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Volumen 26, no.2

Drenaje gravitacional asistido por vapor

Perforación con fines científicos

Levantamientos sísmicos terrestres

Redefinición de las barrenas de PDC

Oilfield Review

14-OR-0003-S

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eld Review

A veces aludida como “la parte funcional” de una sarta de perforación, la barrena es tan sólo una de las piezas de un sistema extensivo que comprende la barrena de perforación, la localización de perforación y el departamento de perforación. Si bien todos los eslabones de la cadena son importantes, el rendimiento de la barrena es uno de los más cruciales y su selección produce un impacto significativo en el resultado final.

Un gran volumen de tiempo, dinero y tecnología fluye entre el extremo del sistema correspondiente a la oficina y la barrena. Una vez que los geocientíficos correlacionan sus datos, mapean su área prospectiva e informan a los niveles directivos, los ingenieros de perforación comienzan su trabajo; diseñando un pozo y un presupuesto que se adecuen al potencial del área prospectiva. Además de proyectar cuánta columna de perforación se requiere desde la superficie hasta el fondo del pozo, deben decidir cuánta tubería de revestimiento correr, cuánto lodo mezclar, cuánto cemento bombear y cuánta energía se necesita para ejecutar la operación. Cada una de estas consideraciones tiene su precio, y después de agregar el costo de combustible, transporte, servicios y logística —además de muchos otros factores— los ingenieros de perforación estiman el costo de perforación, terminación o abandono de un pozo. Estas proyecciones de costos se vuelcan en la autorización para gastos (AFE) que provee los fondos del proyecto.

La determinación de las cualidades asociadas con el rendimiento de la barrena que posibilitan una perforación económicamente efectiva plantea numerosos interrogantes. ¿Puede tolerar la barrena los rigores del intervalo que deberá perforar? ¿Es orientable? ¿Es suficientemente agresiva? El rendimiento de la barrena —medido principalmente en cantidad de metros perforados y velocidad de penetración (ROP)— determina cuánto tiempo se tardará en llegar a la profundidad total (TD) y cuántos viajes se requerirán para alcanzarla.

Dada la importancia crítica de la barrena, para cada barrena que se baja en el pozo, se registra una gran variedad de información. Los operadores y las compañías de servicios llevan registros históricos de distancias perforadas por la barrena, que incluyen el nombre y la localización del pozo, el nombre de la formación, las especificaciones del conjunto de fondo (BHA), el tipo de barrena, la profundidad a la que se bajó y se extrajo la barrena, las horas que se utilizó la barrena, la ROP, las propiedades del lodo, el desgaste de la barrena y, en ciertos casos, fotografías de la misma. Vinculada a un sistema de información geográfica, esta información asiste en el acceso rápido a los datos de pozos cercanos. Por ejemplo, el sistema de registros de perforación DRS* contiene más de tres millones de registros de campos de petróleo y gas de todo el mundo. Este tipo de inteligencia proporciona pautas vitales para la selección de la barrena destinada a un campo o a una formación determinada.

La parte funcional de la perforación

1

El desgaste de la barrena y las evidencias obtenidas a partir de las fotografías son indicadores clave de su rendimiento y desempeñan un rol importante en la innovación de la barrena. Con esta información, los operadores y los fabricantes de barrenas preparan una evaluación concisa de la forma en que una barrena responde a las condiciones de fondo de pozo. La respuesta de la barrena a las condiciones desafiantes es fundamental para alcanzar la zona productiva. En el ambiente de perforación de nuestros días, las formaciones duras y abrasivas, los escenarios de alcance extendido y los objetivos profundos y rigurosos constituyen la norma.

Actualmente, los fabricantes de barrenas utilizan plataformas de diseño sofisticadas para reducir las prácticas de prueba y error mediante el modelado de los aspectos dinámicos de la barrena en la interfaz existente entre la roca y el cortador. Para analizar cómo se desempeñará una barrena en una aplicación de perforación específica, los fabricantes someten cada barrena a rigurosas pruebas y evaluaciones de diseño. Esto ayuda a las compañías de barrenas a introducir en el campo nuevos diseños más rápido y con mayor confiabilidad.

Además de los programas de modelado de barrenas, dos innovaciones bastante recientes han ayudado a los departamentos de perforación a respetar sus cronogramas de perforación con menos viajes de la barrena, una vida útil más prolongada de dicha herramienta y, con frecuencia, una mejor ROP. El elemento de diamante cónico Stinger*, instalado en una barrena de PDC, fractura la roca que se encuentra en el centro de la barrena; un área que se caracteriza por la eficiencia pobre de los cortadores. La capa ultra gruesa del compuesto policristalino de diamante del elemento Stinger permite una alta carga puntual para fracturar la roca, mientras que los cortadores de PDC la cizallan. El cortador de rodadura ONYX 360* está diseñado para ayudar a prolongar la vida útil de la barrena en ambientes abrasivos (véase “Tecnología de barrenas de PDC para el siglo XXI,” página 54). Instalado en las áreas de alto desgaste de la barrena, este cortador de PDC rota para mantener un borde cortante.

El elemento de diamante cónico y el cortador de rodadura ayudan a los perforadores a expandir la envolvente para las barrenas de PDC y mejorar los aspectos económicos de los proyectos. Dichas innovaciones son vitales para ayudar a los departamentos de perforación a mantener los cronogramas de los proyectos y ajustarse a los presupuestos a medida que desarrollan nuevas reservas.

Alberto MaliardiGerente de Investigación y Desarrollo de Perforación y Terminación de PozosEni Exploration & ProductionMilán, Italia

Alberto Maliardi ingresó en Eni en el año 2002 y actualmente es Gerente de Investigación y Desarrollo de Perforación y Terminación de Pozos.

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

www.slb.com/oilfieldreview

Schlumberger

Oilfield Review

4 Preparándose para las áreas de petróleo pesado

Los métodos de drenaje gravitacional asistido por vapor están permitiendo a los operadores producir bitumen y petróleo pesado en forma rentable. Los investigadores están utilizando esta técnica de recuperación secundaria en evolución para ayudar a los operadores a explotar las reservas masivas y a la vez minimizar el impacto producido en el medio ambiente.

1 La parte funcional de la perforación

Editorial contributed by Alberto Maliardi, Gerente de I&D de Perforación y Terminación de Pozos, Eni Exploration & Production.

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Cocosplate

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Cocos

Ridge –8,500

–7,000

–6,000

–5,000

–4,000

–3,000

–2,000

–1,000

1,0002,0003,0004,0005,640

0

Elev

atio

n, m

Latit

ude

Longitude

Oilfield Review SUMMER 14Ultradeep Drilling Fig. 12ORSUMM 14 ULDPDRLNG 12

18 Perforación científica de pozos marinos ultra profundos: Exploración de la zona sismogénica

Las mejoras introducidas en las tecnologías de medición y de perforación de pozos en aguas profundas permiten a los científicos extender los límites de las operaciones de perforación marina con fines científicos a dominios previamente inaccesibles. La perforación de pozos ultra profundos con fines científicos está ayudando a fomentar el conocimiento científico de los terremotos y otros procesos fundamentales de la Tierra.

Editor ejecutivoLisa Stewart

Editores seniorTony SmithsonMatt VarhaugRick von Flatern

EditoresIrene FærgestadRichard Nolen-Hoeksema

ColaboradoresH. David LeslieGinger OppenheimerRana Rottenberg

Diseño y producciónHerring DesignMike Messinger

Ilustraciones Chris LockwoodTom McNeffMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónRR Donnelley—Wetmore PlantCurtis Weeks

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

Traducción Adriana RealEdición Antonio Jorge TorreSubedición Nora RosatoDiagramación Diego Sánchez

2

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

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

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

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

Diciembre de 2014Volumen 26

Número 2

3

36 Levantamientos sísmicos terrestres para yacimientos desafiantes

La tecnología de receptores puntuales para sísmica terrestre permite la ejecución económicamente efectiva de levantamientos 3D finamente muestreados a través de áreas de gran extensión. Las imágenes detalladas, extraídas de los datos sísmicos procesados, pueden ser calibradas y utilizadas por los operadores para planificar las operaciones de perforación, terminación y estimulación de pozos en yacimientos compactos.

Oilfield Review SUMMER 14Stinger ONYX Fig. 10AORSUMM 14 STNYX 10A


54 Tecnología de barrenas de PDC para el siglo XXI

Los nuevos desarrollos registrados en la tecnología de barrenas de un compuesto policristalino de diamante están ayudando a los perforadores a lograr velocidades de penetración más altas e incrementar la cantidad de metros perforados por cada carrera de la barrena.

En la portada:

Una barrena es preparada para su viaje de entrada en el pozo. La barrena de un compuesto policristalino de diamante (PDC) está provista de un elemento de diamante cónico instalado en su centro. Los cortadores convencionales de las barrenas de PDC cizallan la roca, en tanto que el elemento de diamante cónico la tritura.

65 Colaboradores

68 Próximamente en Oilfield Review

68 Publicaciones destacadas

71 Definición de tubería flexible: Carretes de grandes dimensiones en la localización del pozo

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

Hani Elshahawi Shell Exploration and Production Houston, Texas, EUA

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

Roland Hamp Woodside Energy Ltd. Perth, Australia

Dilip M. Kale ONGC Energy Centre Nueva Delhi, India

George King Apache Corporation Houston, Texas, EUA

Andrew Lodge Premier Oil plc Londres, Inglaterra

Consejo editorial

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

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

Enlaces de interés:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Review www.slb.com/oilfieldreview

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

4 Oilfield Review

Preparándose para las áreas de petróleo pesado

En los últimos años, gracias a las innovaciones dirigidas a explotar los recursos

no convencionales, los economistas de la industria del petróleo y el gas han

incrementado sustancialmente las estimaciones de las reservas recuperables

remanentes mundiales. Ahora, los operadores están utilizando esas nuevas

tecnologías y otras ya existentes para explotar las arenas petrolíferas que alojan

petróleo pesado y aumentar la producción futura de petróleo.

Farrukh AkramTerry StoneAbingdon, Inglaterra

William J. BaileyCambridge, Massachusetts, EUA

Euan ForbesCalgary, Alberta, Canadá

Michael A. Freeman Houston, Texas, EUA

David H.-S. LawEdmonton, Alberta

Glenn WoiceshynAbsolute Completion TechnologiesCalgary, Alberta

K.C. Yeung Brion EnergyCalgary, Alberta

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2014: 26, no. 2.Copyright © 2014 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Marty Chisholm, Calgary; Adrian Francis y Basim Abd Hameed Moustafa, Houston; Joseph Hayes, Rosharon, Texas, EUA; y Herb Illfelder, Katy, Texas. ECLIPSE, HotlineSA3, Merak, Petrel, RADAR, ThermaSTONE, VISAGE y Vx son marcas de Schlumberger.FluxRite, MeshFlux y MeshRite son marcas de Absolute Completion Technologies.SAGDRIL es una marca de M-I, L.L.C.

Las reservas mundiales de petróleo pesado se equiparan con las de los campos de petróleo con-vencional más grandes de Medio Oriente y se encuentran alojadas en más de 30 países de todo el mundo. La perforación de pozos de yacimientos de petróleo pesado implica un costo elevado y su terminación es dificultosa. Además, estos yaci-mientos requieren técnicas de producción únicas. Las arenas petrolíferas someras no consolidadas

presentan desafíos de estabilidad y navegación para los perforadores. Las terminaciones deben ser diseñadas para tolerar ambientes de altas temperaturas porque muchas estrategias de pro-ducción de petróleo pesado requieren métodos de recuperación térmica. A temperaturas ambiente, el petróleo pesado y el bitumen son resistentes al flujo a través de la roca yacimiento debido a sus altas viscosidades. En consecuencia, la energía

> La cámara de vapor. Para crear una cámara de vapor en las operaciones SAGD, el operador inyecta vapor en una formación a través de un pozo horizontal. La cámara de vapor se desarrolla alrededor y por encima del pozo inyector. En el borde de la cámara de vapor, el condensado de vapor y el bitumen calentado fluyen hacia el pozo productor por la fuerza de gravedad. Idealmente, el pozo productor se posiciona en sentido paralelo y por debajo del inyector y unos metros por encima de la base de la formación. (Adaptado de Gates et al, referencia 17.)

Oilfield Review SUMMER 14SAGD Fig. 1ORSUMM 14 SAGD 1

Cámara de vapor

Vapor

Lutita

Lutita

Yaci

mie

nto

Punta delpozo de

inyección

Zona deflujo del

condensadode vapor

y bitumen

Bitumennativo

Punta delpozo de

producción

Volumen 26, no.2 55

que se consume en producir un barril de petróleo puede representar hasta un 40% de la energía total disponible en los recursos de petróleo pesado.1

Para superar estos desafíos, los ingenieros han desarrollado diversas tecnologías y métodos de recuperación, incluidas combinaciones de perfo-ración de pozos horizontales, inyección de quími-cos y agua, levantamiento artificial y aplicación de calor en sitio. Los operadores de las arenas petrolíferas del oeste de Canadá están logrando éxito comercial en la producción de petróleo extra pesado y bitumen mediante el proceso de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD). El método SAGD emplea pares de pozos horizontales parale-los, perforados uno por encima del otro en el

mismo plano vertical. Durante las operaciones SAGD, el vapor se bombea en el pozo superior y se fuerza a drenar la formación formando un volumen sobre el que actúa el vapor, denominado “cámara de vapor.” A medida que la cámara de vapor se expande hacia arriba y lateralmente, la viscosidad del petróleo en el frente existente entre éste y el vapor se reduce y el petróleo se vuelve más móvil. La fuerza de gravedad hace que la mezcla de petróleo móvil y vapor condensado fluya en sentido descendente, a lo largo del límite entre el vapor y el petróleo, hacia el pozo horizon-tal inferior desde el cual puede ser bombeado a la superficie (página anterior).

1. El petróleo pesado se define como petróleo cuya densidad es de 22,3º API o menor. Los petróleos más densos que el agua —cuya densidad es de 10º API o menor— se denominan “extra pesados” cuando la viscosidad es inferior a 10 000 cP [10 000 mPa.s] en condiciones de yacimiento y “bitumen” cuando la viscosidad es superior a 10 000 cP.Para obtener más información sobre el petróleo pesado, consulte: Alboudwarej H, Felix J, Taylor S, Badry R, Bremner C, Brough B, Skeates C, Baker A, Palmer D, Pattison K, Beshry M, Krawchuk P, Brown G, Calvo R, Cañas Triana JA, Hathcock R, Koerner K, Hughes T, Kundu D, López de Cárdenas J y West C: “La importancia del petróleo pesado,” Oilfield Review 18, no. 2 (Otoño de 2006): 38–59.La viscosidad es una medida de la resistencia de un fluido al flujo y se define como la relación entre el esfuerzo de corte y la tasa de corte. La densidad se define como la masa por unidad de volumen. Si bien la densidad puede variar levemente con la temperatura, la viscosidad se reduce rápidamente con el incremento de la temperatura.

6 Oilfield Review

El calor reduce la viscosidad del fluido (arriba). No obstante, la dispersión uniforme del vapor a tra-vés de una formación es compleja y esa dispersión despareja a menudo produce efectos de digitación viscosa, dado que los petróleos de baja viscosidad fluyen en la formación más rápido que los petróleos de viscosidad más alta. Un volumen significativo de petróleo puede ser pasado por alto debido al desa-rrollo poco uniforme de la cámara de vapor a lo largo de un par de pozos SAGD.2 Por consiguiente, los ingenieros de producción deben dirigir el flujo de fluidos de formación hacia el pozo de produc-ción, principalmente mediante el control de la inyección de vapor. Para ello, deben conocer la heterogeneidad geológica y la anisotropía de la per-meabilidad de la formación.

Este artículo examina algunas de las herra-mientas y métodos empleados por los operadores de proyectos SAGD para optimizar la producción de petróleo pesado. La implementación de estas innovaciones y su impacto en la producción de bitumen y petróleo extra pesado se ilustran a tra-vés de algunos casos de estudio de Canadá, que es actualmente el único país del mundo con proyec-tos SAGD comercialmente exitosos.

Dónde perforarEl éxito económico de la mayoría de los proyectos de recuperación mejorada de petróleo (EOR) depende del desplazamiento eficiente del petróleo prove-niente de la formación por otro fluido inyectado. En el caso de los proyectos SAGD, el desplazamiento se produce en el frente de expansión de la cámara de vapor, donde el vapor calienta el bitumen y de ese modo incrementa su movilidad. El petróleo móvil y el vapor condensado fluyen hacia el pozo productor por la acción de la fuerza de gravedad.3

Sólo es posible mantener una cámara de vapor uniforme cuando el petróleo presente en el yaci-

miento es inicialmente un petróleo relativamente inmóvil, lo que ofrece resistencia a la digitación vertical del vapor.

Los yacimientos favorables para la explotación con métodos SAGD deben satisfacer ciertos requi-sitos mínimos (derecha). Idealmente, los yaci-mientos candidatos para la aplicación de métodos SAGD deben estar libres de barreras de lutita late-ralmente extensas que pueden impedir el creci-miento o la uniformidad de la cámara de vapor. Un yacimiento SAGD también debe tener un mínimo de zonas de pérdida de circulación y un espesor productivo de más de 15 m [50 pies] para propor-cionar una altura suficiente para el desarrollo de la cámara de vapor. Además, la formación debe estar sellada por una capa superior impermeable o roca de cubierta. Estos criterios pueden ser esta-blecidos mediante las herramientas habituales de exploración de petróleo y gas, tales como pozos piloto verticales, registros (perfiles), pruebas de formación, datos sísmicos y núcleos.

Las zonas de pérdida de circulación, en forma de pata de agua por debajo de la zona de petróleo o como gas por encima de dicha zona, inciden en la efectividad de la cámara de vapor. La eficien-cia térmica de la cámara de vapor puede verse comprometida por la zona de pérdida de circula-ción de gas, y el petróleo móvil calentado puede fluir más fácilmente hacia una zona de pérdida de circulación de agua presente por debajo de la formación que hacia el pozo productor.

Un elemento indispensable de la mayoría de las zonas de gas y petróleo es la presencia de límites superiores impermeables que aíslen los intervalos hidrocarburíferos de las formaciones adyacentes. Estas barreras entrampan los hidrocarburos en sitio para formar yacimientos. Durante la produc-ción, las barreras aseguran que el petróleo o el gas fluya o sea barrido hacia el pozo de producción en vez de migrar hacia las formaciones adyacentes.4

No obstante, en los pozos SAGD, la roca de cubierta se expone a un proceso de inyección con-tinua de vapor que puede disparar procesos térmi-cos e hidráulicos complejos. Por consiguiente, es de vital importancia que los ingenieros que plani-fican los pozos SAGD analicen la roca de cubierta

> Candidatos pobres como yacimientos SAGD. Para que un depósito de arena petrolífera sea explotado con éxito utilizando métodos SAGD, debe estar libre de barreras, o lentes, de lutita (extremo superior) que pueden impedir el crecimiento o la uniformidad de la cámara de vapor. La arena petrolífera también debe estar libre de zonas de pérdida de circulación (centro) que pueden afectar la eficiencia térmica o encauzar la cámara de vapor lejos del pozo de producción. Y además debe satisfacer los requerimientos mínimos de un espesor productivo (extremo inferior) para proporcionar espacio para el desarrollo de una cámara de vapor efectiva.


Zona gasífera

Zona acuífera

Pozo de inyecciónde vapor

Pozo de producción

Zona productiva de poco espesor

Presencia de zonas de pérdida de circulación

Presencia de lentes de lutita

Roca de cubierta

Vapor

> Viscosidad del petróleo pesado en función de la temperatura. Según dos muestras de petróleo pesado (azul y rojo) que fueron obtenidas en campos localizados en diferentes partes del mundo, la viscosidad se reduce a medida que se incrementa la temperatura.

Oilfield Review SUMMER 14SAGD Fig. 1AORSUMM 14 SAGD 1A

Visc

osid

ad, c

P

Temperatura, °C

10 000 000

0 50 100 150 200 250 300 350 400

1 000 000

100 000

10 000

1 000

100

10

0,1

1

Volumen 26, no.2 7

para determinar cómo estos procesos podrían alterar parámetros críticos de las rocas, tales como los esfuerzos locales, la resistencia de la roca o los sistemas de fracturas. Luego, los inge-nieros pueden establecer presiones de trabajo máximas seguras para garantizar que cualquier efecto producido sobre la roca de cubierta no genere brechas en la contención.5

Cómo perforar Una vez que un operador determina que una for-mación de arenas petrolíferas es candidata para la explotación mediante métodos SAGD, los inge-nieros normalmente perforan numerosos pares de pozos horizontales —un productor y un inyector— desde una sola localización de pozos múltiples. Cada pozo posee una profundidad medida variable entre 1 400 y 1 600 m [4 600 y 5 200 pies] que incluye entre 800 y 1 200 m [2 600 y 3 900 pies] de sección horizontal en la zona productiva. Con suje-ción a las especificaciones del operador, los pozos de producción se posicionan por encima y tan cerca de la base de la formación como sea posi-ble, y los pozos de inyección se emplazan en sen-tido paralelo y a unos 5 a 6 m [16 a 20 pies] por encima de los productores con un desplaza-miento de no más de 2 m [6 pies] respecto del plano vertical que contiene el productor. La sepa-ración correcta entre las secciones horizontales de los dos pozos es crucial para asegurar una

>Mediciones de la separación relativa entre pozos. La proximidad de los pozos productores e inyectores es crucial para el éxito de un proyecto SAGD y se mide como una separación relativa entre ambos a lo largo de sus secciones horizontales. Esta relación se presenta habitualmente como una diana con un recuadro como objetivo (rojo). El pozo de producción, ya perforado, se encuentra en el centro de la diana, y la posición relativa del pozo de inyección que se está perforando se indica como una serie de puntos (azul) contenidos en el recuadro, que representan los puntos topográficos. En esta visualización, el punto topográfico más reciente se representa con un punto verde. Las mediciones incluyen lo siguiente: la orientación de la herramienta hacia el objetivo —el ángulo existente entre el pozo inyector y el pozo productor medido en sentido horario desde el pozo inyector— ; la distancia —la distancia radial entre los pozos— ; el lado derecho —el desplazamiento lateral del pozo inyector respecto del pozo productor medido desde el plano vertical del pozo productor—; y el lado alto— el desplazamiento vertical del pozo inyector respecto del pozo productor medido desde el plano horizontal del pozo productor—. La medición del sensor se obtiene en la profundidad medida (MD) y la TVD es la profundidad vertical verdadera del trayecto del pozo de inyección en el punto de medición. La inclinación y el azimut del trayecto del pozo de inyección también se obtienen en el punto de medición.


Orientación de la herramienta hacia el objetivo168,85°

5,11 m

–0,99 m

5,01 m

1 221,22 m

477,04 m

90,00°

211,45°

Distancia

Lado derecho

Lado alto

MD

TVD

Inclinación

Azimut

Dist

anci

a, m

Pozo de producción

10

10

0

0°

180°

270° 90°

2. Para obtener más información sobre el fenómeno de digitación viscosa, consulte: Homsy GM: “Viscous Fingering in Porous Media,” Annual Review of Fluid Mechanics 19 (Enero de 1987): 271–311.

3. La movilidad es la relación entre la permeabilidad y la viscosidad dinámica, y es una medida de la facilidad con que se desplaza un fluido a través de la formación. Dado que la movilidad es inversamente proporcional a la viscosidad, mejora cuando la viscosidad se reduce con el incremento de la temperatura.

4. Para obtener más información sobre las fallas y los sellos, consulte: Cerveny K, Davies R, Dudley G, Fox R, Kaufman P, Knipe R y Krantz B: “Menor incertidumbre con el análisis de fallas que actúan como sello,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 42–57.

5. Khan S, Han H, Ansari S y Khosravi N: “Geomechanical Modeling to Assess Caprock Integrity in Oil Sands,” presentado en la Sociedad Canadiense de Geólogos de Petróleo, la Sociedad Canadiense de Geólogos de Exploración y la Convención Anual Conjunta de la Sociedad de Adquisición de Registros de Pozos (Perfilaje) de Canadá, Calgary, 9 al 12 de mayo de 2011.

6. Grills TL: “Magnetic Ranging Technologies for Drilling Steam Assisted Gravity Drainage Well Pairs and Unique Well Geometries—A Comparison of Technologies,” artículo SPE/Sociedad de Petróleo de CIM/CHOA 79005, presentado en el Simposio Internacional de Operaciones Térmicas y de Petróleo Pesado de la SPE y la Conferencia Internacional de Tecnología de Pozos Horizontales, Calgary, 4 al 7 de noviembre de 2002.Illfelder H, Forbes E, McElhinney G, Rennie A, Schaepsmeyer H y Krawchuk A: “A Systematic Approach for Wellbore Drilling and Placement of SAGD Well Pairs and Infill Wells,” artículo WHOC 11-503, presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Edmonton, Alberta, Canadá, 14 al 17 de marzo de 2011.

máxima recuperación y eficiencia. Si los dos pozos están muy juntos uno con respecto al otro, en la mayoría de los casos el vapor sólo alcanzará el talón del pozo productor, lo que se traducirá en una recuperación ineficiente, pérdida de produc-ción y una rentabilidad deficiente de los activos. Si los pozos se encuentran muy alejados entre sí, puede suceder que la producción se demore varios meses, mientras se crea una cámara de vapor de grandes dimensiones.

Primero, se perfora un pozo de producción, utilizando herramientas MWD y de perforación direccional convencionales. Luego, se perfora un pozo de inyección utilizando herramientas direc-cionales convencionales hasta que los trayectos de ambos pozos comienzan a converger. Esto se produce generalmente cuando el pozo inyector y el pozo productor se encuentran separados por una distancia de aproximadamente 10 m [33 pies]

y el pozo inyector se encuentra dentro de los 120 a 150 m [390 a 490 pies] del asentamiento en la zona productiva. Esta proximidad del pozo de inyección con respecto a la tubería de revesti-miento del pozo de producción produce una interferencia magnética que vuelve imprecisas a las herramientas MWD convencionales basadas en mediciones magnéticas.

