos horizontaleshasta pozos multilaterales con control de flujo enfondo de pozo.11 Al igual que los medidores desuperficie Vx, el medidor de flujo FWD utiliza latecnología del venturi y una medición de la den-sidad a partir de la atenuación de rayos gamma.

22 Oilfield Review

Operacionesmarinas

Operacionesterrestres

Prueba rechazada(indicada)

Captación dedatos marinos Hoja de cálculo

Asignación(FieldBA)

Visualización(Prodman)

Modelado(PIPESIM)

Asignación/Optimización

Base dedatos de

producción

Datos entiempo real

Datos operacionales

Análisis(OFM)

Historiador

Depurador(validación de

pruebas de producción)

Almacenamiento(Finder)

Procesamientode datos

> Diagrama de flujo de datos para el campo Blake. Los datos adquiridos en tiempo real de los medido-res de fondo de pozo y medidores de flujo multifásico submarinos se pasan por un historiador de datosy luego se envían a través de un programa de filtrado, especialmente diseñado para estas pruebas quelimpia automáticamente los datos antes de almacenarlos dentro de la base de datos de producciónFinder. La base de datos Finder interactúa con la aplicación FieldBA para llevar a cabo los cálculos deretro-asignación, y con la aplicación Prodman que permite la visualización de datos. En la Fase 2 delproyecto (rosado), el modelado del campo completo con la aplicación PIPESIM permitirá actuar enlos momentos más oportunos para optimizar las operaciones de producción y de levantamiento artifi-cial. La aplicación de computación de manejo de la producción OFM será utilizada como una herra-mienta de visualización y análisis.

8. Kimminau y Cosad, referencia 3.9. Lenn C, Kuchuk FJ, Rounce J y Hook P: “Horizontal Well

Performance Evaluation and Fluid Entry Mechanisms,”artículo de la SPE 49089, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de 1998.

10. Eck et al, referencia 1.11. El Centro de Tecnología de Princeton de Schlumberger

(SPTC) en Nueva Jersey, EUA, conocido anteriormentecomo EMR Photoelectric, proveyó una importante con-tribución de ingeniería.

12. Para obtener mayor información acerca de la evoluciónde las fibras ópticas, consulte: Hecht J: City of Light: TheStory of Fiber Optics. Nueva York, Nueva York, EUA:Oxford University Press, 1999.


Sin embargo, los distintos regímenes de flujoencontrados en pozos horizontales y altamentedesviados, incluyendo flujos estratificados, recircu-lantes y en baches, son bastante diferentes de losde superficie. Afortunadamente, el simple enfoquebasado en la capacidad de mezclado inherentedel venturi es adecuado, aún para estos regíme-nes de flujo y a velocidades de flujo relativamentebajas (derecha). La medición de la densidad seefectúa en los lugares en que las fases estánbien mezcladas y libres de deslizamiento.

Por razones de seguridad ambiental, el FWDutiliza una fuente de rayos gamma de extremada-mente baja actividad, del mismo orden demagnitud que la utilizada en los detectores dehumo. El bajo poder de la fuente significa que esdifícil implementar la medición del factor PE utili-zada en la tecnología Vx. Esta medición se veríaafectada por incrustaciones inorgánicas, talescomo el sulfato de bario que se forma en el inte-rior de las tuberías de producción, del mismomodo en que la medición de litología de la herra-mienta de Litho Densidad se ve afectada por labarita. Por último, la falta de capacidad paracaracterizar completamente las tres fases en losmedidores de flujo multifásico de fondo de pozo,generalmente no representa un problema porquemuchos pozos producen sólo dos fases en elfondo. Aún cuando las tres fases estén presentes,la medición continua de la densidad es capaz deindicar cambios abruptos en el flujo. Por ejemplo,la irrupción de gas producirá una dramática dismi-nución de la densidad del fluido que es claramenteevidente en la medición de dicho parámetro.

El medidor de flujo FWD, que actualmente estásiendo probado en el campo en el Mar del Norte,se ha desempeñado en forma convincente pormás de un año; un período mucho más largo quelos dos meses originalmente concebidos para laspruebas. Este medidor ha ayudado a caracterizarproblemas de conificación de gas detectando, enel fondo del pozo, el cambio de la densidad delhidrocarburo fluyente. El análisis de los datos delmedidor de flujo de fondo de pozo puede medir lapresión del punto de burbujeo y la densidad, yrápidamente detecta la irrupción de agua antes deque se advierta en la superficie. El despliegue deesta tecnología puede eliminar la necesidad deseparadores de pruebas convencionales, evitandoasí las limitaciones potenciales de los regímenesde producción durante las pruebas. El uso proac-tivo de mediciones de flujo multifásico de fondo depozo incluye la observación de los cambios defases para predecir los aumentos de corte de aguay gas, ofreciendo importantes beneficios para elmanejo de la producción.

Vigilancia rutinaria con luz y fibraEn diciembre de 1926, Clarence W. Hansell pro-puso el uso de atados de fibra óptica paratransmitir imágenes ópticas.12 La tecnología defibras ópticas ha sido aplicada en numerosasindustrias, particularmente en telecomunicacio-nes. Los sensores permanentes de fibra óptica defondo de pozo se introdujeron en la industria delpetróleo y el gas a principios de la década de1990, pero su uso comenzó a ser más amplia-mente difundido hace sólo dos años. Científicos eingenieros de Schlumberger han participado dela aplicación de esta tecnología de fibra ópticadesde su aparición en la industria del petróleo yel gas.

Los medidores de fibra óptica SENSA ofrecena la industria información detallada acerca de lospozos de producción, pozos de inyección y siste-mas de producción, utilizando una técnica pasiva.Además, los sistemas de vigilancia rutinaria confibra óptica SENSA son pequeños y relativa-mente fáciles de instalar, aún después determinar el pozo. La adaptación de esta tecnolo-gía a uno de los ambientes más desafiantesencontrados hasta ahora—pozos de petróleo ygas—ha significado que los equipos de produc-ción puedan ahora agregar mediciones continuasy en tiempo real de los medidores de fibra ópticaa una creciente lista de herramientas de manejode yacimientos.

Actualmente, los medidores de fibras ópticasmás ampliamente utilizados miden la distribu-ción de la temperatura a lo largo del pozo. Losdatos de la temperatura de fondo de pozo se hanadquirido desde principios de la década de 1930mediante registros operados a cable, tanto enpozos abiertos como entubados. Sin embargo, labajada de herramientas convencionales deadquisición de registros de producción (PL, porsus siglas en inglés) en pozos con algunos de losdiseños de terminación más avanzados de hoy endía, es bastante desafiante. Las mediciones detemperatura en pozos entubados constituyen unimportante elemento de los registros de produc-ción modernos y son extremadamente útilescuando se combinan con otros datos, tales comopresión, tasas de flujo a partir de un molinete yun gradiomanómetro. Sin embargo, los registrosde temperatura se efectúan sólo ocasionalmentey proporcionan un perfil de temperatura a lo largodel pozo para un instante dado. Los diseños determinación y de pozo complejos de hoy en díacomplican y encarecen los estudios ocasionales,influenciando la decisión de impedir la adquisi-ción de registros en perjuicio de la obtención deconocimientos.

Schlumberger ha desarrollado varios medido-res de fibra óptica, siendo el más destacado elsistema de medición de la distribución de la tem-peratura (DTS, por sus siglas en inglés) SENSA.

Gast

o m

edid

o, B

/DGa

sto

med

ido,

B/D

Gasto de referencia, B/D

Gasto de referencia, B/D

AguaPetróleo

GasPetróleo

6000

2000

00 600040002000

4000

6000

2000

0

4000

0 10,0005000

> Prueba del densitómetro FloWatcher (FWD, porsus siglas en inglés) en un circuito cerrado. Eldensitómetro FWD fue probado exhaustivamenteen el Centro de Investigaciones de Cambridge deSchlumberger en Inglaterra (abajo). Durante laspruebas se utilizaron diferentes desviaciones depozo, distintas velocidades de flujo y varios cor-tes de fluido para caracterizar completamente eldesempeño del medidor. Las gráficas muestranque el desempeño del medidor FWD es excelentepara distintas relaciones agua/petróleo (arriba) ygas/petróleo (centro). Los datos correspondientesa las mezclas de petróleo y agua fueron adquiri-dos con una desviación del pozo de 70 grados,mientras que los datos de las mezclas de petró-leo y gas fueron tomados dentro de un rango dedesviaciones del pozo—de 0, 45, 70 y 90 gra-dos—y no se observó efecto alguno en la cali-dad de los datos.

El sensor DTS registra en forma continua tanto enel espacio como en el tiempo, proveyendo a losingenieros datos de temperatura continuos—tanseguido como cada siete segundos—o bajodemanda durante toda la vida útil del pozo. Losdatos de temperatura se pueden recolectar cadametro [3.3 pies] a lo largo del pozo. Esta medicióncontinua permite la identificación precisa decuándo y dónde ocurren los eventos de produc-ción, posibilitando los pasos de control ydiagnóstico casi en tiempo real.

La medición DTS emplea rayos láser emitidospor pulsos, una fibra óptica y una unidad opto-electrónica para el procesamiento y despliegue delas señales. La fuente láser envía estallidos de luzde 10 nanosegundos (ns) a través de la fibraóptica. Típicamente, las fibras ópticas estánhechas de un núcleo central de sílice de 5 a 50 µm[0.0002 a 0.002 pulgadas] de diámetro y estánrodeadas de otra capa de sílice cuyo índice refrac-tivo es levemente más bajo.13 El sílice puro en elnúcleo y en las capas circundantes se altera, omejora, con el agregado de otros materiales—tales como el germanio o el flúor—para obtenerlos perfiles de índice refractivo y propiedades dedispersión deseados. El menor índice refractivo dela capa más externa ayuda a minimizar la atenua-ción óptica a lo largo de extensos intervalos defibra guiando la luz en o cerca del núcleo de lafibra. Generalmente, la atenuación en la longitudde onda más transparente reduce la señal por sóloun factor de 10 por cada 50 km [31 millas] de fibra.

Un revestimiento aplicado a la fibra la protege deraspaduras y pequeños dobleces que podrían cau-sar potencialmente la pérdida de la señal. Debidoa las altas temperaturas, altas presiones, quími-cos corrosivos, así como al riesgo de abrasión yrotura en ambientes de fondo de pozo, se handesarrollado materiales de revestimiento espe-ciales para proveer mayor protección. Finalmente,la fibra completa—típicamente de 250 µm [0.01pulgadas] de diámetro—tiene una protección adi-

cional provista por una línea de control de metalde 0.63 cm [1⁄4 pulgadas] de diámetro, dentro de lacual se aloja.

Cuando se transmite la luz a través de unafibra óptica, pequeñas cantidades de luz se dis-persan y retornan a la fuente (luz dispersa deretorno, luz de retro-dispersión). En la mediciónDTS, un “analizador” o unidad opto-electrónica,captura en la superficie los espectros de la luzdispersa de retorno. Uno de los componentes dela luz dispersa de retorno, conocido como señalRaman, surge de una colisión inelástica de foto-nes con moléculas en el medio circundante,interactuando a través de estados de energía devibración molecular. El fotón de retro-dispersiónpuede entregar energía a la molécula y elevarla aun estado de energía vibracional más alta, deno-minado estado de dispersión Stokes, o bienganar energía moviendo la molécula a un estadode energía más bajo, denominado estado de dis-persión anti-Stokes. En un medio caliente, másmoléculas se hallan en un estado de energía deexcitación más alto. Dado que la dispersión anti-Stokes depende del número de moléculas enestado de excitación cuando colisionan con elfotón, la intensidad de la respuesta anti-Stokesdepende fuertemente de la temperatura (arriba).La dispersión Stokes depende muy poco de latemperatura. Dado que el proceso de dispersiónocurre a nivel molecular, la señal de retro-disper-sión es una función continua del tiempo,contrariamente a lo que ocurre con las reflexio-nes que se observarían frente a un cambioabrupto del índice refractivo, tal como sucede alfinal de la fibra óptica.

24 Oilfield Review

1.6

1.4

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0.4200 240 280 320 360

Ener

gía

de re

tro-d

ispe

rsió

n

Temperatura, K

> Energía de retro-dispersión anti-Stokes en función de la temperatura. Laintensidad de la luz dispersa de retorno en la longitud de onda anti-Stokesaumenta a medida que aumenta la temperatura. El rango de temperaturaque se muestra abarca desde los 200 K hasta los 368 K [– 100 ºF a 203 ºF].Esta relación permanece sólida a lo largo del rango de temperaturas en losambientes de producción de petróleo y gas.

Pulsos de 10 ns de rayos láser

Láser

Luz dispersa de retorno

Analizador

Dens

idad

esp

ectra

l de

la e

nerg

ía

Longitud de onda

Banda Ramananti-Stokes

Luz Rayleighincidente

Banda RamanStokes

> Principio de operación del sensor DTS. Se envían pulsos de rayos láser a una fibra óptica. Inmedia-tamente, parte de la luz se dispersa. La luz dispersa que queda retenida dentro del núcleo de la fibra,se transmite de regreso a la fuente donde es captada y re-enviada a un receptor sumamente sensible.La luz dispersa de retorno muestra un decaimiento exponencial con el tiempo. La velocidad constantede la luz permite determinar la ubicación exacta de la fuente de la luz dispersa de retorno. El analiza-dor determina la intensidad del componente de dispersión Raman a longitudes de onda Stokes y anti-Stokes, el cual es utilizado para calcular la temperatura de la fibra donde se produjo la dispersión.


Los cambios de intensidad observados dentrodel espectro en las líneas Stokes y anti-Stokes serelacionan directamente con los cambios en latemperatura de fondo de pozo. El analizadorsepara la luz de ida y la de retorno; y de la luz dis-persa de retorno, selecciona los dos componentesRaman. Estos componentes son detectados porun fotodiodo, y la corriente eléctrica amplificadaes muestreada mediante un rápido convertidor deseñal analógica a digital. Las muestras que resul-tan de cada pulso láser se acumulan en unamemoria digital y luego, mediante un procesador,se convierten en temperatura.

La determinación de la temperatura a unaprofundidad dada es posible gracias a las efica-ces características de transmisión de la fibra y ala velocidad constante de la luz en la fibra. La luzdispersa de retorno puede dividirse en paquetesde luz, y cada paquete representa un determi-nado intervalo a lo largo de toda la fibra,típicamente 1 m, que corresponde a un intervalode muestreo de 10 ns en el dominio de tiempo(página anterior, abajo). El espectro de cadapaquete de luz dispersa de retorno es analizadopara cada intervalo de muestreo. La temperaturase determina calculando la relación entre laintensidad de la banda anti-Stokes Raman y laintensidad de la banda Stokes Raman, y apli-cando la siguiente relación:

1 1 1 Ias(z) Ias(Ref)–– = ––– – –– [ln (–––– ) – ln (––––––)]Tz TRef S Is(z) Is(Ref)

donde Tz es la temperatura en grados Kelvin, Ias

e Is representan la intensidad de las señales anti-Stokes y Stokes, respectivamente—corregidapor pérdidas de propagación—y ln es la funciónlogaritmo natural. Las coordenadas z y Ref repre-sentan la posición del punto de interés y labobina de referencia, respectivamente, dondeTRef es la temperatura conocida de una fibra dereferencia. El término de sensibilidad S esdependiente de la constante de Planck, de laconstante de Boltzmann y de la diferencia de fre-cuencia entre la luz incidente y la luz desplazadade Raman.14 Las intensidades de banda se nor-malizan con respecto a las medidas efectuadasen la bobina de referencia.

Los cambios de temperatura que ocurrennaturalmente en función de la profundidad, deno-minados gradientes geotérmicos, han sidoprofundamente estudiados en la mayoría de lasregiones productoras de petróleo y gas. Los gra-dientes típicos abarcan de 1.0 a 3.0ºC por cada100 m [0.6 a 1.6ºF por cada 100 pies] de profundi-dad, siendo el gradiente promedio de alrededorde 1.7ºC por cada 100 m [1.0ºF por cada 100 pies]de profundidad. Los efectos del gradiente geotér-

mico se pueden observar una vez que un pozocerrado alcanza la estabilidad térmica. El perfil detemperatura de un pozo cambia a medida que seproducen o inyectan fluidos. Además, debetenerse en cuenta el efecto Joule-Thomson, queexplica el cambio de temperatura de un fluido enexpansión en un proceso de flujo estacionario.15

Este cambio en temperatura ocurre tanto en elflujo que ingresa al pozo donde puede ocurrir unacaída de presión importante, como en el flujoascendente del pozo donde se da una caída depresión más gradual. Debido a este fenómeno, escomún observar un calentamiento en los puntosde ingreso de petróleo y agua, y un enfriamientoen los lugares de ingreso de gas al pozo. Ambosfenómenos, el gradiente geotérmico y el efectoJoule-Thomson, se tienen en cuenta cuando seinterpretan los datos DTS utilizando herramientasde modelado térmico nodal sofisticadas.

La instalación de la porción subterránea delsensor DTS es relativamente simple. En primerlugar, la terminación del pozo se diseña con unalínea de control, o conducto, de 1⁄4 pulgadas dediámetro. Este conducto se halla comúnmentesujetado a la tubería de producción y se puedeextender todavía más allá de su extremo; frente a

la formación a lo largo de los filtros instaladospara el control de la producción de arena. La fibrase bombea luego dentro de dicha línea de controlo conducto, utilizando un sistema de desplieguehidráulico. Existen dos técnicas de medición, determinación simple o de terminación doble.Mientras que la técnica de terminación simplepuede ser la única opción posible debido a laslimitaciones relacionadas con la configuración delos componentes de terminación, el mejor métodoes el de instalación de terminación doble, queposee una configuración tipo tubo en U (arriba).

Válvula deretención

Dispositivode retorno

Conexiónhidráulicahúmeda

Con terminaciónsimple

Con terminacióndoble

Opciones de instalación del sistema de medición de la distribución de la temperatura

> Opciones de instalación del sistema de medición de la distribución de la temperatura (DTS) con ter-minación simple o doble. La instalación simple (izquierda) generalmente ocurre después de que unpozo ha sido terminado y es menos ventajosa que la instalación con terminación doble (derecha). Enla instalación con terminación doble, la fibra se bombea hidráulicamente hacia abajo por una línea decontrol de 1⁄4 pulgadas, alrededor de un tubo en forma de U y de regreso hacia la superficie. Ideal-mente, la fibra óptica debería probarse desde los dos extremos. El láser envía un pulso de luz haciaabajo por uno de los lados y luego pasa hacia el otro lado. La medición con terminación doble proveemás flexibilidad y exactitud.

13. Brown G y Hartog A: “Optical Fiber Sensors in UpstreamOil & Gas,” artículo de la SPE 79080, Journal ofPetroleum Technology 54, no. 11 (Noviembre de 2002):63–65.

14. Para obtener mayor información acerca de las fibrasópticas y sus aplicaciones, consulte: Kao CK: OpticalFibre. Londres, Inglaterra: Peter Peregrinus Ltd., 1988.Grattan KTV y Meggitt BT: Optical Fiber SensorTechnology Advanced Applications—Bragg Gratingsand Distributed Sensors. Dordrecht, Holanda: KluwerAcademic Publishers, 2000.

15. El efecto Joule-Thomson es el cambio de temperatura deun fluido por la expansión en un proceso de flujo estacio-nario que no involucra transferencia de calor o queocurre a entalpía constante. Esto ocurre en procesos tipo“estrangulamiento” tales como el flujo adiabático a tra-vés de un tapón poroso o de una válvula de expansión.

Esto provee un sistema cerrado para la instala-ción y el reemplazo simple de la fibra, y garantizala calidad de los datos incrementando la flexibili-dad y la precisión de la medición. La fibra seprueba alternativamente desde cada ladomediante rayos láser emitidos por pulsos, y paracomputar la temperatura se utiliza la media geo-métrica de las dos señales de retorno. La medicióndesde ambos lados y la toma del promedio mejo-ran la precisión mediante la eliminación de losefectos de la pérdida de señal, incluyendo las cau-sadas por micro dobleces y pérdidas del conector.Esta exactitud se vuelve especialmente impor-tante en aplicaciones que requieren el análisis depequeños cambios de temperatura. Si una fibra serompe, aún es posible adquirir el perfil de tempe-ratura del pozo utilizando la técnica determinación simple. El perfil de temperatura puedeser registrado desde cada lado hasta la rotura, demodo que no se pierda ningún dato. Sin embargo,si hubiera más de una rotura en la fibra, se perde-rían los datos entre las roturas. Afortunadamente,puede bombearse fácilmente una fibra de reem-plazo en la línea de control durante la siguienteintervención planificada.

Calentamiento en OmánOccidental Petroleum Corporation (Oxy) instalórecientemente el sensor DTS SENSA en pozos desu campo Safah de 300 millones de barriles [47 millones m3], ubicado en Omán (arriba).

Descubierto en 1983, este campo produce de laFormación Shuaiba de fangolita de caliza micrí-tica.16 Inicialmente, se seleccionó la inyección degas en pozos verticales como método de recupe-ración mejorada de petróleo (EOR, por sus siglasen inglés). Sin embargo, los pozos productoresexperimentaban comúnmente irrupciones de gas,el quemado de gas era indeseable y se encontra-ron restricciones de compresión en superficie.Oxy decidió dejar de lado la inyección de gas yemplear un método de recuperación mejorada

con inyección de agua en pozos horizontales. Lospozos de producción también se perforaron hori-zontalmente, pero su efectividad varió.

El sistema DTS ha proporcionado datos valio-sos, tanto en los pozos de producción como enlos de inyección. El Pozo Safah 179, fue perfo-rado y terminado a agujero descubierto en unalarga sección horizontal a través del yacimientoy estaba siendo producido temporalmente mien-tras se efectuaban los preparativos para lainyección de agua. La fase de producción tempo-raria de los pozos de inyección de agua ayudó alimpiar los pozos antes de la inyección de agua.Durante esta fase de producción, el pozo experi-mentó irrupción de gas debido a su proximidadcon un pozo de inyección de gas, ubicado a 146m de distancia [480 pies]. Efectivamente, estocausó la disminución de la producción de petró-leo. La fibra DTS fue instalada durante untrabajo de reparación—antes del que el pozofuera convertido a pozo inyector—dentro de unalínea de control de 1⁄4 pulgadas de diámetrosujeta a una cánula posicionada a través de lasección del yacimiento y colgada debajo de latubería de producción. El sensor DTS identificólas localizaciones exactas donde había irrupciónde gas porque los efectos térmicos de la irrup-ción tomaban tiempo en disiparse y estabanpresentes después de la reparación (abajo).

El Pozo Safah 179 estuvo bajo inyección deagua durante 39 horas y luego se cerró (próximapágina, arriba). En ese momento, el sensor DTSidentificó un solo intervalo de 305 m [1000 pies]admitiendo el agua de inyección más fría entre2130 y 2440 m [7000 y 8000 pies] de profundidadmedida. No fue sorprendente comprobar que el

26 Oilfield Review

EMIRATOS ÁRABES UNIDOS Campo Safah

Gol fo de OmánGol fo Pérs ico

OMÁN

ARABIA SAUDITA

Mar Aráb igo

0 50 100 km

0 30 60 millas

> Campo Safah en Omán.

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14 de noviembre de 2001 20:32:3014 de noviembre de 2001 21:01:4814 de noviembre de 2001 22:00:37Valores geotérmicos versusprofundidad vertical verdadera

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Profundidad, pies10,000 12,000 14,0000

Terminación

Valores geotérmicosversus trayectoria

del pozo

Puntos fríos debido a la irrupción de gas

> Perfil de temperatura del Pozo Safah 179 luego de la reparación. El sensorDTS, instalado durante la reparación del pozo, permitió identificar las ubica-ciones exactas de la irrupción de gas, indicadas en las tres curvas super-puestas. La fuente de gas proviene de un pozo de inyección de gas vecino. Eldiagrama de terminación (abajo) muestra la localización de la tubería derevestimiento (negro), la tubería de producción (gris) y la cánula de diámetromás pequeño (azul) dentro de la cual fue instalado el sensor DTS.


mismo intervalo había mostrado irrupción de gasdurante la fase de producción inicial. Mientrasque este intervalo mostró la capacidad de inyec-ción más alta, representaba sólo un porcentajepequeño de la zona de inyección pretendida paraobtener un barrido óptimo. Luego se retomó lainyección por un período de 81 días, a cuyo tér-mino se inició otro período de cierre quepermitiría el calentamiento del pozo (arriba,parte inferior). Los datos DTS mostraron que elintervalo de inyección se había expandido haciala punta del pozo y en ese momento era de másde 914 m [3000 pies] de largo, desde los 2070

hasta los 3109 m [6800 a 10,200 pies] de pro-fundidad medida; pero todavía quedaba la mitadinferior de la Formación Shuaiba sin barrer. Unanálisis comparativo entre los datos de tempe-ratura del sensor DTS del primer período decierre y los datos del segundo período de cierre,sugirieron que se había producido una reducciónesperada en la permeabilidad efectiva de la zonade mayor capacidad de inyección.

Esta información proporcionó a Oxy una mejorcomprensión del programa de inyección de aguadel Pozo Safah. El perfil de inyección a través dela sección horizontal permite a Oxy optimizar sudiseño y procedimientos de inyección, e indicacuáles porciones del yacimiento Shuaiba sedejan sin barrer.

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Tiempo

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10,000 12,000

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Temperatura, ºC

Zona de alto influjo

Calentamiento rápido

Calentamiento lento

Zona sininflujo

> Perfil de inyección de agua del Pozo Safah 179. Luego de 39 horas de inyección de agua, se cerró elPozo Safah 179. Los perfiles de temperatura comenzaron a registrarse una vez detenida la inyección(frente) y muestran cómo se calentó el intervalo a medida que transcurría el tiempo (frente a fondo).La porción de una zona particular enfriada durante la inyección y la velocidad a la cual se calientadespués de la inyección, son una indicación de la capacidad de inyección de la zona. Las zonas queadmiten más inyección de agua comienzan a calentarse a partir de una temperatura más baja y secalientan más lentamente que las zonas de baja capacidad de inyección.

Tiempo

08:03:36

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Temperatura, ºC

Zona de influjo

> Aumento de la zona de inyección del campo Safah. Luego de 81 días de inyección, la zona de inyec-ción efectiva aumentó en más de 914 m [3000 pies] de longitud. Sin embargo, la inyección de agua aúnno se había hecho notar en la mitad inferior del intervalo Shuaiba desde los 3109 m [10,200 pies] hastala punta del pozo horizontal.

16. Vadgama U y Ellison RE: “Safah Field: A Case History ofField Development,” artículo de la SPE 21355, presen-tado en la Exhibición de Petróleo de Medio Oriente de laSPE, Bahrain, 16 al 10 de noviembre de 1991.

Posteriormente, los datos DTS de otro pozo,el Pozo Safah 203, mostraron que sólo dos ter-cios de la sección horizontal estabancontribuyendo a la producción, mientras que eltercio inferior hacia la punta del pozo no contri-buía (abajo). Una amplia porción de esteintervalo no productivo correspondía a un yaci-miento de buena calidad que se esperabacontribuyera más significativamente. Almomento de este estudio, los ingenieros de yaci-mientos de Oxy sospechaban que el intervalopodría no haber sido estimulado adecuadamente,tal como lo sugería su experiencia con el PozoSafah 179. Actualmente, se espera que con eltiempo aumente la contribución de la parte res-tante de la sección horizontal. El perfil deproducción del sensor DTS condujo a un cambioen el diseño del tratamiento de estimulaciónpara acelerar la producción temprana. Este nuevodiseño se utilizó en otro nuevo pozo en el cual fueinstalada la fibra DTS, el Pozo Safah 217.

Los datos DTS tuvieron un impacto inmediatoen las operaciones del Pozo Safah 217. La termi-nación de este pozo de producción horizontalincluyó la instalación de tecnología DTS y de unsistema de levantamiento artificial por gas paraasistir la puesta en marcha y producción delpozo.17 Inicialmente, el pozo no fluyó petróleo niagua y sólo estaba circulando gas inyectado. Elescenario era consistente con un problemapotencial de levantamiento artificial por gas, demodo que se adquirieron y analizaron datos DTSpara diagnosticar la falla y formular un plan deacción. Los datos DTS detectaron que una vál-vula recuperable de levantamiento artificial porgas se había trabado en posición de apertura auna profundidad medida de 1070 m [3500 pies](próxima página, arriba). La válvula fallada delevantamiento artificial por gas fue recuperada yreemplazada. Desafortunadamente, la válvula dereemplazo experimentó una falla en sus sellos, yel flujo indeseado de gas continuó. El sensor DTSidentificó inmediatamente el problema de la vál-vula, y ésta fue reemplazada por una válvula deprueba ciega que no permitió la entrada de gas a3500 pies. La válvula de levantamiento artificialpor gas inferior, instalada a una profundidadmedida de 6200 pies [1890 m] funcionó correcta-mente y ayudó a arrancar el pozo. El uso devigilancia continua con el sensor DTS durante elinicio del levantamiento artificial por gas en elPozo Safah 217 identificó inmediatamente lasválvulas problemáticas, facilitando el reemplazooportuno de las mismas y permitiendo que la pro-ducción de hidrocarburos comenzara más pronto.El diagnóstico tradicional y los métodos de inter-vención habrían resultado una significantepérdida de producción.

Luego del tratamiento, los datos DTS del PozoSafah 217 mostraron que toda la sección hori-zontal contribuía a la producción. La capacidadpara observar el comportamiento de la produc-ción a través de toda la sección horizontal y enmomentos críticos de la vida de estos pozos, per-mitió a Oxy detectar un problema y actuar paramejorar el proceso con resultados positivos.

Enfriamiento en VenezuelaPetrozuata C.A., una asociación de riesgos com-partidos entre Conoco de Venezuela C.A. yPetróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), recurrierona las últimas tecnologías de terminación y perfo-ración para encarar las complejidades asociadascon el desarrollo de yacimientos de petróleopesado de la Faja del Orinoco, en el Oriente deVenezuela (próxima página, abajo). En 1997, laconstrucción comenzó en la propiedad dePetrozuata dentro de la Faja del Orinoco, inclu-yendo la perforación del primer pozo deproducción en dicha propiedad. Desde entonceshasta 1999, cuando se introdujeron los pozosmultilaterales, se perforaron pozos de producciónhorizontales simples.18 La recuperación del petró-leo pesado—cuya densidad varía entre 8 y11ºAPI—se agravó aún más por la complejidadgeológica del horizonte productivo, la FormaciónOficina.19 Esta formación consiste de una serie deareniscas del Mioceno cuya sedimentaciónmarino-fluvial apilada fue principalmente la

causa de las variaciones en producción de unpozo a otro. No existían las soluciones que enca-raran la producción en frío del petróleo pesado ya bajas presiones de fondo de pozo a través delargos pozos horizontales. Esto impulsó aPetrozuata y a los proveedores de servicios adesarrollar maneras efectivas para vigilar ymanejar la producción, incluyendo técnicas devigilancia de fondo de pozo.

Mediante la aplicación de tecnologías innova-doras de perforación y terminación, los pozosmultilaterales han permitido a las compañíasoperadoras, como Petrozuata, contactar másyacimiento.20 Sin embargo, los pozos complicadoscon sistemas de levantamiento artificial—talescomo bombas eléctricas sumergibles y bombasde cavidad progresiva—dificultan la total com-prensión del desempeño de producción de estosyacimientos de petróleo pesado de baja presión.Para mejorar el entendimiento en tiempo real,Petrozuata ha instalado medidores de fondo depozo en numerosos pozos, aún en pozos horizon-tales complejos de dos tramos laterales.

Las unidades de vigilancia rutinaria de pozosMultiSensor de Phoenix miden estadísticamenteel comportamiento de las partes vitales de lasbombas eléctricas sumergibles, incluyendo latemperatura y presión de entrada, la temperaturadel bobinado del motor, la vibración y la pérdidade corriente. La posibilidad de medir la presiónde entrada de la bomba facilita el seguimiento de

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Cambio dejulio a agosto

Temperatura superioral valor geotérmico,

flujo pequeño

Sin cambios respectodel valor geotérmico,

sin flujoTemperatura inferioral valor geotérmico,influjo distribuido

Valor geotérmicoantes del flujo

26 de junio de 2002 20:22:2212 de julio de 2002 09:22:4019 de agosto de 2002 08:54:57

> Perfil de temperatura y producción del Pozo Safah 203. Los datos DTS delPozo Safah 203 adquiridos durante la producción indicaron que sólo dos ter-cios de la sección horizontal están contribuyendo a la producción, mientrasque el tercio inferior hacia la punta del pozo no contribuye. Los perfiles de tem-peratura adquiridos a diferentes tiempos en julio y agosto (violeta y rojo) secomparan con el perfil geotérmico del pozo (azul). Los perfiles se superponenhacia la punta del pozo (derecha), indicando ausencia de flujo, y se separanhacia el talón del pozo (izquierda), indicando flujo hacia el mismo desde aquelintervalo. Inicialmente se creía que una gran porción del intervalo no produc-tivo correspondía a un yacimiento de buena calidad y se esperaba que contri-buyera de manera más significativa. Los ingenieros de yacimientos de Oxy sos-pechaban que el intervalo podría no haber sido estimulado adecuadamente.


las presiones de flujo de fondo de pozo, lo cualpermite prevenir que se produzcan caídas de pre-sión excesiva. Además, estas mediciones puedenutilizarse para las pruebas de incremento de pre-sión efectuadas durante los cierres. Losproblemas de reducción de la altura de lacolumna de la bomba causados por el petróleocrudo viscoso se identifican fácilmente vigilandolas presiones de descarga de la bomba, mientrasque la presencia perjudicial de arena o gas sedetecta mediante la medición de la vibración dela bomba. La vigilancia atenta de la bomba ya haidentificado motores recalentados en el fondo delpozo, y ha permitido actuar rápidamente para

remediar y garantizar que el pozo continúe pro-duciendo óptimamente. La falla de la bombatambién se puede predecir vigilando la pérdidade corriente de la misma, un reflejo de la degra-dación del sistema eléctrico de la bomba. Estopermite una mejor programación del equipo dereparación para reemplazar una bomba en malfuncionamiento.