La determinación de la posición de un pozo respecto de otro pozo utilizando mediciones mag-néticas se denomina telemetría magnética; este método se utiliza comúnmente para perforar de manera planificada pozos que se intersectan entre sí, tales como las utilizadas para los pozos de alivio (arriba).6 En el punto de interferencia magnética, los perforadores pueden recurrir al proceso de telemetría activa, en el cual una fuente magnética se baja en el pozo productor con tube-ría flexible o con un tractor operado con cable.

8 Oilfield Review

Cuando el paquete de sensores de la herramienta MWD se encuentra casi perpendicular a la fuente magnética, esta última se activa y las mediciones resultantes obtenidas con los sensores MWD per-miten a los técnicos calcular la relación espacial existente entre los dos pozos. Una vez determi-nada la posición del pozo de inyección, la fuente se baja en el pozo de producción hasta la profundidad predeterminada siguiente, se continúa perforando el pozo de inyección y el escenario se reitera.

Como alternativa con respecto al método de fuente magnética activa, los ingenieros pueden utilizar una tubería de revestimiento premagne-tizada en el primer pozo, como fuente magnética pasiva (arriba). De ese modo, los perforadores no necesitan acceder a ambos pozos simultánea-mente y no requieren un tractor o una tubería flexible para desplazar la fuente. Además, los ingenieros pueden emplear métodos estándar de perforación direccional y a la vez obtener un levantamiento casi definitivo en tiempo real durante la perforación.7

Schlumberger ha desarrollado el servicio de análisis de perforación y telemetría avanzada en tiempo real RADAR para ayudar a los operadores a determinar con precisión la posición relativa de dos pozos. El servicio RADAR comprende una

En respuesta a estos problemas, los investigado-res de M-I SWACO, una compañía de Schlumberger, desarrollaron el fluido de perforación a base de agua SAGDRIL. Este sistema contiene un mejora-dor concentrado de la mojabilidad al agua, que minimiza la acumulación de la arena en la barrena y la sarta de herramientas y encapsula los recortes para que puedan ser removidos más fácilmente por las zarandas y el equipo de control de sólidos.

Los métodos de recuperación térmica también presentan desafíos para el aislamiento zonal. Durante las operaciones SAGD, las temperaturas de fondo de pozo habitualmente alcanzan 275°C [530°F]. Estas temperaturas elevadas hacen que la tubería de revestimiento del pozo se expanda, lo que impone esfuerzos en el revestimiento de cemento circundante. Para reducir estos esfuer-zos y mantener la integridad del pozo, el cemento utilizado para el aislamiento debe poseer un coe-ficiente de expansión térmica similar al de la tubería de revestimiento. Además, es importante que el cemento no se degrade cuando se expone a estas temperaturas elevadas durante tiempos prolongados.9

El cemento ThermaSTONE, térmicamente sensible, está diseñado específicamente para aplicaciones geotérmicas y aplicaciones relaciona-das con el petróleo pesado. Este cemento fragua a bajas temperaturas, tolera altas temperaturas y ofrece una alta flexibilidad y estabilidad térmica, y un alto coeficiente de expansión térmica. El cemento se puede expandir hasta un 2%, posee un módulo de Young bajo en condiciones de vapor y ha sido sometido a pruebas de laboratorio con temperaturas de hasta 344°C [651°F] durante seis meses.

La geomecánica y la inyección de vapor Las implicaciones de la inyección de vapor a alta presión en formaciones de arenas petrolíferas trascienden la comprobación de los límites del acero y el cemento, ya que también se ponen a prueba las técnicas de modelado de yacimientos. La inyección de vapor a alta presión en la cámara de vapor incrementa la temperatura y la presión de poro. El incremento de la presión de poro reduce los esfuerzos efectivos —los esfuerzos tota-les menos la presión de poro— sobre la matriz de la roca. La cámara de vapor se dilata, o incrementa su volumen, debido al incremento del volumen poroso ocupado por el vapor y la expansión tér-mica de los contenidos de la cámara de vapor.

serie de aplicaciones de computación que pue-den ser utilizados para perforar un segundo pozo a lo largo de una trayectoria paralela y a una dis-tancia de 5 a 6 m por encima de un pozo horizontal existente con una precisión de aproximadamente 1 m [3 pies] a lo largo de 1 km [0,6 mi]. Entre otras aplicaciones, el servicio RADAR permite a los perforadores determinar los cambios de azimut en regiones desafiantes desde el punto de vista magnético utilizando herramientas MWD gravi-métricas, que son diseñadas para ser utilizadas cuando la interferencia magnética impide el empleo de una herramienta MWD convencional.

La naturaleza de las arenas petrolíferas que contienen petróleo pesado genera otros problemas de perforación. El bitumen y la arena de la forma-ción se adhieren al arreglo de fondo de pozo, pro-vocando un incremento del esfuerzo de torsión (torque) de la sarta de perforación. Además, cuando el bitumen llega a la superficie, a menudo tapona las zarandas vibratorias (temblorinas) del equipo de tratamiento de lodo, y si la arena se separa del bitumen, puede formar capas que bloqueen el flujo en la línea de retorno. El empleo de solven-tes en el sistema de lodo permite disolver el bitu-men, pero también puede producir derrumbes inaceptables en el pozo.8

> Configuración de la tubería de revestimiento premagnetizada. Los fabricantes premagnetizan las tuberías de revestimiento de los pozos de producción según una configuración específica para maximizar el campo magnético extruido. Una serie de polos opuestos dirige la magnetización lejos de la tubería de revestimiento e incrementa la extensión a lo largo de la cual es posible determinar las distancias con precisión. El efecto de magnetización, o patrón, indica la dirección del flujo (líneas negras), y la intensidad del flujo es indicada con el color, que se extiende de más intenso (magenta) a menos intenso (aguamarina). La cantidad de magnetización que puede impartirse a la tubería de revestimiento es una función de la cantidad de metal de dicha tubería. La cantidad de magnetización impartida a la tubería de revestimiento y el diseño del registro magnético controlan la extensión a lo largo de la cual es posible determinar las distancias con precisión. (Adaptado de Rennie et al, referencia 7.)


Superficie de la tubería de revestimiento Pozo

Dist

anci

a co

n re

spec

to a

l poz

o

Volumen 26, no.2 9

Dado que la cámara de vapor se encuentra con-finada a lo largo de sus lados, la mayor parte de la dilatación se manifiesta como un levantamiento de los estratos de sobrecarga. Este levantamiento de la sobrecarga estira, o extiende, lateralmente la roca de cubierta. Por encima del pozo inyector de vapor, la extensión lateral actúa contra los esfuerzos de compresión principales horizontales. Si, como resultado de dicha acción, el esfuerzo principal horizontal mínimo se convierte en trac-ción, la roca de cubierta se fracturará en condicio-nes de tensión. En dirección a los lados de la cámara de vapor, la extensión lateral produce un empuje hacia afuera e induce esfuerzos cortantes, que, si exceden la resistencia a la cizalladura, generan fracturas de corte. Estas fracturas se con-vierten en trayectos de permeabilidad mejorada que transportan el fluido móvil y la presión lejos de la cámara de vapor.10

7. Rennie A, McElhinney G, Illfelder H, Ceh L, Schaepsmeyer H y Krawchuk A: “A Case Study of a New Technique for Drilling SAGD Twin Wells in Heavy Oil Reservoirs,” artículo WHOC 2008-395, presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Edmonton, Alberta, 10 al 12 de marzo de 2008.

8. Freeman MA, Stoian A, Potapinski JW, Elias LC y Tetreault R: “Novel Drilling Fluid Eliminates Tar Problems Associated with Drilling SAGD Wells,” artículo SPE 90986, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

9. Tomilina EM, Chougnet-Sirapian A y Aboutourkia W: “New Thermally Responsive Cement for Heavy Oil Wells,” artículo SPE 15782, presentado en la Conferencia de Petróleo Pesado de Canadá de la SPE, Calgary, 12 al 14 de junio de 2012.

En las operaciones SAGD, una de las principa-les preocupaciones es la preservación de la roca de cubierta, que se expone a numerosos ciclos de inyección de vapor a lo largo de toda la vida útil del proyecto. Para establecer la integridad de la roca de cubierta y estimar su respuesta a la apli-

cación cíclica de calor, en las arenas petrolíferas de Athabasca, en Alberta, Canadá, los ingenieros construyeron modelos geomecánicos a partir de datos de registros sónicos, registros de imágenes, pruebas de mini fracturamiento, mediciones obtenidas con sensores de presión de formación y análisis de núcleos. Estos modelos permiten a los analistas estimar los esfuerzos inducidos y los cambios producidos en la resistencia de la roca, como resultado de la inyección de vapor, y ade-más pronosticar la ruptura por cizalladura y la falla por tracción de la roca (izquierda).

Los investigadores analizaron diversos esce-narios de inyección y utilizaron el simulador de yacimientos ECLIPSE para modelar los cambios producidos en la temperatura (ΔT) y en la pre-sión (ΔP). Los cambios correspondientes en el esfuerzo, la deformación, la porosidad (Δφ) y la permeabilidad (Δk) fueron computados utili-zando el software de simulación geomecánica por elementos finitos VISAGE 3D. Los valores de Δφ y Δk se volvieron a cargar en el modelo de simula-ción de yacimientos, con el que se computaron nuevos valores de ΔT y ΔP. Los nuevos esfuerzos locales y trayectos de esfuerzos —la relación entre el cambio en el esfuerzo horizontal y el cam-bio en la presión de poro— obtenidos a partir de estos modelos fueron verificados en función de diversos criterios de falla para predecir la posible ocurrencia y localización de las fallas mecánicas.11

Simulaciones de yacimientos térmicosSi bien el método SAGD demostró ser comercial-mente exitoso durante más de una década, en sus primeros días de aplicación, los operadores a veces experimentaban tasas de recuperación decepcionantes. Estas tasas se debían en parte a que los planificadores de la industria calculaban la respuesta del yacimiento al vapor sobre la base de estudios de simulación en los que se asumía la homo-geneidad de las arenas petrolíferas. Estas suposicio-nes, que funcionaron razonablemente bien en los

>Modelado del potencial de falla de la roca de cubierta. Los investigadores emplearon una combinación de simulador de yacimiento–modelo geomecánico para pronosticar los efectos de la presión del vapor sobre la integridad de la roca de cubierta después de tres años de inyección continua de vapor con una tasa de 200 m3/d [7 Mpc/d] y una presión de 3 MPa [435 lpc]. La cámara de vapor fue restringida para dilatarse principalmente en sentido ascendente; el agregado de calor indujo tensión horizontal (azul) en el yacimiento, por encima de la cámara (extremo superior izquierdo), y tensión vertical (azul) cerca de los lados de la cámara (extremo inferior izquierdo). Dentro de la cámara de vapor, los bordes experimentaron una compresión adicional (amarillo a rojo). Este contraste de esfuerzos puede inducir esfuerzos de corte; sin embargo, en ambos casos, la roca de cubierta se mantuvo intacta. Para determinar la presión de trabajo máxima segura, los investigadores incrementaron la presión de inyección hasta 6 MPa [870 lpc], valor inferior a la presión de fractura de 7,35 MPa [1 070 lpc]. Al cabo de tres años, el esfuerzo de compresión horizontal mínimo efectivo (extremo superior derecho) no había alcanzado el valor de cero (rojo); el rojo indicaría la falla potencial de la roca de cubierta por tensión. Además, el índice de rotura por cizalladura (extremo inferior derecho) indicó que la roca de cubierta estaba por experimentar un fenómeno de falla por cizalladura (rojo).


Roca decubierta

3 MPa 6 MPa

3 MPa 6 MPa

Cámara de vapor

Falla de la rocade cubierta

– 0 +

Cambio del esfuerzo horizontal mínimo

– 0 +

Esfuerzo horizontal mínimo efectivo

Ausencia de falla 0 Falla

Índice de ruptura por cizalladura

– 0 +

Cambio del esfuerzo vertical

10. Collins PM, Carlson MR, Walters DA y Settari A: “Geomechanical and Thermal Reservoir Simulation Demonstrates SAGD Enhancement Due to Shear Dilation,” artículo SPE/ISRM 78237, presentado en la Conferencia de la SPE y de la Sociedad Internacional de Mecánica de Rocas, Irving, Texas, EUA, 20 al 23 de octubre de 2002.

11. Khan et al, referencia 5.Para obtener más información sobre la integridad de la roca de cubierta, consulte: Khan S, Han H, Ansari S, Vishteh M y Khosravi N: “Caprock Integrity Analysis in Thermal Operations: An Integrated Geomechanics Approach,” artículo WHOC 11-609, presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Edmonton, Alberta, 14 al 17 de marzo de 2011.

10 Oilfield Review

proyectos EOR tradicionales durante muchos años, a menudo hacían que los ingenieros pronos-ticaran los requerimientos de vapor y presión de manera imprecisa y que sobrestimaran el volu-men de reservas recuperables alojadas en un yacimiento de bitumen.

Esa práctica se modificó cuando los especia-listas en métodos SAGD se dieron cuenta de que las arenas petrolíferas exhibían variaciones signi-ficativas en las propiedades geológicas y las pro-piedades de los yacimientos. Aprovechando las mejoras introducidas recientemente en los méto-

> Resultados incrementales de tres estrategias de terminación. Los pronósticos de cinco años para los tres diseños de terminaciones incluyeron los costos de las tuberías de revestimiento, las tuberías de producción, las operaciones de disparos, los ICDs, los empacadores, el tratamiento del agua y su reciclaje. El análisis financiero de la terminación inteligente arrojó un valor actual neto (NPV) más elevado, a lo largo del mismo tiempo, con respecto al diseño convencional y el diseño simple a pesar de haberse obtenido un volumen de producción mayor con la terminación simple.

Oilfield Review SUMMER 14SAGD Fig. 6AORSUMM 14 SAGD 6A

Volumen deproducción,

millones de bbl

Erogacionesde capital,

millones de dólarescanadienses

Costos operativos,millones de dólares

canadienses

NPV al 10%,millones de dólares

canadienses

Estrategia determinación

6,46

7,47

7,89

8,753

7,778

7,385

265

304

333

63,3

76,2

74,4

Terminación convencional

Terminación inteligente

Terminación simple

> Secciones horizontales de tres opciones de terminación SAGD. Para las terminaciones SAGD convencionales (izquierda), tanto los pozos de producción como los de inyección, son pozos entubados; la tubería de producción se corre hasta la punta del pozo productor y el pozo inyector se termina con la tubería de producción a mitad de camino, a través de la sección horizontal. Los últimos 610 m [1 970 pies] de ambos pozos, por debajo de aproximadamente 1 500 m [5 100 pies], se disparan. En las terminaciones SAGD inteligentes (centro), los dos pozos son entubados y la tubería de producción se corre hasta la punta de ambos pozos. Se utilizan dispositivos de control de influjo (ICDs) y empacadores para crear secciones individuales en el espacio anular del pozo de inyección. Las secciones horizontales de ambos pozos son disparadas únicamente donde existe un espesor mínimo de 5 m [16 pies] de arena continua (azul y verde). Las secciones con menos de 5 m de arena continua (púrpura) no se disparan. Las terminaciones simples (derecha) son entubadas y disparadas a lo largo de toda la sección horizontal y la tubería de producción se corre solamente hasta el talón de ambos pozos. (Adaptado de Akram, referencia 14.)


1 600

1 550

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Pozo de inyección Pozo de producción

MD, m MD, m MD, m MD, m MD, m MD, m

Terminación SAGD convencional Terminación SAGD inteligente Terminación SAGD simple

Pozo de inyección

ICD

Pozo de producción Pozo de inyección Pozo de producción

Disparos

Disparos

EmpacadorTubería deproducción

Tubería deproducción



Sin condiciones de yacimientoCondiciones de yacimiento

Sin condiciones de yacimientoCondiciones de yacimiento

Volumen 26, no.2 11

dos de simulación y la tecnología de computa-ción, hoy los analistas emplean una cuadrícula de alta resolución para captar los detalles de la hete-rogeneidad de un yacimiento y pueden correr modelos de campo completo. Además, con la dis-ponibilidad de una mayor capacidad computacio-nal, los ingenieros pueden efectuar simulaciones de localizaciones SAGD con múltiples pozos y dar cuenta de la interrelación de las cámaras de vapor para los pares de pozos adyacentes.12

Los modelos de simulación pueden utilizarse para medir el impacto de las opciones de termina-ción SAGD sobre la producción, la relación vapor-pe-tróleo (SOR) y la rentabilidad de los proyectos.13

En la dirección de una operación SAGD en las arenas petrolíferas de Athabasca, en Alberta, Canadá, un estudio utilizó la plataforma de la apli-cación Petrel E&P de Schlumberger para el mode-lado estático y empleó el simulador de yacimientos térmicos ECLIPSE para comprobar el impacto de una estrategia de terminaciones conocidas como terminaciones inteligentes o “verdes” (página anterior, arriba).

Los ingenieros utilizaron el modelo acoplado para determinar cómo la posición de los desvíos y las barreras dentro del yacimiento interfería con el trayecto de flujo de vapor pretendido, lo que les permitió configurar la terminación para que el vapor fluyera dentro del yacimiento en sentido

ascendente y se evitaran las obstrucciones. Además, se efectuó el análisis financiero, utili-zando el software de planeación, riesgo y reservas Merak Peep para comparar los resultados econó-micos de diversas opciones técnicas.

El estudio consistió en el modelado y la com-paración de las terminaciones SAGD convencio-nales, inteligentes y simples durante cinco años y las conclusiones extraídas fueron las siguientes:• El diseño convencional logró la mejor relación

SOR, pero debido a las elevadas erogaciones de capital y costos operativos (capex y opex), su tasa de retorno de la inversión fue la más baja.

• El diseño simple logró la máxima recuperación, pero requirió más vapor y produjo más agua, lo que incrementó las erogaciones de capital y costos operativos, que no fueron compensadas por incrementos graduales en la producción.

• El diseño inteligente logró un proceso optimizado de inyección de vapor con una erogación de capi-tal levemente más alta y costos operativos leve-mente más bajos, lo que se tradujo en el mejor valor actual neto (NPV) de las tres opciones.

Los resultados del estudio destacan el valor del modelado de las operaciones de recuperación térmica y el riesgo potencial de utilizar un solo indicador, tal como la relación SOR, para clasifi-car el éxito de un proyecto SAGD. Las simulacio-nes demostraron que el diseño de la terminación

12. Akram F: “Multimillion-Cell SAGD Models—Opportunity for Detailed Field Analysis,” artículo WHOC 11-534, presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Edmonton, Alberta, 14 al 17 de marzo de 2011.Para obtener más información sobre la optimización de los pares de pozos SAGD a través de simulaciones térmicas y de campo completo, consulte: Akram F: “Multi-Million Cell SAGD Models—Opportunity for Detailed Field Analysis,” artículo SPE 11RCSC–SPE 145679, presentado en la Conferencia y Exhibición de Caracterización y Simulación de Yacimientos de la SPE, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 9 al 11 de octubre de 2011.

13. La relación vapor-petróleo (SOR) es una medida del volumen de vapor requerido para producir un volumen de petróleo. Esta relación se utiliza normalmente para determinar la eficiencia de una operación SAGD en base a la hipótesis de que cuanto menor es la relación SOR, con más eficacia se utiliza el vapor y más bajos son los costos de combustible.

14. Akram F: “Effects of Well Placement and Intelligent Completions on SAGD in a Full-Field Thermal-Numerical Model for Athabasca Oil Sands,” artículo SPE/PS/CHOA 117704, presentado en el Simposio Internacional de Operaciones Térmicas y de Petróleo Pesado de la SPE, Calgary, 20 al 23 de octubre de 2008.

15. Banerjee S, Abdelfattah T y Nguyen H: “Benefits of Passive Inflow Control Devices in a SAGD Completion,” artículo SPE 165478, presentado en la Conferencia de Petróleo Pesado de la SPE, Canadá, Calgary, 11 al 13 de junio de 2013.

> Cámaras de vapor ideal y real. Una cámara de vapor ideal (izquierda) exhibe una distribución uniforme del vapor a lo largo de la extensión horizontal del pozo inyector e impregna la formación de manera uniforme, dirigiendo eficientemente el bitumen hacia el pozo de producción que se encuentra debajo. En la práctica, sin intervención, las cámaras de vapor son muy irregulares e ineficientes (derecha).

Oilfield Review SUMMER 14SAGD Fig. 6BORSUMM 14 SAGD 6B

Forma uniformeVistaen trescuartos

Vistalateral

Flujo uniforme Flujo variado

Forma irregular

Cámara de vapor uniforme ideal Cámara de vapor irregular

convencional produjo la relación SOR más baja y que el diseño de la terminación simple arrojó la mayor producción acumulada de petróleo. No obs-tante, cuando se incluyó un modelo económico, la terminación inteligente produjo costos totales más bajos y el mejor retorno de la inversión del operador (página anterior, abajo).14

Optimización de la producciónLa obtención de resultados económicos óptimos, cuando se utilizan métodos SAGD, requiere el desarrollo uniforme o un desplazamiento de la cámara de vapor eficiente. No obstante, a menudo, el flujo de bitumen y vapor a través de la formación entre los pares de pozos SAGD es irre-gular (abajo). Las heterogeneidades del yaci-miento producen un flujo irregular de vapor a través de las arenas petrolíferas y una movilidad variable de la fase petróleo, lo que genera un flujo no uniforme de petróleo. Además, el vapor es des-viado por la presencia de capas de lutita y lodo, a raíz de lo cual más del 80% del vapor inyectado sale del pozo por el talón, a través del trayecto de menos resistencia, y casi todo el vapor rema-nente sale por la punta del pozo.15 Para mejorar la concordancia mediante el control de la inyec-ción, los operadores han utilizado diversas estra-tegias, incluidas sartas de tubería de producción dobles dentro de tuberías de revestimiento cor-

12 Oilfield Review

tas (liners) ranuradas u otros filtros de exclusión de arena, tanto para los pozos de producción como para los pozos de inyección (arriba).

En la configuración de tubería de producción doble, una sarta inyecta el vapor en el talón de la sección horizontal del pozo de inyección y una segunda sarta transporta el vapor hasta la punta. Dado que el vapor pasa hacia la formación a tra-vés del liner ranurado, a lo largo de todo el tramo horizontal del pozo de inyección, los hidrocarbu-ros ingresan en la tubería de producción tanto por la punta como por el talón del pozo. Mediante el emplazamiento de los puntos de inyección y pro-ducción en ambos extremos de las secciones hori-zontales de los dos pozos, el flujo se distribuye de manera más uniforme entre el par de pozos.

Las terminaciones SAGD con tubería de pro-ducción doble, implementadas en el oeste de Canadá, generalmente incluyen sistemas de levan-tamiento artificial por gas en lugar de bombas eléctricas sumergibles (ESP) para llevar el petró-

leo a la superficie, pero no poseen válvulas de control de fondo de pozo. Las terminaciones con tubería de producción doble también pueden con-tener una sarta de tubería flexible instrumentada con una sarta de medición de la distribución de la temperatura o un arreglo de termocupla. Un estu-dio propuso el empleo de controladores de reali-mentación proporcionales, derivativos e integrales (PID) en cada sarta de tubería de producción del pozo inyector para controlar las tasas de inyección. El controlador PID monitorea la diferencia de temperatura existente entre los fluidos inyecta-dos y los fluidos producidos, y mantiene una dife-rencia especificada entre ambos mediante la regulación de la tasa de inyección.16 La diferencia de temperatura entre el vapor inyectado y los fluidos producidos, conocida como “subenfria-miento,” es una variable de control clave en las operaciones SAGD y normalmente se mantiene entre 15°C y 30°C [27°F y 54°F].17 Las termina-ciones con tubería de producción doble con con-

troladores PID han mejorado la eficiencia de desplazamiento de la cámara de vapor a través del control de las tasas de inyección para mantener un valor de subenfriamiento específico a medida que cambian las condiciones del yacimiento.

Un estudio de seguimiento dirigido a optimizar la producción y el NPV examinó la utilización de los controladores PID en los pares de pozos SAGD. Los investigadores llegaron a la conclusión de que los controladores permiten ajustar las tasas de inyección rápidamente y de ese modo lograr y mantener un valor de subenfriamento previsto y relaciones SOR eficientes. Además, dado que se utiliza el mismo valor de subenfriamiento obje-tivo en la mitad inicial que en la mitad final del par de pozos, los PIDs pueden mejorar la eficien-cia de desplazamiento de la cámara de vapor a lo largo de ambos pozos.18

Además, los ingenieros pueden procurar gene-rar un desplazamiento de la cámara de vapor efi-ciente mediante la instalación de dispositivos de control de influjo (ICD) como parte de un arreglo de filtros de exclusión de arena en el pozo de inyección o en el pozo de producción, o en ambos. Los ICDs están diseñados para hacer que varíe la distribución de presión a lo largo del pozo. Cuando se instalan como parte de la terminación del pozo de inyección, estos dispositivos sirven para ecuali-zar mejor el flujo de vapor desde la punta hasta el talón. Cuando se instalan como parte de la termina-ción del pozo de producción, ayudan a ecualizar el influjo de la emulsión vapor-petróleo desde la punta hasta el talón y de ese modo proporcionan un subenfriamiento más uniforme desde la punta hasta el talón (próxima página).

Los ICDs basados en boquillas son indepen-dientes de la viscosidad y la caída de presión varía en función del cuadrado de la velocidad a través de las boquillas, lo que proporciona una gran capacidad de restricción del vapor. Por con-siguiente, en las terminaciones de los pozos de producción SAGD, las boquillas actúan como vál-vulas autorreguladas porque a medida que el nivel de los líquidos se aproxima al filtro de arena del ICD, éstos se evaporan dentro de la válvula, lo que produce una restricción adicional del flujo para la misma caída de presión. Este proceso fun-ciona tratando de evitar que el vapor ingrese en el pozo de producción; si ingresa, lo hace con una tasa mucho más reducida que no produce daños localizados por erosión en el filtro de arena, a los que se conoce como “puntos calientes.” En conse-cuencia, las terminaciones SAGD con ICDs per-miten mejorar la eficiencia de desplazamiento sin necesidad de una segunda sarta de tubería de producción que se extienda hasta la punta del pozo de producción.19

> Control de la inyección de vapor y de la producción de bitumen en las secciones horizontales. Cuando un operador termina un pozo de inyección SAGD (derecha) con múltiples sartas de tubería de producción y una tubería de revestimiento corta (liner) ranurada, se puede inyectar vapor (flechas rojas) en el espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción, tanto en la punta como en el talón del pozo, para contribuir a la obtención de un perfil de inyección más uniforme a lo largo de la sección horizontal. Un pozo de producción terminado con sartas de tubería de producción duales y un liner ranurado (izquierda) permite que el condensado de vapor y el bitumen controlados por la fuerza de gravedad (flechas verdes) ingresen de manera más uniforme en el espacio anular existente entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento, a lo largo de la sección horizontal. Un controlador de realimentación proporcional, derivativo e integral (PID) (no mostrado) monitorea la diferencia de temperatura ente los fluidos inyectados y los fluidos producidos, o subenfriamiento, a través de la tubería flexible instrumentada del pozo de producción (línea roja) y regula las tasas de inyección acorde a un valor de subenfriamiento objetivo.


Tubería guía

Pozo de inyección

Pozo de producción

Tubería guía

Tubería de revestimiento intermedia

Tubería de revestimiento intermedia

Sarta de talón

Liner ranuradoVapor

Liner ranuradoSarta de talón

Sarta de punta

Sarta de punta

Sarta de levantamiento artificial por gas

Volumen 26, no.2 13

Los especialistas de Schlumberger corrieron simulaciones de pozo de un par de pozos SAGD que incluyeron un caso base en el cual el pozo productor se equipó con ICDs y el inyector se ter-minó como un pozo controlado con un PID y con sarta doble. El vapor se inyectó con una tasa máxima de 250 m3/d [8 800 pies3/d]; el subenfria-miento objetivo fue de 3°C [5,4°F]. Para este estu-dio, los investigadores utilizaron ICDs FluxRite, ahora denominados ICDs MeshFlux, que son una combinación de tecnología de control de la produc-ción de arena MeshRite e ICDs de tipo boquilla.

Instalada con los filtros en una tubería base de 14 m [46 pies] de largo y 7 pulgadas de diámetro, la boquilla ICD del pozo de producción contenía un estrangulador (orificio) de 4,2 mm [0,17 pulgadas] de diámetro. Cada pozo del par de pozos SAGD exhibía una longitud de 700 m [2 290 pies] y un espaciamiento vertical de 5 m [16 pies]. La simu-lación del yacimiento se basó en los datos dispo-nibles para la formación McMurray del noreste de Alberta, en Canadá, que contiene un bitumen de alta viscosidad en condiciones iniciales y es altamente heterogénea.20

Se corrieron cuatro simulaciones en total:• En el caso 1 (caso base), las temperaturas pro-

medio en la mitad inicial y la mitad final del pozo productor fueron calculadas utilizando un algoritmo de selección de temperaturas.

• En el caso 2, las temperaturas promedio en la mitad inicial y la mitad final de los pozos pro-ductores fueron calculadas como un promedio de las temperaturas de influjo.

• En el caso 3, el subenfriamiento objetivo se modificó de 3°C a 15°C.

• En el caso 4, el pozo productor fue terminado con sartas de tubería de producción dobles.

Los resultados del estudio indicaron que las terminaciones con sartas de tubería de producción dobles con controladores PID mejoraron la rela-ción SOR y la producción acumulada de petróleo. La utilización de un algoritmo de selección de tem-peraturas para seleccionar las temperaturas bajas mejoró el cálculo del subenfriamiento y un valor

objetivo de subenfriamiento más bajo mejoró la producción y los aspectos económicos.21 La utiliza-ción de ICDs en la terminación del pozo de pro-ducción se tradujo en un ambiente de presión más estable, un control más fácil de la produc-ción y una distribución de la producción más uni-

forme a lo largo de toda la sección horizontal del pozo que en los pozos productores terminados con sartas dobles.

Incentivados por los informes del impacto de los ICDs en la producción y en la eficiencia de las operaciones SAGD, los ingenieros de Brion Energy llevaron a cabo un estudio preliminar para cuantifi-car los beneficios potenciales de los ICDs desplega-dos con liner y utilizaron un modelo de yacimiento basado en el Proyecto Comercial del Río Mackay (MRCP), ubicado a unos 30 km [18,7 mi] al noroeste de Fort McMurray, en Alberta. Dado que el modelo inicial, basado en condiciones ideales y en un yacimiento perfectamente homogéneo, no mostró ninguna ventaja como resultado del empleo del ICD, fue reemplazado posteriormente por otro en el cual la permeabilidad absoluta de las celdas

16. Stone TW, Brown G, Guyaguler B, Bailey WJ y Law DH-S: “Practical Control of SAGD Wells with Dual Tubing Strings,” Journal of Canadian Petroleum Technology 53, no. 1 (Enero de 2014): 32–47.

17. Gates ID, Kenny J, Hernandez-Hdez IL y Bunio GL: “Steam-Injection Strategy and Energetics of Steam-Assisted Gravity Drainage,” artículo SPE/PS-CIM/CHOA 97742, presentado en el Simposio Internacional de Operaciones Térmicas y de Petróleo Pesado de la SPE, Calgary, 1º al 3 de noviembre de 2005.

18. Stone TW y Bailey WJ: “Optimization of Subcool in SAGD Bitumen Processes,” artículo WHOC 14-271, presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Nueva Orleáns, 5 al 7 de marzo de 2014.

19. Stone TW, Law DH-S y Bailey WJ: “Control of Reservoir Heterogeneity in SAGD Bitumen Processes,” artículo SPE 165388, presentado en la Conferencia de

Petróleo Pesado de la SPE-Canadá, Calgary, 11 al 13 de junio de 2013.

Para obtener más información sobre los ICDs, consulte: Ellis T, Erkal A, Goh G, Jokela T, Kvernstuen S, Leung E, Moen T, Porturas F, Skillingstad T, Vorkinn PB y Raffn AG: “Dispositivos de control de flujo: Perfeccionamiento de los estándares,” Oilfield Review 21, no. 4 (Junio de 2010): 30–39.

20. Stone et al, referencia 19.21. El algoritmo de selección de temperaturas promedia

todas las temperaturas de los pozos productores salvo las temperaturas más bajas de cada mitad del pozo si fueron significativamente más bajas que las temperaturas más elevadas registradas en cada mitad del pozo y afectaron los cálculos del producto permeabilidad-altura.

> Efecto en el talón y la punta. La emulsión de vapor-petróleo (azul) formada mediante la inyección de vapor durante las operaciones SAGD tiende a fluir a través de las zonas de mayor permeabilidad y a llegar al liner ranurado del pozo de producción de manera irregular, a menudo hasta el talón del pozo (extremo superior). Los dispositivos de control de influjo (ICDs), que se encuentran dentro de los arreglos de filtros de exclusión de arena, ecualizan la caída de presión a lo largo de toda la extensión del pozo, contribuyendo a la distribución más regular del flujo de la emulsión a través de la formación y al flujo más uniforme a lo largo de la sarta de producción horizontal (extremo inferior).


Liner ranurado

ICDs con filtros (cedazos) de exclusión de arena

14 Oilfield Review

del yacimiento en algunos de los planos perpendi-culares a la trayectoria del pozo se incrementaba o se reducía de acuerdo con la variación máxima prevista en la misma área del yacimiento.

Para alojar los filtros de arena que forman parte de la instalación ICD, el diámetro del liner se redujo de 85/8 pulgadas a 7 pulgadas. El mode-lado indicó que este cambio de tamaño no incidía en la relación SOR ni en la producción acumulada del par de pozos. Por motivos económicos y técni-cos, el equipo de trabajo optó por ICDs de tipo boquilla combinados con un medio filtrante de bajo perfil para permitir correr el arreglo dentro de la tubería de revestimiento de 95/8 pulgadas.

Con esta configuración, la simulación mostró que los pares de pozos con los ICDs en los produc-tores arrojaban una mayor producción acumu-lada y una relación SOR más baja que los pozos sin ICDs; gran parte del beneficio en términos de producción tuvo lugar en los primeros dos años. Tras este período, la producción acumulada fue un 12,2% mayor con liners equipados con ICDs que en los mismos pozos sin ICDs. Al cabo de seis años, esa diferencia se redujo a un valor de sólo 2,5%. Sin embargo, la relación SOR disminuyó en un 9,84% a fines del año 2 y en un 10,3% en el año 6. La compañía consideró que estos beneficios eran suficientes para proceder con las pruebas de campo.

Previo a las instalaciones de campo, se efec-tuó una simulación dinámica más detallada, utili-zando una trayectoria de un par de pozos reales y un geomodelo de yacimiento actualizado en el que el operador planificó correr la primera termina-ción con liner provisto de un ICD. La simulación fue corrida con un flujo de trabajo Petrel utili-zando el simulador de yacimientos ECLIPSE en combinación con un modelo de pozo de múltiples segmentos completamente acoplado. Además, en base a los resultados de las simulaciones que uti-lizaron diversos tamaños de boquillas y presiones diferenciales de fondo de pozo, el operador optó por instalar dos boquillas de 2,5 mm por cada unión del liner del pozo productor, manteniendo el subenfriamiento del pozo en 1°C [2°F]. Con la pre-sión diferencial del pozo fijada en 70 kPa [10 lpc] menos que la de una terminación estándar, los resultados de la simulación indicaron que la pro-ducción acumulada podría mejorar en un 34% en el año 4 y en un 23% en el año 12 (izquierda).

Sobre la base de los resultados de estas simu-laciones y la conclusión de que los ICDs poseen el potencial para mejorar el desempeño del desa-rrollo de un proyecto SAGD, en octubre de 2013 Brion Energy terminó el primero de los dos pozos que proyectó equipar con ICDs. Y se ha planifi-cado la terminación del segundo en el año 2014. Se prevé que la circulación de vapor comenzará en el segundo semestre de 2015 y la producción se iniciará en el primer semestre de 2016.22

Aligeramiento de la cargaComo sucede con todas las operaciones de produc-ción de petróleo y gas, los operadores que ejecutan proyectos SAGD se esfuerzan permanentemente por mejorar la producción, reducir los costos y minimizar el impacto ambiental de sus operaciones. En los pozos SAGD, el vapor domina tanto la pro-ducción como los costos. El mantenimiento de la producción de bitumen de los pozos SAGD sin intervención mecánica requiere incrementos cons-tantes de la tasa y la presión de inyección de vapor para compensar las pérdidas de la cámara de vapor y ayudar a llevar la emulsión petróleo y agua a la superficie. Sabiendo que dichos incrementos son insostenibles, los operadores SAGD han recurrido a los sistemas de levantamiento artificial.

Para ello, investigaron diversas técnicas y herramientas de levantamiento artificial en las arenas petrolíferas del oeste de Canadá, inclui-das bombas multifásicas, sistemas rudimentarios de levantamiento artificial por gas y bombas ESP.

> Producción de bitumen de pozos SAGD estándar con dispositivos de control de influjo (ICD). Las simulaciones corridas por Brion Energy indican que es mayor la producción acumulada (área por debajo de cada curva de tasa de flujo) proveniente de los pozos de producción SAGD que incluyen dos ICDs, provistos en cada caso de boquillas de 2,5 mm por cada unión de tubería de producción, que la producción proveniente de los pozos de producción con liner ranurado estándar correspondientes al caso base. Las simulaciones fueron corridas utilizando ICDs con boquillas de 2,5 mm con presiones diferenciales variables (0, 25, 50, 75 y 100 kPa) inferiores a la presión diferencial de los pares de pozos estándar. (Adaptado de Becerra et al, referencia 22.)


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3 /d

Años

Caso base

2,5 mm, 0 kPa

2,5 mm, 25 kPa [4 lpc]

2,5 mm, 50 kPa [7 lpc]

2,5 mm, 75 kPa [11 lpc]

2,5 mm, 100 kPa [15 lpc]

> Instrumentación de una bomba eléctrica sumergible (ESP) para una prueba en condiciones de alta temperatura. Mediante el equipamiento de una ESP con múltiples sensores durante las pruebas de laboratorio, los ingenieros pudieron monitorear las temperaturas superficial e interna y las vibraciones en los puntos de los ambientes de alta temperatura en los que las ESPs generalmente fallan. (Adaptado de Noonan et al, referencia 24.)


Sensor de temperaturade la superficie del motor

Sensor de temperaturadel aceite del motor

Sensor de temperaturadel bobinado del motor

Sensor de vibraciones horizontalesy verticales de fondo de pozo cerca

de la admisión de la bomba

Sensor de la temperaturade la admisión del fluido Fluidos producidos

Volumen 26, no.2 15

22. Becerra O, Kearl B y Sanwoolu A: “A Systematic Approach for Inflow Control Devices Testing in Mackay River SAGD Wells,” artículo SPE 170055, presentado en la Conferencia de Petróleo Pesado de la SPE-Canadá, Calgary, 10 al 12 de junio de 2014.

23. Gaviria F, Santos R, Rivas O y Luy Y: “Pushing the Boundaries of Artificial Lift Applications: SAGD ESP Installations in Canada,” artículo SPE 110103, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Anaheim, California, EUA, 11 al 14 de noviembre de 2007. Las pérdidas de presión se producen cuando los líquidos fluyen hacia la rueda móvil de una bomba. La cabeza de aspiración positiva neta es la presión mínima requerida en el orificio de aspiración de una bomba para impedir su cavitación.

24. Noonan SG, Dowling M, D’Ambrosio L y Klaczek W: “Getting Smarter and Hotter with ESPs for SAGD,” artículo SPE 134528, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Florencia, Italia, 19 al 22 de septiembre de 2010.

25. Pinguet B, Gaviria F, Kemp L, Graham J, Coulter C y Perez-Damas C: “SAGD Real-Time Well Production Measurements Using a Nucleonic Multiphase Flowmeter: Successful Field Trial at Suncor Firebag,” artículo WHOC 11-514, presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Edmonton, Alberta, 14 al 17 de marzo de 2011.

26. Para obtener más información sobre la tecnología Vx, consulte: Atkinson I, Theuveny B, Berard M, Conort G, Groves J, Lowe T, McDiarmid A, Mehdizadeh P, Perciot P, Pinguet B, Smith G y Williamson KJ: “Un nuevo horizonte en mediciones de flujo multifásico,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 58–70.

> Tecnología de pruebas de pozos multifásicos Vx. Las mediciones del medidor Vx no se basan en la separación de los fluidos o en la calibración del flujo y no son afectadas por la presencia de espuma o emulsiones. El medidor no posee partes móviles ni sensores en contacto directo con el fluido. Las mediciones de la presión absoluta y la presión diferencial se obtienen en el mismo punto del estrechamiento del tubo venturi. Las ventanas transparentes-nucleares del tubo venturi permiten que los rayos gamma pasen de la fuente al detector con poca pérdida causada por el equipo. Una computadora de flujo provee los datos de tasas de flujo y procesamiento de los sensores.


Detectornuclear

Computadorade flujo

Fuente nuclear

Transductorde presióndiferencial

Flujo

Tuboventuri

Transductorde presión

Debido al éxito limitado que experimentaron con las bombas multifásicas y las instalaciones de levantamiento artificial por gas, los operadores optaron por instalar ESPs. Los ingenieros com-prendieron que para que estas bombas resulta-ran efectivas, debían controlar el subenfriamiento en la admisión de la bomba. Cuando el valor del subenfriamiento se vuelve demasiado bajo, el vapor puede fluir directamente hacia la sarta de producción y la eficiencia energética se reduce. El vapor que ingresa en el liner ranurado tam-bién puede producir fallas en dicha tubería, pro-blemas de producción de arena y el fenómeno de cavitación en la bomba si la presión de admisión cae por debajo del valor especificado para la cabeza de aspiración positiva neta.23

Las ESPs son reconocidas por su rendimiento sólido en pozos de petróleo relativamente someros. No obstante, su vida útil se reduce significativa-mente cuando son expuestas a temperaturas ele-vadas de fondo de pozo o cuando las condiciones en el punto de admisión son tales que existe vapor de agua presente. Para evitar este modo de falla, las bombas deben ser fabricadas con mate-riales con mayor tolerancia a la expansión tér-mica que los utilizados en aplicaciones estándar. El aceite de motor debe poder mantener su resis-tencia dieléctrica y sus propiedades de lubrica-ción en condiciones de altas temperaturas y el cable eléctrico que se conecta al motor debe poder tolerar la inmersión constante en fluidos de alta temperatura.

Para abordar estos requerimientos, los inge-nieros de Schlumberger y ConocoPhillips diseña-ron y probaron una ESP para condiciones de alta temperatura en un circuito cerrado de pruebas de flujo de los laboratorios de C-FER Technologies en Edmonton, Alberta. Esta instalación posibilitó que el equipo de trabajo utilizara una diversidad de instrumentos de fondo de pozo para monitorear el rendimiento de la nueva ESP en un ambiente de alta temperatura (página anterior, abajo). La ESP para altas temperaturas REDA HotlineSA3 fun-cionó sin fallas durante casi 42 días a temperatu-ras de fluido oscilantes entre 150°C y 260°C [300°F y 500°F], que es el límite superior de diseño de temperatura del circuito cerrado de pruebas.24

Cifras de producción en tiempo real Con el tiempo y la experiencia, los especialistas en proyectos SAGD han mejorado significativa-mente la producción y han reducido los costos de recuperación del petróleo pesado. El ajuste poste-rior de estas operaciones requiere la disponibili-dad de datos de tasas de flujo oportunos y precisos

para optimizar las eficiencias del proceso de levan-tamiento artificial, ajustar las tasas y las presiones de inyección de vapor, y probar y revisar los mode-los de yacimientos utilizados para proporcionar los pronósticos de producción.

La captación de estos datos a través de los sistemas tradicionales de separación basados en la acción de la gravedad constituye una tarea tediosa en los pozos SAGD porque los fluidos de pro-ducción a menudo exhiben contrastes muy peque-ños entre las densidades del agua y del petróleo. Además, la producción proveniente de los pozos SAGD normalmente se caracteriza por la presen-cia de regímenes de flujo inestables, altas tempe-raturas, petróleo espumoso emulsionado, ácido sulfhídrico [H2S] y partículas abrasivas de arena.

Éstas y otras posibles fuentes de error lleva-ron a los ingenieros de Suncor Energy, en Calgary, y de Schlumberger a la conclusión de que las mediciones de tasas de flujo obtenidas con méto-dos tradicionales de monitoreo de la producción eran insuficientes para posibilitar la optimiza-ción de los pozos SAGD. En el año 2007, los inge-nieros buscaron una forma de superar estas limitaciones mediante la verificación y la califica-ción de un medidor de flujo multifásico (MPFM) en un pozo SAGD.25

El medidor MPFM se basó en la tecnología de pruebas de pozos multifásicos Vx desarrollada originalmente por los ingenieros de Schlumberger

para aplicaciones en aguas profundas. El sistema Vx combina un tubo venturi instrumentado con un medidor de fracciones multienergético para medir la tasa de flujo total y las fracciones de gas, petróleo y agua presentes en las corrientes de producción multifásicas (arriba).26

16 Oilfield Review

En el año 2009, luego de numerosos cambios de diseño basados en los resultados de las prue-bas de 2007, el equipo de trabajo propuso reem-plazar un separador de prueba centralizado por un MPFM Vx en cada uno de los nueve cabezales de pozos de una localización de pozos múltiples del proyecto de Suncor en Firebag, en el noreste de Alberta (arriba). Además de las mediciones más precisas obtenidas con el MPFM, este arreglo per-mitiría la obtención de mediciones de flujo conti-nuas en cada pozo. Por el contrario, en los arreglos originales, la existencia de un separador por locali-zación de múltiples pozos permitía a los ingenieros efectuar pruebas de pozos sólo en forma intermi-tente y durante intervalos de tiempo breves.

Si bien las mediciones de flujo obtenidas con el medidor MPFM y el separador de prueba para los mismos períodos de flujo estable proveyeron resultados consistentes entre ambos, los investi-gadores observaron que el medidor Vx sistemáti-camente arrojaba mediciones de la relación agua-líquido (WLR) más bajas que el separador

de prueba. La investigación demostró que el sepa-rador de prueba indicaba valores más altos que los reales para la producción de agua y más bajos que los reales para la producción de petróleo. Más sig-nificativo aún fue el hecho de que, a partir de los resultados del proyecto de tres años de duración, el equipo de trabajo de Schlumberger y Suncor llegó a la conclusión de que la tecnología Vx mos-traba repetibilidad, una buena respuesta diná-mica y mediciones de tasas de flujo de los pozos SAGD de alta precisión, lo que la convirtió en una herramienta de optimización muy adecuada.27

La optimizaciónLa aplicación del método SAGD exige una alta ero-gación de capital; los costos de generación del vapor representan el grueso de los costos operativos. Los ingenieros especialistas en métodos SAGD se esfuerzan continuamente por mejorar la distribu-ción del vapor a lo largo de los pares de pozos mediante la optimización en tiempo real (RTO).

No obstante, las operaciones SAGD son comple-jas y requieren que se monitoreen y se controlen muchos parámetros; las variables más importan-tes son las tasas de inyección del vapor, el suben-friamiento, y la temperatura y la presión de fondo de pozo.28 La tarea de aplicar prácticas RTO en las operaciones SAGD se complica aún más por el hecho de que los ingenieros derivan cada uno de los parámetros requeridos combinando datos de numerosas fuentes (próxima página).29 Si bien estas numerosas variables dificultan la optimiza-ción de las operaciones SAGD, su complejidad también hace que estas operaciones sean buenas candidatas para la aplicación de soluciones RTO.

Dos de las mediciones más importantes que se utilizan en la práctica RTO —los perfiles de temperatura y presión a lo largo de las secciones horizontales— se obtienen a través de sensores de fibra óptica que registran la distribución de la temperatura (DTS).30 Y los dispositivos MPFMs proporcionan un tercer dato crucial; las tasas de flujo de superficie en tiempo real para cada fase.

Para la práctica RTO, estos datos cruciales son sometidos a controles de calidad básicos uti-lizando un software para eliminar errores obvios, tales como presiones negativas y temperaturas extremadamente altas o bajas. A menudo, estos resultados son refinados posteriormente mediante

> Proyecto Firebag. El proyecto de Suncor en Firebag, sitio de las pruebas del medidor de flujo multifásico Vx, se localiza en el noreste de Alberta.


Alberta

Edmonton

Calgary

Alberta

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

Proyecto SAGD deSuncor en Firebag

2000 mi

0 200kmOcéano Ártico

27. Pinguet B, Gaviria F, Kemp L, Graham J, Coulder C, Damas C y Ben Relem K: “First Ever Complete Evaluation of a Multiphase Flow Meter in SAGD and Demonstration of the Performance Against Conventional Equipment,” presentado en el 28o Simposio Internacional de Mediciones de Flujo del Mar del Norte, St. Andrews, Escocia, 26 al 29 de octubre de 2010.

28. González LE, Ficocelli P y Bostick T: “Real Time Optimization of SAGD Wells,” artículo SPE 157923, presentado en la Conferencia de Petróleo Pesado de la SPE, Canadá, Calgary, 12 al 14 de junio de 2012.

29. Mohajer M, Pérez-Damas C, Berbin A y Al-kinani A: “An Integrated Framework for SAGD Real-Time Monitoring,” artículo WHOC 2009-390, presentado Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Isla Margarita, Venezuela, 3 al 5 de noviembre de 2009.

30. Para obtener más información sobre los DTSs, consulte: Brown G: “Temperaturas de fondo de pozo obtenidas con fibra óptica,” Oilfield Review 20, no. 4 (Primavera de 2009): 34–39.

31. Mohajer et al, referencia 29.32. Asociación Canadiense de Productores de

Petróleo (CAPP): “Crude Oil Forecast, Markets and Transportation,” Calgary: CAPP, junio de 2013.

Volumen 26, no.2 17

>Mediciones de superficie y de fondo de pozo. Los ingenieros deben utilizar diversas técnicas para medir todas las variables requeridas para el monitoreo, la vigilancia, el diagnóstico y la optimización de las operaciones con pozos SAGD. (Adaptado de Mohajer et al, referencia 29.)


Flujo de fondo de pozo para sistemas ESP

Método

Medición de tasa de flujo

Medición en terminaciones con sistemas de levantamiento ESP

Medición en terminaciones con sistemas de levantamiento artificial por gas

Medición en terminaciones con inyección de vapor

Medición de superficie



Ventaja

Medición de fondo de pozo



Limitación

Medición circunstancial



Tasa de flujo verdaderade la bomba

Solamente una fase; limitación con gas libre

Prueba de pozo con uso de separadores

Disponibilidad inmediata

Presión de tubería de producción

Presión de descarga de la bomba

Inconsistente, resultados desfasados en el tiempoAfecta la contrapresión del sistema

Consistente y preciso

Capacidad para medir la inestabilidad

Interferencia mínima con las presiones del sistema

Las lecturas requieren el ajuste con respecto a las condiciones de referencia del petróleo en tanque

Prueba de pozo multifásico de instalación temporaria

Estudio del perfil térmico con medición de la distribución de la temperatura

Distribución de la temperatura

Prueba de pozo con medición multifásica

Presión de admisión de la bomba Medición dinámica de presión, temperatura y flujo con el pozo fluyendo

Presión y temperatura de tubería de producción

Presión de tubería de producción por debajo del orificio

Medición dinámica de presión, temperatura y flujo con el pozo fluyendo

Presión y temperatura de tubería de producción

Presión y temperatura de inyección

Estudio del perfil térmico con mediciónde la distribución de la temperatura

Distribución de la temperaturaTasa de inyección

Tasa de inyección

Datos de flujo multifásico

Prueba de flujo multifásico con instalación temporaria

Presión y temperatura de inyección

Presión de tubería de revestimiento por debajo del orificio

Presión de tubería de revestimiento

Tasa de flujo de la bombaFlujo total

Potencia Temperatura de admisión

Vibración

Temperatura del motorTasa de flujo multifásico

un procedimiento más riguroso para garantizar que todos los parámetros obedezcan las leyes de la termodinámica, sean físicamente realistas y refle-jen aquello que el sistema observó en el pasado. Los datos faltantes o previamente descartados son reemplazados utilizando estimaciones basa-das en mediciones relacionadas. Los datos medi-dos se analizan rápidamente y las relaciones que no son obvias en un conjunto de datos multidi-mensionales se identifican para revelar las corre-laciones o las tendencias ocultas. A menudo, estas correlaciones son suficientemente sólidas para

describir el comportamiento de los datos obser-vados como el resultado de algunos parámetros de entrada solamente.31

Luego, se puede proceder con la optimización comparando el subenfriamiento calculado a par-tir de mediciones de temperatura DTS en tiempo real con un modelo de yacimiento y un rango de subenfriamiento objetivo. Cuando el sistema noti-fica al operador que el valor de subenfriamiento se encuentra fuera de rango, los ingenieros efectúan cambios en los controles, tales como las tasas de inyección de vapor y de bombeo multifásico.