Con la construcción de pozos más caros y com-plejos, Petrozuata quería determinar lacontribución a la producción de los tramos latera-les de los pozos. La adquisición de registros deproducción periódicos no resultaba práctica por-que requería la remoción y reinstalación de los

componentes de terminación, lo cual no es unasolución económica. Además, se necesitaba incu-rrir en gastos adicionales de un equipo dereparación para bajar la herramienta de adquisi-ción de registros hasta la punta de loslaterales—3050 m [10,000 pies] de profundidadmedida—ya que la experiencia de campo habíademostrado que ni siquiera una tubería flexible de2 pulgadas había logrado superar los 2130 m[7000 pies] de profundidad medida en estospozos. Petrozuata intentó evaluar el desempeñode la producción por encima de cada tramo late-ral, utilizando una serie de medidores de presiónde alta resolución. Sin embargo, los requisitos deemplazamiento de la bomba para el desempeñoóptimo del pozo limitaron la distancia disponiblepara los medidores bajados en conjunto y losdatos de presión registrados reflejaron más lasoperaciones de bombeo—vibraciones y golpes depresión—que la respuesta del yacimiento. Esto,combinado con las altas presiones de entrada dela bomba, dificultaron la adecuada caracterizaciónde los flujos. Se necesitaba un método alternativopara evaluar la contribución al flujo de las dife-rentes secciones de pozos multilaterales.

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Agosto 24Agosto 25

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1000Profundidad, pies

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60007000

80009000

10,000

Yacimiento

Segunda pérdida debido a una falla en los sellos de la válvula; reemplazada

por una válvula ciega

Pérdida en válvula de levantamiento

artificial;reemplazada

Sistema de levantamientoartificial operandocorrectamente; el

pozo comienza a fluir

Válvula de levantamientoartificial en operación

> Válvulas de levantamiento artificial defectuosas en el Pozo Safah 217. El sensor DTS detectó unapérdida en una válvula de levantamiento artificial instalada a 1067 m [3500 pies]. Esta válvula fuereemplazada, pero la segunda válvula experimentó una falla en sus sellos el 26 de agosto de 2002.Una vez más, el sensor DTS identificó el problema y la segunda válvula fue reemplazada por una vál-vula ciega. La válvula de levantamiento artificial inferior, instalada a 1890 m [6200 pies] de profundidadmedida funcionó correctamente y el pozo comenzó a producir el 27 de agosto de 2002.

El Tigre

Puerto La CruzSan José

Maturín

Caracas

Área deproducción

de Petrozuata

Zuata

Ciudad Bolívar

AMÉRICADEL SUR

Venezuela

Machete HamacaCerro Negro

0 30 60 km

0 25 50 millas

> Área de producción de Petrozuata en el campo Zuata, Venezuela. La Faja del Orinoco en Venezuelaes conocida por su petróleo pesado cuya densidad varía entre 8 y 11ºAPI.

17. Los sistemas de levantamiento artificial por gas utilizantípicamente varias válvulas instaladas en mandrilesposicionados a diferentes profundidades para asistir enla puesta en marcha del pozo. Para simplificar la des-carga del líquido, se abre primero la válvula mássuperficial, inyectando gas dentro de la tubería de pro-ducción, y de esa manera levantando la columna defluido sobre la válvula y reduciendo la columna hidrostá-tica en las zonas inferiores. Cada válvula, desde la mássuperficial hasta la más profunda, se abre para proveerel levantamiento y luego se cierra. Esto continúa asíhasta que la válvula más profunda se abre y permaneceabierta para asistir la producción continua.

18. Clancy TF, Balcacer J, Scalabre S, Brown G,O’Shaughnnessy P, Tirado R y Davie G: “A Case Historyon the Use of Down-Hole Sensors in a Field Producingfrom Long Horizontal/Multilateral Wells,” artículo de laSPE 77521, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 deseptiembre al 2 de octubre de 2002.

19. Para obtener mayor información acerca de yacimientosde petróleo pesado, consulte: Curtis C, Kopper R,Decoster E, Guzmán-García A, Huggins C, Knauer L,Minner M, Kupsch N, Linares LM, Rough H y Waite M:“Yacimientos de petróleo pesado,” Oilfield Review 14,no. 3 (Invierno de 2002/2003): 32–55.

20. Stalder JL, York GD, Kopper RJ, Curtis CM, Cole TL yCopley JH: “Multilateral-Horizontal Wells Increase Rateand Lower Cost Per Barrel in the Zuata Field, Faja,Venezuela,” artículo de la SPE 69700, presentado en elSimposio Internacional de la SPE de Petróleo Pesado yde Operaciones Termales, Porlamar, Isla Margarita,Venezuela, 12 al 14 de marzo de 2001.Smith KM, Rohleder SA y Redrup JP: “Use of a Fullbore-Access Level 3 Multilateral Junction in the OrinocoHeavy Oil Belt, Venezuela,” artículo de la SPE 69712, pre-sentado en el Simposio Internacional de la SPE dePetróleo Pesado y de Operaciones Termales, Porlamar,Isla Margarita, Venezuela, 12 al 14 de marzo de 2001.Fraija J, Ohmer H, Pulick T, Jardon M, Kaja M, Páez R,Sotomayor GPG y Umudjoro K: “Nuevos aspectos de laconstrucción de pozos multilaterales,” Oilfield Review14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 56–75.

Petrozuata optó por fibras ópticas SENSAcomo una solución efectiva en materia de costospara medir la velocidad de flujo de una sola faseen pozos de baja productividad. Un uso másexpandido de las fibras DTS SENSA proporcionainformación de flujo de fondo de pozo utilizando elefecto refrigerante Joule-Thomson—causado porla expansión del gas nitrógeno en un intercam-biador de calor de contraflujo—para enfriar unbache del fluido que fluye en un punto en el pozo.Cuando el bache del fluido enfriado se mueve enel pozo, la fibra DTS sigue de cerca su movi-miento, permitiendo la medición de la velocidadde flujo. El principio de medición del sistema esmuy parecido al de un registro de trazadores,excepto que el método DTS utiliza los cambios detemperatura en vez de la radioactividad.21

El gas nitrógeno se bombea desde la superfi-cie a través de una línea de control de 0.95 cm [3⁄8pulgadas] de diámetro, la cual tiene una presiónlímite de trabajo de 10,000 lpc [69 MPa] y estásujeta a la tubería de producción hasta una vál-vula Haskel (derecha). Cuando la presión alcanzalos 6500 lpc [44.8 MPa], esta válvula se abre,liberando gas nitrógeno a una línea de 0.32 cm [1⁄8pulgadas]. A medida que la presión del gas nitró-geno desciende a la presión del pozo, el gas seexpande y enfría. El gas nitrógeno frío se circulaluego a través de una línea de control flexible de3⁄8 pulgadas, que actúa como un intercambiadorde calor de contraflujo y enfría el flujo circun-dante producido que está fluyendo en la direcciónopuesta a través del elemento refrigerante degas (GCE, por sus siglas en inglés). La velocidad ala cual el fluido producido se enfría depende desu velocidad mientras pasa por el GCE. A medidaque la sección enfriada del fluido se mueve haciaarriba y abajo del pozo, es seguida de cerca por elsensor DTS, el cual mide la temperatura a cadametro y cada 25 segundos. Así es posible calcu-lar velocidades de fluidos en tuberías derevestimiento de 7 pulgadas para gastos tanbajos como de entre 0 a 1000 B/D [160 m3/d].

En enero de 2001, se instalaron dos elemen-tos refrigerantes de gas, junto con las líneas decontrol complementarias a los mismos y la fibraDTS en el tramo lateral más profundo del Pozo A.En febrero de 2001, los ingenieros determinaronque no había evidencia de contribución algunapor parte de la sección lateral más profunda(derecha). Además en enero de 2001, se instala-ron tres GCEs en otro pozo, el Pozo B, paraevaluar la contribución de flujo de su tramo late-ral más profundo (próxima página, arriba).Inicialmente, al igual que en el pozo A, no habíaevidencia de flujo en el tramo lateral más pro-fundo, pero después de cuatro meses deproducción, ambos pozos mostraron contribución

al flujo del tramo lateral mencionado a regímenesde producción normales (próxima página, abajo).

Este enfoque innovador, efectivo en materiade costos y que permite vigilancia en tiempo realfue fácilmente integrado en los complicadosdiseños de construcción y terminación de pozosen ambientes de producción difíciles. Durante2001, se aplicó la técnica de vigilancia rutinariadel flujo con el sistema DTS SENSA a cuatro

pozos del campo Zuata; un pozo tenía instaladosdos GCEs, otro pozo tenía tres GCEs y dos pozostenían seis GCEs.22 Esta tecnología permiteentender el comportamiento de la producción delos pozos horizontales con dos tramos lateralesde Petrozuata. En el año 2002, se instalaron ochoGCEs en los tramos laterales de los dos pozosmultilaterales tipo espina dorsal de otro operadoren el área.

30 Oilfield Review

12:23:41 12:31:59 12:40:13 12:48:28

Tiempo

12:56:43 13:04:57

Prof

undi

dad,

pie

s

4530

4548

4566

4584

4602

4620

51.5 a 52.051.0 a 51.550.5 a 51.050.0 a 50.549.5 a 50.049.0 a 49.548.5 a 49.0

Temperatura, ºC

Elemento deenfriamiento

de gas

> Ausencia de flujo del lateral inferior del Pozo A de Petrozuata. La forma aplanada de los datos deenfriamiento del sensor DTS en una gráfica de profundidad versus tiempo, indica ausencia de flujo dellateral inferior en el Pozo A. El efecto de enfriamiento permanece a la profundidad del GCE y no sepropaga hacia arriba por el pozo.

Elemento de enfriamiento de gas

Línea de inyección de gas de 3⁄8 pulgadas

Válvula Haskel

Bobina de caída de presión de 1⁄8 pulgadas

Cánula

Flujo

Línea de descarga Bobina de transferencia de calor de 3⁄8 pulgadas

> Vigilancia rutinaria de las bajas velocidades de flujo en Venezuela utili-zando elementos refrigerantes de gas (GCE, por sus siglas en inglés). El sis-tema sigue de cerca a un bache de fluido de producción enfriado mientrasasciende por el pozo. El fluido que fluye, en este caso petróleo, se enfría porel efecto Joule-Thomson cuando se expande el gas nitrógeno. El gas nitró-geno es bombeado a través de una línea de control de 0.95 cm [3⁄8 pulgadas]de diámetro hasta una válvula Haskel que se abre a una presión predetermi-nada de 6500 lpc [44.8 Mpa]. Esto libera el gas dentro de una bobina de caídade presión, provocando la expansión del gas y su enfriamiento. El gas nitró-geno frío luego se desplaza a través de una línea de control enrollada de 3⁄8pulgadas, que actúa como un elemento de intercambio de calor de contra-flujo y enfría el petróleo circundante que fluye en la dirección opuesta a tra-vés del GCE. El pequeño volumen de gas nitrógeno se libera luego en lacorriente de producción a través de la línea de descarga.


Combinación de tecnologías para vigilar, analizar y controlarLas tecnologías innovadoras de vigilancia rutina-ria de yacimientos se concentran en cambios degran escala y que ocurren dentro de la formación.Las técnicas de vigilancia rutinaria de yacimientostales como el uso de arreglos de resistividad y loslevantamientos sísmicos (4D), permiten a Losequipos interdisciplinarios de los activos de lascompañías de petróleo y gas observar los cambiosque ocurren dentro del yacimiento alrededor desus pozos de producción e inyección para antici-par y luego mitigar los efectos perjudiciales en laproducción. El valor de la vigilancia sísmica deyacimientos se ha demostrado repetitivamente enel Mar del Norte, donde se utilizan en granmedida estudios 4D para observar los cambios enlos yacimientos creados por la producción de losmismos.23 Los datos de estos estudios ayudan alos equipos de activos a construir estrategias dedesarrollo de producción y estrategias de recupe-ración y mejoramiento a nivel de campo en base ala simulación de yacimientos. Los aumentos en laproducción de gas o agua como consecuencia deirrupciones de los fluidos de inyección asociados

Bomba eléctrica sumergible Elementos de enfriamiento de gas

Medidores de presión de fondo de pozo

> Diagrama de terminación para el Pozo B que muestra la ubicación de los tres GCEs. Otros elementos clave incluyen la bomba eléctrica sumergible y lostres medidores de presión de fondo de pozo de baja resolución y su línea de control (azul). Los medidores de presión de baja resolución no fueron demucha utilidad en la sección horizontal.

13:24:29 13:29:16 13:34:05 13:38:52

TiempoVelocidad del flujo = 13.9 pies/min

13:43:40 13:48:27 13:53:15

Prof

undi

dad,

pie

s

4530

4564

4598

4632

4666

4700

52.5 a 52.952.1 a 52.551.7 a 52.151.3 a 51.750.9 a 51.350.5 a 50.950.1 a 50.5

Temperatura, °C

Elemento de enfriamiento

de gas

> Petróleo que fluye del lateral inferior en el Pozo B de Petrozuata. Los resultados del análisis de losdatos DTS, utilizando una configuración GCE, muestran que el lateral inferior en el Pozo B está contri-buyendo a la producción. Con el tiempo, los fluidos producidos y enfriados ascienden por el pozo auna velocidad calculada de 4.2 m/min [13.9 pie/min] (flecha roja).

21. El registro de trazador radioactivo consiste en la libera-ción en fondo de pozo de un fluido radioactivo débil ofluido trazador, típicamente yodo, dentro de la corrientede flujo. Para determinar la dirección y velocidad delfluido, se vigila al trazador mientras asciende y des-ciende por el pozo mediante detectores incluidos en lasarta de herramientas de registros de producción.

22. Clancy et al, referencia 18.

23. Alsos T, Eide A, Astratti D, Pickering S, Benabentos M,Dutta N, Mallick S, Schultz G, den Boer L, Livingstone M,Nickel M, Sønneland L, Schlaf J, Schoepfer P, SigismondiM, Soldo JC y Strønen LK: “Aplicaciones sísmicas a lolargo de la vida productiva del yacimiento,” OilfieldReview 14, no. 2 (Otoño de 2002): 54–71.Christie P: “Time-Lapse Seismic From ExplorationThrough Abandonment,” presentado en la Sociedad de

Exploración de Petróleo del Congreso de Gran Bretañasobre Geofísica de Yacimientos, The Geological Societyof London, Burlington House, 17 de mayo de 2001.Koster K, Gabriels P, Hartung M, Verbeek J, Deinum G yStaples R: “Time-Lapse Seismic Surveys in the NorthSea and Their Business Impact,” The Leading Edge 19,no. 3 (Marzo de 2000): 286–293.

con técnicas de recuperación mejorada o cambiosen los contactos de fluidos, se pueden predecirantes de que ocurran, permitiendo así un manejoproactivo del yacimiento. Si se integran las capa-cidades de vigilancia de fondo de pozo y desuperficie en tiempo real con las técnicas de vigi-lancia de yacimientos que están avanzandorápidamente, el ideal de poder manejar el yaci-miento verdaderamente de un modo integralpuede convertirse en una realidad.

Las opiniones de la industria acerca de lospozos “inteligentes” son variables. Muchoscreen que abarcan el control desde la superficiede un dispositivo de fondo de pozo, donde lasmediciones en marcha dirigen el control. Si bienexiste un acuerdo general respecto de la defini-ción, el valor y la aplicación de tecnologías depozos inteligentes en un contexto a escala decampo aún están tomando forma. Los avancesacontecidos en materia de tecnologías de cons-trucción y terminación de pozos, en combinacióncon los ocurridos en transmisión, manejo y pro-cesamiento de datos, acercan más esta visión ala realidad. Los ingenieros y científicos de

Schlumberger creen que los pozos inteligentesdeben incluir no sólo los elementos de vigilanciay control en tiempo real, sino también la capaci-dad para mover, almacenar, procesar einterpretar grandes cantidades de datos rápida-mente y con exactitud, lo cual permitiría convertira la vigilancia en acción efectiva en tiempo real.Hace unos años, los investigadores deSchlumberger examinaron la posibilidad de cons-truir un pozo verdaderamente “inteligente.” Esteesfuerzo de investigación culminó en una instala-ción en el Condado Posey en Indiana, EUA, comoparte del proyecto RES2000.

En junio de 2001, comenzó la perforación delpozo Simpson No. 22 en la Unidad East MountVernon del campo Lamott Consolidated (arriba).El campo es operado por Team Energy, que tra-bajó conjuntamente con Schlumberger a lo largode todo el proyecto. Se planificó un pozo horizon-tal sobre la base de un modelado tridimensional(3D) extensivo del campo, un pozo piloto y datosde registros adquiridos durante la perforación(LWD, por sus siglas en inglés) en tiempo real. Latrayectoria del pozo fue diseñada para penetrar

una longitud de 246 m [808 pies] y permanecerdentro de una arenisca petrolífera de 1.8 m [6pies] de espesor del yacimiento Cypress, utili-zando técnicas de geonavegación de avanzada.24

El campo Lamott Consolidated produce petróleocon un alto corte de agua—aproximadamente95%—de las areniscas Tar Springs y Cypress. Losregistros de este intervalo mostraron una capa dealta permeabilidad en el medio de la columna depetróleo que había sido previamente barrida conagua de inyección. También se identificaron unacapa de lutita y una falla de bajo rechazo. Estoaumentó la complejidad del caso e hizo crucial elemplazamiento preciso de los pozos. El modelo3D del subsuelo fue actualizado en tiempo realutilizando datos LWD. Además de los beneficiosde un correcto emplazamiento de los pozos, lainformación detallada proveniente de los regis-tros contribuyó al emplazamiento preciso de laterminación con empaque de grava en la secciónde agujero descubierto que incluía tres zonasseparadas por empacadores externos de tuberíade revestimiento (ECPs, por sus siglas en inglés)estratégicamente ubicados (próxima página).

32 Oilfield Review

Pozo productorInyector de agua

Pozo secoSin perforar

0

0 200 400 600 m

500 1000 1500 2000 pies

Unidad East Mount Vernon

Mohr 1Mohr 2

Mohr 1A Matt 2 Matt 4 Matt 2A

Matt 6

Emma 1Lena 2Lena 3

Capa 5 Mt. Vernon 11

Grabert 1

Capa 1Simpson 1

Simpson 22

Capa 4 Lena 1

Indiana

Campo LamottConsolidated

> Mapa de la Unidad East Mount Vernon del campo Lamott Consolidated, Indiana, EUA. El pozo horizon-tal Simpson No. 22 fue perforado en la dirección noreste. La sección horizontal de 246 m [808 pies] delongitud se indica con una línea más gruesa (rojo).


Durante la terminación del pozo Simpson No.22, se instalaron numerosos medidores, inclu-yendo una fibra DTS, un arreglo de resistividad yválvulas de control de flujo, los cuales desempe-ñaron una variedad de funciones esenciales alproyecto. Tres válvulas eléctricas de control deflujo ubicadas a lo largo de la sección horizontal,permitieron el control independiente de la pro-ducción de cada una de las tres zonas aisladas.La energía y comunicación—comandos enviadosal fondo del pozo y datos enviados hacia la super-ficie—necesarias para operar las válvulas fueronprovistas a través de un cable único y perma-nente que llegaba hasta el fondo del pozo. Cadaválvula estaba equipada con dos medidores depresión, uno que mide la presión en el espacioanular y otro que mide la presión de la tubería deproducción a intervalos de un segundo. Tambiénse midieron y registraron la temperatura delespacio anular y de la tubería de producción, asícomo el grado de apertura de la válvula.Independientemente de las mediciones de tem-peratura efectuadas en las válvulas, una fibra

DTS con terminación simple proporcionó infor-mación continua de la distribución detemperatura a intervalos de integración de 1 a 20minutos cada metro a lo largo de todo el pozo.Todos estos sistemas requirieron la instalaciónde cables y líneas de control a través de orificiosperforados dentro de los empacadores de pro-ducción y aislamiento.

Se instaló un arreglo de resistividad de 21electrodos, cubriendo todo el intervalo de termi-nación de 212 m [694 pies] de longitud, paradetectar el movimiento del agua desde la forma-ción hacia el pozo. Los electrodos tambiénactuaron como centralizadores para la termina-ción. Se montaron siete electrodos en cada zonaen una sección aislada en cada filtro de arena,con un espaciamiento de 6 m [60 pies]. Lacorriente inyectada desde un electrodo retornahacia un electrodo instalado en la superficie. Elvoltaje en los otros 20 electrodos se mide conrelación a un voltaje de referencia en la superfi-cie. Los voltajes se miden a ambos lados delelectrodo inyector y se normalizan respecto de la

corriente del electrodo inyector. Los datos se des-pliegan como diferencias de voltaje entre unciclo de adquisición y el siguiente; típicamentecada 3 horas. Cada ciclo inyector está represen-tado por dos segmentos de curvas con puntosque corresponden a las diferencias de voltajeentre los electrodos de medición a lo largo de lalongitud del intervalo de terminación, observadasa ambos lados del electrodo inyector. La intensi-dad de la señal medida es alta cuando se midedentro de la misma zona que el electrodo inyec-tor asignado. En base a esta observación, loscientíficos de Schlumberger estimaron que laprofundidad de investigación del arreglo de resis-tividad era de 91 m [300 pies].

Centralizadores y electrodos Empaque de grava Válvula blindada(WRFC-E)

Línea eléctricaa las válvulas

Empacador externo de tuberíade revestimiento (ECP)

Filtros de arena Cable de resistividad Línea hidráulica al ECP

Empacadorde producción Filtros de arena

ECP

Petróleo

Agua Zona 1 Zona 2 Zona 3

ECP

> La terminación del pozo Simpson No. 22 que incluye un empacador de producción, dos empacadores externos de tubería de revesti-miento (ECP, por sus siglas en inglés), filtros de arena, válvulas eléctricas de control de flujo (WRFC-E), un arreglo de resistividad, un medi-dor de fibra óptica DTS, y medidores de presión y temperatura. El intervalo de terminación horizontal se hallaba separado en las Zonas 1, 2y 3. Una capa delgada de lutita que divide la columna delgada de petróleo y una falla que atraviesa la Zona 2 complican el comporta-miento de producción del pozo. Una vista amplificada muestra los componentes de la terminación con mayor detalle (arriba).

24. Bryant I, Chen M-Y, Raghuraman B, Schroeder R, SuppM, Navarro J, Raw I, Smith J y Scaggs M: “Real-TimeMonitoring and Control of Water Influx to a HorizontalWell Using Advanced Completion Equipped withPermanent Sensors,” artículo de la SPE 77522, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 deoctubre de 2002.Bryant I, Malinverno A, Prange M, Gonfalini M, Moffat J,Swager D, Theys P y Verga F: “Comprensión de la incer-tidumbre,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de2002/2003): 2–17.

Las mediciones de presión de alta frecuenciaefectuadas en el pozo Simpson No. 22 ayudarona caracterizar la heterogeneidad de la formaciónen las cercanías del pozo. Las pruebas de pozopor zonas, combinadas con pruebas de interfe-rencia entre zonas y entre pozos, mejoraron lacomprensión de la comunicación entre las distin-tas zonas y proporcionaron estimaciones delíndice de productividad (PI, por sus siglas eninglés) para cada zona. Antes de poner el pozo enproducción, los datos de la presión anular capta-ron los efectos de la caída de presión de laarenisca Cypress en un pozo cercano (izquierda).El pozo cercano se cerró tres veces mientras quelos datos de presión se registraron continua-mente con medidores de presión permanentesinstalados en el pozo Simpson No. 22. El análisismostró una buena comunicación entre las Zonas2 y 3, y una comunicación pobre o falta de comu-nicación entre las Zonas 1 y 2. Un análisisposterior permitió determinar que la permeabili-dad horizontal de la formación que sobreyace lacapa de lutita era de 100 a 500 mD.

Luego de que comenzara la producción ennoviembre de 2001, pruebas pequeñas efectua-das en cada zona mostraron que el PI de la Zona1 era de un orden de magnitud mayor que los delas Zonas 2 y 3. Más tarde, pruebas de interfe-rencia confirmaron la comunicación entre lasZonas 2 y 3, y la falta de comunicación entre lasZonas 1 y 2. Esta información, en combinacióncon datos de registros y de campo, era esencialpara decidir cómo producir mejor el pozo parasatisfacer los objetivos del proyecto. Por ejem-plo, debido a que la Zona 1 estaba aislada,aparecía como más productiva y se encontrabapróxima al contacto agua-petróleo. La misma fuepuesta en producción en primera instancia y a unbajo gasto. Utilizando una bomba de baja capaci-dad y una válvula de fondo de pozo abierta sóloen un 9.3%, los científicos vigilaron la migraciónde agua dentro del pozo y a cierta distancia delmismo utilizando varias tecnologías. Durante lasemana que la Zona 1 estuvo en producción, lapresión del espacio anular se mantuvo bastanteconstante, indicando un buen soporte de presiónen esta porción del yacimiento.

34 Oilfield Review

Zone 1 shut in

Dens

idad

(max

), g/

cm3

Día

Pres

ión

de la

tube

ría, l

pc

Densidad del fluido en la superficiePresión en la tubería de producción

Muestra de superficiecon 10% de agua

Petróleo y agua

Cierre de la Zona 1

PetróleoPetróleo

11 horas

1.00

0.95

0.85

0.751/15 1/16 1/17 1/18 1/19 1/20 1/21 1/22 1/23 1/24

0.80

0.90

750

800

850

950

1000

900

> Comparación entre los datos de presión de la tubería de producción y lasmediciones de la densidad del fluido efectuadas en superficie de la Zona 1 enel pozo Simpson No.22. Luego de mantenerse constante por una semana, lapresión del medidor de fondo de pozo de la tubería de producción (azul)registró un aumento debido a la entrada de agua en el pozo. Once horas mástarde, se produjo un notable aumento en la densidad del fluido producido enla superficie (púrpura).

990

980

970

960

950

940

930

920

910

90016 18 20 22 24 26 28 30

Día

Pres

ión,

lpc

Presiones en el espacio anular en octubre de 2001

∆P23~10 lpc

∆P12~80 lpc

Zona 1

Zona 2

Zona 3

Tubería

pa1

pa2

pa3

Interferencia causada porel cierre de la Capa 5

Pa1

Pa2

Pa3

> Análisis de pre-producción. Antes de que el pozo Simpson No. 22 fuerapuesto en producción, los datos de presión del espacio anular provenientes delos medidores de presión de fondo de pozo demostraron la caída de presióncausada por la producción de la arenisca Cypress en un pozo cercano. El pozovecino se cerró en tres oportunidades distintas, mientras que los medidores depresión instalados en forma permanente en el pozo Simpson No.22 registrabanlos datos de presión en forma continua. El análisis de los datos mostró buenacomunicación entre las Zonas 2 y 3, y una pobre o falta de comunicación entrelas Zonas 1 y 2.


El arreglo de resistividad captó el movimientode agua en la Zona 1. Los datos adquiridos por elarreglo durante los primeros cinco días de pro-ducción indicaron efectos claros de movimientode agua en la Zona 1, muchas horas antes quelos medidores de presión de fondo de pozo nota-ran producción de agua en el mismo. Pocodespués de este período, la presión de la tuberíade producción en el fondo del pozo aumentó,indicando un arribo significante de agua al pozoseguido de un aumento en la densidad del fluidoproducido en la superficie 11 horas después(página anterior, abajo). No se observaron efec-tos en los otros intervalos productivos durante lafase de producción de la Zona 1, confirmando unavez más el aislamiento de dicha zona (arriba, a laderecha).

Las pruebas de interferencia se realizaron enlas Zonas 2 y 3. Luego de un período de cierre, seabrió al 100% la válvula de fondo de pozo quecontrolaba la producción de la Zona 3 y se obser-varon los efectos de su interferencia sobre laZona 2 en los datos de presión del espacio anular(abajo, a la derecha). El análisis mostró que laszonas se comunicaban, y el bajo ritmo de incre-mento de presión indicó que el soporte de lapresión a través de estos intervalos era pobre. Lasgráficas de la derivada de los cambios de presióndemostraron claramente un retraso de comunica-ción de 14 minutos entre las Zonas 2 y 3, ymostraron falta de respuesta en la Zona 1. Luegose probó la interferencia de la Zona 2 sobre laZona 3 vigilando las presiones anulares mientrasse dejaba abierta la válvula de fondo de pozo quecontrola la Zona 2. Esta prueba mostró un mayorefecto de la producción de la Zona 2 sobre la Zona3, que de la producción de la Zona 3 sobre la Zona2. Esto, aparejado con datos de pruebas de incre-mento de presión de ambas zonas y datos depruebas de producción con las dos zonas abiertas,permitió establecer que ambas zonas exhibíanuna buena permeabilidad horizontal—de 100 a500 mD—pero mostraban características hetero-géneas. La Zona 3, sin embargo, mostró unapermeabilidad vertical más alta, debido a sumayor respuesta a la producción de la Zona 2.

Cam

bio

en la

resi

stiv

idad

apa

rent

e, o

hm-m

Profundidad medida, pies

Zona 1 Zona 3Zona 20.15

0

-0.05

-0.153200 3300 3700 3800360035003400

-0.10

0.05

0.10

> Identificación de la migración de agua dentro del campo utilizando un arre-glo de resistividad de 21 electrodos. Muchas horas antes de que los medido-res de presión de fondo de pozo detectaran producción de agua en el pozo, elarreglo de resistividad identificó movimiento de agua en la formación comoconsecuencia de hacer producir la Zona 1. La formación adyacente al inter-valo de terminación de la Zona 1 mostró cambios, pero los otros intervalos determinación—Zonas 2 y 3—no lo hicieron, confirmando que la Zona 1 no es-taba en comunicación. Los datos se despliegan como diferencias de voltajede ciclos de adquisición separados por 10 horas. Los mismos se representanpor dos segmentos de curvas con puntos que corresponden al cambio de vol-taje observado en los electrodos de medición a lo largo del intervalo de termi-nación, hacia cada lado del electrodo inyector.

900

850

Pres

ión an

ular, l

pc 800

750

700

650

2/13 2/17 2/21 2/25 3/1 3/5 3/9Mes y día

3/13 3/17 3/21 3/25 3/29 4/2

Zona 2Zona 3

Interferencia entrelas Zonas 2 y 3

Incrementode presión Incremento

de presión

V3 abiertaV2 abierta V3 abierta V3 abierta

Interferencia entrelas Zonas 3 y 2

> Prueba de interferencia entre intervalos de terminación de las Zonas 2 y 3.Luego de un período de cierre, se abrió al 100% la válvula de fondo de pozoque controla la producción de la Zona 3 y se observaron los efectos de interfe-rencia sobre la Zona 2 en los datos de presión del espacio anular (izquierda).El análisis mostró que las zonas estaban en comunicación. Luego se abrió laZona 2 para medir la interferencia sobre la Zona 3 (centro). Esta prueba mos-tró una mayor respuesta a la producción de la Zona 2 en la Zona 3 que a laproducción de la Zona 3 en la Zona 2. También se utilizaron los datos de incre-mento de presión de estas pruebas para determinar la permeabilidad horizon-tal de la arenisca Cypress, adyacente a aquellos intervalos.

Durante el período de producción de cuatro díasdel intervalo de terminación de la Zona 3, el arre-glo de resistividad identificó claramentemovimiento de agua en ambas zonas—las Zonas2 y 3—pero no mostró movimiento de agua en laZona 1 (izquierda).

La instalación de la fibra DTS en el pozoSimpson No. 22 proporcionó una valiosa informa-ción de la distribución de temperatura a través detodo el intervalo de terminación y validó las téc-nicas de transporte e instalación utilizadasdurante el proyecto. Los medidores de tempera-tura y presión bajados dentro del pozo junto conla fibra DTS confirmaron la calibración correctade la medición DTS y aseguraron que los datosadquiridos eran precisos. Los datos DTS adquiri-dos durante el período de flujo del pozomostraron el gradiente geotérmico y el perfilrelativamente plano de temperatura a través delintervalo horizontal del pozo (abajo a laizquierda).

Conectándose al yacimiento desde cualquier parteLa instalación de sistemas de terminación perma-nentes en el proyecto RES2000 en Indiana mostróque los pozos podrían ser ubicados óptimamente,vigilados y operados inteligentemente, utilizandoválvulas eléctricas de fondo de pozo para ajustarel influjo por zonas. La accesibilidad a los datosera imprescindible para alcanzar el éxito. La loca-lización del pozo sin atención humana tambiéntenía que estar protegida contra las pérdidas deenergía intermitentes y las fallas de los progra-mas de computación. En la localización del pozode Indiana, se utilizaron cinco sistemas de adqui-sición de datos mediante computadora y losmismos se incorporaron a la estructura de manejode datos. El manejo de datos incluía pasos de pre-procesamiento, tales como la activación yemisión de alarmas de eventos locales y remotos,creación de resúmenes de datos para simplificarla vigilancia rutinaria, y transferencia de datos aotras localizaciones para crear archivos de res-paldo y analizar e interpretar los datos. Estorequirió mover grandes cantidades de datos—100 MB por día—a sitios distantes para la tomade decisiones y luego de regreso a las válvulas,para implementar en forma precisa la medidas decontrol adoptadas. Los sitios incluían instalacio-nes de Schlumberger en Houston, Texas, EUA;Clamart, Francia y Cambridge, Inglaterra. La vigi-lancia rutinaria y el control remotos fueronposibles gracias al Centro de Conectividad Segurade Schlumberger (SCC, por sus siglas en inglés),ubicado en Houston. Utilizando servidores conescudos de protección (firewalls) y conexiones

36 Oilfield Review

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550 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

Temperatura anular del sensor DTS


Tem

pera

tura

, ºF

> Perfil de temperatura del pozo Simpson No. 22. El perfil detemperatura muestra una toma instantánea durante la pro-ducción de la Zona 3 y muestra el gradiente geotérmico en lasección vertical (izquierda) y un perfil de temperatura apla-nado en la sección horizontal (derecha). El pequeño aumen-to de temperatura observado a 316 m [1037 pies] provienedel calor generado por una bomba en funcionamiento.