Idealmente, estos cambios se efectúan automáti-camente en un sistema de circuito cerrado que ajusta los controles en forma permanente.

El futuro del petróleo pesadoDe acuerdo con la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP), en el año 2012 Canadá produjo 290 000 m3/d [1,8 millones de bbl/d] de petróleo de arenas petrolíferas. De ese total, 130 000 m3/d [800 000 bbl/d] provinieron de operaciones con métodos de minería y para el resto se utilizaron métodos locales, principal-mente los métodos SAGD. En ese mismo informe, la CAPP pronosticó que para el año 2030, los méto-dos de minería darían cuenta de 270 000 m3/d [1,7 millones de bbl/d] de producción, en tanto que los métodos locales se incrementarían a 560 000 m3/d [3,5 millones de bbl/d].32

La relación entre los volúmenes de producción resultantes de los métodos SAGD y los obtenidos con métodos de explotación minera se está incre-mentando a favor de los primeros porque gran parte del bitumen del oeste de Canadá se encuen-tra a demasiada profundidad para ser extraído por métodos mineros, y las erogaciones de capital y costos operativos de los proyectos SAGD son sustancialmente inferiores a los de las operacio-nes mineras. Los proyectos SAGD pequeños pue-den ser redituables y extenderse con el tiempo. Además, en los pozos, los plazos son más cortos que en las minas, por lo que las compañías pue-den reaccionar ante las condiciones cambiantes de los mercados. Por otra parte, mientras que las operaciones de extracción del bitumen por méto-dos mineros requieren la remoción de toda la capa superficial del suelo y los estratos de sobre-carga, los pozos SAGD producen una huella rela-tivamente pequeña, lo que los torna mucho más atractivos desde el punto de vista ambiental.

Las arenas petrolíferas de Canadá ofrecen a las compañías de exploración y producción otra ventaja adicional: las reservas se conocen y, por consiguiente, los riesgos y los costos de explora-ción virtualmente se eliminan. Con seguridad, los incentivos económicos y ambientales, secunda-dos por la aplicación de varias décadas de desa-rrollo de tecnologías de exploración y producción, harán que las arenas petrolíferas de Canadá sean un componente crucial del mercado petrolero global por muchos años. —RvF

18 Oilfield Review

Perforación científica de pozos marinos ultra profundos: Exploración de la zona sismogénica

Muy por encima de la línea de costa de Japón, las placas de piedra señalan los

niveles históricos de subida del agua y constituyen una advertencia ancestral de los

efectos devastadores de los tsunamis. Frente a esa costa, en las profundidades de la

Fosa de Nankai y la Fosa de Japón, un registro geológico del origen de los sismos y

los tsunamis se extiende durante varios milenios. Los científicos están explorando

las profundidades de éstas y otras zonas de subducción mundiales para comprender

mejor los procesos geológicos que tienen lugar en los bordes de las placas tectónicas.

Con esta información, esperan poder mejorar los sistemas de advertencia de tsunamis

y mitigar los riesgos sísmicos.

Los terremotos de las zonas de subducción son unos de los mayores riesgos naturales del planeta. Los más peligrosos se inician dentro de un rango de profundidad de aproximadamente 5 a 40 km [3 a 25 mi], al que se alude como zona sismogénica.1

A mayores y menores profundidades, puede suce-der que las fallas se deslicen asísmicamente; sin generar ondas sísmicas intensas. A profundidades someras, los esfuerzos generalmente son dema-siado pequeños para originar terremotos de consi-deración. A grandes profundidades, las rocas se vuelven dúctiles debido a las altas temperaturas.

Mediante la perforación de pozos en las zonas sismogénicas y el estudio de muestras de núcleos de dichas zonas, los científicos esperan esclare-cer cómo las propiedades de los materiales y los campos de esfuerzos afectan el deslizamiento de las fallas, que se pueden propagar hasta el lecho marino durante los terremotos y generar tsunamis.2

El terremoto de Sumatra-Andaman del año 2004 y el tsunami subsiguiente, y el terremoto y el tsunami de Tohoku-Oki que asolaron Japón en 2011, demostraron el potencial devastador aso-ciado con estos fenómenos naturales.

Tras estos eventos tectónicos destructivos, los científicos se han esforzado al máximo para com-prender mejor las regiones con propensión a los terremotos. Entre 2003 y 2013, el Programa Integrado de Perforación Oceánica (IODP) fun-cionó como un esfuerzo internacional de colabo-ración para la investigación marina, dedicado a fomentar el conocimiento científico de la Tierra mediante el monitoreo y el muestreo de los ambien-tes del subsuelo marino.3 El plan científico inicial del IODP identificó tres temas principales:• la biósfera profunda y el subsuelo oceánico• el cambio, los procesos y los efectos ambientales• los ciclos de la Tierra sólida y la geodinámica,

incluida una iniciativa enfocada en las zonas sismogénicas.

El trabajo de las 48 expediciones del IODP, enfocado en estos temas, se basó en el de sus pre-decesores: el proyecto Mohole, el proyecto de Perforación Marina Profunda y el Programa de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos. Schlumberger ha participado en la perforación de pozos profundos en los océanos con fines cien-tíficos para muchos de estos proyectos.

Nobuhisa EguchiKyaw MoeAgencia Japonesa de Ciencia y Tecnología Marina y TerrestreYokohama, Japón

Masafumi FukuharaSagamihara, Japón

Koji KusakaTokio, Japón

Alberto MalinvernoObservatorio Terrestre Lamont-Dohertyde la Universidad de ColumbiaPalisades, Nueva York, EUA

Harold TobinUniversidad de Wisconsin–MadisonMadison, Wisconsin, EUA

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2014: 26, no. 2Copyright © 2014 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Lifeng Gan, Takashi Monden y Ushio Takahashi, Nagaoka, Japón; y a Gokarna Khanal, Kuala Lumpur. adnVISION, arcVISION, FlexSTONE, FMI, Formation MicroScanner, geoVISION, MDT, PowerPulse, PowerV, RAB, seismicVISION, sonicVISION, TeleScope, UBI y VSI son marcas de Schlumberger.

1. La zona sismogénica corresponde al rango de profundidad de la corteza terrestre dentro del cual se inician los terremotos. Las secciones de ciertas superficies de fallas e interfaces entre placas tectónicas se atascan entre sí y acumulan esfuerzos. Los terremotos tienen lugar cuando se supera la fricción estática, lo que produce fenómenos de deslizamiento de fallas y radiación de energía sísmica. Según los sismólogos, este proceso de atascamiento y liberación se produce cuando la fricción dinámica es menor que la fricción estática y cuando la fricción de la falla exhibe un debilitamiento de la velocidad. Para obtener más información sobre la zona sismogénica, consulte: Dixon TH y Moore JC (eds): The Seismogenic Zone of Subduction Thrust Faults. Ciudad de Nueva York: Columbia University Press, 2007.

2. Para obtener más información sobre el origen de los tsunamis, consulte: Bunting T, Chapman C, Christie P, Singh SC y Sledzik J: “La ciencia de los tsunamis,” Oilfield Review 19, no. 3 (Invierno de 2007/2008): 4–19.

3. Para obtener más información sobre la historia del IODP y sus predecesores hasta el año 2004, consulte: Brewer T, Endo T, Kamata M, Fox PJ, Goldberg D, Myers G, Kawamura Y, Kuramoto S, Kittredge S, Mrozewski S y Rack FR: “Perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos: Revelación de los secretos de la Tierra,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 26–41.

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19Volumen 26, no.2

JAMSTEC/IODP

20 Oilfield Review

El IODP incrementó considerablemente la capacidad de la comunidad científica para perfo-rar varios kilómetros por debajo del fondo marino. Las mejoras introducidas en la tecnología de per-foración, en las técnicas de extracción de núcleos y adquisición de registros (perfilaje), y en las téc-nicas de interpretación que correlacionan las mediciones de pozos con datos sísmicos y datos de núcleos facilitaron las operaciones de perforación con fines científicos. Muchos de estos avances fueron desarrollados para la exploración de petróleo y gas. Este artículo revisa los objetivos del programa que recientemente ha pasado a denominarse Programa Internacional de Descubrimientos Oceánicos (IODP). Además, examina las tecnologías actuales e inci-pientes que han permitido la perforación de pozos ultra profundos en los océanos, con fines científi-cos, presenta algunos casos de estudio de zonas sismogénicas del IODP y describe las direcciones y desafíos futuros.4

Una nueva era en perforación científicaPara comprender la historia y la estructura de la Tierra, el IODP lleva a cabo expediciones marítimas destinadas a estudiar los sedimentos y las rocas pre-sentes por debajo del fondo marino.5 El plan cientí-

fico del IODP para el período 2013-2023 incluye como temas principales el pasado y el futuro del cambio climático y oceánico, la biósfera profunda, los procesos que acaecen en las profundidades y su conexión e impacto con respecto al ambiente de superficie, y los riesgos y procesos terrestres en la escala de tiempo humana. Los geocientíficos del IODP estudian los procesos dinámicos que ocasio-nan terremotos, derrumbes y tsunamis; los cam-bios de las propiedades locales durante un ciclo de terremotos relacionados con procesos de ruptura de fallas; y el flujo de fluidos en los sedimentos y la corteza volcánica. Y utilizan observatorios subma-rinos, instalados en pozos a largo plazo, para el muestreo de fluidos y la fauna microbiana y el monitoreo de esfuerzos y deformaciones.

El IODP procura fomentar esta investigación a través del despliegue de tecnologías de perfora-ción oceánica de última generación, la facilitación de la diseminación de los datos y la provisión de un contexto científico para informar e incrementar la concientización global acerca del cambio ambien-tal y los riesgos geológicos. En el corriente año (2014), el IODP cuenta con el apoyo financiero de 26 países.6 El Centro de Exploración Terrestre Profunda (CDEX) de Japón es el operador de la

embarcación para perforación con tubo ascendente y la Organización a cargo de la Implementación de EUA (USIO), la operadora de embarcación para perforación sin tubo ascendente. El Operador de Ciencias (ESO) del Consorcio Europeo de Perforaciones de Investigación Oceanográfica (ECORD) dirige las operaciones específicas para cada misión.

El Programa Internacional de Perforación Científica Continental (ICDP) provee la infraes-tructura que facilita las operaciones de perforación con fines científicos y de investigación en los ambientes terrestres y ahora coordina sus activida-des con las del IODP.7 Las compañías contratistas de servicios financian las actividades relacionadas con la adquisición de registros MWD, LWD y con herramientas operadas con cable y ofrecen sus ser-vicios de expertos técnicos y de perforación y termi-nación de pozos durante las expediciones.

Avances técnicos recientesLa perforación científica tiene tres objetivos princi-pales: la recuperación y análisis de muestras de fluidos y núcleos, la obtención de mediciones de fondo de pozo y la instalación de observatorios en pozos. Históricamente, las operaciones de per-foración en aguas profundas con fines científicos han debido enfrentar una diversidad de desafíos, tales como la compensación del movimiento de las embarcaciones durante la perforación y medi-ción, la conservación de la estabilidad de los pozos y el balance de la presión de poro, y a la vez evitar la iniciación de fracturas. Los científicos requieren equipos de extracción de núcleos y perfilaje que toleren las altas temperaturas y pre-siones de los pozos situados en aguas ultra pro-fundas, y los especialistas en cementación deben diseñar sistemas de cementación que sean efecti-vos en las condiciones de baja temperatura del lecho marino. Las restricciones de tiempo y cos-tos imponen la necesidad de que las operaciones de perforación y extracción de núcleos sean efi-cientes y el análisis de núcleos, oportuno.

Para satisfacer estos desafíos, las embarca-ciones de investigación dedicadas han sido pues-tas en servicio y equipadas con tecnologías de perforación, medición y terminación de pozos de última generación.8 Hoy, servicios tales como MWD y LWD, son esenciales en las operaciones de per-foración científica. La extracción de núcleos es central en este tipo de perforación y constituye una de las actividades más importantes implemen-tadas a bordo de las embarcaciones para perfora-ción científica.9 Los ingenieros han desarrollado una diversidad de métodos especiales de extrac-ción de núcleos.10 Estas tecnologías y métodos

> Embarcación para perforación sin tubo ascendente JOIDES Resolution. Transcurridos casi 25 años de servicio, la embarcación para perforación JOIDES Resolution (JR) fue reacondicionada y actualizada para expandir sus capacidades. Tras las correspondientes pruebas en el mar, en febrero de 2009 volvió a operar como embarcación para perforación sin tubo ascendente para el Programa Integrado de Perforación Oceánica (ahora denominado Programa Internacional de Descubrimientos Oceánicos, IODP). La embarcación se encuentra operando en virtud de una extensión de un año de la concesión previa de 10 años adjudicada al Consorcio para el Liderazgo Oceánico (Fotografía, cortesía del IODP y de la Universidad A&M de Texas.)


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son cruciales para el éxito del IODP, y gracias a su disponibilidad, las embarcaciones de investiga-ción actúan como vehículos para el acceso efec-tivo y eficiente al subsuelo.

La embarcación para investigación JOIDES ResolutionLa única embarcación de perforación científica para el Programa de Perforación Oceánica fue la embar-cación para investigación JOIDES Resolution (JR), que también operó durante la fase inicial de per-foración sin tubo ascendente del Programa Integrado de Perforación Oceánica (página ante-rior, arriba). Desde el año 1985, los científicos que trabajan a bordo de la embarcación JR lleva-ron a cabo más de 120 expediciones y recupera-ron muestras de núcleos en tirantes de agua (profundidades del lecho marino) oscilantes entre 85 m [280 pies] y casi 6 000 m [20 000 pies] y a hasta una profundidad de 2 100 m [6 900 pies] por debajo del fondo marino (bfm).

Los operadores retiraron de servicio la embar-cación JR en el año 2006 para refaccionarla. Las modificaciones se enfocaron en la posibilita-ción de operaciones de perforación eficientes en términos de costos y tiempos. El mejoramiento de la calidad y la recuperación de los núcleos y el incremento de las velocidades de penetración en litologías desafiantes y a profundidades extremas fueron los objetivos principales de este proyecto. Otra de las metas fue el mejoramiento de la capa-cidad para desplegar una amplia diversidad de herramientas de muestreo e instrumentos de per-filaje de fondo de pozo. La embarcación JR refac-cionada cuenta con instalaciones de laboratorio nuevas, capacidades mejoradas de manipulación de núcleos, una red expandida de información y tecnología con su infraestructura, sistemas recién reformados de compensación pasiva del movi-

miento vertical y de cubierta, capacidades mejora-das de perfilaje y espacios de trabajo y alojamiento más amplios y mejor organizados.11 La Fundación A&M de Texas gestionará la embarcación JR por un período de cinco años contados a partir de octubre de 2014.

Mediante la utilización de técnicas de perfo-ración sin tubo ascendente, los perforadores de la embarcación JR bombean agua de mar, el prin-cipal fluido de perforación, en sentido descen-dente a través de la columna de perforación y llevan los retornos del fluido de perforación al fondo marino (abajo). Este proceso permite al operador perforar muchos pozos someros en un tiempo relativamente corto. El agua de mar es un fluido de perforación de bajo costo que limpia y enfría la barrena de perforación y lava los recor-tes de perforación del pozo. Si es necesaria una

> Tecnologías de perforación con y sin tubo ascendente. La perforación con tubo ascendente (izquierda) incluye una tubería de revestimiento externa que rodea a la columna de perforación para proporcionar un espacio anular para la circulación de retorno del fluido de perforación destinada a mantener el balance de presión en el pozo. Un preventor de reventones protege a la embarcación de las sobrepresiones explosivas de los fluidos. La perforación con tubo ascendente se requiere para pozos profundos, formaciones inestables o sobrepresionadas y sitios en los que puede encontrarse hidrocarburos. La perforación sin tubo ascendente (derecha) utiliza agua de mar como principal fluido de perforación, que se bombea en sentido descendente a través de la columna de perforación. La perforación sin tubo ascendente puede emplearse en aguas ultra profundas para los pozos que se extienden menos de 1 000 m [3 300 pies] por debajo del fondo oceánico.


Barrenade perforación

Barrena de perforación

Lecho marino

Recortes deperforación

Lecho marino

Agujerodescubierto

Agujero descubierto

Segunda tuberíade revestimiento

Segunda tuberíade revestimiento

Tubería derevestimientode superficie

Tubería derevestimientode superficie

Preventor dereventones (BOP)

El fluido de perforaciónes bombeado en

sentido descendentea través de la columna

de perforación

El fluido de perforaciónes bombeado en

sentido descendentea través de la columna

de perforación

Tubo ascendente

Columna deperforación

Columna deperforaciónEl fluido y los recortes

de perforación fluyen en sentido ascendente entre la columna de perforación y el tubo ascendente

El fluido y los recortes de perforación fluyen en sentido ascendente entre la columna de perforación y el pozo o la tubería de revestimiento

El fluido y los recortes de perforación fluyen en sentido ascendente entre la columna de perforación y el pozo o la tubería derevestimiento

El fluido y los recortes de perforación fluyen sobre el lecho marino

4. Muchos organismos gubernamentales han definido las aguas profundas y ultra profundas como áreas en las que los tirantes de agua (profundidad del lecho marino) son superiores a 300 m [1 000 pies] y 1 500 m [5 000 pies], respectivamente.

5. Para obtener más información sobre el nuevo IODP, consulte: Bickle M, Arculus R, Barrett P, DeConto R, Camoin G, Edwards K, Fisher F, Inagaki F, Kodaira S, Ohkouchi N, Pälike H, Ravelo C, Saffer D y Teagle D: “Illuminating Earth’s Past, Present and Future: Science Plan for 2013–2023,” International Ocean Discovery Program: Exploring the Earth Under the Sea, http://www.iodp.org/program-documents (Se accedió el 20 de abril de 2014).

6. Los países que brindan su apoyo al IODP son: Australia, Austria, Bélgica, Brasil, Canadá, China, Dinamarca, Finlandia, Francia, Alemania, Islandia, India, Irlanda, Israel, Italia, Japón, Corea, los Países Bajos, Nueva Zelanda, Noruega, Polonia, Portugal, Suecia, Suiza, el Reino Unido y EUA.

7. El Programa Internacional de Perforación Científica Continental (ICDP) y el Programa Internacional de Descubrimientos Oceánicos ahora difunden la publicación Scientific Drilling en forma conjunta. Para obtener más información sobre el ICDP y sus actividades, consulte: http://www.icdp-online.org/ (Se accedió el 20 de abril de 2014).

8. Para obtener más información sobre las operaciones de cementación en aguas 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 de la construcción de pozos en aguas profundas,” Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 2–19.

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

10. Para obtener más información sobre la tecnología de extracción de núcleos, consulte: Huey DP: “IODP Drilling and Coring Technology: Past and Present—Phase 2—Final Report,” Informe de Stress Engineering Services, Inc. para el IODP-MI (Septiembre de 2009), http://www.iodp.org/doc_download/3464-iodp-drilling-coring-tech-final (Se accedió el 20 de abril de 2014).

11. Para obtener más información sobre la embarcación JOIDES Resolution, consulte: “Riserless Vessel,” International Ocean Discovery Program: Exploring the Earth Under the Sea, http://www.iodp.org/riserlessvessel (Se accedió el 20 de abril de 2014).

22 Oilfield Review

mejor limpieza del pozo, el agua de mar se com-plementa ocasionalmente con “píldoras” de lodo de mayor viscosidad. Los problemas de limpieza y estabilidad del pozo dificultan la perforación de más de 1 000 m [3 300 pies] bfm o la explotación del pozo para las observaciones subsiguientes durante varios años. La perforación de capas no consolida-das utilizando agua de mar es dificultosa. La falta de espesantes y aditivos tradicionales para lodos de perforación puede producir el colapso del pozo o el influjo de fluidos desde formaciones con mayor presión, si las hubiere. Los geocientíficos seleccio-nan los sitios de perforación para evitar las for-maciones petrolíferas o gasíferas potenciales debido al riesgo de daño ambiental.

La técnica de perforación con tubo ascendente, que es una práctica estándar en la industria del petróleo y el gas, estuvo disponible para las opera-ciones de perforación con fines científicos del IODP en el año 2005. Se trata de una técnica que requiere más tiempo y costos más elevados que los de la perforación sin tubo ascendente. El tubo ascendente marino conecta la embarcación para

perforación con el preventor de reventones (BOP) en el lecho marino. El sistema de tubo ascendente incluye una tubería de revestimiento externa que rodea la columna de perforación para proporcio-nar un espacio anular para la circulación de retorno del fluido de perforación. El perforador puede controlar la densidad del lodo para equili-brar la presión de los fluidos de formación y evi-tar el colapso del pozo.

Los perforadores utilizan un lodo de perforación viscoso para desplazar los recortes de perforación que los científicos muestrean a bordo. Los recortes de perforación proporcionan un registro conti-nuo de las formaciones del subsuelo. La perfora-ción con tubo ascendente permite además que las brigadas operativas perforen en ciertas for-maciones inestables y extraigan muestras de zonas de fallas activas. El perfilaje con herramien-tas operadas con cable puede llevarse a cabo en pozos perforados tanto con tubo ascendente como sin tubo ascendente. No obstante, algunas herra-mientas que pueden correrse a través de los tubos ascendentes quizás resulten demasiado largas

para ser corridas en modo de perforación sin tubo ascendente, a través de sartas de perfora-ción más estrechas. Entre estas herramientas se encuentran los instrumentos que miden la pre-sión de poro en el fondo del pozo y extraen mues-tras de fluidos.

Embarcación para perforación Chikyu La embarcación para perforación Chikyu es la pri-mera embarcación para perforación equipada con tubo ascendente, diseñada específicamente para actividades de investigación científica (izquierda). Inaugurada en el año 2005, la embarcación, cons-truida como proyecto nacional con fondos del gobierno japonés, es operada por la Agencia Japonesa de Ciencia y Tecnología Marina y Terrestre (JAMSTEC).12 La embarcación Chikyu permite el acceso a las profundidades de la cor-teza oceánica en busca del manto infrayacente, los ambientes de las zonas de subducción, sus zonas sismogénicas asociadas, y los sistemas geo-lógicos y biológicos de las regiones potencial-mente hidrocarburíferas.

La embarcación Chikyu sustenta operaciones de perforación con y sin tubo ascendente y posee la capacidad para perforar con tubo ascendente en tirantes de agua de 2 500 m [8 200 pies] con longi-tudes de pozos de hasta 7 000 m [23 000 pies] bfm. Los científicos de la agencia JAMSTEC consideran un tirante de agua de 7 000 m, más una penetra-ción de 1 000 mbfm, el límite para la perforación sin tubo ascendente; límite en el que inciden las condiciones de la formación y el estado del mar. Los operadores utilizan los datos GPS de los saté-lites, un sistema subacuático de posicionamiento acústico y propulsores azimutales para controlar la posición de la embarcación dinámicamente. La embarcación puede perforar de manera segura y continua con corrientes de superficie de hasta 2,1 m/s [4 nudos], vientos de hasta 80 km/h [50 mi/h] y olas de hasta 4,5 m [15 pies] de altura.

Entre las características más destacadas de la embarcación Chikyu se encuentran una cubierta de 121 m [397 pies], un sistema sofisticado de manipulación de tuberías con un sistema de cuello de ganso hidráulico y plataformas para tubería, un sistema de circulación de lodo de perforación, un tubo ascendente y preventores de reventones. Las instalaciones de análisis y manipulación de núcleos de última generación, a bordo de la embarcación, incluyen un laboratorio con un escáner de tomografía computada con tecnología de rayos X, un laboratorio de microbiología, una sala de muestreo que posibilita la extracción de muestras no contaminadas en un ambiente anae-róbico, una sala para separación de núcleos, un laboratorio de núcleos para la obtención de medi-

> Embarcación para perforación con tubo ascendente Chikyu. El Centro de Exploración Terrestre Profunda, con el auspicio de la Agencia Japonesa de Ciencia y Tecnología Marina y Terrestre (JAMSTEC), está a cargo del manejo y la operación general de la embarcación Chikyu. La embarcación Chikyu fue la primera gabarra de perforación equipada con un tubo ascendente para fines científicos. Sirve para perforar con y sin tubo ascendente y está equipada con instalaciones de perforación, tratamiento de núcleos y laboratorio de última generación. La embarcación, siniestrada como resultado del tsunami que azotó Tohoku, en Japón, en marzo de 2011, fue puesta en servicio nuevamente un poco más adelante ese mismo año y ha sido utilizada para estudiar el origen del tsunami que ocasionó sus daños. (Fotografía, cortesía del IODP y de la agencia JAMSTEC.)


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ciones físicas, una sala magnéticamente blindada para medir el paleomagnetismo de las rocas y un centro de procesamiento, integración y análisis de registros de pozos y datos sísmicos.

Gracias a la experiencia adquirida en los años posteriores a su lanzamiento, los científicos de la agencia JAMSTEC continúan desarrollando, pro-moviendo y evaluando nuevas tecnologías para la embarcación Chikyu. Los ingenieros introdujeron un sistema para el monitoreo en tiempo real del movimiento del tubo ascendente y para el mejora-miento de las operaciones de perforación con tubo ascendente en ambientes de corrientes intensas y aguas ultra profundas. La industria de perforación ha desarrollado una clase de columna de perfora-ción de gran resistencia para aplicaciones en aguas ultra profundas de hasta 12 000 m [39 000 pies]; los ingenieros de la agencia JAMSTEC evalúan conti-nuamente esta columna de perforación para deter-minar su duración en servicio. Los ingenieros están desarrollando sistemas de monitoreo de pozos a largo plazo (LTBMS) y tecnología avan-

zada de extracción de núcleos, tales como un sis-tema de extracción de núcleos a turbina, sistemas de obtención de mediciones durante la extrac-ción de núcleos y tubos extractores de núcleos en condiciones de alta temperatura.

El experimento de la zona sismogénica de la Fosa de NankaiLos megaterremotos o terremotos interplaca son terremotos de gran magnitud que se producen en zonas de subducción, en las que una de las placas tectónicas terrestres es empujada por debajo de otra. Una de estas zonas es la de la Fosa de Nankai al sur de Japón (arriba). Se trata de un margen conver-gente de acreción a lo largo del cual los sedimen-tos de la placa descendente del Mar de Filipinas son erosionados continuamente y se acumulan en la placa Euroasiática cabalgante, formando un prisma de acreción. La Fosa de Nankai es una de las zonas de subducción más activas del mundo, con una historia de 1 300 años de generación de terremotos que a menudo causan tsunamis.

Además, es una las zonas de subducción más estu-diadas. Los terremotos de Tonankai de 1944 (M 8,1) y de Nankaido de 1946 (M 8,3) son sólo dos de los eventos de consideración, relativamente recientes, asociados con esta zona de subducción.13

12. Para obtener más información sobre la embarcación Chikyu y sus especificaciones, consulte: “A New Frontier of Earth and Life Science: Deep Sea Drilling Vessel CHIKYU,” JAMSTEC: Center for Deep Earth Exploration, http://www.jamstec.go.jp/chikyu/eng/CHIKYU/index.html (Se accedió el 20 de abril de 2014).

13. Los sismólogos utilizan la escala de magnitud de momento (cuya abreviatura es Mw o M) para clasificar los terremotos en términos de liberación de energía. Introducida en la década de 1970, la escala de magnitud de momento reemplazó a la escala de Richter de magnitud local y corrigió las debilidades asociadas con el método más antiguo, y a la vez se mantuvo una escala logarítmica. Un incremento de una unidad en la escala de magnitud de momento corresponde a un incremento de la cantidad de energía liberada en un factor de aproximadamente 32. Para obtener más información sobre las técnicas de medición de terremotos, consulte: “Measuring the Size of an Earthquake,” Servicio Geológico de EUA, Earthquake Hazards Program (Programa de Riesgos Sísmicos), http://earthquake.usgs.gov/learn/topics/measure.htm (Se accedió el 1º de abril de 2014).

> Levantamiento sísmico y área de perforación para el experimento de la zona sismogénica de la Fosa de Nankai (NanTroSEIZE). Las estrellas indican los epicentros de dos terremotos recientes de gran magnitud. El contorno negro define el perímetro del área del levantamiento sísmico 3D. Los emplazamientos de perforación del proyecto NanTroSEIZE se indican con puntos rojos. La placa del Mar de Filipinas (PHS) se hunde por debajo de la placa Euroasiática (EP) en la Fosa de Nankai, frente a la costa suroeste de Japón (inserto). La placa del Pacífico (PAC) se hunde por debajo de la placa Norteamericana (NAP) en el norte de Japón. Las flechas grises indican el vector de convergencia de las placas. (Adaptado de Tobin et al, referencia 15.)

Península de Kii

Cuenca del Kumano

Cuenca de Shikoku

35°

34°

33°

135° 136° 137° 138°

Tonankai, 1944

Nankaido, 1946

Sitio C0002Sitio C0001

Sitios C0003, C0004, C0008

Sitios C0006, C0007

500 mi

0 50km

EP

PAC

PHS

NAP

Sitio C0009

Sitio C0011

Sitio C0012

Sitio C0010

Latit

ud

Longitud


24 Oilfield Review

El experimento de la zona sismogénica de la Fosa de Nankai (NanTroSEIZE) es un proyecto de perforación oceánica de muchos años, implemen-tado por la agencia JAMSTEC en nombre y repre-sentación del IODP, que involucra múltiples expediciones dirigidas y conformadas por personal de equipos de científicos multinacionales. El obje-tivo del experimento es estudiar los orígenes de los terremotos de la zona de subducción; una de las metas principales es comprender porqué durante algunos terremotos, el desplazamiento significa-tivo se extiende hasta el fondo marino, produ-ciendo tsunamis. Los científicos esperan lograr este objetivo adquiriendo datos y perforando en la placa cabalgante y en sentido descendente a través del borde de placa a aproximadamente 7 000 mbfm. Los sismólogos están utilizando estos datos para demostrar las hipótesis acerca de los mecanismos que controlan la transición de deslizamiento asísmico, a profundidad somera, a atascamiento intermitente, y a deslizamiento cosísmico a mayor profundidad, a lo largo de la interfaz principal entre placas, denominada zona de desprendimiento. Un sistema adicional de fallas primarias, denomina-das fallas megasplay, se ramifica desde la zona de desprendimiento hacia la placa cabalgante (arriba).

La separación de la deformación entre la zona de desprendimiento y el sistema megasplay no es bien comprendida como tampoco lo es el rol de cada

uno en el origen de los sismos y de los tsunamis. Para esclarecer este punto, los científicos están estudiando la resistencia mecánica absoluta de la falla del borde de placa y los procesos hidroló-gicos y friccionales que, según se cree, rigen el modo de deslizamiento de la falla, la acumula-ción y la liberación de deformación. El estableci-miento del estado de los esfuerzos en la región de la falla es crucial para comprender el mecanismo de liberación de energía sísmica.

El proyecto NanTroSEIZE ahora comprende cuatro etapas. En la etapa 1, el equipo del pro-yecto utilizó la técnica de perforación sin tubo ascendente y extrajo muestras de múltiples sitios para caracterizar la geología y proporcionar infor-mación geotécnica para las etapas posteriores. En la etapa 2, el equipo llevó a cabo operaciones de perforación con tubo ascendente en la cuenca del Kumano, por encima de la zona sismogénica, y operaciones de perforación sin tubo ascendente para muestrear las formaciones en proceso de subducción, desde la Fosa de Nankai hacia el mar. Las primeras instalaciones observatorio de la embarcación Chikyu tenían como objetivo la falla megasplay somera y el sitio del futuro pozo ultra profundo. En la etapa 3, los científicos se centran en las operaciones de perforación en la zona sismogénica, apuntando como objetivo a la falla megasplay profunda, situada a aproximada-

mente 5 200 m [17 000 pies] bfm, y a la interfaz entre placas más profunda. En la etapa 4, los científicos instalarán un observatorio de largo plazo en el pozo ultra profundo.

Los investigadores a bordo de la embarcación Chikyu están llevando a cabo operaciones de per-foración y monitoreo en sitios emplazados en el área marina de la Península de Kii, a lo largo de una línea perpendicular a la Fosa de Nankai. Las brigadas sísmicas han adquirido varias genera-ciones de datos de levantamientos 2D de la cuenca del Kumano y de la zona marina más dis-tante de la Península de Kii. En el año 2006, Petroleum Geo-Services realizó en esta área un levantamiento sísmico de reflexión 3D que pro-porciona imágenes de alta resolución del com-plejo de acreción. Los analistas utilizaron este volumen sísmico para refinar la selección de los objetivos y los sitios de perforación de la com-pleja región de la falla megasplay, y entre 2007 y 2014, el IODP planificó y llevó a cabo 10 expedi-ciones como parte de las etapas 1, 2 y 3 del pro-yecto NanTroSEIZE.

Las expediciones 314, 315, 316 del IODP, que forman parte de la etapa 1, se llevaron a cabo entre 2007 y 2008. La brigada de operaciones a bordo de la embarcación Chikyu llevó a cabo las operacio-nes de perforación y extracción de núcleos en modo de perforación sin tubo ascendente en siete

14. Para la expedición 314, Schlumberger proporcionó los servicios geoVISION para las mediciones de resistividad y rayos gamma LWD; la herramienta sonicVISION para las velocidades y los tiempos de viaje; la herramienta PowerPulse MWD para la presión anular y la dirección e inclinación del conjunto de fondo (BHA); el servicio de mediciones sísmicas durante la perforación seismicVISION para obtener las velocidades de intervalo; y los registros calibradores ultrasónicos, de densidad y porosidad adnVISION adquiridos durante la perforación.

15. Tobin H, Kinoshita M, Ashi J, Lallemant S, Kimura G, Screaton EJ, Moe KT, Masago H, Curewitz D and the Expedition 314/315/316 Scientists (eds): “NanTroSEIZE Stage 1 Expeditions: Introduction and Synthesis of Key Results,” en Tobin H, Kinoshita M, Ashi J, Lallemant S, Kimura G, Screaton EJ, Moe KT, Masago H, Curewitz D and the Expedition 314/315/316 Scientists (eds): Actas del Programa Integrado de Perforación Oceánica 314/315/316, 2009, http://publications.iodp.org/proceedings/314_315_316/EXP_REPT/314315316_101.PDF (Se accedió el 15 de mayo de 2014).

Para obtener más información sobre la determinación de los esfuerzos a partir de las ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo, consulte: Zoback MD, Barton CA, Brudy M, Castillo DA, Finkbeiner T, Grollimund BR, Moos DB, Peska P, Ward CD y Wiprut DJ: “Determination of Stress Orientation and Magnitude in Deep Wells,” International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences 40, no. 7–8 (Octubre a diciembre de 2003): 1049–1076.

> Sitios de perforación de pozos durante el proyecto NanTroSEIZE a lo largo del área de la Fosa de Nankai. Se ha planificado la instalación de sistemas de monitoreo de pozos de largo plazo en los sitios C0002, C0009 y C0010. Los pozos de los sitios C0006 y C0007 penetran en la porción del prisma de acreción correspondiente al corrimiento frontal e intersectan la zona de desprendimiento de la interfaz entre placas cerca del eje de la fosa. Los ingenieros planean extender el pozo C0002F para penetrar en la falla megasplay, en los límites echado (buzamiento) arriba de la zona sismogénica. (Adaptado de Expedition 332 Scientists, referencia 22.)

Oilfield Review SUMMER 14Ultradeep Drilling Fig. 5AORSUMM 14 ULDPDRLNG 5A

Sitio C0009 Sitio C0002 Sitios C0001, 03 Sitios C0021, 18 Sitio C0006 Sitio C0007 Sitio C0011

Basamento oceánico

Sedimentos dela cuenca de Shikoku

Prisma de acreción

Placa del Mar de Filipinas en proceso de subducción

Cuenca del Kumano

Acumulación de sedimentos antiguos

Zona sismogénica

Turbiditasde fosa

Sitio C0012

Sitios C0004,10 Sitio C0008

Sitio C0022

Prof

undi

dad

bajo

el n

ivel

del

mar

, km

10

8

6

4

2

100 mi

0 10km

DesprendimientoFallamegasplay

Volumen 26, no.2 25

> Indicadores de esfuerzos presentes en el pozo. Un pozo sujeto a un esfuerzo de compresión horizontal puede experimentar el fenómeno de ovalización por ruptura de la pared (extremo superior). (Adaptado de Zoback et al, referencia 15.) En las imágenes de resistividad frente a la barrena RAB LWD de los sitios C0002, C0001, C0004 y C0006 (extremo inferior), las bandas oscuras verticales en pares indican ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo. Los geólogos interpretan las direcciones de las ovalizaciones para generar los azimuts promedio de σHmax. (Adaptado de Tobin et al, referencia 15.)

Oilfield Review SUMMER 14Ultradeep Drilling Fig. 6BORSUMM 14 ULDPDRLNG 6B

0

200

Prof

undi

dad,

m

400

600

800

1 000

1 200

1 400

Conductiva Resistiva

N NSSitio C0002 Sitio C0001 Sitio C0004 Sitio C0006

N NS N NS N NS

MPa0 150

Fractura inducida

Dirección del esfuerzo de compresión horizontal mínimo

σHminDirección del esfuerzo de compresión horizontal máximo

σHmax

Ovalización porruptura de la

pared del pozo

sitios a lo largo del trayecto del levantamiento. Estas operaciones proporcionaron muestras del aporte de sedimentos de la cuenca de Shikoku y de la corteza oceánica infrayacente desde la fosa hacia el mar, muestras del sistema de corri-miento frontal en la punta del prisma de acreción cercano a la fosa, muestras del sistema de fallas megasplay del prisma medio desde la fosa hacia tierra adentro y muestras de la cuenca de antearco del Kumano. En la fase inicial de estas expediciones, los científicos lograron dos haza-ñas: perforaron el pozo hasta ese momento más

profundo —1 401 m [4 596 pies] bfm—de la histo-ria de la perforación científica en los océanos utili-zando herramientas LWD y penetraron por primera vez en el sistema de corrimiento megas-play del margen de Nankai, que en opinión de los científicos estuvo involucrado en la generación del tsunami.14 Además, los perforadores prepararon pozos de 1 000 m de profundidad en dos sitios pla-nificados para penetrar las profundidades de las fallas de la zona sismogénica.

Los investigadores del programa de perfora-ción en los océanos aprendieron que en los már-

genes de placas convergentes —en formaciones inestables como las presentes en el prisma de acreción— las técnicas LWD constituyen la mejor opción para obtener registros de alta calidad. Mediante la utilización de mediciones LWD y análisis de núcleos, los científicos lograron docu-mentar la estructura, litología, edad, propiedades físicas y estado de los esfuerzos del complejo de acreción y su sistema de fallas (arriba).15 Las con-diciones de los esfuerzos eran diferentes en diversas posiciones por encima de la zona sismo-génica, en el prisma de acreción y en el manto de

26 Oilfield Review

corrimiento por sobre la falla megasplay (arriba).16

Las operaciones de la etapa 1 constituyeron un preludio necesario para las operaciones de perfo-ración profunda con tubo ascendente hasta la zona sismogénica.

Las expediciones 319, 322, 332 y 333 del IODP se llevaron a cabo en 2009 y 2010 como parte de la etapa 2. Durante estas expediciones, el personal de la embarcación Chikyu ejecutó las primeras operaciones con tubo ascendente del programa de perforación científica en los océanos. Los cientí-ficos adquirieron datos para la identificación de la litología, la generación de imágenes de las paredes de los pozos, la evaluación de formacio-

nes y la evaluación de la cementación. Y los inge-nieros llevaron a cabo operaciones de adquisición de registros LWD, MWD y con herramientas ope-radas con cable para evaluar las condiciones de pozo y determinar las propiedades formacionales de los sedimentos de cubierta de la cuenca del Kumano, por encima de la zona sismogénica y en el prisma de acreción infrayacente.17 Debido al empleo del tubo ascendente, los ingenieros de adquisición de registros pudieron obtener una diversidad de mediciones con herramientas opera-das con cable, que eran nuevas para las operacio-nes de perforación científica, incluidas imágenes de resistividad obtenidas con la herramienta de

generación de imágenes microeléctricas de cober-tura total FMI y mediciones adquiridas con el pro-bador modular de la dinámica de la formación MDT.18 Estas herramientas son demasiado gran-des para ser desplegadas a través de la columna de perforación sin tubo ascendente.

Los ingenieros desplegaron la herramienta versátil de generación de imágenes sísmicas VSI como parte de una operación sísmica extensiva con herramientas operadas con cable. El levanta-miento consistió en un perfil sísmico vertical (VSP) con fuente cercana, un VSP con desplaza-miento sucesivo de la fuente con una longitud de línea de 55 km [34 mi] y un VSP circular con un radio de 3,5 km [2,2 mi].19 Para la adquisición de los datos se utilizó una combinación de herramien-tas sísmicas de fondo de pozo y software de adqui-sición de Schlumberger además de sistemas de navegación y control de fuentes. El personal de la agencia JAMSTEC a bordo de la embarcación fuente Kairei desplegó un arreglo de pistolas (cañones) extremadamente grande de 128 000 cm3

[7 800 pulgadas3]. Los datos ayudarán a los cien-tíficos a analizar las velocidades sísmicas existen-tes en la cuenca de antearco de la zona de subducción y a identificar los atributos sísmicos del borde de placa en la región situada por debajo del pozo VSP, a profundidades oscilantes entre 10 y 12 km [6 y 7,5 mi]. Los analistas utilizaron los resultados del VSP con fuente cercana para veri-ficar o ajustar las profundidades del volumen de sísmica de reflexión 3D.

Los ingenieros de perfilaje utilizaron la herra-mienta MDT para medir la presión de poro, la per-meabilidad y el esfuerzo.20 Y efectuaron pruebas con una sola probeta para medir la presión de poro de la formación y la movilidad de los fluidos. Además, efectuaron pruebas con un empacador dual, incluida una prueba de restauración de la presión para medir las propiedades hidráulicas de la formación y varias pruebas de fractura-miento hidráulico para determinar la magnitud del esfuerzo principal mínimo. Los científicos del proyecto NanTroSEIZE esperan que, mediante la ejecución de pruebas futuras a mayor profundidad dentro del prisma de acreción y en las proximida-des de las zonas de fallas primarias, se compren-dan mejor los esfuerzos locales y la mecánica de las fallas de las zonas de subducción.

La perforación con tubo ascendente también posibilitó la adquisición de registros de lodo.21

Durante la expedición 319, los analistas extrajeron muestras de recortes de perforación por primera vez en la historia de las operaciones del IODP. Se asume que una muestra de recortes es una mez-

> Orientaciones del esfuerzo de compresión horizontal máximo, σHmax, (líneas rojas) inferido a partir de las ovalizaciones de la pared del pozo. Los datos de los sitios C0001, C0002, C0004 y C0006 fueron adquiridos como imágenes de resistividad LWD durante la etapa 1. Los datos de los sitios C0009 y C0010 fueron obtenidos a partir de imágenes FMI adquiridas con herramientas operadas con cable durante la etapa 2. En el sitio C0002, las líneas rojas y azules representan la orientación del esfuerzo σHmax en la cuenca de antearco y los sedimentos del prisma de acreción infrayacente, respectivamente. En los sitios someros del prisma de acreción y cerca de la falla megasplay, el esfuerzo σHmax exhibe una orientación NO–SE aproximadamente paralela al vector de convergencia entre placas. En el sitio C0002 de la cuenca externa de antearco, el esfuerzo σHmax exhibe una orientación NE–SO, lo cual es consistente con la extensión perpendicular al margen. Las flechas blancas indican un rango de tasas de convergencia sugeridas entre la placa del Mar de Filipinas y Japón en la placa Euroasiática. (Adaptado de McNeill et al, referencia 16.)


Sitio C0002

Sitio C0001

Sitio C0010

Sitio C0006

Fosa de Nankai

Sitio C0009

Cuenca del Kumano

Sitio C0004

33°30’

33°20’

33°10’

33°00’

32°50’136°20’ 136°30’ 136°40’

Longitud

Latit

ud

136°50’ 137°00’

Placa del Mar deFilipinas–Placa Eurasiática

~4,1 a 6,5 cm/año

Volumen 26, no.2 27

, Observatorio del sistema de monitoreo de pozos de largo plazo (LTBMS). En el sitio C0002, se determinaron cuatro litofacies utilizando núcleos y datos LWD y MWD. En este sitio, los ingenieros instalaron un sistema LTBMS que apuntaba como objetivo a la cuenca de antearco basal (unidad 3) y al prisma de acreción superior (unidad 4). El instrumental para el sistema LTBMS incluye un medidor de deformación de pozo marino profundo, un arreglo de termistores para el monitoreo de la temperatura durante varios años y una unidad de monitoreo de la presión de poro de múltiples niveles con cuatro orificios (rosado). Además, un transportador de sensores contiene un paquete de sismómetro de banda ancha e inclinómetro, que aloja un arreglo de inclinómetro, geófonos de tres componentes y acelerómetros (ninguno de los cuales se muestra aquí). Para cementar el medidor de deformación y el instrumento sísmico, se utilizó una lechada de cemento FlexSTONE con características no contraíbles. La lechada fue optimizada y probada para que resultara lo más compatible posible con el material de la formación que rodeaba al medidor de deformación instalado; era necesario que el módulo de Young de la lechada se ajustara estrechamente al de la formación. Un empacador inflable colocado en la profundidad del objetivo de 746 m [2 450 pies] bfm aislaba la sección inferior del pozo para las mediciones de presión de poro. Los sensores y los cables fueron bajados con la tubería de producción. Las líneas eléctricas y un encapsulado que contiene las líneas hidráulicas de los sensores de presión se conectan a un kit de modernización del sistema de prevención de la circulación entre el océano y el pozo (CORK) en el cabezal del pozo, a través del cual los datos son transferidos a un registrador o a una red de cables submarinos. (Adaptado de Expedition 332 Scientists, referencia 22.)


Empacador

CORK

Filtros(cedazos)

Cemento

Salmuera

Prof

undi

dad,

mbf

m

Zapata de la tubería derevestimiento

Arreglo determistores

Pozo

Unidad 1

Fondomarino

Unidad 2

Unidad 3

Unidad 4

Orificio demonitoreode presión

Encapsulado(flatpack)

Transportador de sensores

Medidor de deformación

980

937

931

917

908

888

827

746

129

41

757

780

cla promediada de fragmentos de roca y sedimen-tos de un intervalo de perforación de 5 m [16 pies]. Para esta expedición, los científicos estimaron la precisión de la profundidad de los recortes en aproximadamente 10 m [33 pies]. Los intérpretes utilizaron la información de los recortes y los núcleos, además de muchos de los conjuntos de datos derivados de registros adquiridos con cable, LWD y MWD, para definir las unidades litológicas y establecer vinculaciones precisas con el con-junto de datos de sísmica de reflexión 3D adqui-rida en la cuenca del Kumano en el año 2006.

Durante la expedición 319, los ingenieros pre-pararon los pozos de los sitios C0009 y C0010 para la instalación futura de un sistema LTBMS. Los perforadores utilizaron la acción de lanzamiento

de chorros de la tubería de revestimiento y el sis-tema rotativo direccional para perforación vertical PowerV para perforar un pozo observatorio con una desviación vertical inferior a 0,2°, respetando la especificación de diseño de menos de 1° reque-rida para la instalación efectiva de los sensores de fondo de pozo. Más adelante, los ingenieros de la expedición 332 lograron instalar un observatorio LTBMS en el sitio C0002 para obtener mediciones de deformación, inclinación, sismicidad, tempera-tura y presión de poro (izquierda).22 La observa-ción a largo plazo con los sensores de pozo se inició a fines del año 2011 después de la instalación de un sistema de registro con un vehículo operado en forma remota, desplegado con la embarcación para investigación Kaiyo de la agencia JAMSTEC.

16. Para obtener información sobre la determinación de la dirección y la magnitud de los esfuerzos con técnicas LWD, consulte: Chang C, McNeill LC, Moore JC, Lin W, Conin M y Yamada Y: “In Situ Stress State in the Nankai Accretionary Wedge Estimated from Borehole Wall Failures,” Geochemistry, Geophysics, Geosystems 11, no. 12 (16 de diciembre de 2010), http://dx.doi.org/10.1029/2010GC003261 (Se accedió el 15 de mayo de 2014).Para obtener información sobre la determinación de la dirección de los esfuerzos con técnicas LWD, consulte: Tobin H, Kinoshita M, Ashi J, Lallemant S, Kimura G, Screaton E, Moe TK, Masago H, Curewitz D y el equipo de científicos de las expediciones 314/315/316 del IODP: “NanTroSEIZE Stage 1 Expeditions 314, 315, and 316: First Drilling Program of the Nankai Trough Seismogenic Zone Experiment,” Scientific Drilling 8 (Septiembre de 2009): 4–17.Para obtener más información sobre la determinación de la dirección de los esfuerzos a partir de mediciones obtenidas con herramientas operadas con cable, consulte: McNeill L, Saffer D, Byrne T, Araki E, Toczko S, Eguchi N, Takahashi K y los científicos de la Expedición 319 del IODP: “IODP Expedition 319, NanTroSEIZE Stage 2: First IODP Riser Drilling Operations and Observatory Installation Towards Understanding Subduction Zone Seismogenesis,” Scientific Drilling 10 (Septiembre de 2010): 4–13.

17. Las mediciones LWD obtenidas en el sitio C0009 incluyeron imágenes de resistividad azimutal y resistividad de lateroperfil en la barrena. Las mediciones MWD fueron las siguientes: velocidad de penetración, esfuerzo de torsión (torque) en el fondo del pozo, inclinación y orientación del pozo, peso sobre la barrena, emisiones de rayos gamma y presión anular de fondo de pozo durante la perforación.

Las mediciones derivadas de los registros adquiridos con herramientas operadas con cable en el sitio C0009 fueron las siguientes: densidad volumétrica, porosidad-neutrón, factor fotoeléctrico (PEF), resistividad medida con lateroperfil, potencial espontáneo (SP), rayos gamma naturales y espectrales, velocidad sónica (ondas P y S), diversos tipos de calibradores, resistividad y temperatura del lodo.

18. Para obtener más información sobre la determinación de los esfuerzos utilizando datos FMI y MDT, consulte: Lin W, Doan M-L, Moore JC, McNeill L, Byrne TB, Ito T, Saffer D, Conin M, Kinoshita M, Sanada Y, Moe KT, Araki E, Tobin H, Boutt D, Kano Y, Hayman NW, Flemings P, Huftile GJ, Cukur D, Buret C, Schleicher AM, Efimenko N, Kawabata K, Buchs DM, Jiang S, Kameo K, Horiguchi K, Wiersberg T, Kopf A, Kitada K, Eguchi N, Toczko S, Takahashi K y Kido Y: “Present-Day Principal Horizontal Stress Orientations in the Kumano Forearc Basin of the Southwest Japan Subduction Zone Determined from IODP NanTroSEIZE Drilling Site C0009,” Geophysical Research Letters 37, no. 13 (2 de julio de 2010),

http://dx.doi.org/10.1029/2010GL043158 (Se accedió el 15 de mayo de 2014).

19. Los resultados de modelado presentados por un contratista de la industria guiaron el diseño del levantamiento del experimento de la expedición 319 con un VSP con desplazamiento sucesivo de la fuente.

20. Para obtener más información sobre la determinación de los esfuerzos presentes en los pozos utilizando la herramienta MDT, consulte: Saffer DM, Flemings PB, Boutt D, Doan M-L, Ito T, McNeill L, Byrne T, Conin M, Lin W, Kano Y, Araki E, Eguchi N y Toczko S: “In Situ Stress and Pore Pressure in the Kumano Forearc Basin, Offshore SW Honshu from Downhole Measurements during Riser Drilling,” Geochemistry, Geophysics, Geosystems 14, no. 5 (17 de mayo de 2013), http://dx.doi.org/10.1002/ggge.20051 (Se accedió el 15 de mayo de 2014).