Cam

bio

en la

resi

stiv

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hm-m


Zona 1 Zona 2 Zona 30.15

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-0.153200 3300 3700 3800360035003400

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> Identificación de la migración de agua dentro del campo en las Zonas 2 y 3.Mientras la Zona 3 produjo por un período de cuatro días, el arreglo de resis-tividad identificó claramente movimiento de agua en ambas zonas, las Zonas2 y 3, sin embargo, no acusó movimiento de agua en la Zona 1.


seguras, los expertos en yacimientos utilizaron,en tiempo real, sus computadoras de escritorio oportátiles para vigilar datos cruciales y acceder auna computadora instalada en la localización delpozo para controlar las válvulas de fondo de pozo,exactamente como si el personal estuviera real-mente en la localización.

Hoy, finalmente, se ha obtenido la libertadesencial en accesibilidad y control. Schlumbergerha extendido estas capacidades a dispositivos deasistencia digital personales (PDA, por sus siglasen inglés), un paso evolutivo en computaciónmóvil, y ha probado y demostrado esta capacidada lo largo del año 2002 (derecha).

Vigilando el futuroLa tecnología de vigilancia rutinaria y controlpermanentes debe funcionar la primera vez,cada vez, y ofrecer años de servicio confiable deallí en adelante, porque existen pocas oportuni-dades para intervenir, recuperar, reparar ydeterminar la fuente de problemas si éstos sepresentasen. En 1972, Schlumberger instaló porprimera vez sensores de fondo de pozo perma-nentes en África Occidental, y desde entonces,los ambientes operativos en los cuales debenfuncionar se han ido tornando cada vez más difí-ciles. En la actualidad, existen algunasconcepciones equivocadas acerca de la confiabi-lidad. Noventa por ciento de los medidores decuarzo instalados en forma permanente en elfondo del pozo (PQGs, por sus siglas en inglés)desde 1994, todavía está operando en formaconfiable. Hasta la fecha, las válvulas deSchlumberger de fondo de pozo de múltiplesposiciones controladas desde la superficie, hanestado operando por 75 años con sólo una fallaen el mundo entero.

La evaluación correcta de los procedimientosde diseño e instalación complejos continúa agre-gando valor a los desarrollos de campos cuandose consideran los beneficios en materia de costosde la vigilancia y el control integrado de yaci-mientos. Las soluciones de Schlumberger dediseños ajustados a las necesidades específicasse basan en las demandas de los clientes de E&P.Es posible dar un curso rápido a la implementa-ción a través de un proceso de desarrollo deproductos dirigidos por el cliente denominadoRapidResponse, para asistir a los clientes con susagresivos programas de desarrollo de activos.

Los avanzados equipos de vigilancia y controlpermanentes continuarán mejorando su confiabi-lidad mediante la aplicación de nuevas yrigurosas pruebas y procedimientos de pruebasde aptitud (QT, por sus siglas en inglés) a los sis-temas ensamblados. Para mantener los costos de

desarrollo bajo control, es necesario un claroequilibrio entre las pruebas QT y los requeri-mientos ambientales destinados a cubrir lasdemandas de los ambientes operativos actuales.

Niveles más altos de automatización ayuda-rán a Los equipos interdisciplinarios de losactivos de las compañías de petróleo y gas a con-centrarse en problemas más complejos yemprendimientos más novedosos. La tendenciapreliminar actual a efectuar terminaciones inteli-gentes pozo por pozo será reemplazada por unatendencia a la optimización de todo el campo ensu conjunto. Este cambio tendrá un impacto tre-mendo en el manejo de los campos,especialmente en la optimización de métodos debarrido de los yacimientos y de sistemas delevantamiento artificial.

Reservas importantes de hidrocarburos estánatrapadas en yacimientos que previamente no seconsideraron explotables sin más desarrollos tec-nológicos; por ejemplo, campos en aguasprofundas con instalaciones submarinas (véase“Buenas expectativas para los pozos en aguas

profundas,” página 38). Los avances tecnológicosocurridos en exploración, construcción de pozos,evaluación de formaciones y terminaciones depozos han permitido a las compañías de petróleoy gas seguir adelante en la explotación de yaci-mientos inaccesibles y cada vez más complejos acostos de descubrimiento y levantamiento artifi-cial relativamente económicos.

Los sistemas de terminación avanzados, queinvolucran técnicas de vigilancia permanente,flujos de datos, información en tiempo real,manejo de datos, interpretación, uso eficiente dela tecnología de la información y acción oportunamediante métodos de control remoto de campos ypozos, constituyen el próximo paso. Las compañíasoperadoras ya han visto el potencial que tieneesta tecnología para ayudarles a aumentar la recu-peración de hidrocarburos, acelerar la producción,mejorar las estrategias de producción y optimizarlas instalaciones de superficie. Si bien los cami-nos que escogen las compañías puede variar, laconvergencia de las tecnologías con los resultadoseconómicos, ya ha marcado la dirección. —MG

> Conexión remota al yacimiento. El uso de latecnología del asistente personal digital (PDA,por sus siglas en inglés) fue demostrado duranteel proyecto RES2000, permitiendo a los miem-bros del equipo de activos de las compañías depetróleo y gas vigilar y controlar los pozos enforma remota.

38 Oilfield Review

Buenas expectativas para los pozos en aguas profundas

Guy CarréEmmanuel PradiéTotalFinaElf AngolaLuanda, Angola

Alan ChristieLaurent DelabroyBilly GreesonGraham WatsonHouston, Texas, EUA

Darryl FettJosé PiedrasTotalFinaElf E&P USA, Inc.Houston, Texas

Roger JenkinsDavid SchmidtMurphy Sabah Oil Co. Ltd.Kuala Lumpur, Malasia

Eric KolstadAnadarko PetroleumThe Woodlands, Texas

Greg StimatzGraham TaylorMarathon Oil CompanyHouston, Texas

Después de más de dos décadas de actividad, la difícil tarea de producir hidrocarbu-

ros de trampas encontradas en ambientes de aguas profundas se ha vuelto menos

desconcertante. Los avances que posibilitan la producción en aguas profundas sur-

gen tanto de la pura innovación como de las modificaciones de tecnologías

aplicadas en otros ambientes operativos. Los avances técnicos y la colaboración

entre las compañías operadoras, las de servicios y los agentes reguladores también

contribuyen al éxito de proyectos que de otro modo resultarían antieconómicos.

El gran reto de producir hidrocarburos en ambien-tes de aguas profundas comienza con laidentificación de las áreas prospectivas viables.Geocientíficos e ingenieros han obtenido unrécord envidiable de éxitos en la exploración enaguas profundas. Del mismo modo, la comunidaddedicada a la perforación, puede recurrir a suspropios desarrollos tecnológicos en lo que serefiere a la perforación en aguas profundas.1 Laprueba final antes de comenzar la producciónreside en la terminación de pozos en aguas pro-fundas, y en esto también, la industria petroleraestá avanzando a pasos agigantados.

¿Cuán profundo es profundo? Si bien existenvarias definiciones, muchos operadores conside-ran aguas profundas a aquellas que presentan unaprofundidad mayor de 500 m [1640 pies], y ultra-profundas a aquellas con más de 2000 m [6562pies] de profundidad (próxima página).2 El Serviciode Manejo de Minerales de Estados Unidos(MMS, por sus siglas en inglés) que administralos recursos minerales de la plataforma continen-tal externa, considera profundas las aguas conmás de 305 m [1000 pies] de profundidad.3

Mientras que la profundidad del agua por sísola presenta importantes desafíos operacionales,los operadores también deben enfrentar proble-mas adicionales en el fondo del pozo tales comoflujos someros de agua o gas, petróleo pesado,formación de hidratos, petróleo rico en parafina, y

acumulación de asfalteno durante las operacionesde perforación, terminación y producción.4 Estasdificultades se alivian de alguna manera con losavances logrados en términos de calidad sísmica,mejoras en la tecnología de adquisición de regis-tros y de prueba de pozos, y avances yexperiencia en operaciones de perforación, enfluidos de perforación—incluyendo el cemento—y en la tecnología de terminación de pozos.5

En este artículo, examinamos los últimosavances acontecidos en materia de aguas pro-fundas en el Golfo de México. Tambiénpresentamos nuevas tecnologías para la cemen-tación en aguas profundas y evaluamos suutilidad en las aguas profundas marinas de EUA,Malasia y África Occidental.

Terminaciones en aguas profundas en el Golfo de MéxicoLas primeras operaciones en “aguas profundas”tuvieron lugar en el Golfo de México (GOM, porsu siglas en inglés), Brasil y África Occidental afines de la década de 1970.6 En el Golfo deMéxico, existen hoy más de 150 descubrimientosen aguas que exceden los 1000 pies de profundi-dad, de los cuales 12 se hallan a más de 1829 m[6000 pies] de profundidad.7 Tres de estos cam-pos más profundos se hallan incluidos en elproyecto Canyon Express, a cargo de TotalFinaElfE&P EUA—que también opera el sistema de

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Raafat Abbas y Trevor Munk, Clamart, Francia;Frederic Barde y Jean Lassus-Dessus, TotalFinaElf Angola,Luanda, Angola; Leo Burdylo, Mary Jo Caliandro, JamesGarner, Roger Keese y Duncan Newlands, Sugar Land, Texas,EUA; Cameron, Houston, Texas; Tim Curington, Rosharon,Texas; Graham Farr, Thomas Fiskaa, MatimaRatanapinyowong y Paulo Rubinstein, Houston, Texas; AymanHamam, Cairo, Egipto; Knut Hansen, Bottesford, Inglaterra;Dominic Ong, Kuala Lumpur, Malasia; Mathieu Pasteris,Luanda, Angola; Charlie Vise, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA;y Paul Weeditz, Marathon Oil Company, Houston, Texas.AFIV (Válvula de Aislamiento de la Formación Controladapor el Espacio Anular), CemCADE, Commander, DataFRAC,DeepCEM, DeepCRETE, DeepSea EXPRES, DeepSTIM, FIV(Válvula de Aislamiento de la Formación), FlexSTONE, GAS-BLOK, LiteCRETE, MUDPUSH, QUANTUM, S.A.F.E. (Equipode Disparo Activado por Impacto), SenTREE, STIMPAC, USI


tuberías de conducción—Marathon Oil Companyy BP con los socios Nippon Oil Exploration USA yPioneer Natural Resources.

Ubicados a 241 km [150 millas] al suroeste deNueva Orleáns, Luisiana. EUA, los campos delproyecto Canyon Express actualmente compren-den nueve pozos. Hay cuatro pozos en el campoAconcagua operado por TotalFinaElf, dos en elcampo Camden Hills de Marathon, y tres en el

campo King’s Peak de BP. La primera produccióndel proyecto Canyon Express ocurrió en septiem-bre de 2002. Los fluidos producidos por los trescampos se transportaron a lo largo de 90 km [56millas] mediante un sistema de tubería de con-ducción doble hacia la plataforma CanyonStation, ubicada en el Bloque 261 del área deplaneamiento Main Pass. Williams Energy operaesta plataforma de producción.

Antes de acordar sobre un sistema de reco-lección compartido, las compañías operadorasexaminaron otras opciones, tales como cilindrosverticales flotantes conocidos también como uni-dades de árbol de producción seco o spars y otrasinstalaciones independientes. La dificultad de lasoperaciones submarinas y la magnitud de lasreservas tornaban antieconómico el desarrollo deestos campos en forma independiente.

1. Para una revisión acerca de la construcción de pozos enaguas profundas, consulte: Cuvillier G, Edwards S,Johnson G, Plumb D, Sayers C, Denyer G, Mendonça JE,Theuveny B y Vise C: “Soluciones para los problemas dela construcción de pozos en aguas profundas,” OilfieldReview 12, no. 1 (Verano de 2000): 2–19.

2. Shirley K: “Global Depths Have Great Potential,” AAPGExplorer 23, no. 10 (Octubre de 2002): 16, 17 y 35.

3. http://www.gomr.mms.gov/homepg/offshore/deepwatr/deepover.html

4. Para obtener mayor información acerca de la formaciónde hidratos de gas, consulte: Collett T, Lewis R y UchidaT: “El creciente interés en los hidratos de gas,” OilfieldReview 12, no. 2 (Otoño de 2000): 46–61.

> Principales provincias de hidrocarburos localizadas en ambientes de aguas profundas (rojo).

Para obtener mayor información acerca de flujos deagua someros, consulte: Alsos T, Eide A, Astratti D,Pickering S, Benabentos M, Dutta N, Mallick S, SchultzG, den Boer L, Livingstone M, Nickel M, Sønneland L,Schlaf J, Schoepfer P, Sigismondi M, Soldo JC y StrønenLK: “Aplicaciones sísmicas a lo largo de la vida produc-tiva del yacimiento,” Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de2002): 54–71.

5. Para obtener mayor información acerca de terminacio-nes submarinas, consulte: Christie A, Kishino A, Cromb J,Hensley R, Kent E, McBeath B, Stewart H, Vidal A y KootL: “Soluciones submarinas,” Oilfield Review 11, no. 4(Primavera de 2000): 2–19.

6. Shirley, referencia 2.7. Aproximadamente 50 de estos descubrimientos produ-

cían hidrocarburos hasta el año 2002. Para obtenermayor información, consulte: Baud RD, Peterson RH,Richardson GE, French LS, Regg J, Montgomery T,Williams TS, Doyle C y Dorner M: “Deepwater Gulf ofMexico 2002: America’s Expanding Frontier,” OCS ReportMMS 2002-021, abril de 2002.

(generador de Imágenes Ultrasónicas) y WELLCLEAN II sonmarcas de Schlumberger. AllFRAC es una marca deExxonMobil; esta tecnología es de uso exclusivo deSchlumberger. TXI es una marca de Texas Industries, Inc.WellDynamics es una marca de PES Inc.

La infraestructura submarina para los pozosdel proyecto Canyon Express está vinculada a unsistema de recolección multifásico (polifásico)marino (izquierda).8 Los socios del proyectoCanyon Express acordaron una serie de principiosoperativos de colaboración, pero el más impor-tante es que en ningún yacimiento se asumen losriesgos de desempeño de los otros yacimientos.9

La tecnología de terminación de pozos es unaspecto clave en la maximización de la produc-ción de pozos en aguas profundas. Las técnicas yprocedimientos de terminación son generalmentesimilares, independientemente de la profundidaddel agua. Sin embargo, a mayores profundidades,las opciones tecnológicas son más limitadas. Porejemplo, si la profundidad del agua sobrepasa los6000 pies, la única opción de diseño del sistemaes un sistema de cabeza de pozo submarino conárboles de producción sumergidos.

Un árbol de producción sumergido es un sis-tema de producción submarino (abajo a laizquierda). Habiendo sido diseñados para pozosen aguas profundas, estos sistemas avanzadosse equipan típicamente con medidores de pre-sión y temperatura, válvulas de control de flujo einstalaciones para prevenir la formación dehidratos, y todos los componentes se optimizanpara evitar las operaciones de intervención depozos. Los costos de intervención para los pozossubmarinos más profundos, aquellos con árbolesde producción sumergidos, son tan excesivos quelos pozos se diseñan con la esperanza de evitaruna intervención física. Las terminaciones depozos con árboles de producción secos, por elcontrario, son similares a las terminaciones con-vencionales de pozos de plataformas marinas.Están diseñados para producir en plataformasarticuladas, spars y plataformas de cables tensa-dos (TLPs, por sus siglas en inglés), en las que lasoperaciones de intervención de pozos son mássimples y menos costosas.10

Las tuberías ascendentes de producción, quese utilizan para estructuras marinas fijas, talescomo las TLPs, no constituyen una opción paraprofundidades mayores a los 1372 m [4500 pies]de profundidad. En estos casos, se utilizan líneasde flujo para transportar los fluidos producidos alas instalaciones de producción y pruebas. Todaslas válvulas de control para los árboles de produc-ción sumergidos son submarinas, y la producciónproveniente de los campos del proyecto CanyonExpress se transporta a las instalaciones de pro-ducción a través de una línea de flujo.

Cuando se instala el equipo de producción en ellecho marino se suelen presentar importantes difi-cultades: cañones profundos, diapiros salinos ysuperficies del lecho marino potencialmente ines-tables. También preocupa el costo y la eficiencia.

40 Oilfield Review

Plataforma Canyon Station

Tuberías de conducciónCanyon Express

Tubería deconducciónUmbilicalPozo submarino

Camden Hills; dospozos operadospor Marathon a7200 pies deprofundidad deagua

King’s Peak; tres pozosoperados por BP a 6200 piesde profundidad de agua

Aconcagua; cuatropozos operados por TotalFinaElf a 7100 pies de profundidad de agua

> Infraestructura submarina del proyecto Canyon Express. Los cubos amarillos indican pozos subma-rinos. Las tuberías de conducción duales se muestran en rojo, y la línea amarilla representa el umbili-cal electrohidráulico que vincula la plataforma con los campos. Las líneas de flujo transportan el gasproducido hacia la plataforma Canyon Station, a lo largo de 90 km [56 millas].

> Árbol submarino para los pozos de los campos Aconcagua y Camdem Hills. Estos árboles proveenun trayecto de producción horizontal en vez de vertical, simplificando de este modo las operacionesde terminación de pozos. Los árboles pesan 46,266 kg [102,000 lbm], y son lo suficientemente fuertespara soportar las condiciones en aguas ultraprofundas, tales como la alta presión hidrostática, asícomo también las demandas operacionales durante toda la vida productiva de los campos. (Las ilus-traciones son cortesía de Cameron).


Las operaciones de terminación de pozos efec-tuadas desde una embarcación de perforacióndinámicamente posicionada en más de 2134 m[7000 pies] de agua, cuestan alrededor de US$17,000 por hora y requieren la coordinación deunas 200 personas de varias compañías en lalocalización.11 Los requisitos específicos para laterminación de cada zona prospectiva distintaagregan otro nivel de complejidad a los proyec-tos en aguas profundas.

Enfrentados con todos estos inconvenientes,Marathon Oil Company y TotalFinaElf E&P USAcrearon un equipo conjunto para el proyecto,conocido como Equipo Integrado de Proyectos dePozos (WIPT, por sus siglas en inglés), para desa-rrollar procedimientos, obtener equipos yplanificar las operaciones de terminación depozos.12 El equipo comenzó su trabajo en octubrede 2000; las terminaciones de pozos se llevarona cabo desde enero a septiembre de 2002.

Las terminaciones de pozos para los camposAconcagua y Camden Hills utilizan técnicas y tec-nología similares para vincular los yacimientos alas instalaciones de producción. El objetivo esconseguir agotar las reservas de manera rápida,segura, sin intervenciones y libre de problemas,con todos los sistemas de terminación diseñadospara yacimientos individuales. Los dos requisitosimportantes para estas terminaciones son proveercontrol de la producción de arena y control de flujoen el fondo del pozo para manejar la potencialirrupción de agua en cada zona productora. Esteequipo a cargo de la terminación de pozos tam-bién permite la producción controlada y medidade cada zona, maximizando así la recuperación.

Los diseños de terminación de pozos incorpo-raron la estimulación por fracturamientohidráulico y empaques de grava de última gene-ración para intervalos de yacimientos largos yheterogéneos, sistemas de control de la produc-ción de arena y sistemas submarinos de controlde pozos (abajo). Los pozos también contienenválvulas de control de flujo y medidores perma-nentes.13 A pesar de que la inversión inicial en loscomponentes de terminación y su instalaciónrepresentaron más de US$ 20 millones por pozo,el equipo a cargo del proyecto también consideró

el costo potencial de las operaciones de repara-ción de pozos; en este caso, la intervención delpozo costaría aproximadamente US$ 10 millonespor operación. Dada la magnitud de estos costos,el equipo de fondo de pozo controlado en formaremota es una alternativa efectiva en materia decostos frente a las riesgosas y costosas interven-ciones (véase “Avances en materia de vigilanciade pozos y yacimientos,” página 14).

En los campos Aconcagua y Camden Hills, lasoperaciones de terminación de pozos se conduje-ron desde el Transoceánico Discoverer Spirit, una

8. Para obtener mayor información acerca de simulacionesde yacimientos utilizadas en decisiones relativas a insta-laciones de producción, consulte: Wallace BK yGudimetla R: “Canyon Express Field PerformanceSimulation,” artículo de la OTC 13131, presentado en laConferencia de Tecnología Marina 2001, Houston, Texas,EUA, 30 de abril al 3 de mayo de 2001.

9. Para obtener mayor información acerca de los principiosoperativos del proyecto Canyon Express, consulte: ClarkeD, Allen M y Rijkens F: “Canyon Express—A DeepwaterAffair in the Gulf of Mexico,” presentado en la Conferen-cia Internacional de Tecnología Marina Profunda, NuevaOrleáns, Luisiana, EUA, 6 al 9 de noviembre de 2000.

10. Cromb JR III: “Manejo de los riesgos y desafíos propiosde las aguas profundas,” Oilfield Review 11, no. 4(Primavera de 2000): i.

11. Antosh N: “Go Deep Takes New Meaning,” The HoustonChronicle 102, no. 11 (24 de octubre de 2002): 1B y 4B.

12. BP, independientemente, terminó sus pozos en el campoKing’s Peak. La explotación del campo King’s Peak,sumada a la de los campos Aconcagua y Camden Hills,produjo suficientes hidrocarburos para el proyectoCanyon Express.

13. Para obtener mayor información acerca de equipos decontrol de flujo y medidores de presión en fondo de pozo,consulte: Jackson Nielsen VB, Piedras J, Stimatz GP yWebb TR: “Aconcagua, Camden Hills, and King’s PeakFields, Gulf of Mexico Employ Intelligent CompletionTechnology in Unique Field Development Scenario,” artí-culo de la SPE 71675, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre 2001.

Colgador de la tubería de producción

Mandril de inyección de metanol

Válvula de seguridad TRC-DH-10-LO

Mandril de inyección química

Dispositivo de instalación del empacador

Sustituto de empalme Empacador de producción

Válvula de control de flujo superior

Válvula de control de flujo inferior

Niple de asentamientoGuía de re-entrada para el cable de aceroCubierta de 7 pulgadasNiple de asentamiento para elaislamiento de la zona inferiorTubería de aislamiento de 31⁄2 pulgadasEmpacador de aislamiento QUANTUMArreglo de sello de producción

Dispositivo AFIVEmpacador QUANTUM XDispositivo mecánico FIVTubería de producción de 27⁄8 pulgadascon anillos de detonación de carburoFiltro AIIFRACHerramienta de servicio

Transportador de registradores con tresmedidores de presión y temperatura

Niple transversal para el aislamiento dela zona superior

Opción mecánica adicional para instalación del empacador

Tope de la tubería de revestimientocorta (liner) de 95⁄8 pulgadas

Tubería de producción de 41⁄2 pulgadas

Empacador QUANTUM XDispositivo FIV mecánico/hidráulico

Filtro AIIFRACEmpacador recolector

Intervalo superior

Tope de la tuberíade revestimientode 95⁄8 pulgadas

Intervalo inferior

> Terminación típica de pozos en el campo Camden Hills, proyecto CanyonExpress. El empacador recolector, el arreglo inferior de control de la produc-ción de arena, el arreglo superior de control de la producción de arena y elconjunto de aislamiento se instalaron por separado en cuatro bajadas alpozo. Los componentes de la terminación superior, desde el ensamblaje desello de producción hacia arriba, fueron instalados en una sola operación.

embarcación de perforación dinámicamente posi-cionada. Para optimizar el tiempo de laembarcación, las operaciones de terminación sediseñaron de modo de tomar ventaja de las capa-cidades avanzadas de manejo de tuberías delsistema de doble cabria. Durante las operacionesde terminación, se hallaban activos en el área unaembarcación de tendido de tuberías, una embar-cación de perforación y un vehículo operado enforma remota (ROV, por sus siglas en inglés), locual requirió una cuidadosa coordinación y vigi-lancia por parte de todas las cuadrillas de trabajo.

Los diseños y procedimientos de terminaciónde pozos para los seis pozos de los camposAconcagua y Camden Hills eran similares. Amedida que el equipo de operaciones adquiríamayor experiencia se reducía el tiempo requeridopara terminar un pozo (derecha).

En primer lugar, se bajó el árbol submarinohorizontal y se probó inmediatamente antes decomenzar las operaciones de terminación. Laembarcación de perforación posee dos mesasrotativas; el árbol submarino se bajó desde lamesa rotativa instalada en la parte posterior de laembarcación (popa), mientras que el tubo ascen-dente de perforación con el conjunto preventor dereventones (BOP, por sus siglas en inglés) se bajódesde la mesa rotativa delantera.14 Luego debajar el árbol submarino, el tubo ascendente deperforación y el sistema de control de interven-ción y reparación, se probó el árbol. Lainstalación del equipo de terminación comenzódespués de bajar y trabar el conjunto BOP.

Después de probar el conjunto BOP, se perfo-raron los tapones de abandono temporarios, y selimpió el pozo desplazando el lodo de perforacióncon agua de mar y luego salmuera de terminaciónde cloruro de calcio [CaCl2]. Posteriormente, se uti-lizaron espaciadores de desplazamiento, raspadoresde tubería de revestimiento, cepillos y herramientasa chorro para minimizar los detritos residuales delpozo.15 Se utilizó el cable de adquisición de registros(perfilaje) para asentar el empacador colector cercadel fondo del pozo, a fin de proveer control de pro-fundidad para las operaciones subsiguientes dedisparo (cañoneo, punzado) y de control de la pro-ducción de arena. Luego se dispararon losyacimientos de arenisca superiores e inferiores uti-lizando un equipo de disparo trasportado por latubería de producción y se terminaron con una con-figuración de fracturamiento hidráulico y empaqueapilado para la producción conjunta.

Las operaciones de disparo para uno de lospozos del proyecto Canyon Express se efectuaroncon Equipo de Disparo Activado por ImpactoS.A.F.E. en lugar de detonadores eléctricos oexplosivos de herramientas de anclaje de empa-cadores, que no pueden utilizarse mientras se

hallen en uso las radios, los soldadores u otroselementos del equipo de perforación.16 El activa-dor de explosión del sistema S.A.F.E. requierecorrientes más altas que los detonadores oexplosivos comunes, de modo que los voltajeserráticos no constituyen una preocupación. Lautilización del sistema S.A.F.E. ahorra tiempo deequipo de perforación durante las operaciones dedisparo porque no se requiere el silencio deradio; las operaciones tales como soldaduras

pueden continuar sin interrupción. Las zonas sedispararon en condiciones de sobrepresiónligera; cualquier daño de disparo sería remediadomediante operaciones de fracturamiento hidráu-lico que se extenderían más allá de la zonadañada. La Válvula de Aislamiento de laFormación FIV, descrita posteriormente, y untapón aislaron la zona inferior durante las opera-ciones de disparo y de control de la producciónde arena en la zona superior.

42 Oilfield Review

Plan original

MC305 #2

MC348 #2S1MC305 #4MC348 #1S1

MC305 #3

MC305 #1

MC305 #2S1

Incluye 5 días parala zona intermedia

Operaciones de terminaciónabortadas; pozo temporalmenteabandonado para una posteriordesviación de su trayectoria

Movilización al pozo

Limpieza de cabeza de pozo ybajada de los conjuntos BOPs

Bajada del árbol submarino(mesa rotativa de popa)

Limpieza y desplazamientocon salmuera

Operaciones de disparo,fracturamiento y empaque

de la zona inferior

Operaciones de disparo,fracturamiento y empaque

de la zona superior

Bajada de ensamblajede aislamiento

Bajada de los componentesde la terminación superior

hasta el colgador de tubería

Bajada del árbol determinación submarino y de

la sarta de asentamiento

Asentamiento y pruebadel colgador de tubería

Anclaje de empacadoresy apertura de los

dispositivos FIV y AFIP

Prueba de flujo dela primera zona

Prueba de flujo dela segunda zona

Prueba de flujo de ambaszonas en conjunto

Bajada del tapón del colgadorde tubería y extracción dela sarta de asentamiento

Anclaje y prueba delsombrero interno del árbol

Desmontaje del equipode perforación

Días acumulados

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

> Desempeño de terminación mejorada. El Equipo Integrado de Proyectos de Pozos calculó que eltiempo desde el arribo de la embarcación de perforación a la localización hasta el desmontaje de lamisma fue de 40 días (curva rosada con cubos). Excepto por el pozo #2 del Bloque 305 del Cañón delMississippi, que se hallaba temporalmente abandonado esperando una desviación de su trayectoria,los pozos en los campos Aconcagua y Camden Hills se completaron en 39 días o menos; un pozo, elMC305 #1, requirió sólo 24 días para su terminación.


La zona superior fue empacada con gravadebido a la existencia de un acuífero cercano; lazona inferior fue fracturada hidráulicamente yempacada con grava. Las zonas se aislaron luegode efectuar operaciones de control de la produc-ción de arena para prevenir la pérdida y el influjode fluido.

Se utilizó la tecnología innovadora FIV con elempacador QUANTUM X, parte de la familia deempacadores de empaque de grava QUANTUM,y se efectuó un fracturamiento hidráulico seguidode empaque de grava STIMPAC para el control dela producción de arena. Estas válvulas operadasen forma remota se activan con presión en lugarde mediante intervención física con línea deacero (línea de arrastre, slickline); en caso depresentarse problemas, pueden abrirse utilizandola línea de acero o la tubería flexible. Estas vál-vulas aíslan las zonas terminadas por separadopara eliminar problemas potenciales de pérdidade fluido y daño de formación. Cuando se extrajola herramienta de servicio para el tratamiento defracturamiento hidráulico, la válvula de bola(esférica) FIV se cerró mecánicamente, para pro-veer un cierre positivo en caso de pérdida defluido o influjo desde la formación durante lasoperaciones de terminación.

Los empacadores son dispositivos de fondode pozo que se utilizan en casi todas las termina-ciones para aislar el espacio anular de la tuberíade producción y anclar el tubo de conducción enla tubería de revestimiento, lo cual permite con-trolar la producción, la inyección o eltratamiento. El empacador QUANTUM X es unempacador versátil y sólido diseñado para termi-naciones que incluyen control de la producciónde arena, tales como empaque de grava, y trata-mientos de estimulación de alta presión y altovolumen. En este caso, los servicios STIMPACcombinaron fracturamiento hidráulico y empaquede grava en una sola operación. Esta técnica defracturamiento y empaque atraviesa el daño deformación y minimiza el deterioro de la producti-vidad que es común en los empaques de grava depozo entubado convencionales.17 Esta operaciónde estimulación fue ejecutada con las embarca-ciones de estimulación marina DeepSTIM I yDeepSTIM II. Las embarcaciones DeepSTIM per-miten efectuar tratamientos de gran capacidad yoperaciones de bombeo a altos regímenes y altapresión, fracturamiento hidráulico, acidificación oempaque de grava en localizaciones remotas oen aguas profundas.

A continuación del tratamiento final de controlde la producción de arena, se bajó un conjunto deempacador de aislamiento con la tubería de tra-bajo para establecer los trayectos de flujoapropiados para la producción subsiguiente. Los

fluidos provenientes de la arenisca inferior ascen-dieron por la tubería de producción, y la areniscasuperior produjo por el espacio anular existenteentre la tubería de aislamiento y el filtro de controlde la producción de arena. El conjunto de aisla-miento también incorporó la Válvula deAislamiento de la Formación Controlada por elEspacio Anular AFIV, para proporcionar control delpozo y prevenir la pérdida de fluido en la trayecto-ria de flujo superior.

Los diseños de las terminaciones frente a laformación difieren un poco porque Marathon yTotalFinaElf poseen filosofías diferentes. Porejemplo, TotalFinaElf utiliza el servicio de deter-minación de datos de fracturamiento antes deltratamiento para optimizar el diseño de la opera-ción de fracturamiento hidráulico. TotalFinaElfseleccionó filtros enrejados específicos con tubosde derivación para optimizar las tareas de fractu-ramiento y empaque en intervalos largos ydesviados, a fin de maximizar la producción yminimizar el efecto del factor de daño. Marathonseleccionó filtros pre-empacados para optimizarel control de la producción de arena. El riesgoinvolucrado en las terminaciones inferiores fuesignificante; se requirieron varias operacionesdiferentes para instalar cada componente; cual-quiera de ellas podría dañar la zona productora sise cometía un error. Sin embargo, una vez insta-lados todos los componentes de la terminación,ambos diseños de terminación ofrecieron unabase sólida y efectiva para la instalación de lacomplicada terminación superior.

El arreglo de terminación superior se instalócomo una sola unidad y de manera tal quepudiese recuperarse si fuera necesario. No obs-tante, bajar la terminación superior presentóriesgos y retos importantes. Este equipo incluíaun arreglo de sellos de producción que se colocae inserta en el arreglo del empacador de aisla-miento. El equipo del Sistema Inteligente deTerminación de Pozos WellDynamics (IWCS, porsus siglas en inglés) fue bajado por encima delconjunto de sellos. El equipo IWCS incluye dosválvulas de control de flujo, que permiten el con-trol selectivo de cada intervalo terminado. Elequipo IWCS también incluye medidores de pre-sión y temperatura, y un empacador deproducción anclado hidráulicamente.

En los pozos del proyecto Canyon Expresstambién se bajaron un sistema de inyección quí-mica para el tratamiento de incrustaciones yválvulas de seguridad subterráneas controladasdesde la superficie (SCSSVs, por sus siglas eninglés), (véase “Válvulas de seguridad de fondode pozo listas para operar,” página 54).18

Temperaturas de lecho marino de 3ºC [38ºF] y laposibilidad de formación de hidratos de gas,

indujeron a inyectar metano para inhibir la for-mación de hidratos en las líneas de flujo. Otrosistema en las cabezas de pozo minimiza los pro-blemas de producción causados por cambios enel estado de los hidrocarburos líquidos, talescomo la precipitación de parafina. Se utilizannueve líneas de control para operar los distintossistemas de fondo de pozo.

La válvula SCSSV utilizada, era una válvulapresurizada con nitrógeno recuperable mediantetubería de producción. Esta válvula incorpora sis-temas de operación hidráulicos duales yredundantes. La válvula SCSSV se fijó a una pro-fundidad suficiente como para evitar la formaciónde hidratos, aproximadamente a 762 m [2500pies] debajo del lecho marino.19 Un mandril deinyección de metano instalado justo encima de laválvula SCSSV ofrece mayor protección contra laformación de hidratos. La tubería se bajó desdeeste mandril hasta el colgador de tubería subma-rino. La herramienta utilizada para bajar elcolgador de tubería de producción, operadamediante el sistema de control de pozos subma-rinos SenTREE 7, fue trabada al colgador de latubería de producción.

14. Un tubo ascendente de perforación es un tubo de grandiámetro que conecta el conjunto BOP submarino a unequipo de perforación flotante, para llevar los retornosde lodo a la superficie. Sin el tubo ascendente, el lodosimplemente se derramaría en el lecho marino por laparte superior del conjunto BOP. El tubo ascendentepodría ligeramente considerarse como una extensióntemporaria del pozo hacia la superficie.

15. Un espaciador es una cantidad relativamente pequeña—generalmente menos de 200 bbl [32 m3]—de una mezclaespecial de fluido de perforación para llevar a cabo unatarea específica que un fluido de perforación común nopuede realizar. Como ejemplos se pueden mencionar losespaciadores de alta viscosidad para ayudar a elevar losescombros fuera de un pozo vertical, espaciadores deagua dulce para disolver la invasión de formaciones de sal,espaciadores de liberación de la tubería de perforaciónpara destruir el revoque de filtración y aliviar las fuerzas deatascamiento diferencial y espaciadores de material depérdida de circulación para taponar una zona ladrona.

16. Para obtener mayor información acerca de la tecnolo-gía de operaciones de disparo, consulte: Behrmann L,Brooks JE, Farrant S, Fayard A, Venkitaraman A, BrownA, Michel C, Noordemeer A, Smith P y Underdown D:“Técnicas de diseño de los disparos para optimizar laproductividad,” Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de2000): 54–794.

17. Para obtener mayor información acerca de la técnica defracturamiento y empaque, consulte: Ali S, Norman D,Wagner D, Ayoub J, Desroches J, Morales H, Price P,Shepherd D, Toffanin E, Troncoso J y White S: “Métodocombinado de estimulación y control de la producción dearena,” Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): 32–53.

18. Una válvula de seguridad es un dispositivo instalado enun pozo que cierra los conductos de producción anteuna emergencia. Se dispone de dos tipos de válvula deseguridad subterránea: la de control en superficie y lade control subterráneo. En cada caso, el sistema de laválvula de seguridad está diseñado a prueba de fallas,de modo que el pozo se aísla en caso de falla del sis-tema o daño en las instalaciones de control de laproducción en superficie.

19. Para obtener mayor información acerca de las máximasprofundidades de instalación de válvulas de seguridaden el 190, consulte: Christie A y McCalvin D: “KeyComponents to Conquer the Deep,” Hart’s DeepwaterTechnology (Agosto de 2002): 37–38.

El sistema SenTREE 7 posee capacidad decierre, desconexión y control de pozo durante lalimpieza y prueba del mismo, y el sistema blo-quea el flujo del pozo y se puede remover enforma segura en tan sólo 15 segundos.20 Estesofisticado árbol de pruebas en aguas profundasse controló electrohidráulicamente con un umbi-lical pequeño y multifuncional sujetado a lacolumna de asentamiento. Durante la instalaciónde los componentes de terminación, el sistemade control SenTREE 7 permitió que la válvulaSCSSV y el equipo IWCS funcionaran antes deasentar el colgador de la tubería de producción.El sistema de control Commander para el controlsubmarino de pozos manejó y vigiló el árbol depruebas y la terminación durante el transcurso delas operaciones.

En la columna de asentamiento, se bajó unmandril de sello del tubo ascendente especialpara proteger los umbilicales cuando se cierra elempacador de derivación en caso de que el gasentrara en el tubo ascendente de perforación porencima del conjunto BOP. Se posicionó el man-dril de sello del tubo ascendente de modo tal deacomodar la circunstancial elevación de la

embarcación de perforación, el movimiento des-cendente causado por la pérdida del manteni-miento de la estación, y el destrabe deemergencia del sistema SenTREE 7.

Se circuló fluido de empacador dentro delpozo antes de asentar el empacador de produc-ción. El empacador de producción se anclóhidráulicamente después de que el colgador detubería fuera colocado, trabado y probado. Lasválvulas de aislamiento de fondo de pozo—dis-positivos FIV y AFIV—se abrieron aplicando unnúmero predeterminado de ciclos de presión enla tubería de producción. El dispositivo AFIV pro-vee control por zonas para la zona superior; eldispositivo FIV provee control de fluido confiableantes de bajar la sarta de producción.

Las válvulas de control de flujo fueron configu-radas para producir el intervalo inferior a los efec-tos de limpieza y evaluación. El gas y condensadoproducido se quemaron durante el período de con-traflujo, y se obtuvieron muestras de cada uno delos intervalos en la superficie. Los fluidos de esti-mulación recuperados fueron almacenados ya seapara quemarlos con el gas producido o para trans-portarlos a la costa para su posterior desecho.

Dado que se quiso prevenir la formación de hi-dratos y evitar el riesgo mecánico de bajar cablede acero, no se obtuvieron muestras de fluido defondo del pozo.

El intervalo superior se hizo fluir para la lim-pieza y evaluación de una manera similar. Unacorta prueba de los intervalos produciendo enconjunto confirmó que el equipo IWCS funcionócorrectamente. El pozo se cerró en la superficie;la válvula SCSSV se cerró, y el fluido en la tube-ría encima de la válvula SCSSV fue desplazadopor el metano. Se bajó el tapón corona del colga-dor de tubería con cable de acero, y la unidadSenTREE 7 se destrabó y extrajo del pozo.

Un tapón asentado con cable de adquisición deregistros fue pre-instalado en el sombrero internodel árbol en superficie, el cual se bajó luego en lasarta de trabajo utilizando una herramienta de ins-talación mecánica. La herramienta de instalaciónmecánica se opera cerrando el conjunto adecuadode sellos de tubería y aplicando presión sobre laslíneas de estrangulamiento o ahogo del pozo.

Finalmente, el fluido del pozo fue descargadoen el equipo de perforación para la prueba de pro-ducción y limpieza. Luego se aseguró el árbol conun tapón de colgador de tubería bajado con cablede adquisición de registros y sombrero interno deárbol. Se desconectaron el conjunto BOP, el tuboascendente, y el umbilical del sistema de controlde reparación e intervención, y se desplazó elequipo de perforación al próximo pozo en el pro-grama de terminación.

Al final de este proyecto, Marathon y todoslos proveedores de servicios del campo CamdenHills condujeron una larga evaluación, y todas laslecciones aprendidas e ideas de mejoras fueronasimiladas para perfeccionar las futuras opera-ciones de terminación. TotalFinaElf celebróreuniones similares con Schlumberger para revi-sar cada terminación del campo Aconcagua. Elequipo de perforación de actividad dual propor-cionó flexibilidad y permitió ahorrar muchos díasde tiempo de equipo porque la mesa rotativa dela popa se utilizó para pruebas de presión fuerade línea, preparación y arreglo de los componen-tes de la terminación, previo al uso de losmismos en las actividades desarrolladas en lamesa rotativa delantera.

Las terminaciones de pozos de los camposCanyon Express establecieron muchos récordspara proyectos en aguas profundas; algunos deellos ya fueron superados como sucede conrécords mundiales en cualquier ambiente diná-mico de operación. En el campo Camden Hills,por ejemplo, los récords incluyeron la mayor pro-fundidad de agua, 2197 m [7209 pies], para eldesarrollo del campo; un récord mundial de pro-fundidad al tiempo de colocar una válvula

44 Oilfield Review

Tem

pera

tura

Pres

ión

Tiempo

Las cuatro etapas principales del proceso de fraguado de una lechada de cemento

Enteramente líquido Gelificación temprana Hidratación Cemento fraguado

Presión hidrostáticaPeríodocrítico dehidratación

Presión de poro

CWSS–después de este punto,puede haber invasión de gas

Fraguado delcemento–nopuede haberinvasión de gas

> Invasión de fluido durante el fraguado del cemento. Las lechadas de cemento atraviesan cuatroetapas principales al progresar desde un estado enteramente líquido hasta uno sólido (centro). Latemperatura incrementa durante la tercera etapa, hidratación (arriba). Cuando la resistencia estáticade gel de la lechada alcanza un punto conocido como esfuerzo cortante crítico de la pared del pozo(CWSS, por sus siglas en inglés), el gas o el agua de la formación puede entrar a la lechada porque lapresión transmitida por la lechada es igual a la presión de poro de la formación (abajo). El CWSS estambién el punto de comienzo para el período crítico de hidratación (CHP, por sus siglas en inglés). Elfinal del CHP ocurre cuando la matriz del cemento es lo suficientemente impermeable para prevenirla migración de gas o fluido. Durante el CHP, la lechada es altamente vulnerable a la migración de gaso fluido. En consecuencia, un CHP corto es una de las características clave que una lechada decemento debe poseer cuando existen peligros de flujos someros de agua o gas.


subterránea de seguridad controlada desde lasuperficie a 3016 m [9894 pies] debajo del niveldel mar; los primeros tres fracturamientos yempaques apilados con cuatro dispositivos deaislamiento por zonas; y la movilización másrápida del sistema SenTREE 7; en sólo 25 minu-tos. Para mejorar la eficiencia de trasladar laembarcación Discoverer Spirit de una localiza-ción a otra, el conjunto BOP permaneciódesplegado debajo de la embarcación, a unos122 m [400 pies] sobre el lecho marino, aho-rrando millones de dólares en tiempo de equipoen comparación con el tiempo necesario para latotal recuperación del conjunto BOP, su traslado yre-despliegue.21 Éstas y otras marcas se alcanza-ron antes de lo programado y sin accidentes odaños por tiempo perdido, y logrando la limpiezadel pozo y productividad de las zonas conforme alo planificado inicialmente.

Tanto Marathon como TotalFinaElf son acree-dores del éxito del proyecto Canyon Express porel cuidado demostrado durante el planeamiento yla ejecución de las operaciones. Nada se des-cuidó; los miembros del equipo WIPT evaluaronaún hasta los más simples componentes de lossistemas de terminación avanzada para poderconfiar en sus decisiones. Los pozos se “termina-ron en papel” muchas veces antes de quecomenzaran las operaciones.

Avances en la cementación en aguas profundasEl aislamiento por zonas es una preocupaciónclave en aguas profundas, donde los flujos some-ros de agua o flujos de gas debajo del lechomarino pueden conducir a problemas de controldel pozo y a una serie de peligros relacionadosque le han costado cientos de millones de dóla-res estadounidenses a la industria de exploracióny producción (E&P).22 Los flujos someros de aguao gas tienden a ocurrir en áreas de rápida sedi-mentación, formaciones sobrepresurizadas y for-maciones débiles, condiciones típicas de todaslas provincias más importantes de aguas profun-das de interés para las compañías de E&P. Estospeligros se detectan fundamentalmentemediante el análisis de datos sísmicos y demediciones efectuadas durante la perforación,sin embargo, la creciente base de datos de lospozos en aguas profundas en regiones talescomo el Golfo de México, ha conducido a predic-ciones más confiables a medida que los datos depozos se han ido integrando con los mapas desísmica regionales.23

La pérdida de varios pozos en el campo Ursa,Golfo de México, en la década de 1990, hizo tomarconciencia e inspiró respeto por los peligros querepresentan los flujos someros de agua o gas.24

Como resultado, los operadores han modificadosus procedimientos de perforación y sistemas decementación. Se seleccionan las localizacionesde perforación y se planifican las trayectorias delos pozos para evitar los peligros de flujos some-ros. Si se esperan flujos someros, se incrementael espaciamiento entre pozos de desarrollo, por-que los derrumbes provenientes de un pozopodrían afectar los pozos vecinos. Los diseños detuberías de revestimiento para pozos en aguasprofundas ahora contemplan la posibilidad detener que instalar una tubería de revestimientodebajo de zonas de flujos someros de agua o gas,pese a que la instalación de tuberías de revesti-miento para contrarrestar los peligros de flujossomeros conduzca a incurrir en costos más altosen la construcción de pozos, y a utilizar diámetrosmás pequeños en las tuberías de revestimiento yde producción.

Los flujos someros de agua o gas afectan lossistemas de cementación de diferentes mane-ras.25 Primero, debido a que estos flujosgeneralmente ocurren a profundidades relativa-mente someras respecto de la línea del lodo osuperficie del lecho marino—152 a 762 m [500 a2500 pies]—y en formaciones débiles, no conso-lidadas, el sistema de cementación debe serespecialmente ligero de modo tal que las presio-nes ejercidas sean inferiores a la presión defracturamiento. El diseño de la lechada debe pro-veer control de la pérdida de fluido—de 50mL/30 min API o menos—para evitar modificar lareología o densidad de la lechada.26 Para reducirla posibilidad de que se formen canales de flui-

dos en el cemento, el diseño de la lechada debeminimizar la cantidad de agua libre y el asenta-miento de partículas en la lechada, un fenómenoconocido como sedimentación. El período críticode hidratación (CHP, por sus siglas en inglés)debe ser breve para prevenir que fluyan gas oagua en el cemento (página anterior y arriba).Finalmente, el cemento endurecido o fraguadodebería poseer baja permeabilidad para proveerun aislamiento por zonas efectivo y duradero.

20. Para obtener mayor información acerca del sistemaSenTREE 7, consulte: Christie et al, referencia 5.

21. Pallanich Hull J: “BOP-Deployed Move Saves Time,Money,” Offshore 62, no. 6 (Junio de 2002): 36.

22. Ostermeier RM, Pelletier JH, Winker CD, Nicholson JW,Rambow FH y Cowan KM: “Dealing with Shallow-WaterFlow in the Deepwater Gulf of Mexico,” artículo de laOTC 11972, presentado en la Conferencia de TecnologíaMarina de 2000, Houston, Texas, EUA, 1 al 4 de mayo de2000.

23. Para obtener mayor información acerca del uso dedatos sísmicos para predecir los riesgos de perforación,consulte: Alsos et al, referencia 4.

24. Eaton LF: “Drilling Through Deepwater Shallow WaterFlow Zones at Ursa,” artículo de las SPE/IADC 52780,presentado en la Conferencia de Perforación de lasSPE/IADC, Amsterdam, Holanda, 8 al 11 de marzo 1999.

25. Para obtener mayor información acerca de la cementa-ción en áreas de flujo someros, consulte: Stiles DA:“Successful Cementing in Areas Prone to ShallowSaltwater Flows in Deepwater Gulf of Mexico,” artículode la OTC 8305, presentado en la Conferencia deTecnología Marina, Houston, Texas, EUA, 5 al 8 de mayode 1997.

26. La pérdida de fluido es la fuga de la fase líquida delfluido de perforación, lechada o fluido de tratamiento quecontiene partículas sólidas en la matriz de la formación,medida en volumen por unidad de tiempo. La acumula-ción resultante de material sólido o revoque de filtraciónpuede resultar indeseable, como lo puede ser la penetra-ción de filtrado a través de la formación. Los aditivos paraprevenir las pérdidas de fluidos se utilizan para contro-lar el proceso y evitar el daño potencial del yacimiento.

Resi

sten

cia

de g

el, l

bf/1

00 p

ies2

Tiempo

Matriz impermeable

CWSS = 0.25 [ xgLxcos Pf] [Dh Dc] / L, donde:x = n

x = 1

= densidad del fluido

g = aceleración de la gravedad

L = largo de la columna

= ángulo de inclinación

Pf = presión de poro

Dh = diámetro del pozo

Dc = diámetro de latubería derevestimiento

n = número total de diferentes fluidos en

el espacio anular

x = se refiere a cada fluido en el espacio anular

CWSS

CHP

10,000

1000

100

10

1Tc Tf

> Aspectos críticos de las operaciones de cementación en áreas de flujos someros de agua y gas. ElCWSS para un espacio anular con fluido de perforación y cemento, descrito en la ecuación (arriba), esprincipalmente una función de los parámetros del pozo y es independiente de la mayoría de las propie-dades de la lechada, excepto de la densidad de la lechada. El CHP, que comienza a Tc y termina a Tf,refleja el desarrollo de la resistencia estática de gel, o cuán rápido se gelifica la lechada luego delcese del bombeo. Los operadores de aguas profundas buscan típicamente lechadas de cemento queminimizan el CHP, especialmente en áreas con flujos someros de agua o gas.

Al igual que otras tecnologías aplicadas enaguas profundas, la cementación de pozos haavanzado rápidamente, y ahora se hallan dispo-nibles múltiples soluciones para contrarrestar yaislar los flujos someros de agua o gas. En algu-nos proyectos de desarrollo en aguas profundas,se escogen cementos energizados para cementarformaciones débilmente consolidadas. Estas

lechadas incorporan nitrógeno u otro gas inerteen un sistema convencional de cemento Pórtlandpara reducir la densidad de la lechada. Esta téc-nica permite el ajuste de la densidad de lalechada en la localización del pozo, buen controlde pérdida de fluido y desarrollo satisfactorio dela resistencia a la compresión a bajas tempera-turas, pero los sistemas de cementación

energizados requieren equipo adicional, ademásdel gas apropiado. En áreas remotas, el costo ylos requisitos logísticos generalmente exigenotras opciones.27 Además, las lechadas energiza-das tienden a incrementar la permeabilidad delcemento fraguado, lo cual es indeseable para unaislamiento de largo plazo.

Otra opción, el cemento con yeso de fraguadorápido, también conocido como cemento arga-masa o cemento fraguado 60:40 que muestra unángulo recto en la carta del consistómetro, puedeser efectivo para las tuberías de revestimientofraguado en ambientes de baja temperatura. Sinembargo, este tipo de cemento se vuelve compli-cado y costoso a la hora de mezclar o bombear.28

La parte 60:40 del nombre se refiere al hecho queun saco de mezcla contiene 60% de yeso enpeso. El otro 40% es cemento Pórtland Clase C.La densidad de la lechada base de estos siste-mas es de 15.8 lbm/gal [1894 kg/m3], de modoque la lechada se debe energizar si se requiereuna densidad menor. El yeso se fragua rápida-mente, de modo que un aspecto clave deplanificar y ejecutar estas tareas consiste enretardar correctamente la lechada de manera queno fragüe antes o durante las operaciones debombeo (izquierda).

La ventaja clave del cemento con yeso es queel fraguado rápido previene la migración defluido dentro del cemento, pero esta ventaja traemuchas desventajas. La calidad del yeso es alta-mente variable, de modo que cada mezcla debeser rigurosamente probada antes de comenzar latarea. Además, la lechada es propensa a la con-taminación en tanques y equipos de bombeo, locual exige un trabajo extra para limpiar todos losequipos. Muchos operadores prefieren evitar uti-lizar múltiples sistemas de cementación porqueel espacio para almacenamiento y dispositivos enequipos de perforación de aguas profundas es limi-tado. Debido a que los cementos con yeso se usantípicamente para secciones someras de pozos enaguas profundas, se debe disponer de otro sistemade cementación para las secciones más profundas.

Una innovación reciente, la tecnología desoluciones de cementación en aguas profundasDeepCEM, ofrece un rendimiento similar a loscementos con yeso pero simplifica la logística.Los sistemas DeepCEM incorporan un disper-sante sin retardante y un acelerador de fraguadode cemento; éstos sirven para acortar el tiempode transición. Estos aditivos son convenientespara mezclar y bombear, y son compatibles concualquier cemento de pozo de petróleo o gas.También logran que las lechadas sean menossensibles a pequeñas variaciones en las condi-ciones del pozo o a concentraciones de aditivos.

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10,000

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Tc

Matrizimpermeable

CHP

TiempoTf

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sten

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500

1750

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750

250

0 50

Con acelerador de fraguadode cemento DeepCEM

Sin acelerador defraguado decemento DeepCEM

100 150 200 250 300 350 400Tiempo, min

0

CWSS

0.4gal/saco

0.2gal/saco 0.15

gal/saco

0.1gal/saco

0.05gal/saco

Tiempo de transición:Sin acelerador de fraguado de cemento DeepCEM = 161 minCon 0.2 galones de acelerador de fraguado DeepCEM por saco de cemento = 70 minCon 0.4 galones de acelerador de fraguado DeepCEM por saco de cemento = 47 min

Cemento clase HCon 0.5 galones del sistema de baja temperatura GASBLOK por saco de cementoCon 0.06 galones de dispersante no retardante DeepCEM por saco de cementoDensidad = 16.4 lbm/gal Temperatura = 65 ºFPresión = 400 lpc

> Optimización del tiempo de fraguado del cemento. El CHP se puede reducir sila lechada exhibe “un ángulo recto en la carta del consistómetro” mientras sedesarrolla la resistencia estática de gel. En este caso la resistencia se desa-rrolla tan pronto como cesa el bombeo (arriba). La expresión “ángulo recto enla carta del consistómetro” se refiere a la curvatura de casi 90º (línea azul) queexhibe la gráfica que vincula la resistencia de gel en función del tiempo. Sedesean curvas más abruptas de desarrollo de resistencia estática de gel por-que corresponden a CPHs más cortos. La resistencia de gel se puede modifi-car agregando aditivos, tales como los aditivos DeepCEM, una capacidadclave para cementar áreas propensas a flujos someros de agua y gas (abajo).


Las lechadas que incorporan la tecnologíaDeepCEM desarrollan resistencia de gel y resis-tencia a la compresión rápidamente, aún en lasbajas temperaturas típicas de ambientes deaguas profundas (derecha).

Cementación en aguas profundas en el Golfo de MéxicoEn las aguas profundas del Bloque 243 del áreadel Cañón del Mississippi, Golfo de México,TotalFinaElf está desarrollando su descubri-miento Matterhorn. El campo se halla a 858 m[2816 pies] debajo del agua y actualmente con-tiene nueve pozos que fueron perforados ycementados entre diciembre de 2001 y octubrede 2002; los pozos se terminarán utilizando unequipo de reparación durante el verano de 2003,y la producción fluirá a una pequeña plataformade cables tensados, también conocida comominiTLP.

En los pozos Matterhorn, TotalFinaElf espe-raba flujos someros de agua y temperaturas delecho marino de 4ºC [40ºF]. Los fluidos de perfo-ración, la remoción de lodos y los programas decementación de pozos fueron el tema de intensi-vos estudios de factibilidad antes de que lacompañía aprobara el desarrollo del campoMatterhorn, durante el proceso de licitaciones paraseleccionar a las compañías de servicios y tambiénantes de que comenzaran las operaciones.

Para mejorar la remoción del lodo,TotalFinaElf utilizó el simulador de Soluciones deIngeniería WELLCLEAN II para optimizar las velo-cidades de flujo y la cantidad de fluidosespaciadores, y seleccionó la familia de espacia-dores MUDPUSH para cementar.29

TotalFinaElf escogió un sistema de Cementode Pozo de Peso Liviano TXI que incorpora la tec-nología DeepCEM para las tuberías derevestimiento de superficie de 26 y 20 pulgadas.30

Se energizó la lechada de bombeo inicial para lastuberías de revestimiento de 20 pulgadas a fin decontrolar la presión hidrostática durante eltiempo de transición. El mismo sistema se utilizó,sin energizante, para las lechadas de cola.También se utilizó el sistema TXI con aditivosDeepCEM para las tuberías de revestimiento deproducción e intermedias, a los efectos de redu-cir los tiempos de transición y el tiempo deespera para el fraguado del cemento, una consi-deración clave dado que el costo de un equipo deperforación para aguas profundas era de US$250,000 por día.

La selección de un sistema de cementaciónsimple demostró ser un elemento clave para eléxito de las operaciones de cementación deTotalFinaElf. El equipo de perforación poseía sólo

dos tanques de cementación, de modo quehubiera sido poco práctico intentar utilizar másde un tipo de cemento. El almacenamiento demás de un tipo de mezcla de cemento tambiénpresenta dificultades cuando el espacio para alma-cenar es limitado. Además, la logística en la base

de tierra firme hubiera sido mucho más compli-cada, especialmente debido a que TotalFinaElfoptó por perforar los pozos de desarrollo en lotes:la cuadrilla de cementación en la localizaciónestaba realizando operaciones de cementaciónaproximadamente una vez cada tres días.

1400

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0 20 40 60 80 100Tiempo, min

0

Cemento Clase G y sistema DeepCEMSistema de ángulo recto en el consistómetroSistema DeepCRETE y DeepCEM

* Tiempo de transición13 min*

22 min*

12 min*

2000

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1600

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sten

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ión,

lpc

200

600

400

0 5 10 15 20 25Tiempo, horas

0

Cemento Clase G y sistema DeepCEMSistema energizado de ángulo recto en el consistómetroSistema DeepCRETE y DeepCEM

12.5 lbm/gal

15.8 lbm/gal

12.5 lbm/gal

> Desarrollo de la resistencia estática de gel (arriba) y desarrollo de la resis-tencia a la compresión de lechadas utilizadas para la cementación en aguasprofundas (abajo). El sistema DeepCRETE y DeepCEM (curvas verdes) fue uti-lizado en pozos en aguas profundas en Malasia.

27. Para obtener mayor información acerca de cementosenergizados y ultralivianos, consulte: Al Suwaidi A, HunC, Bustillos JL, Guillot D, Rondeau J, Vigneaux P, HelouH, Martínez Ramírez JA y Reséndiz Robles JL: “Ligerocomo una pluma, duro como una roca,” Oilfield Review13, no. 2 (Otoño de 2001): 2–15.

28. Mohammedi N, Ferri A y Piot B: “Deepwater WellsBenefit from Cold-Temperature Cements,” World Oil 222,no. 4 (Abril de 2001): 86, 88 y 91.

29. Para obtener mayor información acerca de la remocióndel lodo, consulte: Abbas R, Cunningham E, Munk T,Bjelland B, Chukwueke V, Ferri A, Garrison G, Hollies D,Labat C y Moussa O: “Soluciones de largo plazo para elaislamiento por zonas,” Oilfield Review 14, no. 3 (Otoñode 2002): 18–31.

30. Los cementos livianos TXI se fabrican con escoria decemento liviano de entresuelo y escoria de cementoPórtland, a fin de producir una mezcla con una densidadespecífica relativamente liviana. La molienda fina deesta mezcla presenta una mayor reactividad perorequiere más cantidad de agua mezclada que loscementos Pórtland comunes. Véase: Nelson EB, Baret J-F y Michaux M: “Cement Additives and Mechanisms ofAction,” en Nelson EB: Well Cementing. Sugar Land,Texas, EUA: Schlumberger Dowell (1990): 13-3.Para obtener mayor información acerca de cementosTXI, consulte: http://www.txi.com/

Una embarcación de abastecimiento simpleabastecía grandes volúmenes de fluidos de perfo-ración, incluyendo cemento, para las operacionesen ambientes de flujo somero de agua. Dehaberse escogido más de un sistema de cemen-tación, se hubiese incrementado el potencial deconfusión, tanto en la base de abastecimientocomo en el equipo de perforación.

TotalFinaElf se enfrentó a flujos someros deagua en cinco de los nueve pozos Matterhorn.Todas las operaciones de cementación se lleva-ron a cabo sin problemas, y sin requerircementaciones correctivas en las tuberías derevestimiento bajadas y cementadas en zonas deflujo somero. Las pruebas de fugas (LOTs, por sussiglas en inglés) para todas las tuberías de reves-timiento eran adecuadas, lo cual permitió aTotalFinaElf continuar perforando en formasegura y sin pérdidas de fluidos de perforación.

Para las operaciones de terminación de pozosa realizar durante el año 2003, TotalFinaElf plani-fica adquirir registros de cementación paraevaluar mejor la calidad de la adherencia delcemento y la efectividad del aislamiento porzonas. Por ahora, la compañía cree que los resul-tados de las pruebas LOTs y de las verificacionesefectuadas con el vehículo ROV para el flujo anu-lar en las cabezas de pozos indican que lasoperaciones de cementación son exitosas. Enconsecuencia, TotalFinaElf se propone utilizaruna tecnología de cementación similar para lospozos futuros.

48 Oilfield Review

Sistema DeepCRETEde 12 lbm/gal

Sistema Clase Gconvencional de 15.8 lbm/gal

Sistema liviano de 12 lbm/gal

Fracción sólida, %0 20 40 60 80

Permeabilidad, mD0 0.05 0.10 0.15 0.20

Resistencia a la compresión, lpc0 1000 1500500 25002000 3000 3500

Pérdida natural de fluido sin aditivo para pérdida de fluido, mL0 400200 600 800 1000

Sistema DeepCRETEde 12 lbm/gal

Sistema Clase G convencionalde 15.8 lbm/gal

Sistema livianode 12 lbm/gal

Sistema DeepCRETEde 13.5 lbm/gal

Sistema Clase G convencionalde 15.8 lbm/gal

Sistema livianode 13.5 lbm/gal

Sistema DeepCRETEde 13.5 lbm/gal

Sistema liviano debentonita de 13.5 lbm/gal

Sistema de silicato desodio de 13.5 lbm/gal

> Fracción sólida, permeabilidad, resistencia a la compresión y pérdida de fluido de lechadas utilizadas para cementaciones en aguas profundas.

31. Para obtener mayor información acerca de las aplica-ciones de la tecnología DeepCRETE, consulte: Piot B,Ferri A, Mananga S-P, Kalabare C y Viela D: “West AfricaDeepwater Wells Benefit from Low-TemperatureCements,” artículo de las SPE/IADC 67774, presentadoen la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC,Amsterdam, Holanda, 27 de febrero al 1 de marzo 2001.

32. El calor excesivo liberado a través de reacciones quími-cas del proceso de hidratación del cemento podríadisolver los hidratos depositados alrededor del pozo ydesestabilizar los sedimentos que estaban previamentecongelados en el lugar.

33. Los retornos de cemento constituyen una indicación dela calidad de la operación de cementación y la únicaindicación de pérdidas de fluidos durante una operaciónde cementación. Si se observan retornos y las presionesde bombeo se mantienen dentro del rango esperadodurante la operación, entonces, no se esperan proble-mas. Si no se observan retornos, o sólo se observanretornos parciales, entonces, existieron pérdidas de flui-dos durante la operación. En este caso, el tope delcemento no será tan alto como se había planeado ypueden ser necesarias operaciones de cementación deremediación.

34. Para obtener mayor información acerca del proyectoMarco Polo, consulte: Watson P, Kolstad E, BorstmayerR, Pope T y Reseigh A: “An Innovative Approach toDevelopment Drilling in the Deepwater Gulf of Mexico,”artículo de las SPE/IADC 79809, presentado en laConferencia de Perforación de las SPE/IADC,Amsterdam, Holanda, 19 al 21 de febrero de 2003.Para obtener mayor información acerca de la tecnologíaFlexSTONE, consulte: Abbas et al, referencia 29.


Actualmente se halla disponible una tecnolo-gía adicional de cementación en aguas profundaspara satisfacer las necesidades de un fraguadorápido y prevenir la migración de gas en ambien-tes fríos y de aguas profundas. Para contrarrestarlos flujos someros de agua o gas y las bajas tem-peraturas, actualmente se utiliza la tecnología desoluciones de cementación en aguas profundasDeepCRETE, que incluye un diseño especial parala distribución del tamaño de las partículas. Estatecnología, además, no requiere equipos o perso-nal de trabajo especiales.31 Los sistemasDeepCRETE, que se pueden formular con densi-dades de entre 8.0 y 13.5 lbm/gal [959 a 1619kg/m3], incorporan la tecnología DeepCEM. Ladistribución del tamaño de las partículas facilitael bombeo de la lechada, mejora las propiedadesde fraguado del cemento tales como permeabili-dad y durabilidad, y requiere concentracionesmás bajas de aditivos para evitar la migración delgas, que lo que requieren las lechadas comunes(página anterior). Los sistemas DeepCRETEposeen un calor de hidratación más bajo que loscementos Pórtland comunes, lo cual reduce elriesgo de cementación en áreas con formaciónde hidratos de gas.32 El rango de ajustes posiblesde la densidad en la localización del pozo es máslimitado que para los cementos energizados,pero esta limitación se ve compensada por otrasventajas tales como el rápido tiempo de transi-ción, la baja pérdida de fluidos y la bajapermeabilidad del cemento fraguado.

Anadarko Petroleum ha desarrollado una acti-vidad intensa en las aguas profundas del Golfode México durante muchos años, con aproxima-damente 30 pozos perforados hasta el año 2002.Si bien sus operaciones de cementación que uti-lizaban cementos energizados eran exitosas,Anadarko buscaba alternativas más simples, másseguras y menos costosas. Los sistemas decemento energizado requieren equipos y perso-nal de trabajo adicionales, y el uso de fluidosenergizados—tales como el cemento gasifi-cado—plantea cuestiones de seguridad y demanejo de los riesgos que muchos operadoresluchan por evitar.

Anadarko—el primer operador en el Golfo deMéxico en aplicar esta tecnología—optó por utili-zar lechadas DeepCRETE, luego de observarresultados de pruebas de laboratorio respecto deldesarrollo de resistencia de gel de las lechadas.Las lechadas bombeadas en áreas propensas aflujos someros de agua o gas necesitan desarrollarresistencia de gel rápidamente. Las lechadasDeepCRETE fueron utilizadas para cementar lastuberías de revestimiento de superficie en un pozo

exploratorio de aguas profundas en el área delCañón del Mississippi (abajo). Las operaciones demezclado y bombeo se cumplieron acorde con elplan. En el proyecto de desarrollo Marco Polo en elárea Green Canyon, también operada porAnadarko, se cementaron tuberías de revesti-miento de 20 pulgadas con lechadas DeepCRETE.

Las herramientas de adquisición de registrosno pueden medir la calidad del cemento en sec-ciones de pozos de gran diámetro, de modo quelas operaciones de cementación en tuberías derevestimiento de superficie se evalúan de otrasmaneras. En estos pozos en aguas profundas,Anadarko observó que los retornos a la línea dellodo eran fáciles de observar utilizando un vehí-culo ROV.33 Los resultados de las pruebas LOTfueron mejor de lo esperado.