21. Para obtener más información sobre la adquisición de registros de lodo, consulte: Ablard P, Bell C, Cook D, Fornasier I, Poyet J-P, Sharma S, Fielding K, Lawton L, Haines G, Herkommer MA, McCarthy K, Radakovic M y Umar L: “El rol en expansión de los registros de lodo,” Oilfield Review 24, no. 1 (Septiembre de 2012): 28–47.

22. Expedition 332 Scientists: “Expedition 332 Summary,” en Kopf A, Araki E, Toczko S and the Expedition 332 Scientists (eds): Actas del Programa Integrado de Perforación Oceánica 332, 2011, http://publications.iodp.org/proceedings/332/EXP_REPT/CHAPTERS/332_101.PDF (Se accedió el 27 de mayo de 2014).

28 Oilfield Review

Aproximadamente un año después, los ingenieros recuperaron el sistema de registro para la evalua-ción y establecieron una conexión con la red de cables submarinos del Sistema de Redes Densas del Fondo Oceánico para Terremotos y Tsunamis (DONET).23

Los científicos y la brigada de la expedición 319 perforaron y entubaron el pozo C0010A y luego lo instrumentaron con un sistema temporario de monitoreo de pozo de tipo “conector inteligente.” Este pozo se posicionó en la porción más somera de la falla megasplay que se ramifica desde la zona sismogénica. El sistema de conector inteli-gente está diseñado para documentar las condicio-nes ambiente y proporcionar variables aproximadas (proxies) para los fenómenos de deformación y flujo de fluidos relacionados con la actividad tec-tónica y sísmica dentro de la falla megasplay. El conector inteligente ejecutó estas tareas mediante el registro de las presiones y tempera-turas de formación. En noviembre de 2010, durante la expedición 332, los ingenieros recupe-raron el conector inteligente y lo reemplazaron por un “conector genial.” El conector genial moni-

torea la presión, la temperatura, la actividad microbiana y las rúbricas geoquímicas de los flui-dos del intervalo seleccionado de la zona de falla megasplay somera. Ambos instrumentos fueron instalados por debajo de un empacador de tubería de revestimiento recuperable Baker Hughes, que se colocó justo por encima de una falla ramificada primaria fuera de secuencia (arriba). El análisis de los datos del conector inteligente permitió a los científicos identificar episodios de terremotos y tsunamis prominentes en el registro del período comprendido entre agosto de 2009 y noviembre de 2010. El sensor de presión registró numerosos episodios de terremotos y las ondas Rayleigh y de tsunamis asociadas, incluidas las ondas prove-nientes del terremoto de 8,8 Mw de magnitud acaecido el 27 de febrero de 2010 frente a la costa del Maule en Chile.

Durante la expedición 322, los científicos uti-lizaron técnicas de extracción de núcleos y perfo-ración sin tubo ascendente para investigar el material destinado a ingresar en la zona sismogé-nica y caracterizaron la composición y el estado de los sedimentos marinos que estaban siendo

transportados hacia el sistema de subducción cercano a la Península de Kii. La estructura sedi-mentaria está compuesta por sedimentos turbidíti-cos que suprayacen un basamento oceánico suave. Las características de los datos impondrán res-tricciones en las condiciones iniciales de los sedi-mentos de aporte y la corteza oceánica antes de que sean sometidos a condiciones de mayor presión y temperatura conforme son transportados por debajo de la pila de acreción por el efecto de cinta transportadora de la subducción. El estado de estos sedimentos es un factor importante que afecta la aparición del comportamiento de las fallas sismogénicas. Los científicos de la expedi-

> Un observatorio de tipo “conector inteligente.” Los científicos utilizan un conector inteligente para monitorear los cambios de presión y de temperatura producidos dentro de la zona de falla megasplay en el sitio C0010. El conector inteligente fue reemplazado posteriormente por un “conector genial,” que además medía la actividad microbiana y las rúbricas geoquímicas de los fluidos. Los filtros de la tubería de revestimiento permiten que los fluidos de la zona de falla ingresen en la cámara del sensor. (Adaptado de Expedition 332 Scientists, referencia 22.)


Casquete anticorrosión

Tapón puente con paquete instrumental (conductor inteligente) debajo

Falla megasplay

Filtros de la tuberíade revestimiento

544 mbfm

555 mbfm

41 mbfm

Tubería de revestimiento de 20 pulgadas

Tubería de revestimiento de 95/8 pulgadas

Pozo

Fluido en suspensión

Cemento

Collar de flotación

> La lucha contra la corriente. Sin los carenados que ayudan a reducir las vibraciones inducidas por vórtices (VIV), las uniones del tubo ascendente se mueven con las corrientes (derecha) y corren el riesgo de dañarse por fatiga. La brigada de perforación a bordo de la embarcación Chikyu instaló revestimientos de tipo carenado en las uniones del tubo ascendente (izquierda) localizadas en la zona con corrientes de gran intensidad cercana a la Fosa de Nankai. Los carenados fueron diseñados para reducir las vibraciones VIV y prolongar la vida útil del tubo ascendente. El movimiento del tubo ascendente fue monitoreado a lo largo de un trayecto de 2 000 m [6 600 pies]. Durante las operaciones críticas, se empleó la técnica de monitoreo de las corrientes en tiempo real utilizando varias embarcaciones.


Fondo marino

Carenado

Material de flotabilidad

Tubo ascendenteflotante

Corriente intensa

Volumen 26, no.2 29

ción 333 obtuvieron núcleos de sedimentos y mediciones del flujo térmico de los aportes de la subducción y el basamento en el margen de la placa del Mar de Filipinas.

Las expediciones 326, 338 y 348 se llevaron a cabo entre los años 2010 y 2014 como parte de la etapa 3 del proyecto NanTroSEIZE. Durante esta etapa, los científicos se centraron en la perfora-ción de pozos profundos y en la extracción de núcleos en la zona sismogénica y en la corteza en proceso de subducción, a través de la interfaz entre placas, utilizando técnicas de perforación con tubo ascendente y un programa de entubación cuidadosamente planificado. En el sitio C0002, la corteza oceánica se hunde a profundidades de

aproximadamente 7 000 mbfm. El diseño del pozo se basó en los resultados de las operaciones de pozos piloto, los datos sísmicos 3D y las medicio-nes LWD y MWD obtenidas en tiempo real.

Durante la expedición 326, los ingenieros pre-pararon el pozo C0002F para la futura perfora-ción ultra profunda con tubo ascendente mediante la apertura del pozo y la instalación del cabezal y la tubería de revestimiento hasta 860 m [2 800 pies] bfm. Durante la expedición 338, con-tinuó la perforación del pozo C0002F en direc-ción hacia la falla megasplay, a una profundidad de hasta 3 600 m [12 000 pies] bfm, y se había llegado hasta los 2 005 m [6 578 pies] bfm cuando las operaciones se vieron obstaculizadas por las

23. La red DONET es una red de observación del fondo oceánico con cables submarinos del área de Kumano-nada, que opera en tiempo real y está diseñada para monitorear terremotos y tsunamis en la región del hipocentro del terremoto de Tonankai. La Comisión de Investigación de Terremotos de Japón pronostica una probabilidad del 70% de que se produzca otro terremoto en esa región en los próximos 30 años. La red DONET consta de unos 300 km [190 mi] de cable estructurado vertical, 5 nodos científicos y 20 observatorios. La instalación comenzó en el año 2006 y fue concluida en 2011. La agencia JAMSTEC ha desarrollado además la red DONET2, una extensión de la red de observación del fondo oceánico, hacia el oeste y frente al canal de Kii.

24. Hirose T, Saffer DM, Tobin HJ, Toczko S, Maeda L, Kubo Y, Kimura G, Moore GF, Underwood MB y Kanagawa K: “NanTroSEIZE Stage 3: NanTroSEIZE Plate Boundary Deep Riser 3,” (2013), http://publications.iodp.org/scientific_prospectus/348/348SP.PDF (Se accedió el 27 de mayo de 2014).

25. Para obtener más información sobre la localización y la utilización de un pozo observatorio en la zona sismogénica de la Falla de San Andrés, en EUA, consulte: Coates R, Haldorsen JBU, Miller D, Malin P, Shalev E, Taylor ST, Stolte C y Verliac M: “Tecnologías de campos petroleros para la ciencia sísmica Oilfield Review 18, no. 2 (Otoño de 2006): 26–37.

condiciones climáticas severas y por los daños producidos en el equipo de perforación.

Las corrientes fuertes presentan otro desafío para las operaciones de perforación en aguas pro-fundas. La corriente de Kuroshio, una corriente de frontera del Pacífico occidental, fluye hacia el noreste con velocidades de hasta 2 m/s [3,9 nudos] a lo largo de la costa sur de Japón. Las vibraciones inducidas por vórtices (torbellinos) (VIV) —la oscilación transversal de una tubería emplazada en una corriente alta— son causadas por el des-prendimiento de torbellinos alrededor de la sarta de perforación o del tubo ascendente y pueden producir daños por fatiga en la tubería. Los inge-nieros de la agencia JAMSTEC superaron este desafío y redujeron las vibraciones VIV mediante la instalación de carenados en las uniones del tubo ascendente localizadas en la zona de corrientes fuertes (página anterior, a la derecha). Durante la expedición 348, los ingenieros a bordo de la embarcación Chikyu utilizaron la técnica de per-foración con tubo ascendente en el sitio C0002, obteniendo recortes de perforación, muestras de gas en el lodo, muestras de núcleos directas y datos LWD. En esta expedición, los perforadores final-mente alcanzaron los 3 059 m [10 036 pies] bfm. En futuras expediciones, el pozo será extendido hacia la falla megasplay localizada a unos 5 200 m [17 060 pies] bfm (arriba, a la izquierda).24

Durante la etapa 4 del proyecto NanTroSEIZE, los científicos tienen previsto instalar un sis-tema LTBMS definitivo en el pozo ultra profundo. La estación de monitoreo adquirirá datos para ayudarlos a determinar el comportamiento y la evolución del sistema de fallas de la interfaz entre placas durante una parte significativa del ciclo sísmico de variación de la tasa de deformación.25

> Plan de pozo para un pozo profundo con tubo ascendente. A esta sección sísmica se le superpone el plan del pozo inicial correspondiente al pozo C0002F. Durante la expedición 348, la perforación avanzó hasta 3 059 mbfm solamente y allí se colocó una tubería de revestimiento corta (liner) de 113/4 pulgadas. Los ingenieros tienen previsto extender el pozo a través de la falla megasplay (línea verde de guiones) en la expedición 3XX futura para llegar finalmente a la corteza oceánica (línea azul de guiones). El pozo C0002G contiene el sistema LTBMS somero. Los intérpretes identificaron un reflector simulador de fondo (BSR) somero, posiblemente relacionado con una reflexión en una interfaz que contiene hidratos de gas. (Adaptado de Hirose et al, referencia 24.)

NO Pozo C0002FPozo C0002G LTBMS SE

Prof

undi

dad,

km

2

3

4

5

6

7

8

9

1010 mi

0 1km


Prisma de acreción

Falla megasplay

Corteza oceánica

Estratos de la cuencade antearco

856 m: profundidad de la zapata de la tubería de revestimiento de 20 pulgadas

2 300 m: profundidad de la zapata de la tubería de revestimiento de 133/4 pulgadas,Expedición 348

4 400 m: profundidad de la zapata de la tubería de revestimiento de 95/8 pulgadas,Expedición 348

3 600 m: profundidad de la zapata de la tubería de revestimiento de 113/4 pulgadas,Expedición 348Intervalo de extracción de núcleos de 100 m

5 200 m: profundidad del objetivo,Expedición 3XXIntervalo de extracción de núcleos de 300 m

BSR

30 Oilfield Review

Los datos derivados de los sensores y las mues-tras pueden esclarecer el tema de cómo interac-túa el agua con las rocas en la zona de subducción de Nankai para incidir en la ocurrencia y la mag-nitud de los terremotos y los tsunamis. El sistema LTBMS se conectará al sistema de monitoreo del fondo oceánico con cables de fibra óptica DONET.

El proyecto de sismogénesis de Costa RicaLos científicos del IODP también están llevando a cabo estudios en el margen oriental del Océano Pacífico como parte del proyecto de sismogénesis de Costa Rica (CRISP). En la zona de subducción del margen de Costa Rica, cerca de la Península de Osa en América Central, la placa de Cocos y la Dorsal de Cocos se están hundiendo actualmente por debajo de la placa del Caribe (arriba). Ésta es un área bien estudiada con una zona sismogénica relativamente somera. La colisión de la Dorsal de Cocos con la Fosa Mesoamericana (MAT), en el área marina de la Península de Osa, acerca la fosa a la línea costera y pone la zona sismogénica al alcance de las nuevas capacidades de perforación con tubo ascendente del IODP. En junio de 2002, se produjo un terremoto cortical de magnitud 6,4 a una profundidad de aproximadamente 9 km [5,6 mi], en la zona de perforación del proyecto CRISP. En esta área, una de las posibles localiza-ciones seleccionadas para la perforación de

pozos profundos con tubo ascendente se centra en la zona sismogénica a una profundidad de unos 6 km [4 mi].

El principal objetivo del proyecto CRISP es investigar los procesos simogénicos, tales como el debilitamiento dinámico por fricción, la presuriza-ción térmica o la lubricación por fusión, fenómenos comunes a la mayoría de las fallas. Sin embargo, este proyecto difiere, aunque complementa, otros proyectos de perforación de pozos profundos en zonas de fallas, tales como el proyecto NanTroSEIZE y el proyecto de Perforación Rápida en la Fosa de Japón que se describe más adelante. La subduc-ción en la región del proyecto CRISP se produce en un margen convergente de erosión en el que el material de aporte para la zona sismogénica pro-viene de la base de la placa cabalgante. Este mate-rial posee propiedades litológicas, físicas y friccionales desconocidas, salvo en los casos en que son reveladas mediante la perforación de pozos profundos. El proyecto CRISP ofrece la oportunidad para conocer los mecanismos de propagación por ruptura y nucleación de terre-motos en una zona de subducción erosiva.

El proyecto CRISP incluye la perforación de pozos multifásicos, de múltiples sitios y múltiples plataformas, y es administrado por la organiza-ción USIO para el IODP. La USIO ejecutó el pro-grama A, la primera fase del proyecto, utilizando

la embarcación JR para las operaciones de perfo-ración sin tubo ascendente durante la expedición 334 del año 2011 y la expendición 344 del año 2012 (próxima página, arriba). Los científicos obtuvieron datos de pozos mediante la extracción de núcleos y el perfilaje durante la perforación.26

26. Los científicos adquirieron registros LWD durante el programa A del proyecto CRISP utilizando las herramientas adnVISION, arcVISION, geoVISION y TeleScope.

27. Expedition 334 Scientists: “Expedition 334 Summary,” en Vannucchi P, Ujiie K, Stroncik N, Malinverno A and the Expedition 334 Scientists (eds): Actas del Programa Integrado de Perforación Oceánica 334, 2012, http://publications.iodp.org/proceedings/334/ EXP_REPT/CHAPTERS/334_101.PDF (Se accedió el 15 de julio de 2014).

28. Harris RN, Sakaguchi A, Petronotis K, Baxter AT, Berg R, Burkett A, Charpentier D, Choi J, Diz Ferreiro P, Hamahashi M, Hashimoto Y, Heydolph K, Jovane L, Kastner M, Kurz W, Kutterolf SO, Li Y, Malinverno A, Martin KM, Millan C, Nascimento DB, Saito S, Sandoval Gutiérrez MI, Screaton EJ, Smith-Duque CE, Solomon EA, Straub SM, Tanikawa W, Torres ME, Uchimura H, Vannucchi P, Yamamoto Y, Yan Q y Zhao X: “Expedition 344 Summary,” en Harris RN, Sakaguchi A, Petronotis K y Expedition 344 Scientists (eds): Actas del Programa Integrado de Perforación Oceánica 344, 2013, http://publications.iodp.org/proceedings/344/ EXP_REPT/CHAPTERS/344_101.PDF (Se accedió el 28 de mayo de 2014).

29. Malinverno A y Saito S: “Borehole Breakout Orientation from LWD Data (IODP Exp. 334) and the Present Stress State in the Costa Rica Seismogenesis Project Transect,” artículo T34C-07, presentado en la reunión de otoño de la Unión Geofísica Americana, San Francisco, 9 al 13 de diciembre de 2013.

30. Lin et al, referencia 18.

>Mapa topográfico y batimétrico de la región cercana a la Fosa Mesoamericana. El área de perforación del proyecto de sismogénesis de Costa Rica (CRISP) se encuentra ubicada cerca de la Península de Osa, en Costa Rica, en donde la placa de Cocos y la dorsal de Cocos se hunden por debajo de la placa del Caribe. (Adaptado de Expedition 334 Scientists, referencia 27.)

20°

18°

16°

14°

12°

10°

8°

6°

4°

–4°

2°

–2°

0°

104° 102° 100° 98° 96° 94° 92° 90° 88° 86° 84° 82° 80° 78° 76°

Placa deCocos

Placa Norteamericana

Placa delCaribe

Dorsa

l de

Cocos

Tasa de convergencia de placas, 88 mm/año

Cuenca de Guatemala

Punto caliente en Galápagos

Dorsal de Carnegie

FosaMesoamericana

Dorsal de CoibaZona de

fractura dePanamá

Península de Osa

Área deperforación

propuesta

2002 Mw 6,4

Dorsal de Malpelo

Dorsal de Cocos

MÉXICO

COSTA RICA

–8 500

–7 000

–6 000

–5 000

–4 000

–3 000

–2 000

–1 000

1 0002 0003 0004 0005 640

0

Elev

ació

n, m

Latit

ud

Longitud


Volumen 26, no.2 31

En la expedición 334, la embarcación JR visitó cua-tro sitios, adquiriendo datos LWD en los sitios U1378 y U1379 y extrayendo núcleos en los sitios U1378 a U1380 de la pendiente MAT y en el sitio U1381 de la placa de Cocos. El sitio U1379 se encuentra ubi-cado por encima del prisma frontal en un tirante de agua de 127 m [417 pies]. El sitio U1381 se ubica en la placa en subducción en un tirante de agua de aproximadamente 2 000 m.27 Durante la expedición 344, la embarcación JR visitó cinco sitios, extrayendo núcleos en los sitios U1380, U1412 y U1413 de la pendiente MAT, en la placa cabalgante, y en los sitios U1381 y U1414 desde la pendiente MAT hacia el mar, en la placa de Cocos en subducción. Los ingenieros intentaron adquirir registros con herramientas operadas con cable sin tubo ascendente en el sitio U1380, pero el descenso de la herramienta se vio limi-tado debido a las obstrucciones presentes en el pozo. Sin embargo, ejecutaron con éxito carre-ras someras de perfilaje en el sitio U1413 y hasta una profundidad de 421 m [1 380 pies] bfm en el sitio U1414.28

La organización USIO logró satisfacer los objetivos científicos para el programa A del pro-yecto CRISP. Los científicos utilizaron datos de núcleos y de registros para caracterizar la litolo-gía, la estratigrafía y la antigüedad de la pen-diente y de los sedimentos de aporte, la petrología de la Dorsal de Cocos en proceso de subducción y la influencia de la subducción de la dorsal en la evolución del arco volcánico Centroamericano. Los datos geoquímicos y de temperatura sugieren que el transporte de fluidos se produjo desde mayores profundidades. Los analistas de regis-tros utilizaron el análisis de núcleos y de ovaliza-ción por ruptura de la pared del pozo para determinar la orientación del esfuerzo local en el límite echado (buzamiento) arriba de la zona sis-mogénica. Mediante la utilización de datos del calibrador obtenidos durante la expedición 334 con herramientas ultrasónicas y nucleares LWD, los analistas determinaron que la dirección del esfuerzo horizontal máximo variaba como una función de la posición a lo largo de la pendiente de la fosa en los sitios U1378 y U1379. Y mediante la utilización de datos de imágenes ultrasónicas y de resistividad obtenidas con herramientas ope-radas con cable durante la expedición 344, descu-brieron que la orientación del esfuerzo máximo en el sitio U1413, en la pendiente superior, es casi perpendicular al movimiento relativo de las placas y sugiere un régimen de esfuerzos extensionales (derecha).29 También se observaron variaciones similares de la orientación de los esfuerzos en la placa cabalgante en la Fosa de Nankai.30 En un programa B futuro del proyecto CRISP, los cientí-

> Direcciones de los esfuerzos en el área de perforación del proyecto CRISP. Las direcciones del esfuerzo de compresión horizontal máxima, σHmax, (líneas rojas) fueron determinadas a partir de un registro calibrador de densidad LWD de 16 carriles en los sitios U1378 y U1379 y a partir de registros obtenidos con el generador de imágenes ultrasónicas de la pared del pozo UBI y del microbarredor de la formación en el sitio U1413; ambas herramientas operadas con cable. Los sitios en los cuales se perforaron pozos durante las expediciones 334 y 344 se indican con puntos rojos y amarillos, respectivamente. Los sitios en los que las operaciones tuvieron lugar en ambas expediciones muestran ambos colores. La flecha negra indica la dirección del movimiento de la placa de Cocos. Con un sistema GPS terrestre se determinó un vector de deformación NNE (no mostrado aquí). Las direcciones de los esfuerzos, incluido el esfuerzo vertical, son consistentes con una compresión NNO–SSE en el sitio U1378 de la pendiente media, cerca del prisma frontal, y con una extensión NNO–SSE en los sitios U1379 y U1413, en los sedimentos de plataforma de la pendiente superior. (Adaptado de Malinverno y Saito, referencia 29.)

8°15’


9°00’

8°45’

8°30’

84°45’ 84°30’ 84°15’ 84°00’

Movimientorelativo de

la placa

Penínsulade Osa

Longitud

Latit

ud

83°45’ 83°30’

σHmax

> Estructura de la zona de subducción de Costa Rica con los sitios de perforación del proyecto CRISP. Una sección sísmica interpretada de gran ángulo (extremo superior) muestra las posiciones de los pozos y las reflexiones provenientes del borde de placa inclinado. Los puntos indican el tope del basamento de la placa cabalgante, sobre el que yacen sedimentos de pendiente de gran espesor. La sección transversal esquemática (extremo inferior) a través del margen de la Península de Osa muestra los sitios U1381, U1412, U1378, U1380 y U1379 y las velocidades de las ondas P (km/s) del subsuelo dentro de la placa cabalgante. (Adaptado de Harris et al, referencia 28.)


Prof

undi

dad,

km

Prof

undi

dad,

km

Distancia, km

Prisma frontal

Borde de placa Borde de placa

Distancia, km

Sitio U1381,Referencia

Sitio U1381 Sitio U1412

Exageración vertical = 2

Exageración vertical = 1,3

Borde de placa

V = 3,5V = 4,8

Sedimentos Prismafrontal

Cuña

Sitio U1412,Punta

Sitios U1378y U1380,

Pendiente media

Sitio U1378 Sitio U1380Reflexiones queinclinan hacia la tierra

Sitio U1379

Sitio U1379,Pendiente superior

0

00

1

2

3

35 30 25 20 15 10 5

4

5

6

7

89

5

1050 40 30 20 10 0 –10 –20

Basamento superior

32 Oilfield Review

ficos a bordo de la embarcación para perforación Chikyu continuarán con el estudio utilizando tec-nología de perforación con tubo ascendente para la penetración en el mega-corrimiento.

Proyecto de perforación rápida en la Fosa de JapónEl 11 de marzo de 2011, se produjo el terremoto de Tohoku-Oki (9,0 Mw) en la mega falla situada al oeste de la Fosa de Japón, en un margen convergente de erosión en el que la placa del Pacífico se hunde por debajo de la placa Norteamericana (arriba). El tsunami originado por el terremoto devastó grandes secciones de la costa noreste de la isla de Honshu, en Japón. Los científicos estimaron que el movimiento de la falla había sido superior a 50 m [165 pies], uno de los deslizamientos más significativos registrados en un terremoto. Los sis-

mólogos no habían previsto la ocurrencia de un desplazamiento de tal magnitud en la porción somera del límite de la mega falla porque no se pensaba que esta porción de la zona de subduc-ción estuviera atascada y acumulara esfuerzos significativos. No obstante, el análisis subsiguiente indicó que los desplazamientos tan grandes pueden producirse cuando el esfuerzo cortante ejercido sobre la falla se reduce a niveles muy bajos durante un terremoto.31

Los científicos, interesados desde hace mucho tiempo en los peligros sísmicos, han procurado mitigar sus efectos catastróficos a través del estu-dio de los mecanismos de los terremotos. Los par-ticipantes de un seminario internacional del ICDP 2009 habían propuesto estrategias y reco-mendaciones técnicas para la rápida moviliza-ción de un programa de perforación luego de la

ocurrencia de terremotos de gran magnitud.32

La tragedia que ocasionó el terremoto de Tohoku-Oki reforzó la necesidad y generó la oportunidad de ejecutar este tipo de programa.

El proyecto de perforación rápida de la Fosa de Japón (JFAST) surgió como un proyecto de tipo respuesta rápida por diversas razones.33 Los sismó-logos teorizan que la fricción controla la dinámica de las grandes rupturas producidas en las fallas. Durante un terremoto, la fricción genera calor y la temperatura de las fallas, observada tras el terremoto, aporta indicaciones acerca del nivel de fricción. Una de las formas más directas de estimar la fricción dinámica durante el terremoto consiste en medir el calor residual existente en la zona de falla. No obstante, la señal de tempera-tura disminuye con el tiempo. Para resolver la temperatura residual, los geofísicos teorizan que es necesario que las mediciones comiencen den-tro del período de dos años posterior al terremoto. Las mediciones importantes sensibles al tiempo, necesarias para la estimación confiable de la fric-ción, son la temperatura de las fallas, la permea-bilidad de la zona de falla y las propiedades químicas de los fluidos y las rocas.