El uso de sistemas DeepCRETE significóimportantes ahorros financieros para Anadarko.La compañía ahorró cerca de US$ 200,000 en elpozo exploratorio al no poseer una cuadrilla detrabajo en espera para la operación de cementa-ción energizada, y que luego esa cuadrilla tuvieraque esperar para cementar la segunda tubería derevestimiento de superficie. Los pozos de desa-rrollo se cementaron en grupo, de modo que eltiempo de espera para una cuadrilla de cementa-ción energizada hubiese sido menor, con ahorrosestimados de aproximadamente US$ 100,000 porpozo. La perforación en el campo Marco Poloincorpora otras avanzadas tecnologías de cemen-tación, incluyendo lechadas de tecnologíaavanzada de cemento flexible FlexSTONE paratuberías de revestimiento de producción.34

Diagrama de pozo del campo Marco Polo Diagrama de pozo del proyecto del Cañón del Mississippi

4681 pies MD

6987 pies MD

7649 pies MD

8763 pies MD

10,391 pies MD

Tubería de revestimientode 36 pulgadas


Tubería de revestimientode 133⁄8 pulgadas





Tope de la tubería cortade 16 pulgadas


TEXAS

LUISIANA

MISSISSIPPIALABAMA

FLORIDA

Go l f o

d e M é x i c o

Campo Marco Polo

Pozo exploratorio en elCañón del Mississippi

0 100 300 millas200

0 100 200 500 km400300

> Localizaciones del campo Marco Polo y del pozo exploratorio en el Cañón del Mississippi, en la zonamarina del Golfo de México, y diagramas esquemáticos de los pozos (arriba).

Cementación en aguas profundas en la zona marina de MalasiaEn la zona marina de Malasia, en el Mar del Sur deChina, la compañía Murphy Sabah Oil Co. Ltd. per-foró con éxito cinco pozos en aguas profundas en2002 (arriba).35 Todas las localizaciones de perfora-ción mostraban potencial para flujos someros deagua o gas, formación de hidratos de gas y forma-ciones débiles no consolidadas. A profundidadesde entre 1300 y 3000 m [4265 y 9843 pies], lastemperaturas del lecho marino eran de aproxima-damente 1.7ºC [35ºF]; se efectuaron simulacionescon la aplicación de computación para evaluacióny diseño de cementación CemCADE, a fin de eva-luar los efectos de la temperatura en la capacidadde bombeo de la lechada y en el desarrollo de laresistencia a la compresión.

Inicialmente, la compañía Murphy consideróutilizar sistemas de cementación energizada,pero la movilización del equipo y el personaladicionales para estas operaciones agregabacomplicaciones inaceptables. Finalmente, la com-pañía Murphy seleccionó un sistema decementación liviano optimizado para satisfacerlos requisitos rigurosos en términos de densidadde la lechada, resistencia a la compresión ylimitado tiempo de espera para el fraguado delcemento. El sistema DeepCRETE incorporó aditivosDeepCEM y aditivos para el control de la migra-ción del gas GASBLOK; el control de pérdida defluidos, la carencia total de agua libre, la falta desedimentación y el corto tiempo de transición con-tribuyeron al excelente desempeño de la lechada.36

El sistema exhibió un bajo calor de hidratación, unatributo clave en un área que se sabe es propensaa la formación de hidratos de gas.

Las tuberías de revestimiento de superficiepara los cuatro pozos se cementaron con éxito,con retornos completos observados durantetodas las tareas de cementación de las tuberíasde revestimiento de superficie. Las pruebas LOTsen la zapata de la tubería de revestimiento desuperficie también cumplieron con los requisitosdel operador; las pruebas LOTs eran adecuadaspara que la compañía Murphy perforara hasta laprofundidad planificada para el asentamiento dela siguiente tubería de revestimiento sin tenerque colocar ninguna tubería de revestimientointermedia por contingencias.

50 Oilfield Review

MALASIA

VIETNAMTAILANDIA

MALASIA

TAILANDIA

MYANMAR

CHINA

INDONESIA

Tubería derevestimiento de

20 pulgadashasta 2671.5 m

Tubería derevestimiento de

133⁄8 pulgadashasta 3028 m

Profundidadtotal 4210 m

Tubería de revestimientoestructural de 36 pulgadas

Agujero de 24 pulgadascementado hasta lalínea de lodo

Agujero de 20 pulgadas

Agujero de 121⁄4 pulgadas

SUMATRA

M a r d e l S u r d e C h i n a

0

0 200 400 600 km

300 400 millas200100Bloque KBloque H

KALIMANTAN

SARAWAK

SABAHBRUNEI

> Cementación en aguas profundas en un área marina de Malasia. La compañía Murphy Sabah Oil Co. Ltd. cementó pozos en el Bloque K en abril de 2002.Los pozos, en profundidades de agua de 1300 a 3000 m [4265 a 9843 pies], fueron emplazados en áreas propensas a experimentar flujos someros de agua ogas, formación de hidratos y formaciones débiles y no consolidadas. El diagrama esquemático (derecha), muestra las tuberías de revestimiento y la confi-guración de la cementación.


Cementación en aguas profundas en la zona marina de AngolaOtros sistemas de cementación avanzada seestán utilizando ventajosamente en pozos enaguas profundas. Las operaciones para los pozosen el campo Girasol, en la zona marina deAngola, constituyen un desafío. Descubierto porTotaFinalElf en 1996, el campo Girasol es undesarrollo de primerísimo nivel en aguas profun-das que comenzó produciendo petróleo hacia unainstalación flotante de producción, almacena-miento y descarga (FPSO, por sus siglas eninglés) en el año 2002 (arriba).37

Para el pozo Girasol 119, emplazado en elBloque 17, el operador quería asegurar un exce-lente aislamiento por zonas para el yacimientoB1 del Oligoceno, que sería fracturado y empa-cado con grava, y para el yacimientosobreyaciente B3, que no sería completado eneste pozo. El pozo se desviaba hasta 75º respectode la vertical y el agujero de 121⁄4 pulgadas man-tenía su diámetro, pese a que se presentaronalgunos agrandamientos localizados de 16 a 20

pulgadas de diámetro a través de las arcillasinterestratificadas del yacimiento B3. No existie-ron pérdidas de fluido de perforaciónsignificantes durante la circulación del pozo o labajada de la tubería de revestimiento.

La compañía requería una lechada de bajadensidad para permitir velocidades de desplaza-miento más altas y un correcto emplazamientodel cemento, así como una buena resistencia a lacompresión en el cemento fraguado para sopor-tar la operación de fracturamiento hidráulico.Utilizando el simulador WELLCLEAN II, los inge-nieros de cementación diseñaron una lechadaLiteCRETE y optimizaron las velocidades de des-plazamiento dentro de los límites de inclinacióndel pozo, colocación de los centralizadores y den-sidad de circulación equivalente de la lechada.La alta inclinación del pozo dificultó el flujo de lalechada alrededor de la tubería de revestimiento,particularmente en la parte superior de la zonaporque se utilizaron menos centralizadores paralimitar las fuerzas de arrastre mientras se bajabala tubería de revestimiento.

Las operaciones de cementación comenzaroncon el bombeo del espaciador MUDPUSH pararemover el lodo de perforación base aceite. Luegose bombeó una lechada LiteCRETE de 10.8 lbm/gal[1.3 g/cm3]. Durante las operaciones de cementa-ción, se optó por mezclar la lechada en lotes enlugar de mezclarla al vuelo para asegurar que lalechada contara con la densidad y calidad adecua-das durante toda la operación.

35. Para obtener mayor información acerca de la cementa-ción en aguas profundas de la compañía Murphy enMalasia, consulte: Schmidt D, Ong D y El Marsafawi Y:“Cementing Challenges in Ultra Deep Water, OffshoreSabah, Malaysia,” presentado en la ConferenciaInternacional de la OSEA, Singapur, 29 al 31 de octubrede 2002.

36. Las amplias pruebas realizadas en los laboratorios desoporte al cliente en Kuala Lumpur y Houston (CSLs, porsus siglas en inglés), garantizaron que la lechada y losaditivos cumplirían con las especificaciones del opera-dor. Para obtener mayor información acerca de losCSLs, consulte: Abbas et al, referencia 29.

37. Para obtener mayor información acerca del campoGirasol, consulte: Hart Publications: “Campo Girasol:Desplazamiento de la Frontera de las Aguas Profundas,”suplemento de Hart’s E&P, mayo de 2002.

ZAIRE

ANGOLA

NAMBIA

Bloque 17

ÁFRICA

0 400 millas

600 km0 400200

200

Línea de lodo

Tubería de revestimiento de5 pulgadas hasta 1394 m



Tubería de revestimiento de103⁄4 pulgadas hasta 1948 m



Desplazamiento horizontal (x 1000), m

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

(x 1

000)

, m

0.25

0.75

1.50

2.25

2.75

3.00

2.50

2.00

1.75

1.25

1.00

0.50

00 1.51.00.5

> Localización del campo Girasol, Bloque 17, en la zona marina de Angola, y un diagrama esquemáticopara el Pozo 119. El pozo se desvió hasta 75º respecto de la vertical (derecha).

TotalFinaElf utilizó el sistema marino de lanza-miento de tapón DeepSea EXPRES con un sistemade cabeza de cementación de doble tapón paraseparar los fluidos de perforación. La cabeza de cementación DeepSea EXPRESofrece mayor confiabilidad debido al diseño mássimple del tapón de cemento (arriba). Los taponesse liberan desde la herramienta submarina sin quehaya contacto físico entre los dardos y los tapo-nes, evitando así los problemas de sello entre eldardo y el tapón. Esta cabeza de cementaciónreduce el tiempo de equipo de perforación debidoa la liberación más eficiente y remota del dardo, ydebido a que las pruebas de presión de la tuberíade revestimiento se pueden combinar aplicando

golpes al tapón superior.38 Las compañías opera-doras están experimentando un mejoramiento enla calidad del trabajo por la mejor colocación delcemento, la falta de contaminación del fluido y lacarencia de espacio microanular. Esta cabeza decementación también permitió al operador probarla tubería de revestimiento inmediatamente des-pués de golpear el tapón de cemento porque elrango de presión operativo del lanzador de dardosde superficie alcanza 10,000 lpc [69 Mpa], lo cualexcede el límite de presión de los tapones y delequipo de flotación.

Las operaciones se desarrollaron sin proble-mas pese a que se presentaron problemaslogísticos menores, tales como la contaminación

de la mezcla antes de llegar al equipo de perfo-ración. Sin embargo, el registro del generador deImágenes UltraSónicas USI indicó excelente cali-dad de cemento en la zona crítica entre 3375 a3525 m [11,073 a 11,565 pies] de profundidadmedida (próxima página).

Tendencias hacia el futuroNuestra industria espera una actividad conside-rable en aguas profundas. Los descubrimientosen aguas profundas hasta la fecha han contri-buido aproximadamente con 60 mil millones debarriles [9500 millones m3] de petróleo a lasreservas mundiales, sin embargo sólo alrededordel 25% de las reservas en aguas profundas hansido o están siendo desarrolladas; tal vez tansólo un 5% haya sido producido.39 Durante eltiempo relativamente corto que las compañías depetróleo y gas han explorado y producido enaguas profundas, el éxito en las exploraciones eneste ambiente ha trepado de cerca del 10% amás del 30% en todo el mundo.40 Este ascen-dente índice de éxito llega en tiempos críticoscuando la industria se enfrenta con una demandacreciente de energía.

Aún queda mucho trabajo que hacer en mate-ria de caracterización de yacimientos enambientes de aguas profundas. Muchos yaci-mientos en aguas profundas terminan siendomás complicados de lo inicialmente pensado, locual no sorprende dado que las primeras inter-pretaciones se realizan sobre la base de datosestáticos, relativamente limitados y provenientesde levantamientos sísmicos, posiblemente regis-tros de uno o más pozos de exploración y,raramente núcleos. Los datos dinámicos, inclu-yendo levantamientos sísmicos repetidosdestinados a aplicar la técnica de lapsos detiempo, mediciones provenientes de medidoresinstalados en forma permanente y datos de pro-ducción, están contribuyendo en gran medida acomprender los yacimientos en aguas profundasy su producción. Los datos de yacimientos análo-gos, ya sea en afloramientos o en el subsuelo,también guían las interpretaciones de yacimien-tos (véase “Manifestaciones someras: su utilidaden la exploración profunda,” página 2).

La complejidad inesperada de yacimientos enaguas profundas generalmente conduce a cam-bios en el número o emplazamiento de los pozospara optimizar la recuperación de hidrocarburos.Sin embargo, para los operadores son de mayorpreocupación los desafortunados casos de dise-ños de instalaciones que resultan inadecuadaspara manejar la producción de los campos. Unmejor entendimiento de los yacimientos enaguas profundas debería conducir a modelos deproducción más precisos y a instalaciones de

52 Oilfield Review

Conexión de tubería derevestimiento y colgadorEspaciador o lechada

Camisa deslizante

Resorte

Orificio

Primer dardo

Sujetador de dardo

Vástago

Fluido de perforación

Amortiguador hidráulico

Aceite hidráulico

Tubería de revestimientosiendo cementada

Pernos de corte

Canasta del tapón

Tapón superior

Espaciadoresde tapón

Tapón inferiorsiendo liberado

Conexión alsistema topdriveElevador

Accesorio deelevación

Unión giratoria de admisión de fluido

Orificio de admisión de alta presión de 2 pulgadas

Espaciadoro lechada

Segundo dardo

Motor hidráulico

Cuerpo de la válvula rotativa

Sujetador de dardo

Abertura tipo riñón

Primer dardosiendo lanzado

Conexión de lacolumna deperforación

Fluido deperforación

> Equipo mejorado para cementación en aguas profundas. La herramienta submarina (izquierda) sos-tiene los tapones de cementación de la tubería de revestimiento hasta que éstos son liberados por losdardos bombeados desde un lanzador de dardos de superficie (derecha). Los tapones de cementaciónseparan la lechada de cementación de otros fluidos, reduciendo la contaminación y manteniendo laspropiedades y el desempeño predecibles de la lechada. El tapón inferior se lanza previo a la lechadade cemento para minimizar la contaminación de los fluidos de perforación dentro de la tubería de re-vestimiento antes de comenzar la cementación. El aumento de la presión de bombeo rompe un dia-fragma en el cuerpo del tapón para permitir el paso de la lechada luego de que un tapón alcanza elcollar de asentamiento. El tapón superior posee un cuerpo sólido que proporciona una indicación po-sitiva de contacto con el collar de asentamiento y el tapón inferior a través de un aumento en la pre-sión de bombeo.


producción correctamente dimensionadas al ini-cio del desarrollo de un campo.

Los yacimientos turbidíticos están exigiendomayor atención por parte de los geocientíficos,quienes prestan particular atención a ciertosaspectos tales como la calidad y continuidad delyacimiento, así como a los mecanismos deempuje.41 Además de establecer modelos análo-gos confiables para descubrimientos turbidíticosfuturos, los geocientíficos de aguas profundasestán compilando lecciones aprendidas acercade la adquisición de datos y de compartir conoci-

mientos a lo largo de la vida de yacimientos enaguas profundas. Naturalmente, la adquisición yel análisis de datos presupone una colaboraciónentre las diversas disciplinas.

La mayoría de los desarrollos en aguas pro-fundas demandan una importante cuota decooperación e innovación: ninguna compañíapuede “hacerlo sola.” El proyecto CanyonExpress y otros similares, establecen un nuevoestándar para la aplicación de tecnología enaguas profundas. La cooperación en aguas pro-fundas se extiende a otros grandes proyectos.

Por ejemplo, los participantes de la industria invi-taron al Servicio de Manejo de Minerales deEUA, a los Guardacostas de EUA y a otras orga-nizaciones a compartir el consorcio DeepStar queexamina las cuestiones técnicas referentes a lasoperaciones en aguas profundas.42

El consorcio DeepStar ha estado trabajandodesde 1992 para mejorar la tecnología y las ope-raciones y a fin de incrementar la rentabilidad delos campos situados a más de 3048 m [10,000pies] de profundidad de agua. Este grupo tambiénestudia las cuestiones de seguridad y medioambiente asociadas con las operaciones enaguas profundas. Por ejemplo, el Equipo de Pre-vención de Derrames en Aguas Profundas haestudiado los efectos potenciales de reventones yderrames.43 Organizaciones como la fundaciónpara Investigaciones Científicas e Industriales delInstituto de Tecnología Noruego (SINTEF, por sussiglas en inglés) también están contribuyendopara que la industria avance en cuanto a confiabi-lidad y diseño de equipos.44

Además de nuevos sistemas de cementacióny equipos relacionados, las mejoras en otras tec-nologías facilitan la producción en aguasprofundas. El levantamiento artificial, el trans-porte de herramientas y el aseguramiento delflujo son áreas de investigación y desarrollo acti-vos para las compañías de servicios y de E&P.

La producción de campos en aguas profundassigue representando un enorme desafío, pero losesfuerzos de colaboración de las compañías deE&P y las agencias gubernamentales contribuyena simplificar la tarea. —GMG

38. La expresión “aplicando golpes al tapón” se refiere a unaumento en la presión de la bomba durante las opera-ciones de cementación, indicando que ha sido colocadoel tapón de cemento superior sobre el tapón inferior ocollar de asentamiento. El bombeo del tapón concluye laoperación de cementación.

39. Shirley, referencia 2.40. Shirley, referencia 2.41. Las turbiditas son depósitos sedimentarios formados

por corrientes turbidíticas en aguas profundas en labase del talud continental y en la llanura abismal. Paraobtener mayor información acerca de yacimientos tur-bidíticos, consulte: Weimer P, Slatt RM, Dromgoole P,Mowman M y Leonard M: “Developing and ManagingTurbidite Reservoirs: Case Histories and Experiences:Results of the 1998 EAGE/AAPG Research Conference,”AAPG Bulletin 84, no. 4 (Abril de 2000): 453–465.

42. Kallaur C: “The Deepwater Gulf of Mexico—LessonsLearned,” presentado en el Instituto de la ConferenciaInternacional del Petróleo sobre Exploración yProducción en Aguas Profundas, Londres, Inglaterra, 22de febrero de 2001.

43. Para obtener mayor información acerca del Equipo dePrevención de Derrames en Aguas Profundas, consulte:Lane JS y LaBelle RP: “Meeting the Challenge ofPotential Deepwater Spills: Cooperative Research EffortBetween Industry and Government,” artículo de la SPE61114, presentado en la Conferencia Internacional de laSPE sobre Salud, Seguridad y Medio Ambiente en laExploración y Producción de Petróleo y Gas, Stavanger,Noruega, 26 al 28 de junio de 2000.

44. Para obtener mayor información acerca de SINTEF,conéctese a: http://www.sintef.no

0 pies/h 2000

-20 20

Velocidaddel cable

Localizador decollar de

tubería de revestimiento

Excentricidad

0 pulg. 0.5

0 dB 75

5 pulgadas 4

5 pulgadas 4

5 pulgadas 4

5 pulgadas 40 API 150

0.50001.50002.50003.50006.5000

Indicadoresde proceso

Rayos gamma

-500.0000-6.0000-5.6000-4.8000-4.4000-4.0000-3.6000-3.2000-2.8000-2.4000-2.0000-1.6000-1.2000-0.8000-0.4000 0.5000

-500.0000-0.0760-0.0680-0.0600-0.0520-0.0440-0.0360-0.0280-0.0200-0.0120-0.0040 0.0040 0.0120 0.0200 0.0280 0.0360 0.0440 0.0520 0.0600 0.0680 0.0760

-500.0000 0.2188 0.4375 0.6563 0.8750 1.0938 1.3125 1.5313 1.7500 1.9688 2.1875 2.4063 2.6250 2.8438 3.0625 3.2813 3.5000

-1000.0000-500.0000-999.9900 2.1000 2.2273 2.3545 2.4818 2.6091 2.7364 2.8636 2.9909 3.1182 3.2455 3.3727 3.5000

-500.0000-0.0760-0.0680-0.0600-0.0520-0.0440-0.0360-0.0280-0.0200-0.0120-0.0040 0.0040 0.0120 0.0200 0.0280 0.0360 0.0440 0.0520 0.0600 0.0680 0.0760

Amplituddel eco

Amplitudmáxima

0 dB 75

Amplitudmínima

0 dB 75

Amplitudpromedio

Mínimo deradio interno

Promedio deradio externo

Promedio de radio interno

Máximo deradio interno

5 pulgadas 4

5 pulgadas 4 0.1 pulgadas 0.6

0.1 pulgadas 0.6

0.1 pulgadas 0.6

5 pulgadas 4

5 pulgadas 4

Mínimo deradio interno

Promedio deradio externo

Promedio de radio interno

Radio internomenos promedio

Máximo deradio interno

Espesormáximo

Espesorpromedio

Espesormínimo

Espesormenos promedio

Impedanciaacústica bruta

Rotación dela imagen

0 Grados 360

Microdesadherencia

Líquido

Espaciomicroanular

de gas o seco

AdheridoMapa de cementocon clasificaciónde impedancia

3450

> Aislamiento por zonas de alta calidad en un pozo del campo Girasol. El registro del generador de Imá-genes UltraSónicas USI muestra excelente adherencia entre el cemento y la tubería de revestimientoentre los 3375 y 3525 m [11,073 a 11,565 pies] aproximadamente.

54 Oilfield Review

Válvulas de seguridad de fondode pozo listas para operar

James GarnerSugar Land, Texas, EUA

Kevin MartinBPAberdeen, Escocia

David McCalvinHouston, Texas

Dennis McDanielKerr-McGee Oil & Gas Corp.Houston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a Phillip Hodge, Houston, Texas.ScaleGard es una marca de Schlumberger. Teflón es unamarca registrada de E.I. DuPont de Nemours & Co. Inc.

Las válvulas de seguridad de fondo de pozo ofrecen máxima protección contra el flujo

descontrolado proveniente de pozos productores de petróleo y gas en caso de daño

catastrófico del equipo de cabeza de pozo. Su utilización en áreas marinas se encuentra

legislada en diversos lugares del mundo para proteger a las personas y el medio

ambiente. Las válvulas de seguridad han evolucionado, pasando de los relativamente

simples dispositivos de la década de 1940 a los complejos sistemas que hoy forman

parte integrante de las terminaciones de pozos marinos de todo el mundo.

Los sistemas de seguridad de fondo de pozo pro-veen cierre de emergencia a prueba de fallaspara detener el flujo de fluido de un pozo en casode daño o inoperabilidad de las válvulas desuperficie o de la cabeza de pozo. Las válvulas deseguridad resultan esenciales en los pozos mari-nos y en muchos pozos terrestres ubicados enambientes sensibles o en pozos que producengases peligrosos. El objetivo de su instalación esproteger a las personas, el medio ambiente, lasreservas de petróleo y las instalaciones de super-ficie. La instalación exitosa, la operación seguray la confiabilidad de los sistemas de válvulas deseguridad son elementos cruciales para eldesempeño eficaz y seguro de un pozo.

Siendo probablemente el componente másregulado de los pozos de petróleo y gas, el sis-tema de válvulas de seguridad debe satisfacerrigurosos requisitos técnicos, de calidad y opera-tivos. El examen minucioso de su diseño, fabrica-ción y funcionamiento por parte de losorganismos reguladores y de los operadoresexige que los fabricantes de válvulas apliquen unnivel de esmero y verificación superior al apli-cado a los equipos asociados de terminación depozos y control de flujo. Esto refleja el papel deci-sivo que desempeñan las válvulas de seguridad.

Los vientos y las olas del Huracán Lili azota-ron unas 800 instalaciones marinas, incluyendoplataformas y equipos de perforación, cuandouna tormenta Categoría 4 atravesó la regiónpetrolera del área marina de Luisiana, EUA, enseptiembre y octubre del año 2002. A pesar delos sostenidos vientos de 233 km/h [145millas/h], el Servicio de Administración de

Minerales (MMS, por sus siglas en inglés) de losEstados Unidos informó que la tormenta no habíaproducido víctimas fatales ni lesiones entre losoperarios de las plataformas marinas, ningúnincendio, ni incidente de contaminación impor-tante.1 Sólo había ocasionado daños sustancialesa seis plataformas y cuatro equipos de perfora-ción para exploración. Se reportaron nueve pérdi-das de petróleo, dos de las cuales superaban elbarril. Ninguno de estos derrames tenía relacióncon las seis plataformas severamente dañadas.

La prevención de accidentes es un aspectoimportante de la estrategia de seguridad delMMS. La ausencia de noticias significativasacerca de los derrames producidos durante estatormenta certifica el éxito de los protocolos deseguridad establecidos. Como parte del sistemade seguridad, las válvulas de seguridad de fondode pozo desempeñan un papel relativamentepoco glamoroso pero decisivo. Al funcionarcorrectamente cuando otros sistemas fallan,estas válvulas constituyen una protección defini-tiva frente al desastre que representa el flujodescontrolado de un pozo.

En principio, una válvula de seguridad es undispositivo sencillo. La mayor parte del tiempopermanece abierta para permitir el flujo de losfluidos producidos, pero en situaciones de emer-gencia se cierra automáticamente y detiene eseflujo. Para efectuar esta tarea se han utilizadodiseños técnicos sofisticados y desarrolladomateriales de última generación. El mecanismode cierre de la válvula debe actuar y hacerse her-mético luego de permanecer varios meses enposición de apertura y transcurridos unos años

1. Congdon B, Fagot C y Winbush D: “MMS PreliminaryReport Finds Most Facilities Withstood Hurricane Lili; 6Platforms Out of 800 with Severe Damage; MMS BuoyProvides Important Data.” Comunicado de prensa delServicio de Administración de Minerales de EUA (15 deoctubre de 2002).http://www.gomr.mms.gov/homepg/whatsnew/news-real/021016.html.El Servicio de Administración de Minerales es la agenciade EUA que controla el petróleo, el gas natural y otrosrecursos minerales de la plataforma continental externaestadounidense en aguas marinas federales.


después de su instalación. Procedimientos y tec-nologías especiales aplicados a la reapertura dela válvula después del cierre aseguran su confia-bilidad permanente.

Los pozos se perforan y terminan en condicio-nes diversas, de manera que para seleccionar einstalar la válvula de seguridad de fondo adecuada,es preciso realizar una revisión minuciosa delyacimiento, el pozo y las condiciones ambientales.

Este tipo de análisis debería tener en cuentaestos factores a lo largo de la vida esperada deuna terminación, o quizás, durante la vida pro-ductiva de un pozo. Los desarrollos de petróleo ygas en yacimientos de aguas profundas y de altapresión y alta temperatura (HPHT, por sus siglasen inglés), imponen desafíos tecnológicos adicio-nales en lo que respecta al diseño y a la instala-ción de las válvulas de seguridad.

En esos entornos, donde la intervención depozos resulta a la vez difícil y costosa—amenudo implica varios millones de dólares esta-dounidenses, sin contar la pérdida de produc-ción—la importancia de contar con un sistemade válvulas de seguridad confiable es aún mayor.Este artículo analiza la evolución, el diseño y lainstalación de las válvulas de seguridad de fondode pozo mediante la descripción de ejemplos deoperaciones llevadas a cabo en el Mar del Nortey el Golfo de México.

Los desastres impulsan el desarrolloEl primer dispositivo de seguridad para controlarel flujo proveniente del fondo del pozo se utilizóen aguas continentales de los Estados Unidos amediados de la década de 1940. Esta válvula deOtis Engineering se dejaba caer en el pozo ante la

inminencia de una tormenta y actuaba como vál-vula de retención aislando el flujo en caso de queel gasto (tasa, velocidad de flujo, caudal, rata)superara un valor predeterminado. Para recuperarla válvula había que desplegar una unidad conlínea de acero (línea de arrastre, slickline).

Esas primeras válvulas sólo se desplegabanen caso de necesidad, cuando se pronosticabauna tormenta. La utilización de las válvulas deseguridad de fondo de pozo era mínima hastaque en 1949 el estado de Luisiana aprobó una leyque exigía la colocación de un dispositivo de cie-rre automático debajo de la cabeza de pozo entodos los pozos productores ubicados en aguascontinentales de ese estado.

Lamentablemente, la mayoría de las catástro-fes se producen inesperadamente. Las instala-ciones de superficie, incluyendo las válvulas de

seguridad de superficie, pueden dañarse por elimpacto de tormentas o vehículos. Las embarca-ciones que arrastran anclas u otros dispositivospueden producir averías en las instalaciones ubi-cadas en el fondo de lechos lacustres o marinos.Incluso se han producido accidentes al derivarprovisoriamente los equipos de seguridad desuperficie durante el desarrollo de operacionesde adquisición de registros (perfilaje) e interven-ción de pozos.

La necesidad de contar con un tipo de válvulade seguridad nuevo y más confiable surgió a raízde los accidentes ocurridos en el Lago deMaracaibo, Venezuela, a mediados de la décadade 1950, donde los buques tanque que golpearonlas plataformas de perforación provocaron reven-tones en los pozos. Los productores querían unaválvula que protegiera el medio ambiente encaso de producirse daños severos en las instala-ciones de superficie, maximizando al mismotiempo la producción. El resultado fue el desarro-llo de una válvula normalmente cerrada contro-lada desde la superficie; esto significa que laválvula permanecía cerrada a menos que algúnmecanismo la mantuviera abierta. Este meca-nismo lo constituía la presión del fluido transmi-tida a la válvula a través de una línea detransmisión hidráulica instalada en la superficie.

Un reventón producido en 1969 en un pozodel Canal de Santa Bárbara frente a la costa deCalifornia, EUA, condujo a la sanción de las regu-laciones de 1974 que exigían la utilización de sis-temas de válvulas de seguridad de fondo de pozoen todas las plataformas e instalaciones marinassituadas en aguas federales de EUA. Las regula-ciones se basaban en requisitos y sugerenciasformulados por un grupo de estudio del InstitutoAmericano del Petróleo (API, por sus siglas eninglés), integrado por fabricantes y usuarios deválvulas de seguridad de fondo de pozo.2 El APIha publicado lineamientos clave para los diver-sos aspectos del diseño y la terminación depozos de petróleo y gas.

La Organización Internacional deNormalización (ISO, por sus siglas en inglés)revisó el trabajo del grupo de estudio del APIpara que satisficiera las necesidades globales.Estas normas ISO tienen amplia aplicación enproyectos marinos internacionales y en numero-sos desarrollos terrestres. En los Estados Unidos,el MMS asegura el cumplimiento de los requisi-tos de la legislación federal y estatal.Organismos gubernamentales similares, talescomo la Administración de Salud y Seguridad enel Reino Unido y la Dirección Noruega dePetróleo en Noruega, desempeñan esta funciónen sus respectivos países.

Las normas y recomendaciones desarrolladasa través de diversas contribuciones industrialeshan generado mayor concientización respecto dela seguridad y un mayor compromiso con la miti-gación del riesgo humano y ambiental. Esteaspecto se torna cada vez más relevante amedida que la industria busca explotar reservasde petróleo en condiciones operativas mucho másexigentes y severas y más sensibles desde elpunto de vista ambiental que las prevalecientesen 1974. Los desafíos que plantea una producciónde petróleo y gas segura en yacimientos de aguasprofundas y de alta presión y alta temperatura,llevan los esfuerzos de cooperación de la catego-ría de beneficiosos a la categoría de esenciales.

Operación de válvulas de seguridadLas válvulas de seguridad modernas son parteintegrante de los sistemas que protegen prácti-camente todas las instalaciones de producciónmarinas y un número creciente de instalacionesterrestres. Estos sistemas resguardan a las per-sonas y al medio ambiente y limitan el movi-miento no deseado de los fluidos producidoshacia la superficie. A modo de seguro contradesastres, estos sistemas deben permaneceresencialmente adormecidos durante largos perí-odos, pero han de entrar en funcionamientocuando se haga necesario. El desarrollo de lassofisticadas válvulas disponibles actualmenteevolucionó en etapas claramente definidas.

Las primeras válvulas de seguridad de fondode pozo se accionaban mediante un cambio en elrégimen de producción en el fondo del pozo. Esasválvulas tienen un tubo de flujo equipado con unestrangulador, que es un tubo corto y duro que res-tringe el flujo, creando una presión diferencialentre la parte superior y la parte inferior del tubo.El fluido de producción que circula por este orificiocrea una presión diferencial en el buje de estran-gulación; la presión sobre la cara inferior delestrangulador es más alta que la presión sobre lacara superior. Cuando la fuerza aplicada sobre lacara inferior supera a la combinación de la presiónejercida sobre la cara superior y la fuerza delresorte mecánico que mantiene abierta a la vál-vula, el tubo de flujo sube, y permite que la char-nela se articule en la corriente de flujo y se cierrecontra un asiento aislando el flujo. El gasto nece-sario para que se cierre la válvula puede prefijarsedurante la fabricación a través de la selección delresorte y del separador de resorte y mediante elajuste del diámetro del orificio del buje de estran-gulación (derecha).

Las válvulas de seguridad accionadas de estemodo generan una restricción en el pozo quepuede limitar la producción aunque estén abiertas.

Durante muchos años luego de la aparición delas válvulas de seguridad en la década de 1940,estuvo vigente en el mercado estadounidense elsistema de prorrateo, de modo que los gastos delos pozos eran menores que su máximo poten-cial.3 En ese momento, el obstáculo que repre-sentaba el diseño y la instalación de este tipo deválvula para la eficiencia de la producción no eraun aspecto importante.

56 Oilfield Review

FSFS

P2

P1

F2 F2

Charnela

Resorte de la válvula

F1 F1

Flujo

> Válvula de seguridad típica controlada desde elfondo del pozo. Las primeras válvulas de seguri-dad eran relativamente simples en lo que res-pecta a operación y generaban una restricciónimportante de la producción. La fuerza delresorte de la válvula, FS, actúa sobre el tubo deflujo para mantener la válvula a charnela normal-mente abierta. La presión por debajo de la res-tricción es P1 y por encima, P2. Estas presionesactúan sobre las caras expuestas del pistón, cre-ando una fuerza resultante F1 – F2 para cerrar laválvula. Cuando el fluido fluye en forma ascen-dente, la constricción produce una presión dife-rencial que aumenta la fuerza de cierre. Lafuerza del resorte está prefijada para un gasto(tasa, velocidad de flujo, caudal, rata) específico,de manera que cuando el gasto alcanza esevalor crítico, el pistón sube soltando la charnelapara que cierre y aísle el flujo de fluido.


Estas válvulas de seguridad accionadas o con-troladas desde el fondo del pozo tienen dos limi-taciones fundamentales. Dado que paraaccionarlas se requiere una variación significativaen el flujo o en la presión de fluido, pueden utili-zarse cuando la producción normal se limita a unnivel inferior a la capacidad máxima de un pozo.

Este nivel de accionamiento es ajustado y prede-terminado antes de instalar la válvula de seguri-dad en el pozo. Además, dado que se requiere uncambio importante en el gasto para accionar elmecanismo de aislamiento, la válvula no opera encondiciones de bajo gasto en las que el flujo defluido es inferior al nivel de producción prefijado.

Debido al cambio experimentado por los mer-cados energéticos en la década de 1970 y a lamayor demanda de producción, fue necesariodesarrollar un nuevo tipo de válvula. No obs-tante, cuando se maximiza la productividad de unpozo, puede resultar difícil o imposible tener sufi-ciente flujo adicional en el fondo del pozo paravencer la fuerza del resorte y cerrar una válvulade seguridad controlada desde el fondo. En estascondiciones, ya no es posible garantizar la ope-ración confiable de los equipos de tipo velocidadde flujo controlados desde el fondo del pozo.

El control de la operación de las válvulas deseguridad desde una estación de control desuperficie y la implementación de un cierre con-fiable, independientemente de las condicionesdel pozo, eran objetivos clave para los ingenierosde diseño. A comienzos de la década de 1960,Camco, ahora parte de Schlumberger, desarrollólos sistemas de válvulas de seguridad de fondode pozo controladas desde la superficie (SCSSV,por sus siglas en inglés) para satisfacer estasnecesidades (izquierda). Las mejoras introduci-das posteriormente en el diseño dieron comoresultado un perfil interno de válvula que causauna interrupción mínima del flujo de fluido dentrodel conducto de producción mientras la válvulaestá abierta.

FLFL

FSFS

FHFH

FU FU

Aldaba

Sello

Tubería deproducción

Tubería derevestimiento

Línea de control hidráulico

Sello

Resorte dela válvula

FlujoTubo de flujo

y pistón

Charnela

< Válvula de seguridad de fondo de pozo contro-lada desde la superficie (SCSSV, por sus siglasen inglés). El diseño más reciente de las válvulasSCSSV, corresponde a una válvula normalmentecerrada en la que la fuerza del resorte, FS, actúapara empujar el pistón hacia arriba y soltar lacharnela para cerrar la válvula. La presión decontrol transmitida desde la superficie a travésde una línea de control hidráulico actúa contra elresorte para mantener la válvula a charnelaabierta durante la producción. Este diseño depistón concéntrico, que ha sido reemplazado enmuchas válvulas modernas por un diseño de tipovástago pistón, tiene una zona en forma de anilloentre el pistón y el cuerpo de la válvula sobre laque actúa la presión hidráulica para generar lafuerza de apertura FH. La pequeña diferencia enlas secciones transversales de la pared del pis-tón entre la cara superior (U) y la cara inferior (L)del mismo agrega una pequeña fuerza ascen-dente adicional, FL – FU.

2. Las reglamentaciones utilizan las normas 14A y 14B del API.3. Un pozo prorrateado es aquél para el cual su régimen de

producción máximo está fijado por la ley.

La válvula SCSSV es operada a distanciamediante una línea de control que conectahidráulicamente la válvula de seguridad, hasta ya través de la cabeza de pozo, a un sistema decierre de emergencia con suministro de presiónhidráulica. El diseño es a prueba de fallas: seaplica presión hidráulica a través de la línea decontrol para mantener abierta la válvula durantela producción. Si se pierde la presión hidráulica,como podría suceder en una catástrofe, la vál-vula de seguridad se cierra automáticamente porla acción de un sistema interno de resortesmecánicos. Se trata de un diseño de válvula nor-malmente cerrada a prueba de fallas.

Con una válvula SCSSV, la activación ya nodepende de las condiciones de flujo en el fondo

del pozo. El control externo permite además pro-bar la válvula cuando se desea, lo cual constituyeuna mejora importante en un dispositivo quepuede tener años de instalación antes de ser uti-lizado para su función primordial.

Sistemas de cierre—Los primeros mecanis-mos de cierre de las válvulas de seguridad secaracterizaban por tener dos diseños principales:uno de válvula de bola (esférica) u otro de válvulaa charnela (arriba). El diseño de la válvula de bolaes una esfera—la bola—con un gran orificio quela atraviesa. Cuando este orificio está alineadocon la tubería de producción, el flujo circula sinimpedimentos. Si la bola se hace girar 90° seobtura el flujo. Las válvulas de bola son mecáni-camente más complejas de operar ya que el

movimiento lineal del mecanismo de control, quesuele ser un pistón, debe convertirse en movi-miento de rotación de la bola sobre el sello.Además, el mecanismo de la válvula de bola essensible al aumento de la fricción provocado porla presencia de suciedad o acumulaciones deincrustaciones o parafina.

El diseño de la válvula a charnela, promovidapor Camco a fines de la década de 1950, se haconvertido en el mecanismo de cierre más utili-zado en la industria, incluso para servicios seve-ros donde es esencial la confiabilidad a lo largode toda la vida productiva de un pozo. En esta vál-vula, la charnela actúa como una puerta. Un tubode flujo se mueve en una dirección empujando lacharnela para que se abra y permitiendo la circu-lación a través de la válvula. El retroceso del tubode flujo desde la charnela permite que un resortede torsión cierre la válvula y obture el flujo.

El mecanismo de la válvula a charnela esmenos susceptible al mal funcionamiento que unarreglo de válvula de bola y ofrece muchas venta-jas durante la operación. Es menos probable quelos detritos presentes en la corriente de flujo y laformación de sólidos a partir de incrustaciones yparafina impidan el cierre de una válvula a char-nela que el de una válvula de bola. Es más fácilque una válvula de bola se dañe si se cae unaherramienta operada a cable o se pierde cual-quier otro equipo en el pozo. A través de las vál-vulas a charnela se pueden bombear fluidos sindañar la superficie de obturación de la charnela.

La función fundamental de una válvula deseguridad de fondo de pozo es aislar y obturar elflujo cuando situaciones de emergencia exigen lainterrupción de la producción del pozo. El API haestablecido una tasa de pérdidas aceptable de0.14 m3/min [5 pc/min] para las válvulas de segu-ridad de fondo de pozo nuevas. Este valor se con-sidera suficiente para contener la presión delpozo. Las válvulas de Schlumberger son probadassegún un patrón más riguroso que el exigido porlas especificaciones del API. Una válvula debecerrarse contra 200 y 1200 lpc [1.4 y 8.3 MPa] y acualquiera de las dos presiones diferenciales deprueba no puede escapar más de una burbuja denitrógeno en 30 segundos.

Después del accionamiento—Luego de ocu-rrido un incidente que activa una válvula de segu-ridad, puede ser necesario bombear fluidosdensificados dentro del pozo para controlarlo omatarlo (ahogarlo). Las válvulas de seguridadgeneralmente se instalan por encima de la mayo-ría de los demás arreglos de fondo, de modo quese necesita un método para que los fluidos de

58 Oilfield Review

Válvula de bola

Válvula a charnela

> Rasgos clave de las válvulas de bola y a charnela. Una válvula de bolatiene una esfera atravesada por un orificio, que permite el paso del flujocuando el orificio está alineado con la tubería de producción. Si se hacegirar la bola 90°, la parte sólida de la bola queda en la corriente de flujo,deteniéndola (arriba). La válvula a charnela más común funciona como unabisagra con un resorte. Cuando el tubo de flujo está abajo, la charnela seabre, y cuando el tubo sube, la charnela se cierra (abajo).


control pasen a través de una válvula de seguri-dad cerrada. El aumento de presión generado porel bombeo de los fluidos de control de pozo abriráuna válvula a charnela y permitirá que los fluidosatraviesen fácilmente el arreglo de la válvula deseguridad. Una vez que los fluidos de control delpozo están en su lugar, el resorte de torsión de laválvula a charnela volverá a cerrar la válvula.

Cuando se requiera poner el pozo en produc-ción nuevamente, deberá reabrirse la válvula deseguridad. La presión positiva que actúa desdeabajo mantiene cerrada la válvula de fondo depozo. En los primeros y más elementales diseños,la presión en la tubería de bombeo se aplicabadesde la superficie para abrir la válvula, pero laaplicación de la presión requerida puede resultardificultosa o impracticable por falta de disponibi-lidad de equipos o debido a restricciones detiempo y costo.

Las válvulas de seguridad de tipo charnela hoyincluyen un mecanismo de accionamiento que lasabre utilizando una presión diferencial pequeñaque no daña el mecanismo de cierre. Las válvulasde ecualización automática emplean el mismomecanismo de accionamiento y también ofrecenun mecanismo para simplificar la presión de ecua-lización generada por encima y por debajo de lacharnela cerrada (derecha). Cuando la válvula deecualización automática está cerrada, queda unespacio entre el extremo inferior del tubo de flujoy la charnela. Un pequeño aumento en la presiónde la línea de control hace descender el tubo deflujo lo suficiente como para desalojar el dardo deecualización, el cual abre una pequeña trayectoriade flujo hacia la tubería de producción por debajode la charnela. La presión se ecualiza por encimay por debajo de la charnela permitiendo que la vál-vula se abra suavemente.

Los mecanismos de ecualización automáticaen los diseños de válvulas de bola requieren laaplicación de una presión hidráulica elevada quepuede dañar el complejo sistema de cierre,característico de este tipo de válvulas.

La desventaja potencial de los sistemas deecualización de presión es que cualquier meca-nismo o trayectoria de fluido que evite el arreglode cierre presenta una trayectoria de pérdidaspotencial que puede contribuir a la falla o al malfuncionamiento de la válvula de seguridad. Estadesventaja potencial se minimiza todo lo posiblea través de diseños y métodos de fabricaciónrigurosos que imponen estrictas normas de exac-titud, confiabilidad y aseguramiento de la calidad.

En ciertas aplicaciones, la funcionalidad deun mecanismo de ecualización de presión internoconstituye un rasgo esencial de los diseños determinaciones de pozos. En ocasiones, puederesultar imposible ecualizar la presión frente auna válvula cerrada mediante el bombeo defluido en el pozo desde la superficie. Por ejemplo,en pozos aislados o remotos, bombear fluido den-tro del pozo cuando es necesario, puede ser difí-cil y costoso o quizás el equipo necesario no estédisponible de inmediato o implique un alto costode transporte hasta el lugar en cuestión. Para

estos pozos, se puede utilizar una válvula deecualización automática a fin de minimizar la pre-sión requerida en la superficie.

Generalmente se opta por minimizar el uso desistemas de ecualización automática durante eldiseño del pozo mediante la selección de aplica-ciones y procedimientos operativos que norequieran este tipo de válvulas.

Sistemas de transporte—Existen dos siste-mas característicos para la instalación y recupe-ración de válvulas de seguridad: tubería deproducción y línea de acero. El método elegido


Dardo

Charnela

> Mecanismo típico de ecualización automáticade las válvulas de seguridad. Un sistema deecualización automática—fabricado con mate-riales resistentes a la erosión—está diseñadopara operar a prueba de fallas con una interrup-ción mínima de la integridad general y de la con-fiabilidad operativa de la válvula de seguridad.Cuando la charnela se cierra, como se muestraen el diagrama de la herramienta y en el recua-dro (izquierda), el dardo (en rojo) descansa en un asiento y el tubo de flujo (en color tostado) se encuentra levemente por encima del sello dela charnela. Un pequeño aumento de la presiónde control hace descender levemente el tubo deflujo y abre una trayectoria de flujo alrededor deldardo (centro). Cuando las presiones existentespor encima y por debajo de la charnela se ecua-lizan, el tubo de flujo desciende para abrir total-mente la válvula a charnela y el dardo se intro-duce en otro sello (derecha).

para una aplicación de fondo de pozo incide en lageometría de las válvulas y en su efecto sobre elflujo de fluido proveniente del pozo (abajo).

Las válvulas de seguridad que se instalan yrecuperan con tubería de producción están dise-ñadas para formar parte integrante de la sarta deproducción y se instalan durante la terminacióndel pozo con los tubulares y otros equipos defondo de pozo. Para las válvulas controladas desdela superficie, la línea de control hidráulico que va ala superficie se adosa directamente a la válvula deseguridad y se fija a la sarta de producción cuandoésta se baja en el pozo. El beneficio más impor-tante de las válvulas recuperables con tubería deproducción es que no se obstaculiza la produc-ción; el diámetro interno de las válvulas de segu-ridad es en esencia equivalente al de la tuberíade producción. El diámetro interior completo per-mite además el acceso al pozo debajo de la válvulacon herramientas e instrumentos para el control deflujo, la vigilancia rutinaria o los servicios al pozo.

Un arreglo de la válvula de seguridad que seopera y recupera con línea de acero se coloca enel pozo después de instalar la sarta de produc-ción y el equipo de cabeza de pozo de superficie.Este arreglo se asienta y se traba en un niple deasentamiento especial colocado en la sarta deproducción a la profundidad de colocación dese-ada, ya sea como componente de la sarta de pro-ducción o como elemento integrante del diseñode una válvula de seguridad transportada contubería de producción. El niple de asentamientotiene una línea de control que se extiende hastala superficie a fin de aplicar la presión hidráulicanecesaria para operar la válvula.

En la mayoría de los casos, las válvulas recu-perables con línea de acero son más fáciles ymenos costosas de extraer del pozo para su man-tenimiento o inspección que los diseños recupe-rables con tubería de producción. Casi todas lasválvulas recuperables con tubería de producciónhan sido diseñadas para utilizar válvulas recupe-rables con línea de acero como sistema secunda-rio; si el primer tipo de válvula funciona mal, sepuede instalar la válvula recuperable con líneade acero hasta la siguiente reparación progra-mada que requiera la extracción de la tubería deproducción. En un pequeño porcentaje de termi-naciones, se utiliza un sistema de válvulas ope-radas con línea de acero como válvula deseguridad primaria.

Una válvula SCSSV recuperable con línea deacero debe tener una conexión de presión con lalínea de control hidráulica que parte de la super-ficie. El niple de asentamiento tiene dos superfi-cies pulidas a ambos lados de un orificiohidráulico. Los elementos de obturación de laparte externa de la válvula recuperable con línea

de acero se acoplan a estos diámetros internospulidos en el niple. Una vez que una válvula setraba en su lugar, los sellos contienen la presiónhidráulica y la separan de los fluidos del pozo.

Selección de materiales—En el entorno deun pozo, donde los fluidos pueden ser corrosivoso erosivos y pueden hacer precipitar incrustacio-nes y sólidos orgánicos, es difícil que los equiposde fondo mantengan un alto grado de disponibi-lidad y confiabilidad por mucho tiempo. Las pie-zas bañadas por el flujo, que están en contactocon los fluidos de producción, deben ser diseña-das para resistir la corrosión, la erosión y la for-mación de precipitados o sólidos.

Las superficies bañadas por el flujo de las vál-vulas de seguridad de fondo de pozo deSchlumberger pueden protegerse con un trata-miento superficial de revestimiento resistente aldepósito de incrustaciones ScaleGard. Se tratade un producto a base de teflón, con un aglome-rante mejorado, que se aplica a las superficiesmediante un proceso de pulverización y cocción.El revestimiento, de 0.0013 a 0.002 mm [0.00005a 0.00008 pulgadas] de espesor, no interfiere conla operación de los arreglos de equipos de termi-nación que tienen piezas móviles o de movi-miento alternativo y es levemente flexible. Untratamiento con ScaleGard imparte las mismaspropiedades excelentes de reducción de la fric-ción que las del teflón, incluso en condiciones delubricación deficientes.

Las incrustaciones, que comprenden diversassales inorgánicas que precipitan a partir de unasolución acuosa, resisten la adherencia a piezasrevestidas con ScaleGard ya que las superficies

de teflón resisten el humedecimiento con solucio-nes acuosas y orgánicas. Los revestimientos deScaleGard también tienen excelente resistencia alos productos químicos y al calor. La selección demateriales, el diseño de componentes y el reves-timiento de piezas bañadas por el flujo, contribu-yen a aumentar la eficacia y la confiabilidad delas válvulas de seguridad de fondo de pozo.

Integridad del sistema de válvulasEn el pasado, los sistemas de válvulas de seguri-dad funcionaban mal por fallas o problemas conlos componentes ajenos a la válvula SCSSV pro-piamente dicha. Para que los componentes de lospistones y las charnelas de estos dispositivosfuncionen correctamente, la línea de control, elfluido de control y los sistemas de control desuperficie también deben ser diseñados, fabrica-dos, instalados y mantenidos correctamente.

Una de las causas del mal funcionamiento delos sistemas de válvulas de seguridad ha sido lapresencia de pequeñas cantidades de detritos enel fluido de control hidráulico. La protecciónbásica frente a este riesgo que puede alterar laconfiabilidad consiste en proveer al personaloperativo los mecanismos y la capacitaciónnecesarios para aplicar estrictas normas de ope-ración y mantenimiento de los sistemas de vál-vulas de seguridad de fondo de pozo a lo largo detoda su vida útil. Los sistemas de filtración defluidos de control de Schlumberger que puedeninstalarse en los equipos de superficie y de fondode pozo para minimizar este riesgo aportan pro-tección adicional. Muchos de los diseños de vál-vulas de seguridad para aguas profundas incluyen

60 Oilfield Review

Panel de control de superficie


Acoplamiento de flujo

Sellos

Válvula de seguridadrecuperable con tubería

de producción

Niple de asentamientohidráulico

Acoplamiento de flujo

Válvula de seguridadrecuperable con líneade acero (slickline)

> Comparación entre los sistemas de válvulas de seguridad recuperables conlínea de acero y con tubería de producción. El sistema recuperable con líneade acero se caracteriza por estar trabado en un niple de asentamiento insta-lado en la columna de terminación y sellar ambos lados del orificio de la líneade control para aislar el fluido de control de los fluidos del pozo (izquierda). Elsistema recuperable con tubería de producción forma parte integrante de lacolumna de terminación (derecha). El diámetro interno de la válvula es similaral diámetro interno de la tubería de producción.


ahora este sistema de filtración como compo-nente integrante del resto del equipamiento paraasegurar la integridad operativa durante toda lavida útil de la instalación de un pozo.

El fluido de control de las válvulas de seguri-dad debe funcionar correctamente ante la expo-sición a una amplia gama de temperaturas ypresiones. Además debe mantener la viscosidad,la lubricidad y las condiciones generales queaseguran el funcionamiento permanentementesatisfactorio de las válvulas de seguridad. Eltiempo de cierre de una válvula de seguridad—el lapso transcurrido entre el inicio de la acciónen los controles de superficie y el cierre de la vál-vula—depende en gran medida del diseño y laprofundidad de colocación de la válvula de segu-ridad y de la viscosidad del fluido de control. Elfluido de control debe ajustarse a todas las con-diciones operativas previstas a fin de garantizarel desempeño óptimo de la válvula.

Históricamente, se han utilizado fluidos decontrol base aceite. Sin embargo, el diseño delos sistemas de control utilizados para los siste-mas de pozos modernos a menudo implica laliberación de la presión de control en el fondo delmar para reducir el tiempo de respuesta opera-tiva. Seguros desde el punto de vista ambiental,los fluidos de control base agua fueron desarro-llados para esta función y se caracterizan pormantener los requisitos de alto desempeño delos fluidos de control base aceite. Ahora existenfluidos sintéticos para casos en los que el

entorno operativo supera las capacidades de losfluidos base agua y base aceite en términos deproductos químicos y temperatura.

Las válvulas de seguridad siempre son some-tidas a pruebas funcionales de acuerdo con lasespecificaciones API en el momento de su fabri-cación; muchos organismos gubernamentalesregulan y exigen que se realicen esas pruebas.Dado que las sensibilidades operativas varíansegún el tipo de válvula, el modelo y el fabricante,se debe consultar el manual de operaciones quecorresponda para establecer los procedimientosoperativos y las restricciones aplicables a undiseño de válvula específico.

El diseño de los sistemas de válvulas de segu-ridad de avanzada debe contemplar la resoluciónde problemas de funcionamiento de manera depoder reanudar las operaciones de producción ala mayor brevedad posible. Muchos organismosreguladores prohíben la producción si no secuenta con un sistema de válvulas de seguridadfuncional. El pozo debe contar con herramientaspara contingencias, con modos de operación pre-parados para reanudar o continuar con las activi-dades de producción en forma segura hasta quese lleve a cabo la siguiente intervención o repa-ración programada importante. Por ejemplo, amodo de protección frente a contingencias, cier-tos sistemas de válvulas de seguridad recupera-bles con tubería de producción están diseñadospara quedar en posición de apertura y tieneninsertado un arreglo de válvulas de seguridad

recuperable con línea de acero para utilizar elmismo sistema de control, como se describióanteriormente. Si bien es posible que el arreglode válvulas secundarias restrinja en ciertamedida el flujo, la producción puede continuar almismo tiempo que se preserva la funcionalidadnecesaria para garantizar la seguridad del pozo.

El flujo turbulento puede ocasionar pérdidasde materiales desde las paredes de los tubularespor encima y por debajo de alguna restricción ocambio de perfil en los tubulares de producción,como puede suceder con las válvulas de seguri-dad. A menudo se instalan acoplamientos deflujo de paredes resistentes en la tubería, porencima y por debajo de los arreglos de válvulasde seguridad, para proteger la sarta de la erosiónen estos puntos. Siempre se recomienda, y enciertos casos las regulaciones exigen, el uso deacoplamientos de flujo con arreglos de válvulasde seguridad recuperables con línea de acerodebido a la mayor restricción y a la creciente tur-bulencia creados por el cambio en el perfilinterno de los conductos de flujo.

Optimización del flujo en forma seguraA menudo se utiliza un enfoque sistemático paraseleccionar los tubulares de producción y los com-ponentes de terminación para pozos productoresde petróleo y gas. Esto asegura que el desempeñoglobal de la sarta de terminación utilizada seacompatible con la productividad del yacimiento yque el conducto que comunica el yacimiento conlas instalaciones de superficie sea eficiente.

El diseño de las terminaciones apunta a mini-mizar los probables efectos de la corrosión y laerosión generados por los sólidos y los fluidosproducidos. Las condiciones de producción pue-den cambiar o superar el desempeño esperado,de manera tal que los regímenes de producciónde un pozo resulten superiores a los previstos. Enconsecuencia, los ingenieros de producción tie-nen dos opciones si desean utilizar la termina-ción existente: restringir la producción deacuerdo con las limitaciones del diseño de termi-nación original; o investigar cómo incrementarlos niveles de producción manteniendo al mismotiempo un factor de seguridad aceptable dentrode los límites del equipo instalado.

BP adoptó ésta última metodología para lospozos gasíferos del campo Bruce, ubicado en laporción septentrional del Mar del Norte (arriba). Eldesarrollo comenzó en 1992 y la primera produc-ción de petróleo y gas se obtuvo en 1993. Un estu-dio destinado a evaluar el impacto de los cambiosen la producción sobre la operación de las válvu-las de seguridad se concentró en los pozos sub-marinos terminados a fines de la década de 1990con tubería de producción de 51⁄2 pulgadas y vál-

Mandril de inyección de productos químicos a 11,435 pies

Válvula de seguridad defondo de pozo a 937 pies

Empacador de producción a 12,339 pies

Tubería de revestimiento corta(liner) y terminación inferior

Mandril de inyección de productos químicos a 11,571 pies

Aberdeen

St. Fergus

Islas Shetland

Islas Orkney

M a r d e lN

or t

e

REINOUNIDO

150 km750

100 millas500

Campo Bruce

> Campo Bruce, área marina de Aberdeen, Escocia. A la derecha se muestra un diseño de pozo delcampo Bruce. La válvula SCSSV está colocada a una profundidad somera; 937 pies [286 m]. Los man-driles de inyección de productos químicos están a mayor profundidad dentro del pozo.

vulas de seguridad Camco TRM-4PE, recupera-bles con tubería de producción. El diseño deestas válvulas incorporan sellos dinámicos noelastoméricos, hechos de teflón y que incluyenun fleje tensado y un anillo (O-ring), y un sistemade ecualización automática (abajo).

Las pruebas de pozo y los primeros datos deproducción indicaban una mecánica de rocassegún la cual la formación prospectiva del campoBruce era competente y tenía mínimo potencialde producción de arena. Las pautas operativas

recientemente revisadas, adoptadas por BP en elcampo Bruce, determinaban una velocidad defluido máxima de 230 pies/seg [70 m/s] para laproducción nominal de gas libre de sólidos (pro-ducción de arena inferior a 0.0016 g/m3 [0.1lbm/MMpc]). Sobre esta base, BP decidió elevarel límite de velocidad de producción para las con-diciones de producción de flujo multifásico (poli-fásico) libre de sólidos en las terminaciones delcampo Bruce. Sin embargo, el régimen de pro-ducción de muchos pozos se mantenía restrin-gido por el límite operativo de 110 pies/seg [34m/s] de las válvulas de seguridad instaladas.

Según estimaciones de BP, al elevar el límite develocidad de fluido de 110 a 230 pies/seg en lospozos del campo Bruce, la producción adicionalsería de 425,000 a 566,000 m3/d [15 a 20 MMpc/D]por cada pozo. La ejecución de una nueva termina-ción o la reparación del pozo para permitir esteincremento de la producción no se considerabancriterios viables, de modo que se realizó una re-evaluación de los límites impuestos sobre eldesempeño y la capacidad de las válvulas SCSSV.

A modo de rutina y como parte del proceso devalidación del diseño del producto, las válvulasde seguridad de fondo de pozo son sometidas apruebas operativas bajo condiciones de flujonatural—conocidas como pruebas de cierre ins-tantáneo (gas-slam)—utilizando especificacio-nes API e ISO. Estas pruebas estándar se llevana cabo a velocidades de flujo relativamentebajas; de unos décimos de pies por segundo.

Para velocidades de flujo de gas mayores, serequieren equipos especiales para realizar estaspruebas en las válvulas y supervisar su desem-peño. La restricción aplicada previamente porSchlumberger, de 110 pies/seg, para la operaciónde las válvulas de seguridad serie TRM-4PE seestableció utilizando estas pruebas de diseñoconvencionales.

Además se realizaron pruebas adicionales decierre instantáneo de válvulas de seguridad en elcentro de pruebas de BG Technology Limited, enBishop Auckland, Reino Unido, uno de los tresúnicos lugares del mundo capaces de llevar acabo estas pruebas de cierre instantáneo bajo

condiciones que reproducen lo mejor posible lascondiciones del campo Bruce.

El objetivo principal de estas pruebas eradeterminar si las válvulas de seguridad serieTRM-4PE podían utilizarse en forma segura yconfiable con regímenes de producción equiva-lentes a 230 pies/seg. Parte de este procesoestableció la velocidad de flujo de gas máximafrente a la cual se cerraría múltiples veces la vál-vula, manteniendo al mismo tiempo una opera-ción confiable y la capacidad de obturación conuna tasa de pérdidas aceptable; el valor admisi-ble de 5 pc/min establecido por el API. La opera-ción confiable se determina midiendo laspresiones operativas hidráulicas concordantes yconsistentes de la válvula. El procedimiento delas pruebas de cierre instantáneo y el instrumen-tal asociado fueron diseñados para vigilar enforma rutinaria el desempeño de los componen-tes clave de las válvulas de seguridad, inclu-yendo el mecanismo de charnela y asiento, elsistema hidráulico y el mecanismo de activaciónde la válvula de ecualización.

El cierre de las válvulas se verificó aplicandouna serie de flujos másicos diferentes, llevándosea cabo la inspección visual de los componentescríticos después de cada serie de pruebas. Laspruebas iniciales con velocidades de 110 pies/segse efectuaron primero para establecer un punto dereferencia para el desempeño operativo del sis-tema hidráulico y del mecanismo de cierre de laválvula. Luego se aplicaron aumentos gradualesdel flujo másico (abajo). Con posterioridad al cierreinicial y nuevamente, al cabo de cinco ciclos deapertura y cierre, se realizaron mediciones preci-sas de las pérdidas observadas.

El objetivo era probar con éxito la válvula deseguridad a una velocidad de 230 pies/seg.Alcanzado el objetivo, se aplicaron gastos adicio-nales, más agresivos, para establecer el límitedel actual diseño de válvula. Luego se aplicaronexitosamente pruebas de 122 m/s [400 pies/seg]para producir el cierre, pero el régimen de 107m/s [350 pies/seg] fue considerado como límitede operación confiable para los componentes dela válvula estándar en uso.

62 Oilfield Review

Línea de controlhidráulico


Charnela

> Arreglo de la válvula de seguridad TRM-4PEutilizado en el campo Bruce. La serie TRM, recu-perable con tubería de producción, tiene un dise-ño compacto y simple que se adecua a una am-plia gama de tipos de terminaciones. La cantidadde sellos y conexiones incorporados en el arreglode la válvula se minimiza para reducir el riesgode pérdidas.

Velocidadobjetivo,pies/seg

Presión aguas

arriba, lpc

Temperaturaaguas

arriba, °C

Gasto,Mpc/D

Velocidad medida, pies/seg

Gasto másico, lbm/seg

Tasa de pérdidas en el momento del

cierre, pc/min*

Tasa de pérdidas al cabo de 5 ciclos,

pc/min*

110

150

230

300

350

400

740

739

751

755

739

723

19

20

15

14

11

11

63.40

86.84

137.23

179.80

209.88

235.08

110

152

230

297

350

401

36.74

50.33

79.54

104.16

121.65

136.26 0.130

0

0

0

0

0

0.167

0.200

0.130

0

0

0

* La tasa de pérdidas admisible, establecida por el API es de 0.14 m3/min [5 pc/min]

> Resultados de la prueba de cierre instantáneo (slam test).


Como resultado de las pruebas realizadas enla válvula de seguridad y del estudio de ingenie-ría efectuado sobre el sistema de terminación, ellímite del régimen de producción para los pozosdel campo Bruce en los que resultaba aplicablepasó de 110 a 230 pies/seg. Este incremento seconcretó sabiendo que el desempeño del equipoestaba garantizado y que cualquier cuestión rela-cionada con la seguridad o la protección del pozohabía sido resuelta con éxito.

Al cabo de 12 meses, el beneficio adicionalen términos de régimen de producción de cadauno de los pozos del campo Bruce con producciónrestringida fue de 255,000 m3/d [9 MMpc/D] degas y 63.6 m3/d [400 B/D] de petróleo. Por otraparte, los resultados de las pruebas indican quepodrían considerarse aumentos de gastos paraterminaciones adicionales con instalaciones deválvulas SCSSV similares.

Consideraciones acerca de los sistemas de válvulasDesde la década de 1980, numerosas compañíasde petróleo y gas colaboraron en la ejecución deun importante estudio de confiabilidad de las vál-vulas SCSSV, que incluía datos de fabricantes deválvulas y compañías operadoras con participa-ciones en áreas marinas de Brasil, Dinamarca,los Países Bajos, Noruega y el Reino Unido. Elestudio, originalmente emprendido por laFundación para la Investigación Científica eIndustrial del Instituto Noruego de Tecnología(SINTEF, por sus siglas en inglés) y actualmente acargo de Wellmaster, es el mayor trabajo deinvestigación encarado hasta el momento sobrela experiencia operativa con este tipo de válvu-las. Las conclusiones del informe de la SINTEF de1989 incidieron en las válvulas de seguridaddesarrolladas desde entonces.4 Estas conclusio-nes incluyen los siguientes resultados:• Las válvulas de seguridad recuperables con

tubería de producción son más confiables quelas válvulas que se recuperan con línea de acero.

• Las válvulas a charnela son más confiables quelas válvulas de bola.

• Las válvulas no ecualizadoras son más confia-bles que las válvulas de ecualización automática.

• Debería considerarse la necesidad de realizarpruebas funcionales rutinarias para identificarproblemas frente al riesgo de imponer condicio-nes o causar daños durante la prueba, que afec-ten la operación o la confiabilidad de las válvulasde seguridad.

Los avances producidos en la ciencia de losmateriales y en el diseño de componentes, suma-dos al aseguramiento de excelente calidad queofrecen los materiales y la manufactura, conti-núan mejorando la confiabilidad de los sistemas

de válvulas de seguridad, satisfaciendo al mismotiempo los rigurosos requisitos de las pruebas decierre instantáneo y la necesidad de disponer degrandes dimensiones para el flujo en los diseñosde pozos modernos de gran productividad. En unestudio realizado por la SINTEF y Wellmaster, semuestra que el tiempo promedio antes de que seproduzcan fallas en las válvulas a charnela recu-perables con tubería de producción pasó de 14años en 1983 a más de 36 años en 1999; año enque se efectuó el estudio.5

Las influencias técnicas y económicas impul-san el desarrollo tecnológico de diferentes mane-ras. La aplicación de las actuales válvulas deseguridad de fondo de pozo se divide en trescategorías generales: convencionales, de altapresión y alta temperatura, y de aguas profundas.

Los sistemas de válvulas de seguridad con-vencionales se instalan en condiciones de pozopredecibles o conocidas y requieren poca o nin-guna ingeniería o material especial. Los operado-res pueden prever que estos pozosexperimentarán alguna intervención económica-mente viable durante su vida productiva, quesiempre es más breve que la de los pozos deavanzada para los cuales las intervenciones nose planifican o no son factibles. El impulsor clavepara la selección de componentes en una insta-lación convencional es la confiabilidad a un pre-cio económico.

Los diseños de terminaciones en entornos dealta presión y alta temperatura y en ambientes deaguas profundas responden a normas de confia-bilidad más rigurosas, en las que se hace hincapiéen una operación segura y eficiente que optimicela producción del yacimiento a lo largo de toda lavida productiva de un pozo. Estas aplicaciones másextremas exigen conceptos de diseño probados,que minimicen la cantidad de sellos y conexionespara reducir las trayectorias de pérdidas poten-ciales, y utilizan materiales que no se verán afec-tados por las condiciones previstas y las cargasaplicadas a lo largo de la vida útil de la válvula.