El objetivo del proyecto JFAST era compren-der los motivos y los mecanismos del gran desli-zamiento de la falla del terremoto de Tohoku-Oki; los investigadores comenzaron perforando hasta el nivel de la zona de falla del borde de placa y midiendo las propiedades de las rocas y el calor generado por fricción resultante del movimiento de la falla. Los científicos tenían previsto utilizar estimaciones de la energía calorífica disipada para inferir las fuerzas que actuaron sobre la falla durante el terremoto. Los objetivos de la perforación fueron, entre otros, la utilización de la técnica LWD para localizar la falla que había experimentado un fenómeno de ruptura, la extrac-ción de muestras de núcleos para caracterizar la composición de la zona de falla y los mecanismos de los procesos de deslizamiento y reparación a lo largo de la falla, y el emplazamiento de un observa-torio de medición de la temperatura a través de la falla para estimar el calor generado por fricción y el esfuerzo presente dentro y alrededor de la zona de falla. Un equipo internacional de respuesta rápida logró estos objetivos mediante la utilización de la embarcación para perforación Chikyu como plata-forma de perforación durante las expediciones 343 y 343T del IODP.34

El Centro de Exploración en las Profundidades de la Tierra (CDEX) de la agencia JAMSTEC actuó como organización de implementación para el proyecto JFAST, llevando a cabo la expedi-ción 343 entre abril y mayo de 2012, unos 13 a 14 meses después del terremoto de Tohoku-Oki.

> Topografía de Japón y batimetría del Océano Pacífico cerca de la Fosa de Japón. La estrella negra señala el epicentro del terremoto de Tohoku-Oki acaecido en el año 2011. El punto rojo indica el sitio de perforación de las expediciones 343/343T del IODP para el proyecto JFAST. La placa del Pacífico (PAC) se hunde por debajo de la placa Norteamericana (NAP) en la Fosa de Japón, en el área marina de la porción septentrional de Japón (inserto).


–200

–1 500

–3 500

–5 000

Altu

ra c

on re

spec

to a

l niv

el d

el m

ar, m

Latit

ud

Longitud

–8 000

–10 000

44°

43°

42°

41°

40°

39°

38°

37°

36°

35°

34°138° 139° 140° 141° 142° 143° 144° 145° 146° 147°

Fosade Japón

Sitio de perforaciónTohoku-Oki, 2011

EP

PAC

PHS

NAP

Volumen 26, no.2 33

Mediante la utilización de técnicas de perforación sin tubo ascendente, los ingenieros obtuvieron medi-ciones LWD en un pozo perforado hasta 850,5 m [2 791 pies] bfm en un sitio de perforación de la pendiente hacia tierra de la Fosa de Japón. La pro-fundidad total del pozo fue de 7 740 m [25 394 pies] por debajo del nivel del mar (bnm) (arriba). Los geó-logos utilizaron los datos LWD obtenidos con el servicio de generación de imágenes durante la perforación geoVISION y las herramientas de resistividad de arreglo compensada arcVISION para identificar y caracterizar la zona de falla del borde de placa. En esta expedición, los científi-cos también obtuvieron 21 núcleos que abarca-ron los dos objetivos principales de la falla en un pozo independiente para extracción de núcleos perforado hasta 844,5 m [2 771 pies] bfm.

Los investigadores determinaron que la estruc-tura general en el emplazamiento de perforación está compuesta por un prisma superior de fango-litas falladas y plegadas en contacto tectónico con una secuencia de sedimentos de escaso espesor que fueron depositados sobre la placa entrante del Pacífico. Existe un contacto tectónico a apro-ximadamente 820 m [2 690 pies] bfm, definido por una zona delgada de arcillas intensamente

cizalladas e interpretado como el nivel de despren-dimiento del borde de placa. Los científicos llega-ron a la conclusión de que el nivel de desprendimien- to del borde de placa era la localización más proba-ble del deslizamiento de falla producido durante el episodio acaecido en Tohoku-Oki en el año 2011. Mediante la utilización del análisis de fluidos, iden-tificaron otra localización posible del movimiento reciente de la falla a aproximadamente 700 m [2 300 pies] bfm. Y mediante la comparación de los registros de imágenes con las observaciones de los núcleos, identificaron una zona fracturada y bre-chiforme, a aproximadamente 720 m [2 360 pies] bfm, que contenía fallas. Los científicos eligieron la zona situada a 720 mbfm y el nivel de desprendi-miento a 820 mbfm como los objetivos principales para el observatorio de medición de temperatura.

Los datos derivados de los registros, especial-mente las imágenes de resistividad, ayudaron a los científicos a comprender el régimen de esfuer-zos locales. Los registros de imágenes adquiridos durante la perforación revelaron la existencia de ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo que reflejaron diferencias en diversos dominios de esfuerzos locales a lo largo del pozo. A profundida-des someras, el esfuerzo de compresión horizon-

tal máximo, σHmax, parecía variable. A niveles más profundos dentro del prisma, entre 537 y 820 m [1 762 y 2 690 pies] bfm, el σHmax exhibía una sola orientación preferencial formando un ángulo en sentido horario de aproximadamente 20° res-pecto de la dirección de convergencia de las placas. Las fallas y la estratificación en todo el prisma sedimentario superior también mostraban un rumbo predominantemente noreste, consistente con la contracción horizontal aproximadamente paralela a la dirección de convergencia de placas.

En julio de 2012, unos 16 meses después del terremoto de Tohoku-Oki, el personal del CDEX y un grupo de científicos adicionales llevaron a cabo la expedición 343T, una corta extensión técnica del proyecto JFAST. Durante esta expedición, los ingenieros instalaron un observatorio con sensores de temperatura y presión para detectar la rúbrica de temperatura residual del desplazamiento de la falla previo a su disipación. Durante la instalación del observatorio de temperatura, la tripulación de la embarcación Chikyu perforó hasta una profundidad de 854,8 m [2 804 pies] bfm en un tirante de agua de 6 897,5 m [22 630 pies] alcanzando una profundidad total (TD) de 7 752,3 m [25 434 pies] bfm.35

Cada uno de los 55 termómetros del observatorio

31. Lin W, Conin M, Moore JC, Chester FM, Nakamura Y, Mori JJ, Anderson L, Brodsky EE, Eguchi N and the Expedition 343 Scientists: “Stress State in the Largest Displacement Area of the 2011 Tohoku-Oki Earthquake,” Science 339, no. 6120 (8 de febrero de 2013): 687–690.

32. Brodsky EE, Ma K-F, Mori J, Saffer DM y los participantes del Simposio Internacional de las ICDP/SCEC: “Rapid Response Fault Drilling Past, Present, and Future,” Scientific Drilling 8 (Septiembre de 2009): 66–74.

33. Para obtener información detallada sobre el proyecto JFAST, consulte: “Importance for Understanding the

Devastating Tsunami from the 2011 Tohoku Earthquake,” JAMSTEC: Japan Trench Fast Drilling Project, http://www.jamstec.go.jp/chikyu/exp343/e/science.html (Se accedió el 18 de abril de 2014).

34. Expedition 343/343T Scientists: “Expedition 343/343T Summary,” en Chester FM, Mori J, Eguchi N, Toczko S and the Expedition 343/343T Scientists (eds): Actas del Programa Integrado de Perforación Oceánica 343/343T, 2013, http://publications.iodp.org/proceedings/343_343T/EXP_REPT/CHAPTERS/343_101.PDF (Se accedió el 15 de mayo de 2014).

35. La profundidad total del pozo C0019D estableció una nueva longitud récord para las operaciones de perforación científica ya que superó la longitud total de 7 049,5 m [23 128 pies] (un tirante de agua de 7 034 m [23 077 pies] más una profundidad del lecho submarino de 15,5 m [50,9 pies]) registrada por la embarcación Glomar Challenger en 1978, en el abismo Challenger de la Fosa de las Marianas, el punto conocido más profundo del lecho marino.

> Sección sísmica interpretada a partir de la línea HD33B, que atraviesa el sitio C0019 del proyecto JFAST cerca de la Fosa de Japón. La placa del Pacífico se hunde por debajo del prisma sedimentario frontal de sobrecorrimiento de la placa Norteamericana. En este sitio, se perforaron tres pozos a través del prisma sedimentario y el nivel de desprendimiento. En el pozo C0019B se obtuvieron mediciones LWD (los pozos no se muestran). En el pozo C0019E, se extrajeron núcleos. Los científicos instalaron un observatorio en el pozo C0019D para obtener mediciones de temperatura en la zona sismogénica cerca del nivel de desprendimiento. (Adaptado de Expedition 343/343T Scientists, referencia 34.)


Prisma sedimentario frontal

Desprendimiento

Pilar tectónico GrabenTope del basalto

Placa del Pacífico: corteza oceánica ígnea

Fallas normales o directas

Tope de la arcilita pelágica

Fangolita hemipelágica

Línea HD33B

Prof

undi

dad,

mbn

m

mbfm (metros por debajo del fondo marino)Sitio C0019

0

200

400

600

800

1 000

6 500NO SE

7 000

7 500

8 000

8 500

10 mi

0 1km

Relleno de fosa, depósitode transporte masivo

Tope de la ftanitaestratificada

34 Oilfield Review

cuenta con su propio registrador de datos. Ésta era la primera vez que se intentaba medir las temperaturas residuales en una falla de borde de placa inmediatamente después de haberse experimentado un terremoto en una fosa oceánica. En abril de 2013, la embarcación para investigación Kairei de la agencia JAMSTEC retornó al sitio del observatorio, y los científicos recuperaron el arreglo de sensores tras nueve meses de operación. La sarta completa de sensores

fue recuperada utilizando un vehículo operado en forma remota, que localizó, desenganchó y recuperó el arreglo en un pozo que cubre el borde de placa.

Los científicos dirigieron un esfuerzo inten-sivo hacia el análisis de datos LWD y de muestras de núcleos provenientes de las expediciones del proyecto JFAST y llegaron a la conclusión de que una sola falla primaria asociada con el borde de placa había admitido el gran deslizamiento pro-ducido durante la ruptura ocasionada por el

terremoto de Tohoku-Oki; además, determinaron que éste era el sitio en el que se había producido la mayor parte del movimiento histórico interplaca. Se observó que la deformación se localizaba en una capa de arcilla pelágica de menos de 5 m de espesor, lo cual sugirió que las propiedades fric-cionales de la arcilla pelágica de esta área consti-tuyen un factor importante que controla el comportamiento dinámico de los sismos por sub-ducción regional y del origen de los tsunamis.36

> Campo de temperaturas residuales del fondo marino. La temperatura residual es la diferencia entre la temperatura registrada y la temperatura pronosticada a partir del gradiente geotérmico de fondo. Un mapa de tiempo-profundidad (izquierda) de los datos provenientes del arreglo de termistores (círculos amarillos) muestra temperaturas elevadas en el intervalo de profundidad comprendido entre 810 m [2 657 pies] y 820 m [2 690 pies], cerca de la profundidad estimada de la zona de falla de desprendimiento. Los períodos sin recolección de datos se muestran en blanco. Las perturbaciones inducidas por la perforación produjeron un descenso de las temperaturas en agosto de 2012. Las temperaturas se incrementaron a una profundidad de 760 m [2 493 pies] tras el terremoto de 7,4 Mw experimentado en diciembre de 2012. Un perfil en profundidad de las temperaturas residuales entre agosto de 2012 y abril de 2013 (derecha), obtenido con la técnica de lapsos de tiempo (técnica de repetición), muestra el desarrollo de la temperatura en cinco tiempos discretos. Los científicos modelaron la anomalía de temperatura para estimar el calor generado por fricción resultante del terremoto de Tohoku-Oki del año 2011. (Adaptado de Fulton et al, referencia 38.)

Temperatura residual, °C0,5–0,5 0


660

680

700

720

740

760

780

800

820

740

760

750

780

770

790

800

810

820

Prof

undi

dad,

mbf

m

Prof

undi

dad,

mbf

m

Fecha

Terremoto local de 7,4 MW de magnitud

Ago. 2012 Oct. 2012 Dic. 2012 Feb. 2013 Abr. 2013

1º de oct. de 2012

1º de ago. de 2012

1º de abr. de 2013

1º de feb. de 2013

1º de dic. de 2012

Tem

pera

tura

, °C

0,50

0,25

–0,25

–0,50

0

Volumen 26, no.2 35

Los investigadores efectuaron experimentos de fricción a alta velocidad además de análisis geo-químicos, mineralógicos y microestructurales de las muestras de rocas recuperadas de la zona de desprendimiento del borde de placa y de los sedi-mentos adyacentes y observaron reducciones de bajos esfuerzos asociadas con esfuerzos de corte bajos, máximos y de estado estacionario, y atribuye-ron estos bajos esfuerzos a la abundancia de efec-tos de presurización térmica y arcillas débiles.37

Mediante la utilización de los datos obtenidos con el arreglo de sensores de temperatura, los científicos observaron una anomalía de tempera-tura de 0,31°C [0,56°F] en la falla del borde de falla (página anterior). Mediante la combinación de estos datos con las propiedades medidas de las rocas, lograron estimar tanto la cantidad de ener-

gía disipada durante el terremoto como un coefi-ciente de fricción aparente de 0,08. Se cree que este coeficiente muy bajo de fricción dinámica facilitó el deslizamiento significativo que se pro-dujo en la falla de Tohoku-Oki.38 Estos resultados del proyecto JFAST ayudaron a la comunidad científica a comprender mejor la generación de terremotos y tsunamis.

Los desafíos y el futuroLos avances significativos producidos en las últi-mas décadas en la tecnología de perforación, extracción de núcleos y perfilaje han permitido a los ingenieros del IODP alcanzar las profundida-des de la zona sismogénica. No obstante, es pre-ciso superar otros desafíos técnicos para poder extender este logro a fronteras aún más profundas. Las expendiciones del IODP pronto explorarán sitios de perforación candidatos en formaciones de rocas duras, de gran espesor, con tirantes de agua de hasta 4 500 m [14 800 pies] y temperatu-ras de fondo de pozo de hasta 250°C [480°F]. Pueden ser necesarias nuevas técnicas de inicia-ción de la perforación de pozos o nuevos sistemas de perforación en el fondo marino para iniciar la perforación de pozos en ambientes corticales de rocas desnudas. Los sistemas livianos de tubos ascendentes de fibra de carbono podrían exten-der la profundidad de las operaciones de perfora-ción con tubo ascendente. Además, puede ser necesario contar con BOPs electrohidráulicos para aguas ultra profundas. Los perforadores están considerando el empleo de tuberías de revesti-miento expansibles para proteger la superficie de las paredes de los pozos ultra profundos.

Debido al incremento del tiempo y los costos asociados con las operaciones de perforación con tubo ascendente a grandes profundidades, los equipos a cargo del proyecto a bordo de la embar-cación Chikyu están abandonando gradualmente la práctica tradicional de extracción de núcleos completos de las operaciones de perforación científica para aprovechar al máximo las técnicas de adquisición de registros de lodo, LWD y MWD con muestreo y extracción de núcleos al azar. Para asegurar la alta calidad y cantidad de los núcleos recuperados, podrán requerirse barrenas ultra duras de un compuesto policristalino de diamante para la extracción de núcleos en forma-ciones ultra duras. Es necesario desarrollar tubos extractores de núcleos para uso a 300°C [572°F] y 7 000 mbfm.39

Las estimaciones de temperatura para los proyectos existentes en las zonas sismogénicas no exceden los 150°C [300°F], pero los proyectos futuros serán más exigentes. Actualmente, las herramientas MWD y LWD para altas temperatu-ras poseen límites de temperatura de 175°C [350°F], que probablemente deban ser extendidos. Hoy, las herramientas estándar de perfilaje con cable están diseñadas para 175°C y algunas de ellas para 150°C solamente. Existen, aunque en forma limitada, herramientas de adquisición de registros para condiciones de alta presión y alta temperatura (HPHT) diseñadas para 260°C [500°F] y 207 MPa [30 000 lpc], pero no todas las mediciones pueden obtenerse con estas herra-mientas especiales. Algunos cables de perfilaje utilizados para correr las herramientas están diseñados para operar sólo hasta aproximada-mente 200°C-250°C [390°F-480°F], si bien, al igual que sucede con las herramientas HPHT, existe una oferta limitada de cables de alta resis-tencia para condiciones HPHT.40 Para desarrollar herramientas y procesos que respondan al desa-fío, será necesaria una asociación estrecha y per-manente entre la comunidad científica y las compañías proveedoras de servicios.

En la próxima década, el plan de ciencias del IODP continuará enfocándose a largo plazo en las zonas sismogénicas, los terremotos y los desastres naturales. Además, los investigadores emprende-rán expediciones destinadas a responder interro-gantes relacionados con el cambio climático global y la presencia y distribución de los recur-sos minerales e hidrocarburíferos, incluidos los hidratos de gas. Explorarán las profundidades de la biosfera y estudiarán la naturaleza y la exten-sión de las poblaciones microbianas. Algunos de los beneficios potenciales de estos emprendi-mientos serán el descubrimiento de microorganis-mos útiles para fines médicos o de otro tipo, tales como el secuestro de dióxido de carbono [CO2] o su conversión en metano [CH4].41 Sin embargo, el mayor desafío será quizás el logro de la ambición largo tiempo albergada de perforar pozos ultra pro-fundos hasta el manto terrestre, el sueño frustrado del proyecto Mohole de la década de 1960. La dis-continuidad de Mohorovicic, o Moho, constituye el límite sísmico fundamental que marca la transición entre la corteza terrestre y su manto superior, pero su naturaleza geológica es poco conocida. Hoy, se está avanzando firmemente hacia un proyecto Mohole para el siglo XXI.42 —HDL

36. Chester FM, Rowe C, Ujiie K, Kirkpatrick J, Regalla C, Remitti F, Moore JC, Toy V, Wolfson-Schwehr M, Bose S, Kameda J, Mori JJ, Brodsky EE, Eguchi N, Toczko S and the Expedition 343 and 343T Scientists: “Structure and Composition of the Plate-Boundary Slip Zone for the 2011 Tohoku-Oki Earthquake,” Science 342, no. 6163 (6 de diciembre de 2013): 1208–1211.

37. Ujiie K, Tanaka H, Saito T, Tsutsumi A, Mori JJ, Kameda J, Brodsky EE, Chester FM, Eguchi N, Toczko S and the Expedition 343 and 343T Scientists: “Low Coseismic Shear Stress on the Tohoku-Oki Megathrust Determined from Laboratory Experiments,” Science 342, no. 6163 (6 de diciembre de 2013): 1211–1214.

38. Fulton PM, Brodsky EE, Kano Y, Mori J, Chester F, Ishikawa T, Harris RN, Lin W, Eguchi N, Toczko S and the Expedition 343, 343T and KR12-08 Scientists: “Low Coseismic Friction on the Tohoku-Oki Fault Determined from Temperature Measurements,” Science 342, no. 6163 (6 de diciembre de 2013): 1214–1217.

39. Para obtener más información sobre el desarrollo de tecnología para ambientes de aguas ultra profundas, consulte: “Ultra-Deep Drilling Technology,” JAMSTEC: Center for Deep Earth Exploration, http://www.jamstec.go.jp/chikyu/eng/developtech/deepdrill/ (Se accedió el 20 de abril de 2014).

40. Para obtener más información sobre las tecnologías de adquisición de registros HPHT, consulte: DeBruijn G, Skeates C, Greenaway R, Harrison D, Parris M, James S, Mueller F, Ray S, Riding M, Temple L y Wutherich K: “Tecnologías para alta presión y alta temperatura,” Oilfield Review 20, no. 3 (Invierno de 2008/2009): 52–67.Para obtener más información sobre la presión y el muestreo HPHT, consulte: Avant C, Daungkaew S, Behera BK, Danpanich S, Laprabang W, De Santo I, Heath G, Osman K, Khan ZA, Russell J, Sims P, Slapal M y Tevis C: “Comprobación de los límites en condiciones de pozos extremas,” Oilfield Review 24, no. 3 (Marzo de 2013): 4–19.

41. Para obtener más información sobre la aplicación de la ciencia de perforación en la exploración del interior de la Tierra, consulte: JAMSTEC: Research and Development Center for Ocean Drilling Science, http://www.jamstec.go.jp/ods/e/ (Se accedió el 16 de julio de 2014).

42. Para obtener más información sobre el proyecto Mohole, consulte: Pilisi N y Whitney B: “Initial Feasibility Study to Drill and Core the Ocean Mantle,” Scientific Drilling 12 (Septiembre de 2011): 46–48.

36 Oilfield Review

Levantamientos sísmicos terrestres para yacimientos desafiantes

Los levantamientos sísmicos son esenciales para la localización de puntos dulces en

yacimientos desafiantes y para su conversión en objetivos económicos viables para

las operaciones de terminación y producción de pozos. La tecnología de receptores

puntuales está facilitando la identificación de puntos dulces, y a la vez constituye un

método económicamente efectivo para los levantamientos sísmicos terrestres 3D

sobre áreas de gran extensión.

Gabriele BusanelloAbu Dabi, Emiratos Árabes Unidos

Zhifeng ChenXue LeiRong LiBeijing, República Popular de China

Mark EganHouston, Texas, EUA

Thomas HeesomDubai, Emiratos Árabes Unidos

Bo LiangChina National Petroleum CorporationSichuan Geophysical CompanyChengdu, República Popular de China

Heloise Bloxsom LynnLynn IncorporatedLa Veta, Colorado, EUA

Anastasia PooleGatwick, Inglaterra

Peter van BaarenSneek, Países Bajos

Fusen XiaoPetroChina Southwest Oil and Gas CompanyChengdu, República Popular de China

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2014: 26, no. 2.Copyright © 2014 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Phillip Bilsby, John Kingston y Dominic Lowden, Gatwick, Inglaterra; George El-Kaseeh y Scott Totten, Houston; David F. Halliday, Cambridge, Inglaterra; Harvey F. Hill, Frisco, Texas, EUA; Qinglin Liu, Beijing; Denis Sweeney, Perth, Australia; y Brian Toelle, Denver.SWAMI y UniQ son marcas de Schlumberger.StarTrak es una marca de Baker Hughes Inc.

La mejor herramienta para identificar objetivos potenciales de exploración y desarrollo antes de la perforación es el levantamiento sísmico 3D. Estos levantamientos permiten a los operadores generar imágenes de enormes volúmenes del subsuelo e identificar yacimientos hidrocarburí-feros potenciales. Los avances introducidos en la tecnología de adquisición y procesamiento sísmi-cos ahora posibilitan que los geofísicos escudriñen las áreas prospectivas en busca de puntos dulces. Uno de los avances clave es el levantamiento sís-mico con receptores puntuales.1

Los yacimientos no convencionales, especial-mente las formaciones de lutitas, cobran cada vez más importancia para la industria y hoy cons-tituyen el foco de las principales campañas de exploración y producción. En estas formaciones compactas, la producción óptima proviene de los puntos dulces, que poseen una combinación única de propiedades geomecánicas de las rocas y pro-piedades de los yacimientos.

Los puntos dulces se caracterizan por su excelente calidad de yacimiento (RQ) y calidad de terminación (CQ) y, si son estimulados de manera efectiva con tratamientos de fractura-miento hidráulico, producen cantidades rentables de hidrocarburos. Por consiguiente, el objetivo de los levantamientos sísmicos hoy se encuentra mejor definido. Los resultados de los levanta-mientos son utilizados para identificar los objeti-vos de perforación, optimizar las trayectorias de los pozos y localizar los tramos para las etapas de

los tratamientos de fracturamiento hidráulico y las terminaciones.2 A fin de satisfacer estos obje-tivos, los procesadores e intérpretes sísmicos requieren datos de alta calidad para caracterizar los parámetros RQ y CQ, y las variaciones vertica-les, horizontales y azimutales producidas en los compartimientos y en las capas individuales de los yacimientos.3

Este artículo describe la tecnología sísmica terrestre de receptores puntuales de última generación que permite la ejecución de levanta-mientos de azimut completo (FAZ) y desplaza-miento largo con tamaños de celdas pequeños.4

Estos levantamientos “encienden una luz” que ilumina los objetivos del yacimiento desde muchas direcciones y, con respecto a los levantamientos convencionales, proporcionan mejor ilumina-ción, una relación señal-ruido (SNR) más alta y mejor resolución sísmica.

Un receptor puntual graba una traza individual de datos crudos. Por el contrario, una traza sís-mica convencional es aquella traza que resulta de la suma de las trazas de un arreglo, o grupo, de receptores.5 La suma mejora la SNR de los datos registrados a través de la atenuación del ruido coherente y ambiental y el refuerzo de la señal. No obstante, la práctica convencional entrega datos registrados que no llegan a ser cien por ciento cru-dos, lo que reduce la flexibilidad durante el proce-samiento posterior de los datos. Las trazas de los receptores puntuales son los datos crudos, que ofrecen la máxima flexibilidad de procesamiento.

Volumen 26, no.2 37

Para obtener datos de azimut completo, des-plazamiento largo y alto apilamiento nominal, se requieren levantamientos densos con muchos canales de registro. El sistema sísmico terrestre UniQ de WesternGeco ofrece esta capacidad y puede registrar más de 200 000 canales activos simultáneamente. Los conjuntos de datos adqui-ridos con los sistemas UniQ facilitan el procesa-miento para caracterizar la anisotropía sísmica,

preservar el ancho de banda, mejorar la SNR e incrementar la resolución temporal y espacial de las imágenes y atributos sísmicos.6 Los datos resul-tantes posibilitan una definición precisa de las propiedades de las rocas para la determinación de los parámetros RQ y CQ; cuando estos parámetros se determinan, la posibilidad de perforar un pozo productivo se incrementa. Algunos ejemplos de China y EUA ilustran cómo estos datos ayudan a

resolver las cuestiones relacionadas con la explo-ración, las terminaciones y la producción antes de la perforación.

Preservación de la ondículaUna traza sísmica es una respuesta registrada de una ondícula, proveniente de una fuente de ener-gía, a la geología del subsuelo. Se trata de la con-volución, o combinación, de la ondícula con la

1. Ait-Messaoud M, Boulegroun M-Z, Gribi A, Kasmi R, Touami M, Anderson B, van Baaren P, El-Emam A, Rached G, Laake A, Pickering S, Moldoveanu N y Özbek A: “Nuevas dimensiones en tecnología sísmica terrestre,” Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 48–59.Bagaini C, Bunting T, El-Emam A, Laake A y Strobbia C: “Técnicas de sísmica terrestre para obtener datos de alta calidad,” Oilfield Review 22, no. 2 (Diciembre de 2010): 30–43.Barclay F, Bruun A, Rasmussen KB, Camara Alfaro J, Cooke A, Cooke D, Salter D, Godfrey R, Lowden D, McHugo S, Özdemir H, Pickering S, González Pineda F, Herwanger J, Volterrani S, Murineddu A, Rasmussen A y Roberts R: “Inversión sísmica: Lectura entre líneas,” Oilfield Review 20, no. 1 (Verano de 2008): 44–66.