Las intervenciones son cada vez más costo-sas, aun cuando se planifiquen con anticipación.Los componentes de las terminaciones de pozosdeben durar cada vez más. Los costos, la comple-jidad y los riesgos que ocasionan las reparacio-nes o las intervenciones con línea de aceropueden resultar prohibitivos en los pozos subma-rinos. La ingeniería y las actividades relacionadascon el aseguramiento de la calidad para condi-ciones de diseño tan exigentes e interdependien-tes, requieren que las soluciones se formulencaso por caso o según el proyecto en cuestión.

Los ingenieros y diseñadores de equipos defondo de pozo trabajan bajo constante presiónpara extraer el máximo provecho de la geometría

del pozo disponible sin sacrificar la confiabilidad oel valor del sistema. El diámetro de la tubería derevestimiento depende en gran medida de lascondiciones de perforación, de modo que losingenieros responsables de diseñar los compo-nentes de la terminación, incluyendo las válvulasde seguridad, deben proveer la funcionalidaddeseada sin sacrificar el área de flujo disponibleen el conducto de producción. Los materiales dealta resistencia permiten reducir el espesor de lasparedes de los componentes, sin embargo, tam-bién se debe examinar la compatibilidad con cual-quier fluido de pozo potencialmente corrosivo.

De un modo similar, el diseño de válvulaspara instalaciones de alta presión y alta tem-peratura demanda una construcción más sólidaen lo que respecta a los componentes que so-portan cargas o presión. La selección de materia-les y el diseño de componentes de avanzada sonlas herramientas clave para la resolución de esteproblema. El innovador sistema de cierre concharnela curva es un ejemplo de cómo los in-genieros creativos que se especializan en diseñolograron aumentar el diámetro interno de lasválvulas de seguridad sin aumentar las dimensio-nes externas del arreglo de la válvula (arriba).

> Válvula de seguridad con charnela curva. Eldiseño curvo de la charnela admite un mayor diá-metro interno para el conducto de producción. Lasaletas de la charnela están perfiladas para ocuparun radio más pequeño que el que permitiría undiseño de charnela plana convencional. Estoofrece ventajas importantes cuando la geometríadel pozo o de la válvula de seguridad es crítica.

4. Molnes E, Holand P, Sundet I y Lindqvist B: “Reliability ofSurface Controlled Subsurface Safety Valves Phase III,Main Report,” Informe de la SINTEF STF F89030, SINTEF,Trondheim, Noruega (Octubre de 1989).

5. “Experience Databases,” Web site de Wellmaster, wellmas-ter.iku.sintef.no/expdb.htm, visto el 9 de diciembre de 2002.

Las válvulas de seguridad con charnelas curvasse ajustan al diámetro interno y externo de lastuberías de revestimiento de menor diámetromejor de lo que jamás se haya imaginado.

Colocación de válvulas a gran profundidadLa profundidad de colocación de una válvulaSCSSV se encuentra limitada por la superficiehidráulica útil necesaria para producir el cierrede la válvula. En la actualidad, prácticamentetodas las válvulas de seguridad de fondo de pozoson válvulas normalmente cerradas, que requie-ren una fuerza positiva para mantenerse abier-tas. Esa fuerza la suministra la presión de la línea

de control hidráulico que se extiende hasta lasuperficie; la presión hidrostática ejercida por elfluido de la línea hidráulica provee una fuerzaconstante que se aplica contra el mecanismo decierre de la válvula. En caso de pérdida en lalínea de control, la presión de control podríaaumentar si un fluido más denso proveniente delespacio anular de la tubería de producción se fil-tra dentro de la línea de control. Para aseguraruna operación a prueba de fallas, la presión decierre del mecanismo de resorte de una válvulade seguridad debe ser superior a la presiónpotencialmente aplicada en cualquiera de loscasos mencionados.

En 1978, Camco introdujo un sistema deaccionamiento de tipo vástago pistón que ha sidoadoptado por la industria para las válvulas recu-perables tanto con tubería de producción comocon cable (izquierda). La superficie hidráulica serestringe al área transversal de un vástago pistónpequeño que opera el tubo de flujo. Además dereducir en forma sustancial el efecto de la pre-sión hidrostática del fluido de control, los diáme-tros de los sellos son más pequeños, de modoque se requiere menos fuerza para superar lafricción de los sellos. Con la válvula de tipo vás-tago pistón es posible asentar las válvulas a másde 609 m [2000 pies] de profundidad vertical ver-dadera (TVD, por sus siglas en inglés). Con dise-ños aún más pequeños, las válvulas tipo vástagopistón pueden colocarse a profundidades de2438 m [8000 pies] TVD. Se han utilizado diver-sos mecanismos para superar esta restricción deprofundidad, incluyendo líneas equilibradoras ysistemas de resorte alojados dentro de cámarascon gas comprimido.

También se puede lograr mayor profundidadmediante la utilización de una cámara cargadacon nitrógeno como fuerza equilibradora, la cualactúa en conjunción con el resorte mecánico dela válvula. Esta carga se predetermina para quecompense la presión hidrostática que podríaexistir en el peor de los casos en la línea de con-trol hidráulico a la profundidad de instalación dela válvula, permitiendo así profundidades decolocación de más de 3658 m [12,000 pies] TVD.Recientemente se colocaron tres válvulas deseguridad TRC-DH a profundidades que oscilanentre 3062 y 3066 m [10,047 y 10,060 pies] en elGolfo de México, estableciendo un récord en laindustria.

También se requirieron cambios en el diseñode los sellos de las válvulas SCSSV para quesoportaran presiones y temperaturas de pozomás elevadas. Los materiales de obturación elas-toméricos pueden degradarse a altas temperatu-ras y en entornos químicos hostiles. Con eltiempo, se puede deteriorar la confiabilidad y laeficacia de las válvulas de seguridad que utilizanselladores elastoméricos. Camco desarrolló laprimera válvula de seguridad que reemplaza a lossellos elastoméricos por sistemas de sello metala metal.6 En los últimos años, esta tecnología secombinó con los sistemas de sello hechos deteflón y que incluyen un fleje tensado y un anillo,para satisfacer la creciente severidad de las apli-caciones de válvulas de seguridad.

La explotación de yacimientos en aguasprofundas depende de que se superen ciertosdesafíos técnicos que unos años atrás se consi-

64 Oilfield Review


Aldaba

Tubería deproducción

Tubería derevestimiento

Sello

VástagosCuerpo

Resorte dela válvula

Asiento dela válvula

Tubo de flujo

Charnela

Flujo

FU

FH FH

FS

FLFL

FS

FU

> Válvula SCSSV de tipo vástago pistón. En este diseño de válvula, la presiónde control hidráulico, FH, actúa sobre un arreglo tipo vástago pistón que reem-plaza a la mayor superficie hidráulica en forma de anillo del diseño de válvulade pistón concéntrico. La menor sección transversal de este diseño permiteutilizar resortes más pequeños, lo cual es importante para las válvulas coloca-das a gran profundidad.


deraban insalvables. Kerr-McGee Oil & Gas Corp.se centra en el desarrollo de áreas de producciónprincipales con gran potencial, tales como elambiente de frontera de aguas profundas, apli-cando un enfoque riguroso en términos de cos-tos, calidad y tecnología. Sus conocimientostécnicos y la rápida respuesta a oportunidades ydesafíos permiten a Kerr-McGee completar de-sarrollos y alcanzar la primera etapa de pro-ducción dentro de marcos temporales agresivos.

El desarrollo de los campos Nansen y Boomvang,puestos en operación en la primera mitad del año2002, sacó provecho de este enfoque (arriba).7

Ubicado en el Golfo de México, unos 217 km[135 millas] al sur de Galveston, Texas, EUA, elcampo Nansen yace a 1121 m [3678 pies] de pro-fundidad de agua. El campo se ha desarrolladomediante una combinación de pozos submarinoscon árbol de producción sumergido y pozos conárbol de producción seco en la plataforma (paramayor información acerca de árboles de produc-ción sumergidos y secos, véase “Buenas expecta-tivas para los pozos en aguas profundas,” página38). A estas profundidades de agua, se requiereun sistema de válvulas de seguridad para altasprofundidades equipados con resorte y nitrógenocomprimido. Con este sistema, la válvula de segu-

ridad también puede colocarse debajo del áreacrítica del pozo donde la formación de incrusta-ciones, parafina u otros depósitos similarespodrían afectar la operación o la confiabilidad delmecanismo de cierre de la válvula. El campovecino Boomvang fue desarrollado en forma para-lela utilizando tecnologías similares.

Kerr-McGee poseía una larga y exitosa tra-yectoria en la utilización de las válvulas de segu-ridad de fondo de pozo Camco, incluyendo laválvula de seguridad de gran profundidad serieTRC-DH recuperable con tubería de producción, yya había trabajado y adquirido experiencia conSchlumberger en proyectos anteriores. La com-pañía decidió que los ingenieros de Schlumbergerparticiparan en la planificación y el diseño determinación de pozos para el proyecto Nansen.

6. Blizzard WA: “Metallic Sealing Technology in DownholeCompletion Equipment,” Journal of PetroleumTechnology 42, no. 10 (Octubre de 1990): 1244–1247; yMorris AJ: “Elastomers Are Eliminated in High-PressureSurface-Controlled Subsurface Safety Valves,” SPEProduction Engineering 2, no. 2 (Mayo de 1987): 113–118.

7. Para obtener mayor información acerca del desarrollode los campos Nansen y Boomvang, consulte: “World’sFirst Truss Spars—Nansen & Boomvang,” Suplementode Hart’s E&P and Oil and Gas Investor (Otoño de 2002).

Campo Nansen

G o l f o d e M é x i c o

CampoBoomvang

EUA

Galveston, Texas

> Campo Nansen, Golfo de México. Las instalaciones del campo Nansen fueron construidas con una pértiga armada(truss spar), como se ilustra en la fotografía.

En el desarrollo del campo Nansen, la válvula deseguridad TRC-DH fue utilizada tanto para lospozos submarinos como para los pozos de la pla-taforma (izquierda).

La estrecha colaboración existente entre losingenieros de Kerr-McGee y Schlumberger permi-tió superar en forma eficaz los desafíos plantea-dos sin afectar la crítica línea de tiempo. Porejemplo, los proyectos ambiciosos normalmentenecesitan un tiempo considerable para la obten-ción de materiales, de modo que las necesidadesde materiales especiales o las especificacionesde equipos poco convencionales fueron definidascon la debida antelación. Esto incluía también laobtención de materiales para la fabricación de loscomponentes de las válvulas, ya que el diámetrorelativamente grande de los componentes de lasválvulas de seguridad requiere materiales cuyasdimensiones no siempre son fáciles de conseguir.

Los ingenieros de Kerr-McGee buscaban ras-gos redundantes y características de operaciónseguras. La serie de válvulas de seguridad TRC-DH fue desarrollada específicamente para estetipo de aplicación en aguas profundas. El diseñode la válvula tiene incorporado un sistema de con-trol operado por doble pistón que provee redun-dancia operativa total. El sistema de resorte y gascomprimido proporciona presiones sustancial-mente menores en las líneas de control a mayo-res profundidades de colocación en comparacióncon las proporcionadas por los sistemas de válvu-las convencionales. La presión de las líneas decontrol de superficie para las válvulas de resortey gas comprimido en el campo Nansen es inferiora 34.5 MPa [5000 lpc] en la superficie, frente a los68.9 MPa [10,000 lpc] que se necesitarían paralos sistemas de operación de las válvulas conven-cionales. La utilización de válvulas de esta seriecontribuye significativamente a optimizar la con-fiabilidad del sistema de control y del sistema deoperación y reduce los riesgos asociados con lossistemas hidráulicos de presión extrema.

Kerr-McGee seleccionó las válvulas de segu-ridad TRC-DH-10-F de 31⁄2 pulgadas, recuperablescon tubería de producción, para los tres pozossubmarinos del campo Nansen (próxima página).En los nueve pozos con árbol de producción secose utilizaron ocho válvulas de 31⁄2 pulgadas y unaválvula de 41⁄2 pulgadas. Se seleccionaron tresválvulas de 41⁄2 pulgadas de iguales característi-cas para las terminaciones críticas de pozos sub-marinos en el campo vecino Boomvang.

El diseño compacto de las válvulas de seguri-dad TRC-DH ofrece las dimensiones principalesde 5.750 pulgadas de diámetro externo (OD, porsus siglas en inglés) y 2.750 pulgadas de diáme-tro interno (ID, por sus siglas en inglés) para las

66 Oilfield Review

Sello de nariz

Línea decontrolhidráulico

Resorte dentrode una cámarade gascomprimido

Vástago pistón

Mecanismo deliberación delarreglo vástagopistón

Charnela

> Arreglo de la válvula de seguridad TRC-DH utilizado en el campo Nansen.Los pistones de operación dual permiten la redundancia operativa. Este arre-glo incluye un mecanismo de resorte alojado dentro de una cámara de gascomprimido y está diseñado para equilibrar el peso del fluido de la línea decontrol. Esto permite la aplicación de bajas presiones de control en la super-ficie. Esta válvula ha sido diseñada para aplicaciones de colocación a altasprofundidades y altas presiones. El tubo de flujo descansa sobre el sello denariz cuando la charnela está abierta. Este anillo de teflón que descansasobre el tope de un resorte impide que se acumulen detritos y sólidos en lazona de la charnela y el asiento.


válvulas de 31⁄2 pulgadas, y 7.437 pulgadas OD con3.688 pulgadas ID para las válvulas de 41⁄2 pulga-das. Casi todos los componentes para esta serie deválvulas de seguridad son maquinados con aceroinoxidable con 13% de cromo de alta resistencia,lo cual genera una presión de trabajo de 10,000lpc para ambos tamaños de válvula. El diseño delas válvulas tiene incorporado un sistema de sellode nariz en el tubo de flujo. Se trata de un anillode teflón que descansa sobre el tope de unresorte. Cuando se abre la válvula, la parte infe-rior del tubo de flujo desciende dentro del anillo deteflón, comprimiendo el resorte. Si bien esto no esun sello propiamente dicho, impide la acumulaciónde detritos y sólidos en la charnela y el asiento.

Conforme al diseño de terminación para todoslos pozos del campo Nansen, las válvulas de segu-ridad se colocaron a 2262 m [7425 pies] TVD. Aesta profundidad, las temperaturas eran lo sufi-cientemente elevadas como para que existiera unmínimo riesgo de que hidratos o sólidos precipita-dos impidieran la operación de las válvulas. Dadoque todas las válvulas se colocaron a la mismaprofundidad, se aplicó una presión común de gasa todas las válvulas durante la fabricación. Elhecho de que los diseños de las terminacionesfueran similares entre sí constituyó un factor clavepara la rentabilidad económica y la eliminación deproblemas de procedimiento con las característi-cas demoras que los mismos ocasionan.

Para acceder a estos pozos submarinos esnecesario un equipo de perforación de aguas pro-fundas, lo cual implica un proceso costoso y dila-torio de la producción que refuerza la necesidadde confiabilidad de las válvulas de seguridad. Lossistemas de operación dual incorporados en cadaválvula son sistemas de control independientes ytotalmente redundantes. Esto reduce considera-blemente el riesgo de tener que realizar una inter-vención o una reparación en caso de que hubieraun problema con el sistema de control hidráulicodentro del sistema de válvulas de seguridad defondo de pozo.

La adopción de un enfoque centrado en elmanejo del proyecto para la selección, fabricacióne instalación de la válvula de seguridad y los com-ponentes asociados con el sistema durante esteproyecto de pozos múltiples permitió incorporar deinmediato en el proceso de diseño las leccionesaprendidas para futuras instalaciones. Por ejem-plo, durante la ejecución del proyecto Nansen, seimplementaron cambios leves en las especificacio-nes de los materiales, en el diseño de productos yen los procedimientos de instalación porque las

primeras experiencias habían ayudado a identificaroportunidades para incorporar mejoras. Los cam-bios introducidos en el diseño de ingeniería y enlos procedimientos de manufactura permitieronmejorar el sistema de fijación de las líneas de con-trol, lo cual simplificó la instalación de las válvulasde seguridad. Este nivel de integración hace quelos proveedores y fabricantes compartan la res-ponsabilidad por los asuntos relativos a la seguri-dad y el medio ambiente, que constituyenindicadores de éxito clave para proyectos de laenvergadura del desarrollo del campo Nansen.

Hasta la fecha, Kerr-McGee y Schlumbergerhan instalado 10 válvulas de seguridad, que ope-ran en su totalidad conforme al diseño y sinfallas. El éxito y las lecciones aprendidas en loscampos Nansen y Boomvang, incluyendo losaspectos de los sistemas de válvulas de seguri-dad relacionados con la metalurgia, la fabrica-ción, el diseño, las operaciones y el personal,serán trasladados a otros desarrollos en aguasprofundas del Golfo de México.

Desafíos futurosLa tendencia hacia el desarrollo de yacimientosmás complejos continúa planteando desafíos a losdiseñadores de sistemas de válvulas de seguri-dad. Hoy, la explotación de reservas de petróleose lleva a cabo en aguas más profundas y en con-diciones de producción y operación más rigurosasque nunca. En estas condiciones más hostiles, laselección de materiales es un elemento críticopara aumentar la resistencia de los equipos a lacorrosión y a la degradación de los materialesdurante períodos de producción prolongados.

Con el desarrollo de válvulas de seguridad defondo de pozo que incorporen solenoides para suaccionamiento, podrían lograrse profundidadesde colocación prácticamente ilimitadas. Esto ali-viaría el problema de los aportes de presióngenerados por el peso del fluido alojado en lalínea de control o las pérdidas que se producenen esa línea.8

La necesidad de equipos compactos y toleran-cias técnicas ajustadas también plantea desafíosen términos de diseño e ingeniería para las válvu-las que operan en condiciones extremas. Se handesarrollado materiales de revestimiento y técni-cas de aplicación de avanzada, tales como elrevestimiento ScaleGard, para aumentar la resis-tencia a los depósitos superficiales en los compo-nentes de las válvulas seleccionados y bañadospor el flujo. Las mejoras introducidas reciente-mente en la tecnología de inyección de productosquímicos permiten el uso del revestimientoScaleGard dentro de la válvula de seguridad paraevitar la acumulación de contaminantes que aca-

rrea la producción y ayudar a asegurar la confia-bilidad del sistema de válvulas de seguridad.

Pronto serán necesarias válvulas de seguri-dad de mayor tamaño. En ciertas zonas, porejemplo en Noruega, la existencia de proyectosde terminación con sartas monodiámetro y tubu-lares de producción de gran diámetro, plantea lanecesidad de contar con sistemas de válvulas deseguridad de 95⁄8 pulgadas. Las fuerzas genera-das por la presión que actúa sobre superficies decomponentes tan grandes exceden significativa-mente a las soportadas por los equipos de dimen-siones convencionales y plantean importantesdesafíos adicionales a los ingenieros de diseño.

El éxito y la confiabilidad de las prestacionesdesarrolladas en el pasado constituyen la clavepara el desarrollo de las válvulas de seguridadinnovadoras del futuro. Cada vez es más común lautilización de equipos de control electrónico ensistemas de terminación avanzados (véase“Avances en materia de vigilancia de pozos yyacimientos,” página 14). Esta tecnología hademostrado su confiabilidad y funcionalidad a tra-vés de indicaciones del desempeño de la produc-ción en tiempo real. Equipos de última generaciónofrecen ahora estas ventajas en tiempo real a lossistemas de seguridad de fondo de pozo en situa-ciones que exigen, ante todo, una respuestarápida. Este componente crítico de los sistemasde seguridad requiere dedicación y experienciapara continuar con el desarrollo y garantizar laseguridad y la operación eficaz durante toda lavida productiva de un pozo. —MA/BA/GMG

8. Going WS y Pringle RE: “Safety Valve Technology for the1990s,” artículo de la SPE 18393, presentado en laConferencia Europea del Petróleo de la SPE, Londres,Inglaterra,16 al 19 de octubre de 1988.

Línea de lodo y cabeza de pozo a 3980 pies

Mandril de inyección de productosquímicos a 6462 pies

Mandril de inyección de productos químicos a 7377 pies

Válvula de seguridad de fondo de pozo a 7425 pies

Tubería de producción

Empacador de producción y sistemas de control de flujo a 10,600 pies

> Diagrama de pozo del campo Nansen. En elcampo Nansen, los mandriles de inyección deproductos químicos se encuentran colocadospor encima de la válvula SCSSV.

Mohamed Al-Asimi ingresó en Occidental PetroleumCorporation de Omán en febrero de 2002 como inge-niero de yacimientos senior. Trabaja en la oficina deMascate y desde allí supervisa los proyectos de recupe-ración por inyección de agua. Previamente, trabajó 10años en Petroleum Development de Omán como inge-niero de pozo, ingeniero de yacimientos y supervisor deproducción para varios equipos de activos. Mohamedobtuvo una licenciatura en ingeniería de la Universidadde Portland, Oregón, EUA, en 1991; también obtuvo unamaestría en ingeniería de petróleos de la UniversidadHeriot-Watt en Edimburgo, Escocia, en 1993.

George Brown ingresó en Sensa en Chilworth,Southhamptom, Inglaterra, en marzo de 1999 comogerente de soporte de interpretación. Allí está a cargodel desarrollo de metodologías de interpretación y delanálisis de mediciones efectuadas con la fibra ópticade instalación permanente SENSA*. Inventó los ele-mentos de enfriamiento de gas utilizados para mejorarla respuesta térmica de la fibra óptica en las medicio-nes de baja velocidad de flujo, típicas en los pozoshorizontales. Trabajó 12 años en SchlumbergerWireline en el Medio Oriente y el Mar del Norte, ocu-pando varios cargos operacionales y directivos.Durante los siguientes 15 años ocupó varias posicionesen BP Exploration, incluyendo el cargo de jefe depetrofísica en el Centro de Investigaciones de Sunbury,en Inglaterra, y el de consultor senior para la evalua-ción de formaciones. En esta última posición trabajócon el equipo de Pozos Inteligentes para desarrollarnuevos sistemas de vigilancia permanente para pozoshorizontales y submarinos. George posee una licencia-tura (con mención honorífica) en ingeniería mecánicadel Politécnico Lanchester en Coventry, Inglaterra.

George Butler es asesor en ingeniería de yacimientospara Occidental Petroleum Corporation de Omán. Allíse desempeña como ingeniero de yacimientos líderpara el campo Safah. Ha trabajado en Occidental Oil &Gas Corporation desde 1998; anteriormente en elcampo Elk Hills, Bakersfield, California, EUA. Antes deingresar en Occidental, trabajó 13 años como consul-tor en ingeniería de yacimientos en Duke Engineering& Services e Intera en Austin, Texas, EUA. Georgeobtuvo una licenciatura en matemáticas del DruryCollege en Springfield, Missouri, EUA; y una licencia-tura en ingeniería de petróleos de la Universidad deTexas en Austin.

Guy Carré se ha desempeñado como superintendentede fluidos y operaciones de cementación paraTotalFinalElf en Luanda, Angola, desde el año 2000.Comenzó su carrera en 1974 en Forex, ahora TransoceanSedco Forex, como ingeniero de perforación asistente enIndonesia e Irán. Desde 1975 hasta 1980, trabajó paraCeca Mud Company como ingeniero de fluidos de perfo-ración en Gabón, El Congo, Abu Dhabi y Francia.Durante los siguientes ocho años trabajó para TOTAL OilCompany en varios sitios, ocupando cargos tales comosuperintendente de fluidos de perforación y operacionesde cementación, jefe de ingeniería de fluidos de perfora-ción y operaciones de cementación, jefe de la planta defluidos de perforación, y supervisor de fluidos de perfora-ción y operaciones de cementación. Desde 1988 hasta1991, se desempeñó como asesor de fluidos de perfora-ción en Sedco Forex. Antes de ingresar en TotalFinalElf

como jefe de ingeniería de fluidos y cementación enIndonesia en 1998, trabajó para Sonatrach como jefe deentrenamiento en ingeniería y como ingeniero de fluidosy de operaciones de cementación en Argelia. Guy poseeun diploma en física y metalurgia de la Escuela TécnicaSuperior de Laboratorio en París, Francia.

Alan Christie es gerente de desarrollo de negociossubmarinos de Schlumberger. Trabaja en las oficinasde Productividad y Terminación de Pozos (WCP, porsus siglas en inglés) de Schlumberger en Houston,Texas. Comenzó su carrera en 1974 con Henry Balfour& Co., en Leven, Escocia, como técnico aprendiz, ydurante los siguientes tres años se desempeñó comoingeniero industrial, dedicado al diseño de procesos, almejoramiento de métodos y a los sistemas de equiposde experimentación. En 1981, ingresó en FlopetrolJohnston para trabajar en pruebas de pozos y opera-ciones con líneas de acero (líneas de arrastre, slickline) en el Medio Oriente. Ocho años más tarde,ingresó en Shell Expro como ingeniero de pozos sub-marinos en Aberdeen, Escocia, donde manejó contra-tos y operaciones marinas en los campos Osprey,Gannet, Brent South y Pelican. En 1995, se desempeñócomo líder de proyecto de Servicios de PozosSubmarinos para Halliburton, antes de ocupar su posi-ción actual en Schlumberger en 1996. Alan estudió enla Facultad Técnica Kirkcaldy en Fife, Escocia.

Tom Clancy es ingeniero senior de terminación depozos de ConocoPhillips. Trabaja en el equipo de acti-vos de petróleo Corocoro en Venezuela. Anteriormente,trabajó como ingeniero líder en terminación de pozospara una operación de riesgos compartidos(Petrozuata C.A.) en Puerto La Cruz, Venezuela, desti-nada a explotar yacimientos de petróleo pesado utili-zando técnicas de producción en frío en pozoshorizontales y multilaterales. Comenzó su carrera en1973 como ingeniero de terminación de pozos enDowell. Trabajó en varios sitios y luego como gerenteregional de cuentas en Houston, Texas. Desde 1981hasta 1982, se desempeñó como ingeniero senior paraIntercomp Resource Development and EngineeringInc. en Houston. Durante los siguientes siete años tra-bajó en Tenneco Oil E&P como especialista senior enproducción e ingeniería de cementación, terminacióny estimulación de pozos críticos de todo el mundo. En1989, ingresó en Chevron Exploration and ProductionServices Company en Houston como ingeniero de pro-ducción senior. En 1990, ingresó en Conoco enHouston como ingeniero de planta para trabajar eningeniería y operaciones de pozos. También ha traba-jado en el diseño y la implementación de terminacio-nes con empaque de grava, en zonas múltiples o dualesen pozos altamente desviados del Golfo de México, yen terminaciones de pozos con fracturamiento hidráu-lico en el Talud Norte de Alaska, EUA. Tom obtuvo unalicenciatura en ingeniería de petróleos de laUniversidad A&M de Texas en College Station.

Charlie Cosad trabaja en el segmento de negocios deTerminación y Productividad de Pozos deSchlumberger en Houston, Texas. Allí se responsabi-liza de las estrategias y coordinación de actividadesdedicadas a la vigilancia rutinaria de la producción entiempo real. Ingresó en Schlumberger en 1978 comoingeniero de campo en el Lejano Oriente y luego ocupó

varias posiciones técnicas y directivas dentro de dicharegión. Luego estuvo a cargo del negocio de Wireline &Testing de Schlumberger en diferentes países delMedio Oriente antes de ser trasladado al Mar del Nortecomo gerente de proyectos en el grupo de ManejoIntegrado de Proyectos. Charlie posee una licenciaturaen ingeniería mecánica de la Universidad de Siracusaen Nueva York, EUA; y una maestría en ingenieríamecánica y aeroespacial de la Universidad dePrinceton en Nueva Jersey, EUA.

Laurent Delabroy es gerente de productos de cemen-tación en aguas profundas de Schlumberger enHouston, Texas. Desde allí provee soporte técnico yentrenamiento en nuevas tecnologías para proyectos decementación en aguas profundas, tanto nacionalescomo internacionales. En 1996, luego de graduarse dela Universidad Rice en Houston con una maestría enquímica, ingresó en Schlumberger Oilfield Servicespara trabajar en operaciones de cementación. Ha tra-bajado en proyectos de pozos horizontales en Tierra delFuego, Argentina, pero durante gran parte de sucarrera se ha desempeñado como gerente de ingenieríay operaciones de cementación en el Golfo de México,en la plataforma continental y en aguas profundas.

Douglas Evans se desempeña como explorador princi-pal y líder de proyecto para WesternGeco en Londres,Inglaterra. Actualmente, sus áreas de interés incluyenla zona marina de África Occidental y el Mediterráneo.Luego de obtener una licenciatura en geofísica de laUniversidad de Liverpool en Inglaterra en 1978, tra-bajó tres años como ingeniero de campo enSchlumberger en el Medio Oriente. Luego trabajó 12años para Fina Exploration y cinco años para Texaco yha ocupado varias posiciones en interpretación dedatos de exploración y producción, y como líder deequipo en el Reino Unido. Ingresó en WesternGeophysical en 1999 para ofrecer soporte y asesoríasobre cuestiones de exploración al departamento dedatos para múltiples clientes.

Darryl Fett es superintendente de fluidos deTotalFinalElf Exploration Norge-AS en Stavanger,Noruega. Allí está a cargo de los fluidos de perforación yterminación de pozos, y de las operaciones de cementa-ción del proyecto Skirne-Byggve en el sector noruego delMar del Norte. Ingresó en TotalFinalElf E&P USA enHouston en el año 2001 como ingeniero especialista enfluidos para las operaciones llevadas a cabo en áreasmarinas y terrestres, incluyendo la fase de perforacióndel desarrollo Matterhorn, las terminaciones del campoCanyon Express y las operaciones de perforación realiza-das en el Sur y Este de Texas y en el Mississippi. Antesde ingresar en TotalFinalElf, trabajó para Baroid DrillingFluids en Houston. Darryl se graduó en la Universidad deLuisiana en Lafayette, EUA, con una licenciatura en tec-nología industrial.

John Fitzgerald se ha desempeñado como científicoinvestigador en el Centro de Investigaciones deSchlumberger en Cambridge (SCR, por sus siglas eninglés), Inglaterra, desde 1996. Ha trabajado en eldesarrollo de un medidor de flujo de fondo de pozo ins-talado en forma permanente. Además ha realizadoinvestigaciones en mediciones nucleares de fondo depozo, también con medidores permanentes. Tambiéntrabajó en vigilancia permanente de superficie, desa-

Colaboradores

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rrollando una medición de la retención de fase (hol-dup) de alta precisión mediante el empleo de unafuente de baja actividad exenta de rayos gamma.Luego de obtener su doctorado, permaneció comoinvestigador invitado en el Instituto Max Planck deFísica Nuclear en Heidelberg, Alemania, desde 1991hasta 1993. Al año siguiente se desempeñó como cien-tífico invitado en el Instituto Hahn Meitner en Berlín,Alemania, donde trabajó en espectrocopía de rayosgamma experimental y en el desarrollo del detector defragmentos nucleares. Antes de ingresar en SCR, tra-bajó con aceleradores de partículas en el LaboratorioDaresbury en Inglaterra. Allí participó del diseño deun sincrotón de refuerzo de alta energía. John obtuvouna licenciatura (con mención honorífica) en física yfísica teórica de la Universidad de Cambridge, y undoctorado de la Universidad de Manchester, ambas enInglaterra.

Alex Gabb se desempeña como ingeniero de petróleosen BG International (NSW) Ltd. en Reading,Inglaterra. Sus responsabilidades principales incluyenel manejo de yacimientos del campo Blake, y elsoporte en ingeniería de yacimientos para otros acti-vos del Reino Unido. Ha trabajado para British Gas,ahora BG desde 1990. Durante los últimos 15 años, seha desempeñado como ingeniero de yacimientos y hatrabajado en proyectos en el Reino Unido, Túnez yKazajstán. Alex posee una licenciatura en física de laUniversidad de Birmingham, y una maestría en inge-niería de petróleos del Imperial College en Londres,ambos en Inglaterra.

James Garner está a cargo de las comunicaciones demercadeo para las líneas de productos de terminacio-nes y pruebas de pozos de Schlumberger en SugarLand, Texas. Comenzó su carrera con Camco Inc. en1973. Durante los siguientes 25 años ocupó varios car-gos como diseñador de productos, ingeniero de diseñoy aplicaciones, e ingeniero de proyectos especialesantes de dedicarse al área de comunicaciones técnicasy de mercadeo. James obtuvo una licenciatura en tec-nología de ingeniería civil y tecnología de ingenieríamecánica de la Universidad de Houston en Texas.

Billy Greeson es gerente de ventas de SchlumbergerOilfield Services en Houston, Texas, donde lidera unequipo de ingenieros de ventas. Comenzó su carreracon Nowsco Services en 1980. Esta compañía fue luegocomprada por Camco, la cual se fusionó conSchlumberger en 1998. Billy obtuvo una licenciaturade la Universidad Estatal del Suroeste de Texas en SanMarcos, y una maestría de la Universidad EstatalMcNeese en Lake Charles, Luisiana.

Arthur Hartog actualmente se desempeña como ase-sor científico para Sensa, en Southampton, Inglaterra.Allí trabaja en tecnología de fibras ópticas para aplica-ciones en sensores, incluyendo medidores de presión ymedidores de la distribución de la temperatura (DTS,por sus siglas en inglés). Luego de trabajar como inves-tigador en el departamento de electrónica de laUniversidad de Southampton, ingresó en YorkTechnology Ltd. en 1984. Desde 1985 hasta 1988,manejó el desarrollo de medidores en York VSOP Ltd.Durante los siguientes dos años se desempeñó comogerente de fibras y sensores de la compañía. Desde1990 hasta 1995 trabajó como gerente de DTS y ayudó

a terminar un nuevo diseño del medidor DTS. Durantelos siguientes tres años, estuvo a cargo de la fabrica-ción y el manejo de materiales mientras trabajaba enel diseño de un sistema DTS de bajo costo.Posteriormente, ocupó el cargo de gerente de tecnolo-gía y desarrollo de negocios para York Sensors Ltd(1999 a 2000). Antes de ocupar su posición actual en elaño 2001, se desempeñó como jefe de tecnología paraSensa en Chandler’s Ford, Inglaterra. Arthur obtuvouna licenciatura (con mención honorífica) en electró-nica, una maestría y un doctorado, todos de laUniversidad de Southampton en Inglaterra.

Jon Ingham es gerente de desarrollo de negocios paraSchlumberger Information Solutions en Crawley,Inglaterra. Allí está a cargo de la aplicación de compu-tación de soluciones de producción y de los negocios deservicios en el Reino Unido. Comenzó a trabajar comoingeniero de campo con Schlumberger Wireline en1982, ocupando cargos en Angola, Camerún, Gabón,Marruecos y el Reino Unido. Fue transferido a GeoQuesten 1995. Antes de ocupar su posición actual, se desem-peñó como campeón de los productos GeoFrame*,gerente del centro de entrenamiento, consultor enmateria de secuencia de tareas y gerente de soporte deaplicaciones de computación en Inglaterra. Jon obtuvouna licenciatura (con mención honorífica) en ingenie-ría civil de la Universidad de Leeds, y una maestría de laEscuela de Negocios de Manchester, ambas enInglaterra.

Roger W. Jenkins es gerente de operaciones deMurphy Sabah Oil Company Ltd., en Kuala Lumpur,Malasia. Allí está a cargo de los departamentos dedesarrollo, perforación, producción y abastecimiento.Antes de ingresar en Murphy Oil, trabajó para Texacodurante 18 años como gerente de perforación en aguasprofundas en el Golfo de México. También se desem-peñó como presidente nacional de la AsociaciónAmericana de Ingenieros de Perforación. Roger obtuvouna licenciatura en ingeniería de petróleos de laUniversidad Estatal de Luisiana, y una maestría de laEscuela de Negocios A.B. Freeman de la UniversidadTulane de Nueva Orleáns.

Steve Kimminau es especialista técnico en vigilanciapermanente. Trabaja en el Centro Tecnológico deCambridge de Schlumberger en Inglaterra.Previamente, en Sugar Land, Texas, se desempeñócomo gerente de la herramienta de Control deSaturación del Yacimiento RST*. Ingresó enSchlumberger en 1979 y trabajó como ingeniero decampo, analista de registros e ingeniero de yacimien-tos. También trabajó durante 10 años para BP y Shell,especializándose en evaluación de pozo entubado.Steve posee una maestría en física de la Universidadde Oxford, Inglaterra; y una maestría en ingeniería depetróleos de la Universidad Heriot-Watt en Edimburgo,Escocia.

Eric Kolstad es ingeniero de producción senior en ladivisión marina de Anadarko Petroleum. Reside enThe Woodlands, Texas. Allí trabajó como ingenierolíder de perforación en el desarrollo en aguas profun-das Marco Polo de Anadarko, en el Golfo de México.En 1994, después de obtener una licenciatura en inge-niería de petróleos de la Escuela de Minas de Coloradoen Golden, EUA, ingresó en Texaco Exploration and

Production Inc. como ingeniero de producción enRock Springs, Wyoming, EUA. Tres años más tarde,ingresó como ingeniero de perforación en UnionPacific Resources, ahora Anadarko, en Fort Worth,Texas. Además de ocupar posiciones como ingenierode perforación, trabajó en Anadarko como ingenierosenior de producción y operaciones, asumiendo res-ponsabilidades en la cuenca del Golfo de México yGreen River de las Montañas Rocosas. Eric asumió suposición actual en 1997.

Kevin Martín es ingeniero senior de terminación depozos. Trabaja en el campo Machar del Mar del NorteCentral de BP, donde examina los programas de inter-vención de pozos de la compañía. Ingresó en BP en2001, luego de 22 años de extensa experiencia en repa-raciones y terminaciones de pozos marinos y terrestresdentro de la industria del petróleo y el gas. Kevin hatrabajado para los Servicios de Ingeniería (Otis) deHalliburton desde 1978 hasta 1995 y Schlumberger(Camco) desde 1995 hasta 2001. Desde que ingresó enBP, ha contribuido en los proyectos de desarrollo dealta presión y alta temperatura Kessog y Rhum, y hasido transferido temporalmente al equipo de operacio-nes de Shell Shearwater. Posee una patente en re-ter-minación de pozos con tubería flexible. Kevin segraduó en ingeniería de minas de la Escuela de MinasCamborne en Cornwall, Inglaterra.

David McCalvin se ha desempeñado como gerente dedesarrollo de negocios para Terminaciones de Pozos deSchumberger en Houston, Texas, desde 1999. Luego detrabajar como gerente de taller e investigador especia-lista en la industria del automóvil, ingresó en ExxonEnterprises en 1978 como investigador especialista ensistemas en Florham Park, Nueva Jersey. En 1982 fuetransferido a Houston y más tarde se desempeñó comoasesor técnico en terminaciones de pozos para ExxonProduction Research. Ingresó en Baker Oil Tools enOklahoma, EUA, como gerente de mercadeo de pro-ductos para sistemas de seguridad en 1994 y luego tra-bajó durante un año como consultor líder en materiade terminaciones de pozos en Safety SystemsSpecialists en Houston. Ingresó en Camco en 1996como especialista senior en aplicaciones. David poseeuna licenciatura en administración de empresas delLaSalle College en Filadelfia, Pensilvania, EUA.

Dennis McDaniel es asesor de ingeniería senior parael departamento de terminación de pozos de aguasprofundas en Kerr-McGee Oil & Gas Corporation.Reside en Houston, Texas. Dennis tiene 21 años deexperiencia en la industria petrolera en operacionesde perforación y producción de pozos, y en manejo deyacimientos con Sun Exploration & Production Co.,Oryx Energy Co., y Kerr McGee en Texas y Oklahoma.Dennis posee una licenciatura en ingeniería de petró-leos de la Universidad de Missouri en Rolla.

José Navarro se desempeña como gerente de progra-mación de experimentos de campo en control y vigi-lancia permanente de yacimientos (RMC, por sussiglas en inglés) en el Centro de Investigaciones deCambridge de Schlumberger (SCR) en Inglaterra.Desde allí supervisa el planeamiento y la ejecución delos experimentos de RMC en el campo. Luego de obte-ner una licenciatura en física de la Universidad deStanford en California, y un doctorado en astronomía


del Instituto Californiano de Tecnología en Pasadena,ingresó en Geco-Prakla como geofísico senior enNoruega. En 1998, se desempeñó como gerente de ser-vicios de inversión del grupo de generación de imáge-nes en escala de profundidad en Gatwick, Inglaterra.Antes de asumir su posición actual en 2001, trabajócomo científico investigador senior en SCR.

Tim Parker ingresó en Dominion en 2001 como vice-presidente senior y gerente general para actividadesmarinas de la compañía en Luisiana, Nueva Orleáns.Asumió su posición actual en enero de 2003. Desdeque comenzó su carrera en 1979 como geólogo en unadivisión de la empresa Santa Fe Industries enAmarillo, Texas, ha ocupado diversos cargos directivosen exploración asumiendo cada vez mayores responsa-bilidades. Luego de la fusión de Santa Fe con SnyderOil Corporation, ocupó primero el cargo de vicepresi-dente ejecutivo de exploración y luego el de presidentede operaciones internacionales. Tim obtuvo una licen-ciatura y una maestría en geología de la Universidadde Stanford en California.

José Piedras es ingeniero de terminaciones de pozosen aguas profundas y líder del equipo de terminacio-nes para TotalFinalElf E&P USA Inc. en Houston,Texas. Ha trabajado para la compañía durante 25 años,desempeñándose como ingeniero de terminaciones depozos en subsidiarias de la compañía en África yFrancia. José ha trabajado en Gabón, El Congo,Camerún y Qatar.

Emmanuel Pradié dirige el departamento de ingenie-ría de perforación y terminación de pozos deTotalFinalElf en Angola, Luanda. Ingresó en la compa-ñía en 1996 como ingeniero de perforación en unacampaña de perforación de pozos de alcance exten-dido en Tierra del Fuego, Argentina. En 1999, fuetransferido a Buenos Aires para trabajar en el proyectode Gas Carina. Asumió su posición actual en 2001.Emmanuel posee una maestría en mecánica de los flui-dos de la Escuela Nacional Superior de Hidráulica yMecánica de Grenoble, Francia; y un diploma de estu-dios superiores especializados (DESS, por sus siglas enfrancés) del Instituto de Administración de Empresas,en Lille, Francia.

David Schmidt es ingeniero de perforación senior enaguas profundas. Trabaja para Murphy Sabah OilCompany Ldt. en Kuala Lumpur, Malasia. Allí super-visa el soporte de planeamiento y las operaciones delprograma de perforación en aguas profundas de laempresa Murphy. Comenzó su carrera en Conoco, Inc.en 1985. En esta empresa trabajó como ingeniero deperforación y supervisor de equipos de perforación enlas oficinas de Houston y Nueva Orleáns. Ingresó enBaker Hughes INTEQ en 1996 como ingeniero de pro-yectos. En 1997 se desempeñó como gerente de paíspara Vietnam y Taiwán. Al siguiente año fue transfe-rido a Angola donde se desempeñó como gerente deservicios integrados contratado por Shell para el pro-grama de perforación de pozos en aguas profundas dela compañía. Ingresó en Murphy Oil en el año 2000.David posee una licenciatura en ingeniería de petró-leos de la Universidad del Sudoeste de Luisiana enLafayette, y una maestría de la Universidad Estatal SulRoss en Alpine, Texas.

Jason Smith es geólogo de Team Energy LLC. Resideen Bridgeport, Illinois, EUA. Recientemente se desem-peñó como enlace para el proyecto RES2000 deSchlumberger. Antes de ingresar en Team Energy en

1997, trabajó en las industrias de seguros y transpor-tes. Jasón posee un diploma en biofísica y geología dela Universidad del Sur de Indiana en Evansville, EUA.

Ken Stephenson se desempeña como asesor científicoen el departamento de Matemáticas y Modelado delCentro de Investigaciones Doll de Schlumberger (SDR,por sus siglas en inglés) en Ridgefield, Connecticut,EUA. Actualmente se halla trabajando en nuevos algo-ritmos de interpretación para medidores de flujo defondo de pozo. Ingresó en la compañía en 1982 ydurante los siguientes cinco años trabajó como físicoinvestigador, líder de grupo y jefe de sección para EMRPhotoelectric, Princeton, Nueva Jersey. Allí estuvo acargo de la investigación de fotomultiplicadores avan-zados y generadores de neutrones y rayos X. Desde1987 hasta 1996, se desempeñó como científico investi-gador y líder de programas en SDR, trabajando en laaplicación de física de neutrones y técnicas nuclearespara servicios de producción y pruebas. Desde 1996hasta 1999, trabajó como líder de programas de adqui-sición de registros de producción y sensores perma-nentes en el Centro de Investigaciones de Cambridgede Schlumberger en Inglaterra. Ken obtuvo una licen-ciatura en física de la Universidad Rice, en Houston,Texas, y una maestría y un doctorado en física nuclearde la Universidad de Wisconsin en Madison, EUA.

Greg Stimatz trabaja como ingeniero de terminaciónde pozos para Marathon Oil Company en Houston,Texas, donde supervisa las operaciones de terminacio-nes de pozos marinos en aguas profundas y pruebas deformación efectuadas a través de la columna de perfo-ración (DST, por sus siglas en inglés), para todo elmundo. Luego de ingresar en Marathon en 1983, asu-mió varias posiciones en ingeniería de terminación yproducción en Cody, Wyoming (1983 a 1988); enBridgeport, Illinois (1988 a 1993); en Lafayette,Luisiana (1993 a 2000); y en Houston (desde el año2000). Greg ha desempeñado varias funciones en todoslos desarrollos submarinos y de aguas profundas deMarathon en el Golfo de México. Greg obtuvo unalicenciatura en ingeniería de petróleos del Colegio deTecnología y Ciencias Minerales de Montana en Butte,EUA.

Graham Taylor es superintendente de perforaciónpara el grupo de perforación y terminaciones de pozosde Marathon Oil Company, para todo el mundo. Resideen Houston, Texas y desde allí supervisa el planea-miento y la implementación de perforación y termina-ción de pozos en el Golfo de México. Ingresó enMarathon en 1991 en Aberdeen, Escocia, como inge-niero de producción para los campos Brae del Mar delNorte. En 1994 comenzó a trabajar para Baker OilTools en Aberdeen como ingeniero técnico de ventas,dedicándose a las ventas y operaciones de válvulas deseguridad en superficie. Cuatro años más tarde, volvióa ingresar en el grupo de perforación de Marathon enAberdeen como ingeniero de perforación avanzado.Allí se hizo cargo del planeamiento y la implementa-ción de varios pozos, incluyendo el pozo de alta pre-sión Crathes de la plataforma Brae Bravo. En 2001 fuetransferido a Houston para supervisar las terminacio-nes del campo Camden Hills. Graham posee una licen-ciatura (con mención honorífica) en ingenieríamecánica de la Universidad Heriot-Watt en Edimburgo,Escocia.

70 Oilfield Review

Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.

Próximamente en Oilfield Review

Terminaciones sin filtro. Las nuevas técnicas deoperación sin equipos de reparación de pozos,apropiadamente diseñadas e implementadas, per-miten controlar la producción de arena sin necesi-dad de instalar filtros mecánicos o empaques degrava internos. Esto reduce el costo y los riesgos,al mismo tiempo que permite el acceso completo al pozo eliminando ensamblajes de fondo de pozo yoperaciones convencionales realizadas con equiposde terminación. El artículo examina los avancestecnológicos y los métodos de aplicación, y pre-senta los resultados obtenidos en terminaciones de pozos efectuadas en Arabia Saudita, el Golfo de México, Indonesia e Italia.

Soluciones de sísmica de pozos. La comprensiónde la extensión, el contenido y el comportamientode los yacimientos requiere la integración de grancantidad de información sísmica con pruebas yregistros de pozos muestreados verticalmente. Loslevantamientos sísmicos de pozos se hallan posicio-nados singularmente para fomentar este vínculomediante la provisión de oportunas respuestas cali-bradas y de alta resolución para tomar decisiones deperforación y producción. Algunos ejemplos mues-tran cómo nuevas herramientas disponibles en elsitio del pozo y programas de procesamiento dedatos ayudan a los ingenieros a utilizar levantamien-tos de pozos para optimizar el emplazamiento depozos, identificar zonas de interés ricas en hidrocar-buros y vigilar rutinariamente la producción.

Generación de imágenes en tiempo real. Laintroducción de herramientas de medicionesdurante la perforación y de adquisición de registrosdurante la perforación (MWD y LWD) a mediadosde la década de 1980, puso a disposición del perfo-rador información direccional y relativa a la evalua-ción de formaciones. Actualmente, losinstrumentos de geonavegación, MWD y LWD, per-miten la transmisión de imágenes de la pared delpozo y datos asociados de correlación estratigrá-fica desde la barrena hasta la superficie en tiemporeal. Este artículo mostrará ejemplos acerca decómo los operadores utilizan la tecnología de gene-ración de imágenes en tiempo real para mejorar laeficiencia y emplazar el pozo en el lugar preciso afin de lograr una productividad óptima.

Aplicaciones de imágenes de la pared delpozo. Los geólogos extraen información detalladade los datos del pozo para entender mejor los pro-cesos de sedimentación. Las nuevas herramientasde interpretación y visualización, y las completastécnicas de modelado, ayudan a relacionar losdatos del pozo con las características del yaci-miento a través de todo el campo. Este artículoexplora las aplicaciones de sedimentología asocia-das con las técnicas de generación de imágenes dela pared del pozo y trata acerca de su rol en la opti-mización de la explotación de yacimientos.


Hacia el punto de inflexión:soluciones energéticas del siglo XXID. Riley y M. McLaughlinAlternative Energy Institute, Inc.P.O. Box 7074Tahoe City, California 96145 EUA2001. 385 páginas. $24.95ISBN 0-9673118-2-9

Esta revisión de la actual crisis energé-tica presenta la información másreciente acerca de las nuevas investiga-ciones relacionadas con la energía,tanto convencional como exótica.Además de los recursos renovables y laconservación y eficiencia de la energía,el libro se concentra en las potencialesfuentes de energía emergentes y las téc-nicas de propulsión que pueden serdesarrolladas en el siglo XXI.

Contenido:

• Prefacio: Mapa hacia el futuro

• Conmoción futura: La llegada de lacrisis energética: El lobo está en lapuerta; Carbón; Gas natural; Ener-gía nuclear

• Energía renovable: Un puente tradi-cional a un futuro alternativo: Ener-gía solar; Energía eólica; Celdas dehidrógeno y combustible; Energíahidráulica; Energía térmica; Ener-gía biomásica; Energía termal deocéanos y mareas.

• La revolución energética; Tecnolo-gías en el horizonte; Fusión fría:¿Hecho o ficción?; Energía depunto cero: navegación en el marde energía; Fuerzas universales:Agujeros negros, Energía electro-gravitacional y propulsión en elespacio profundo; La carrera parala nueva energía.

• Arcos, chispas y electrones: apresu-rándose hacia el futuro; Transición:la vida más allá del petróleo; Solu-ciones para el siglo XXI: hacia elpunto de inflexión.

• Bibliografía, Índice.

El libro no incluye grandes nove-dades y el formato es irregular.

Es valioso el agregado de una sec-ción de pie de página al final de cadacapítulo indicando sitios de la Red muyprometedores. La bibliografía tambiénposee una sección que lista sitios de laRed.

Comer JC: Choice 39, no. 9 (Mayo de 2002): 1617.

Tectónica de placas: una historiapersonal de la teoría modernaNaomi Oreskes (ed)Westview Press5500 Central AvenueBoulder, Colorado 80301 EUA2001. 448 páginas. $35.00ISBN 0-8133-3981-2

Además de proveer una breve introduc-ción del estado de las geociencias aprincipios de la década de 1960, los 17ensayos ofrecen una perspectiva perso-nal de los procesos de descubrimientocientífico de aquellas personas queestuvieron involucradas en el desarrollode la teoría de la tectónica de placas.Utilizando información retenida en lamemoria de importantes científicos eneste tema, el libro ofrece una historiade cómo la teoría de la tectónica de pla-cas, considerada excéntrica por lasgeneraciones anteriores, comienza a serampliamente aceptada como ortodoxadentro de la comunidad científica.

Contenido:

• Desde la deriva continental hasta latectónica de placas

• Franjas en el lecho marino

• Cambios de suerte

• El esquema Cebra

• A bordo del Eltanin-19

• El nacimiento de la tectónica de placas

• ¿Cuán móvil es la Tierra?

• Flujo de calor debajo de los océanos

• Localización de terremotos y límitesde placas

• Sismología de terremotos en larevolución de la tectónica de placas

• Tectónica de placas: una manerasorprendente de comenzar unacarrera científica

• Cuando las placas eran adoquines

• Mi conversión a la tectónica de placas

• Tectónica y geología de placas, de1965 a la actualidad

• Cuando la revolución de la tectó-nica de placas llegó al Occidente deAmérica del Norte

• La llegada de la tectónica de placasa los países de la Costa del Pacífico

• De la tectónica de placas a la tectó-nica continental

• Tectónica de placas: una vista marciana

• Notas, Lectura adicional, Índice

…a través de varios de estos ensa-yos se destaca una cantidad sorpren-dente de la verdadera, cruda, incierta ydivertida naturaleza de la investigacióncientífica.

Oreskes ha compuesto un libro quese hallará a la cabeza de una cortalista de libros...que recomendaría sindudas a mis compañeros investigado-res y a estudiantes de cursos de intro-ducción en geociencias como lecturaadicional, y a amigos interesados enuna buena historia científica.

Morgan JP: Nature 417, no. 6888

(Mayo de 30, 2002): 487-488.

NUEVAS PUBLICACIONES

Rasgos sísmicos y análisis dedatos de reflexión en un medioanisotrópico (Manual de exploración geofí-sica 29)

Ilya TsvankinPergamon Press (Elsevier Science Ltd)The Boulevard, Langford LaneKidlington, Oxford OX5 1GB RU2001. 454 páginas. $156.50ISBN 0-08-043649-8

Escrito por un experto en el tema, ellibro provee antecedentes de la propa-gación de ondas en medios anisotrópi-cos y examina el modelado, la inversióny el procesamiento de los datos de refle-xión sísmica en presencia de anisotro-pía. Cada uno de los problemas que setratan está sujeto a un cuidadoso análi-sis de error, efectuado utilizando datossintéticos. Además, los ejemplos decampo muestran las mejoras logradasen materia de generación de imágenes,gracias a la utilización de algoritmos demigración y que dan cuenta de la curva-tura del echado anisotrópico.

Contenido:

• Elementos de la teoría básica de lapropagación de ondas en medios anisotrópicos

• Influencia de la anisotropía en el análisis AVO y la radiación de fuente puntual

• Corrección de curvatura en mediosanisotrópicos estratificados

• Curvatura de reflexión no hiperbó-lica

• Curvatura de reflexión de ondas con-vertidas

• Rasgos de ondas P en el dominio deltiempo en medios transversalmenteisotrópicos

• Análisis de velocidad y estimaciónde parámetros para el medio VTI

• Generación de imágenes de ondas Ppara el medio VTI

• Referencias, Índice

El libro contiene un excelentecompendio de temas relativos a laanisotropía sísmica. El documentoexplica claramente las complejidadesa la vez que ofrece soluciones adapta-bles.

En general, Tsvankin ha hecho unexcelente trabajo. Si bien el precio dellibro puede ser prohibitivo para losestudiantes, sería muy valioso paralos geofísicos que están luchandocontra los problemas de anisotropíaen sus áreas de exploración.

Lines L: The Leading Edge 21, no. 5

(Mayo de 2002): 498-501.

Redefinición de la eficiencia:preocupaciones acerca de lapolución, mecanismos reguladores y cambio tecnológico en la industriapetrolera estadounidenseHugh S. GormanUniversity of Akron PressAkron, Ohio 44325 EUA2001. 451 páginas. $49.95ISBN 1-884836-74-7

Este libro ofrece una historia bien defi-nida de los esfuerzos de la industriapetrolera para responder a los asuntosrelacionados con la polución, a la vez quesatisface los requisitos para la eficienciaindustrial. También se incluyen descrip-ciones de reglamentaciones federales ydel estado de la actividad industrial enrespuesta a la necesidad de controlar lacontaminación del medio ambiente.

Contenido:

• Primeras preocupaciones sobre lapolución y la dirección del cambiotecnológico: Preocupaciones pro-nunciadas sobre la polución; Preo-cupaciones en el campo petrolero;Mantenimiento del petróleo en lastuberías; Refinerías, preocupacionessobre la polución y el cambio tecno-lógico; ¿Qué hacer con los buquescisterna petroleros?

• La lucha contra la polución bajo laética de la eficiencia: Validación deuna ética conductora; Éxito y fra-caso en los campos petroleros; Eli-minación de la corrosión y vigilan-cia de los flujos; Creación de unmanual de control de la polución;Mientras se multiplican los buquescisterna petroleros se ignora el océ-ano

• Regulación de la actividad industrialpara mantener la calidad del medioambiente: El despertar del crudo;Redefinición de la eficiencia; Objeti-vos ambientales y la evolución de losbuques cisterna petroleros; Cierredel círculo; Conclusión

• Notas, Bibliografía

El trabajo ofrece una buena docu-mentación bibliográfica a través desus notas, índice e importantes figurasy tablas. Muy recomendable para lamayoría de las colecciones de regla-mentaciones públicas y ambientales.

• El barranco

• Batido; y revuelto

• Los paleomagos

• Revelación

• Revolución

• Panorama alpino de llanuras abismales

• Resumen

• Notas, Bibliografía, Índice

El libro incluye algunas buenasfotos de mapas guía y de los científicos.La bibliografía cita importantes refe-rencias para cualquier persona enbusca de un tema especial.

…un relato completo y muy entre-tenido de la Revolución Copérnica delas geociencias.

lidades de los científicos involucradosen estos desarrollos.

Contenido:

• Ciencia es lo que hacen los científicos

• La revolución en la base del conocimiento

• Luz y materia

• Espacio y tiempo

• La célula viviente

• Historia de la Tierra y la evolución de la vida

• Herramientas y evolución humana

• Notas, Índice

El hecho de que Piel conecte sis-temáticamente el crecimiento delconocimiento científico al entornosocial y político de su génesis, a lavez que alude a los cambios observa-dos en el contexto social e inducidospor estos descubrimientos, conviertea este libro en una de las mejoresintroducciones al mundo de las cien-cias y a sus practicantes, que yo hayavisto hasta el momento.

…es fácilmente el debate másinteligente, lúcido y sociológicamentesensible de la amplia trayectoria delconocimiento científico disponiblehasta la fecha.

Baber Z: Nature 417 no. 6888

(Mayo de 30, 2002): 489-490.

72 Oilfield Review

Hunter JH: Choice 39, no. 9 (Mayo de 2002): 1616.

Agitación desde el abismo:mapeo del lecho marino y revolución de las geocienciasDavid M. LawrenceRutgers University Press100 Joyce Kilmer AvenuePiscataway, Nueva Jersey 08854 EUA2002. 284 páginas. $28.00ISBN 0-8135-3028-8

Escrito en términos sencillos, el libropresenta el desarrollo de la teoría de latectónica de placas. También se descri-ben las historias de los participantesclave y las rivalidades interpersonales,institucionales e internacionales queocurrieron a medida que la investiga-ción adquiría importancia.

Contenido:

• Historias de misterio e imaginación;y ardua labor

• Muerte en el glaciar

• Nociones radicales

• Siembra del viento

• Cosecha de tempestades

• El explorador

• El abismo

• Challenger

• Efecto titánico

• El oscilador

• Explorador de petróleo

• Un rumor de guerra; y el asunto verdadero

• Disparos y geología

• Los advenedizos

• Vema

Davin EM: Geotimes 47, no. 6

(Junio de 2002): 36-37.

La era de la ciencias: lo queaprendieron los científicos en el siglo XXIGerard PielBasic Books10 East 53rd StreetNueva York, Nueva York 10022 EUA2001. 460 páginas. $40.00ISBN 0-465-05755-1

Escrito por un experto en periodismocientífico, el libro abarca los avancesobservados en física, biología, cienciasde la Tierra y antropología, con un énfa-sis particular en las ciencias físicas.Éstas se describen en contra del cam-biante contexto social y de las persona-


ARTÍCULOS

Almacenamiento subterráneode gas naturalBary A, Berger H, Brown K, Crotogino F,Frantz J, Henzell M, Mohmeyer K-U,Prevedel B, Ren N-K, Sawyer W, Stiles Ky Xiong H.Vol. 14, no. 2 (Otoño de 2002): 2–17.

Aplicaciones sísmicas a lo largo de la vida productiva del yacimientoAlsos T, Astratti D, Benabentos M, den Boer L, Dutta N, Eide A, Livingstone M, Mallick S, Nickel M,Pickering S, Schlaf J, Schoepfer P,Schultz G, Sigismondi M, Soldo JC,Sønneland L y Strønen LK.Vol. 14, no. 2 (Otoño de 2002): 48–65.

Avances en materia de vigilancia de pozos y yacimientosAl-Asimi M, Brown G, Butler G, ClancyT, Cosad C, Fitzgerald J, Gabb A, Hartog A, Ingham J, Kimminau S,Navarro J, Smith J y Stephenson K.Vol. 14, no. 4 (Primavera de 2003): 14–35.

Buenas expectativas para lospozos en aguas profundasCarré G, Christie A, Delabroy L, Fett D,Greeson B, Jenkins R, Kolstad E,Piedras J, Pradié E, Raymondeau M,Schmidt D, Stimatz G, Taylor G y Watson G.Vol. 14, no. 4 (Primavera de 2003): 36–51.

Comprensión de la incertidumbreBryant I, Gonfalini M, Malinverno A,Moffat J, Prange M, Swager D, Theys P y Verga F.Vol. 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 2–15.

La era de las imágenes enescala de profundidadAlbertin U, Brown G, Dewey F,Farnsworth J, Grubitz G, Kapoor J,Kemme M, Randall R, Soufleris C,Smith M y Whitfield P.Vol. 14, no. 1 (Verano de 2002): 2–15.

Manifestaciones someras: su utilidad en la exploraciónprofundaEvans D.Vol. 14, no. 4 (Primavera de 2003): 2–13.

Mediciones sísmicas bien posicionadasBreton P, Crepin S, Esmersoy C, Frignet B, Haldorsen J, Harrold T,Hawthorn A, Meehan R, Perrin J-C,Raikes S y Underhill W.Vol. 14, no. 1 (Verano de 2002): 32–45.

Método combinado de estimulación y control de la producción de arenaAli S, Ayoub J, Desroches J, Morales H,Norman D, Price P, Shepherd D, Toffanin E, Troncoso J, Wagner D yWhite S. Vol. 14, no. 2 (Otoño de 2002): 30–47.

Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilateralesFraija J, Jardon M, Kaja M, Ohmer H,Paez R, Pulick T, Sotomayor GPG yUmudjoro K.Vol. 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 2–15.

Orientación de los disparos en la dirección correctaAlmaguer J, Habbtar A, López-de-Cárdenas J, Manrique J,May D, McNally AC, Sulbarán A yWickramasuriya S.Vol. 14, no. 1 (Verano de 2002): 16–31.

Pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos a través del revestimientoBurgess K, Fields T, Golich GM, Harrigan E, MacDougall T, Reeves R,Ritchie B, Rivero R, Siegfried R, Smith S y Thornsberry K.Vol. 14, no. 1 (Verano de 2002): 46–57.

Redes con el mundoGroner J, Gutman L, Halper M, Harvey T,Maness F, McPherson I, Robertson C,Robertson L, Sullivan J y Williams DG.Vol. 14, no. 2 (Otoño de 2002): 18–29.

Soluciones de largo plazo parael aislamiento zonalAbbas R, Bjelland B, Chukwueke V,Cunningham E, Ferri A, Garrison G,Hollies D, Labat C, Moussa O y Munk T.Vol. 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 2–15.

Válvulas de seguridad defondo de pozo listas paraoperarGarner J, Martin K, McCalvin D yMcDaniel D. Vol. 14, no. 4 (Primavera de 2003): 52–64.

Yacimientos de petróleo pesadoCurtis C, Decoster E, Guzmán-Garcia A,Huggins C, Knauer L, Kopper R, Kupsch N, Linares LM, Minner M,Rough H y Waite M.Vol. 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 2–15.

NUEVAS PUBLICACIONES

Adquisición de registros geofísi-cos y control de calidad, 2da.ediciónTheys P.Vol. 14, no. 1 (Verano de 2002): 62.

Agitación desde el abismo:mapeo del lecho marino y revolución de las geocienciasLawrence DM.Vol. 14, no. 4 (Primavera de 2003): 69.

El mapa que cambió el mundo:William Smith y el nacimientode la geología modernaWinchester S.Vol. 14, no. 1 (Verano de 2002): 62.

El pico de Hubbert: la inminente crisis mundial del petróleoDeffeyes KS.Vol. 14, no. 2 (Otoño de 2002): 72.

Energía alternativa: hechos,estadísticas y asuntosBerinstein P.Vol. 14, no. 2 (Otoño de 2002): 71.

Estratigrafía secuencial de laPlaca ArábigaSharland PR, Archer R, Casey DM,Davies RB, Hall SH, Heward AP,Horbury AD and Simmons MD.Vol. 14, no. 2 (Otoño de 2002): 72.

Estudios integrados deyacimientosCosentino L.Vol. 14, no. 2 (Otoño de 2002): 71

Hacia el punto de inflexión:soluciones energéticas del siglo XXIRiley D and McLaughlin M.Vol. 14, no. 4 (Primavera de 2003): 68.

Interpretación de sísmica 3D: un manual básico para los geólogos. Curso corto No. 48 del SEPMHart BS.Vol. 14, no. 1 (Verano de 2002): 63.

La era de la ciencias: lo queaprendieron los científicos en elsiglo XXIPiel G.Vol. 14, no. 4 (Primavera de 2003): 69.

Matemáticas: una herramientasimple para geólogosWaltham D.Vol. 14, no. 1 (Verano de 2002): 62.

Métodos matemáticos modernos para físicos e ingenierosCantrell CD.Vol. 14, no. 1 (Verano de 2002): 63.

Misterios de tierra firme: Laedad y la evolución de la TierraPowell JL.Vol. 14, no. 2 (Otoño de 2002): 71.

Perforación interactiva para eldesarrollo de campospetroleros por vía rápidaLecourtier J (ed).Vol. 14, no. 2 (Otoño de 2002): 72.

Rasgos sísmicos y análisis dedatos de reflexión en un medioanisotrópico (Manual de exploración geofísica 29)Tsvankin I.Vol. 14, no. 4 (Primavera de 2003): 68.

Redefinición de la eficiencia:preocupaciones acerca de lapolución, mecanismos reguladores y cambio tecnológico en la industriapetrolera estadounidenseGorman HS.Vol. 14, no. 4 (Primavera de 2003): 69.

Sistemas de plataformas carbonatadas: componentes einteracciones. Publicaciónespecial de la Sociedad Geoló-gica No. 178Insalaco E, Skelton PW and Palmer TJ (eds).Vol. 14, no. 1 (Verano de 2002): 63.

Tecnología moderna delpetróleo, 6ta. edición Volumen 1 UpstreamDawe RA (ed).Vol. 14, no. 1 (Verano de 2002): 64.

Tecnología moderna delpetróleo, 6ta. edición Volumen 2 DownstreamLucas AG (ed).Vol. 14, no. 1 (Verano de 2002): 64.

Tectónica de placas: una historia personal de la teoríamodernaOreskes N (ed).Vol. 14, no. 4 (Primavera de 2003): 68.

Índice Anual de Oilfield Review —Volumen 14

SMP-6102-S

Primavera de 2003

Levantamientos exploratorios

Vigilancia permanente

Terminaciones submarinas en aguas profundas

Válvulas de seguridad de fondo de pozo

Oilfield Review

SCHLUMBERGER OILFIELD REVIEW

PRIMAVERA

DE2003

VOLUMEN

14 NUM

ERO 4

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