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

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

3. Barclay et al, referencia 1.4. Un sensor puntual es una fuente o un receptor sísmico

que produce una huella pequeña en la superficie de la tierra. Azimut completo se refiere a una cobertura azimutal completa de 0° a 360°. Desplazamiento largo se refiere a distancias de separación considerables, correspondientes a ángulos de incidencia grandes entre fuentes y receptores. Una celda es una subdivisión de un levantamiento sísmico; las trazas sísmicas se asignan a celdas específicas según se clasifiquen por punto medio común, punto común de reflexión, desplazamiento común u otros criterios. El apilamiento normal es el número de trazas asignadas a una celda.

5. Un arreglo es un grupo de receptores sísmicos, cuyas señales se combinan y se registran en un canal de datos de un dispositivo de registro.

6. Resolución es la separación mínima —distancia o tiempo de viaje doble (ida y vuelta)— entre dos rasgos para que resulten distinguibles en una sección o un volumen sísmico. La resolución temporal es la separación de tiempo mínima que permite que los rasgos resulten distinguibles en una gráfica basada en el tiempo. La resolución espacial es la distancia requerida para reconocer las diferencias entre los rasgos separados horizontal y verticalmente.

Para obtener más información sobre la resolución, consulte: Egan MS: “The Drive for Better Bandwidth and Resolution,” en Doré AG y Vining BA (eds): Petroleum Geology: North-West Europe and Global Perspectives—Actas de la 6a Conferencia sobre Geología del Petróleo. Londres: The Geological Society, Petroleum Geology Conference Series 6 (2005): 1415–1424.

Egan MS, Seissiger J, Salama A y El-Kaseeh G: “The Influence of Spatial Sampling on Resolution,” CSEG RECORDER 35, no. 3 (Marzo de 2010): 29–36.

38 Oilfield Review

reflectividad del subsuelo; la serie de reflexiones que produce la ondícula sísmica cuando encuentra interfaces geológicas. A través de cada una de las interfaces, las propiedades físicas de las unidades de rocas cambian; especialmente, las velocidades de las ondas compresionales (ondas P) y de las ondas de corte o de cizalla (ondas S), la densidad, y las impedancias de las ondas P y S. El contraste de impedancia a través de cada interfaz, junto con el ángulo de incidencia de la onda, determina la cantidad de energía reflejada y transmitida.

Los geofísicos utilizan los contrastes de impe-dancia para determinar las propiedades de las rocas del subsuelo mediante la inversión de las

amplitudes. Este proceso remueve la ondícula de la traza sísmica y efectúa una inversión para determinar las impedancias entre los reflectores sísmicos. Se trata de un procedimiento desa-fiante porque la traza registrada contiene ade-más ruido coherente, difuso y ambiental que debe ser removido. La extracción de la ondícula se dificulta aún más a la hora de generar imáge-nes de yacimientos no convencionales porque la respuesta de la Tierra se manifiesta normalmente como variaciones pequeñas y sutiles de amplitud y fase, que pueden ser fácilmente enmascaradas por el ruido o desdibujadas durante la adquisición y el procesamiento sísmicos.

Para asegurar la extracción de la ondícula correcta y obtener una inversión precisa, todas las etapas de la adquisición sísmica deben ser ejecu-tadas con sumo cuidado. Es sabido que los arre-glos de geófonos, utilizados habitualmente en la adquisición sísmica convencional para mejorar la SNR, distorsionan la amplitud y la fase de la ondí-cula aparente. La utilización de arreglos es una de las causas principales de la extracción imprecisa de la ondícula porque la respuesta de registro del arreglo varía con el azimut, el espaciamiento entre los geófonos, las diferencias de elevación de la superficie del terreno y la inclinación de cada geófono individual dentro del arreglo.

> Dispositivo de recepción de tipo acelerómetro de geófono (GAC). Un miembro de la brigada de prospección sísmica posiciona un GAC (extremo superior izquierdo). Un corte de una unidad de sensores GAC (extremo inferior izquierdo) muestra los componentes electrónicos de adquisición sísmica y el elemento del geófono. La respuesta en frecuencia (extremo superior derecho) de un GAC típico es plana, o uniforme, entre 1,4 Hz y 250 Hz (líneas de guiones rojas), rango en el que la respuesta en amplitud se reduce en 3 dB hasta el 70% de la amplitud pico. Una sarta (ristra) de sensores GAC (extremo inferior derecho) está lista para ser desplegada en el campo por la brigada de prospección sísmica.

Resp

uest

a en

am

plitu

d, d

B

Frecuencia, Hz0,1 1,0 10,0 100,0

–24

–21

–18

–15

–12

–9

–6

–3

0

Elementodel geófono

Componenteselectrónicos

de adquisiciónsísmica

Volumen 26, no.2 39

Los sensores puntuales estrechamente espa-ciados —en los cuales cada sensor registra su propia traza— remueven estos efectos. Las tra-zas individuales estrechamente espaciadas elimi-nan la necesidad de disponer de arreglos y facilitan la eliminación del ruido y la preserva-ción de la fidelidad de la ondícula —la precisión de su amplitud y su fase— durante el procesa-miento y la inversión sísmica.7

Después de remover la ondícula sísmica y recuperar la respuesta de la Tierra, se obtiene como resultado un conjunto de datos de impe-dancias sísmicas relativas que los geofísicos tra-ducen en propiedades físicas representativas de las litologías de los yacimientos. Los geofísicos combinan las impedancias relativas resultantes de la inversión con un modelo de impedancia derivado de una localización de un solo pozo o de localizacio-nes de múltiples pozos, si se dispone de las mismas. Luego, construyen impedancias absolutas mediante el agregado de la información de baja frecuencia, desde 0 Hz hasta las menores frecuencias, conte-nidas en los datos sísmicos. Las impedancias absolutas pueden ser convertidas en propiedades físicas litológicas, tales como densidad, porosi-dad, relación de Poisson y velocidades de ondas P y S. Estas propiedades son cruciales para la clasi-ficación de las litologías de los yacimientos no con-vencionales, la determinación de sus parámetros RQ y CQ, y la identificación de puntos dulces.

Adquisición sísmica con receptores puntualesEl registro de un levantamiento sísmico 3D implica una solución de compromiso entre el diseño de un levantamiento ideal y el costo y el tiempo del pro-ceso de adquisición sísmica. El diseño ideal es el de una geometría densa que ilumina el yacimiento desde muchas direcciones. No obstante, la ejecu-ción de un levantamiento denso implica un número considerable de equipos y personas, lo que se tra-duce en costos elevados y plazos extensos. Los geofí-sicos e ingenieros de WesternGeco llevan más de una década perfeccionando el sistema sísmico terrestre UniQ para reducir los costos de los levantamientos a través del despliegue de menos equipos —sensores individuales en vez de arre-glos— y la reducción del tiempo de adquisición mediante la adquisición más rápida de los datos.8

Además, el sistema terrestre UniQ posee redundan-cias incorporadas que mitigan las fallas de los equi-pos de registro y de las líneas de comunicación.

En la adquisición sísmica convencional, las tra-zas de un arreglo de receptores se suman entre sí y luego se registran. El propósito de la suma de los arreglos es mejorar las señales sísmicas prove-

nientes del subsuelo, que viajan verticalmente, y atenuar el ruido ambiente y coherente que viaja horizontalmente. No obstante, en un arreglo, los sensores no se amontonan entre sí sino que se encuentran esparcidos sobre un área cuantificable. Las variaciones de la topografía y de la geología entre los receptores de un arreglo afectan el tiempo de arribo y la amplitud de las señales dentro de las trazas individuales. En consecuencia, la suma de las trazas no alineadas y sin corregir produce trazas registradas que son más suaves y contienen menos detalle que las trazas originales y que se correlacio-nan de manera menos precisa con las trazas registradas adyacentes; la suma de las trazas no alineadas desdibuja la información de alta frecuen-cia contenida en las trazas. La práctica de registrar después de la suma de las trazas elimina toda posi-bilidad de reconstrucción de los datos crudos para recuperar la información perdida.

Los avances registrados en la tecnología de soporte informático, procesamiento de datos y receptores permiten que los geofísicos utilicen el método de adquisición con receptores puntuales. En el año 2002, WesternGeco introdujo su sistema de adquisición y procesamiento de datos sísmicos con sensores individuales de primera generación capaz de registrar 30 000 canales de datos activos.9

En el año 2009, WesternGeco lanzó el sistema integrado de receptores puntuales de segunda generación UniQ.10 Actualmente, el sistema es capaz de registrar más de 200 000 canales activos y su arquitectura ha sido diseñada para ser ampliada aún más. Hoy, las mejoras introducidas en materia de hardware, tales como las unidades de procesamiento gráfico y los incrementos de la velocidad de procesamiento y de la eficiencia de los algoritmos, han eliminado la necesidad de reducir el volumen de datos después de su proce-samiento inicial —la preparación de los datos y

la atenuación del ruido— a través de la forma-ción de grupos digitales (DGF).11 Ahora, todas las trazas pueden atravesar la secuencia completa de procesamiento de datos.

Cada receptor puntual es un acelerómetro de geófono (GAC), que es un sensor de banda ancha, de baja distorsión y alta sensibilidad.12 El GAC registra los datos que contienen frecuencias que oscilan entre 0 Hz (estacionarias) y más de 500 Hz; los GACs poseen una respuesta en frecuencia uniforme, o plana, variable entre 1,4 y 250 Hz, con un rango de siete octavas (página anterior).13

El GAC está diseñado para incrementar la respuesta dinámica de la señal a las señales de baja fre-cuencia, respecto de los geófonos convencionales. La medición precisa de la señal de baja frecuen-cia es esencial para la inversión de las amplitu-des sísmicas con el fin de inferir información geológica y de las propiedades de las rocas.

El alto número de canales del sistema UniQ permite el muestreo fino de los campos de ondas sin que se produzca el fenómeno de desdobla-miento hacia las bajas frecuencias.14 Los analis-tas sísmicos pueden procesar los datos crudos y efectuar correcciones, traza por traza, para tomar en cuenta cualquier variación de la elevación local y de la geología de superficie antes de apli-car técnicas de remoción del ruido para mejorar la señal que se propaga verticalmente.

Remoción del ruidoRecientemente, se han desarrollado métodos de atenuación del ruido para reducir el ruido cohe-rente, difuso y ambiental, utilizando conjuntos de datos con receptores puntuales; estos nuevos métodos reemplazaron en gran medida a la téc-nica DGF. A diferencia de los métodos convencio-nales, este enfoque de última generación no se basa en geometrías regulares de adquisición sís-

7. Un campo de ondas es la respuesta de amplitud de una onda que se propaga a través del subsuelo.

8. Para obtener más información sobre las técnicas sísmicas terrestres UniQ, consulte: Ait- Messaoud et al y Bagaini et al, referencia 1.

9. Ait-Messaoud et al, referencia 1.10. Papworth S: “Stepping up Land Seismic,” E&P 82,

no. 3 (1º de marzo de 2009), http://www.epmag.com/Exploration-Geology-Geophysics/Stepping-land-seismic_31469 (Se accedió el 29 de mayo de 2014).

11. La formación de grupos digitales (DGF) es una serie de pasos de procesamiento que combinan muchas mediciones crudas de sensores puntuales para generar un número menor de mediciones formadas por grupos de trazas. Para obtener más información sobre el proceso DGF, consulte: Ait-Messaoud et al, referencia 1.

12. El movimiento del terreno puede ser medido como desplazamiento, velocidad o aceleración. Un geófono es un dispositivo de registro sísmico que detecta la velocidad del terreno, o el cambio en el desplazamiento del terreno con el tiempo, producido por las ondas

sísmicas. Un acelerómetro es un dispositivo de registro que mide la aceleración o el cambio producido en la velocidad con el tiempo. Si se utiliza como dispositivo de registro sísmico, un acelerómetro detecta la aceleración del terreno. Un acelerómetro registra un rango de frecuencia más amplio que el de un geófono.

13. Una octava es una duplicación del contenido de frecuencia. Un rango de una octava abarca de 2 a 4 Hz, 4 a 8 Hz, 8 a 16 Hz, y así sucesivamente. Un rango de dos octavas abarca de 2 a 8 Hz, 4 a 16 Hz, 8 a 32 Hz, y así sucesivamente. Un rango de siete octavas abarca de 2 a 256 Hz.

14. El fenómeno de desdoblamiento del espectro (aliasing) se produce cuando las señales presentes en las formas de ondas no pueden ser distinguidas porque las formas de ondas no son muestreadas a intervalos suficientemente pequeños; es decir, con una frecuencia de muestreo suficientemente alta. Para evitar el fenómeno de desdoblamiento del espectro, la frecuencia de muestreo debe ser mayor que el doble de la frecuencia más alta de las formas de ondas.

40 Oilfield Review

mica, tales como las cuadrículas uniformes para recolectar y registrar los datos (arriba). Cada una de estas nuevas técnicas de atenuación del ruido se enfoca en un tipo específico de ruido presente en los datos terrestres y se aplica de manera metódica y progresiva para quitar los diversos componentes de la energía compleja de ondas de superficie que contamina los datos. La secuencia habitual de atenuación del ruido, en orden de apli-cación, es la siguiente: supresión del ruido cohe-rente no uniforme (NUCNS) para remover la onda superficial u onda terrestre coherente; interfero-metría guiada por modelos (MDI) para remover el

ruido de la onda de tierra dispersa; y supresión del ruido ambiental no uniforme (NUENS) para ate-nuar el ruido ambiental (abajo).15

Basado en la suposición de la disponibilidad de datos de entrada espacialmente irregulares, el método NUCNS remueve el ruido coherente mediante la sustracción de un modelo de ruido coherente de los datos originales. Cuando los arri-bos directos de la onda de tierra se desdoblan hacia las bajas frecuencias, los geofísicos pueden utilizar el método de análisis, modelado e inver-sión de ondas de superficie SWAMI para la supre-sión del ruido coherente (CNS). El método

SWAMI permite relajar la necesidad de un espa-ciamiento denso de receptores puntuales.16

El método NUCNS funciona bien para el ruido de la onda terrestre directa. No obstante, a la hora de atenuar la onda terrestre dispersa, el método se limita a remover solamente los flancos del ruido de dicha onda y, de un modo similar a otras técnicas de discriminación por velocidad, no puede atenuar los ápices.17 Por este motivo, el método MDI fue desarrollado para suprimir el ruido de la onda terrestre dispersa y puede estimar los ápices difíci-les de remover de dicha onda.18

Después de sustraer la onda terrestre cohe-rente y dispersa de los datos, el ruido ambiente no coherente permanece. El método NUENS es una técnica de modelado del ruido ambiental local basada en un principio de diversidad y en la separación de la señal y el ruido en frecuencia. Este método remueve efectivamente el ruido ambiental que queda en los datos después del procesamiento con los métodos NUCNS, o SWAMI CNS y MDI.

Perforación en yacimientos no convencionalesEl desarrollo inicial de los yacimientos no con-vencionales —petróleo de areniscas compactas y gas de lutitas— en América del Norte se caracte-rizó por la ejecución de operaciones geométricas

> Flujo de trabajo para la remoción del ruido. Un flujo de trabajo habitual para la atenuación del ruido presente en los datos sísmicos incluye la remoción del ruido coherente, el ruido de la onda de tierra dispersa y el ruido ambiental. Los métodos de supresión del ruido coherente no uniforme (NUCNS) y de análisis, modelado e inversión de ondas de superficie SWAMI (izquierda) remueven el ruido coherente de la onda de tierra directa. El método NUCNS funciona bien cuando la onda de tierra directa puede ser identificada fácilmente y no se encuentra desdoblada hacia las bajas frecuencias. Si lo hace, el procedimiento SWAMI constituye una mejor elección. El método de interferometría guiada por modelos (MDI) (centro) remueve el ruido de la onda terrestre dispersa. El método de supresión del ruido ambiental no uniforme (NUENS) (derecha) remueve cualquier ruido ambiental remanente.

Remover elruido coherente

Remover elruido ambiental

Remover el ruido de laonda de tierra dispersa

Supresión del ruidocoherente no

uniforme (NUCNS)

Análisis, modelado einversión de ondas de

superficie SWAMI

Supresión del ruidoambiental no

uniforme (NUENS)

Interferometríaguiada por

modelos (MDI)

> Brigada de tendido. Una brigada combinada de tendido y prospección sísmica asegura la precisión de las coordenadas de posición de los GACs y reduce la necesidad de personal y el tiempo operacional. Estas operaciones combinadas garantizan la precisión de las localizaciones de los sensores para la adquisición de datos no uniformes y minimizan la perturbación del medio ambiente porque no se requiere ningún levantamiento, rótulo o estaca previos al tendido. El operador del GPS navega hasta la localización planificada de los sensores utilizando el sistema de posicionamiento global (GPS) mejorado de un sistema de ampliación basado en satélites (SBAS). El excavador excava un pozo en la localización óptima del sensor marcada, lejos de los arbustos que podrían generar ruido al ser movidos por el viento y lejos del terreno firme que ofrece un acoplamiento pobre del sensor con la tierra. El transportador de la sarta de unidades de sensores (SUS) transporta la ristra de sensores GAC y deposita un sensor en el pozo, y la persona responsable de la colocación del GAC se asegura de que el sensor se encuentre lo más cerca posible de la vertical y que se implante bien para lograr un acoplamiento óptimo. Uno de los dos últimos miembros de la brigada (derecha) transporta un sistema móvil de posicionamiento y pruebas (MPTS) que inyecta las coordenadas GPS corregidas por el sistema SBAS directamente en la memoria del sensor —una operación de tres segundos— para su inclusión en las cabeceras de los datos sísmicos durante la adquisición. La otra persona cubre el sensor con tierra y se asegura de que todos los cables queden planos sobre el terreno para minimizar el ruido producido por el viento. Dependiendo del terreno, una brigada combinada puede cubrir varios kilómetros por día.

Operador del GPS

Excavador Transportadorde la SUS Colocación del GAC

Inyección de lascoordenadas GPS y

sepultamiento del GAC

Brigada de tendido y prospección sísmicaInyección decoordenadas GPS

Volumen 26, no.2 41

15. Para obtener más información sobre el proceso de atenuación del ruido aplicado a los datos UniQ, consulte: Xiao F, Yang J, Liang B, Zhang M, Li R, Li F, Xiao H, Lei X, Liu Q y Heesom T: “High-Density 3D Point Receiver Seismic Acquisition and Processing—A Case Study from the Sichuan Basin, China,” First Break 32, no. 1 (Enero de 2014): 81–90.

16. Strobbia C, Zarkhidze A, May R, Quigley J y Bilsby P: “Attenuation of Aliased Coherent Noise: Model-Based Attenuation for Complex Dispersive Waves,” First Break 29, no. 8 (Agosto de 2011): 93–100.Para obtener más información sobre las ondas superficiales y el método SWAMI, consulte: Strobbia C, Vermeer PL, Laake A, Glushchenko A y Re S: “Surface Waves: Processing, Inversion, and Attenuation,” First Break 28, no. 8 (Agosto de 2010): 85–91.Bagaini et al, referencia 1.

17. El ápice de la onda terrestre dispersa es el punto de origen aparente. La energía dispersa se propaga, o se despliega en abanico, lejos de este punto a medida que se incrementa el tiempo de viaje. Esta energía en expansión es el flanco de la onda terrestre dispersa.

18. Para obtener más información sobre la interferometría guiada por modelos, consulte: Halliday D: “Adaptive Interferometry for Ground-Roll Suppression,” The Leading Edge 30, no. 5 (Mayo de 2011): 532–537.Halliday DF, Curtis A, Vermeer P, Strobbia C, Glushchenko A, van Manen D-J y Robertsson JOA: “Interferometric Ground-Roll Removal: Attenuation of Scattered Surface Waves in Single-Sensor Data,” Geophysics 75, no. 2 (Marzo–abril de 2010), SA15–SA25.Bilsby P, Halliday DF y West LR: “Case Study—Residual Scattered Noise Attenuation for 3D Land Seismic Data,” artículo I040, presentado en la 74a Conferencia y Exhibición de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, Copenhague, Dinamarca, 4 al 7 de junio de 2012.

19. Baihly JD, Malpani R, Edwards C, Han SY, Kok JCL, Tollefsen EM y Wheeler CW: “Unlocking the Shale Mystery: How Lateral Measurements and Well Placement Impact Completions and Resultant Production,” artículo SPE 138427, presentado en la Conferencia de Terminaciones de Areniscas Gasíferas Compactas de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 2 al 3 de noviembre de 2010.Miller C, Waters G y Rylander E: “Evaluation of Production Log Data from Horizontal Wells Drilled in Organic Shales,” artículo SPE 144326, presentado en la Conferencia y Exhibición de Gas No Convencional de América del Norte de la SPE, The Woodlands, Texas, 14 al 16 de junio de 2011.Cipolla C, Lewis R, Maxwell S y Mack M: “Appraising Unconventional Resource Plays: Separating Reservoir Quality from Completion Effectiveness,” artículo IPTC 14677, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo, Bangkok, Tailandia, 7 al 9 de febrero de 2012.

20. Un sistema de fracturas es un conjunto de fracturas que se formaron al mismo tiempo, bajo el mismo régimen de esfuerzos locales. Una orientación de fracturamiento es un conjunto lineal de múltiples fracturas abiertas que se encuentran más o menos alineadas. En la literatura, una orientación de fracturamiento también se denomina corredor de fracturas.Para obtener más información sobre los yacimientos fracturados, consulte: Bratton T, Canh DV, Que NV, Duc NV, Gillespie P, Hunt D, Li B, Marcinew R, Ray S, Montaron B, Nelson R, Schoderbek D y Sonneland L: “La naturaleza de yacimientos naturalmente fracturados,” Oilfield Review 18, no. 2 (Otoño de 2006): 4–25.Natvig JR, Skaflestad B, Bratvedt F, Bratvedt K, Lie K-A, Laptev V y Khataniar SK: “Multiscale Mimetic Solvers for Efficient Streamline Simulation of Fractured Reservoirs,” SPE Journal 16, no. 4 (Diciembre de 2011): 880–888.

turamiento de un mismo pozo.19 Los estudios demostraron además que la heterogeneidad de los yacimientos, los sistemas de fracturas natura-les y los esfuerzos locales fueron determinantes clave de los compartimientos geológicamente favorables de los yacimientos para los cuales los parámetros RQ y CQ eran altos.20

El levantamiento sísmico de superficie 3D es la mejor herramienta para identificar objetivos potenciales de exploración y desarrollo antes de la perforación. Estos levantamientos permiten a los operadores generar imágenes de enormes volúme-

nes del subsuelo y localizar yacimientos potenciales. Los avances registrados en la tecnología de adquisición y procesamiento de datos sísmicos están permitiendo a los geofísicos escrudiñar estas áreas prospectivas cada vez con más confia-bilidad (izquierda). Si bien los operadores utilizan

> Proceso mejorado de generación de imágenes de áreas prospectivas. Las secciones sísmicas de los procesos de adquisición sísmica convencional y UniQ en la misma localización muestran características diferentes después de la migración en profundidad antes del apilamiento (PSDM) en el medio anisotrópico. La adquisición convencional (extremo superior izquierdo) muestra pocas evidencias de que el pozo planificado intersecte una falla. La sección UniQ 3D (extremo superior derecho) muestra la falla con más claridad. Una colección de trazas de puntos comunes de la imagen (CIP) del conjunto de datos UniQ se enfoca en un reflector objetivo. Si las trazas son clasificadas estrictamente por incremento del desplazamiento (centro), el horizonte prospectivo (azul y rojo más brillantes) aparece incoherente. Si las trazas se clasifican primero en bandas de desplazamientos y luego por azimut (extremo inferior), el horizonte reflector del yacimiento objetivo aparece ordenado y sinusoidal. Las variaciones sinusoidales y cromáticas a lo largo del reflector son producidas por la anisotropía sísmica. Las líneas verticales de guiones y los colores que se muestran por debajo de la imagen delimitan las bandas de desplazamientos. Dentro de cada banda, las trazas se disponen de izquierda a derecha de acuerdo con el azimut de 0° a 180° (véase “Esfuerzos locales, fracturas naturales y anisotropía sísmica,” página 47).

Tiem

po d

e vi

aje

Tiem

po d

e vi

aje

Tiem

po d

e vi

aje

Sección convencional migrada en profundidad antes del apilamiento

Trazas ordenadas estrictamente por desplazamiento

Trazas ordenadas por desplazamiento y luego por azimut

Sección UniQ migrada en profundidad antes del apilamiento

Amplitud de las reflexiones

– 0 +

Falla

de perforación y terminación de pozos. Los ope-radores perforaban pozos horizontales con confi-guraciones regulares y los estimulaban utilizando etapas de fracturamiento hidráulico a intervalos regulares a lo largo de los tramos laterales.

Esta estrategia de desarrollo ignora la hetero-geneidad que es característica de los yacimientos no convencionales. Algunos estudios retrospecti-vos de los yacimientos que fueron desarrollados de esta manera indicaron que la productividad variaba significativamente a través de cada campo, entre pozos adyacentes y entre las etapas de frac-

42 Oilfield Review

esta tecnología en los recursos no convencionales, también puede resultar de utilidad para los operado-res que desarrollan yacimientos convencionales.21

Iluminación de los detallesPetroChina Southwest Oil and Gas Company (SWOGC) está explorando acumulaciones de petróleo de areniscas compactas en el campo petrolero Gongshanmiao, situado en la cuenca centro-septentrional de Sichuan en el área cen-tral de China (izquierda). De más antiguo a más moderno, los yacimientos compactos de petróleo residen en las calizas fracturadas de la formación Daanzhai (Da) de edad Jurásico inferior, deposita-das en ambientes lacustres, las areniscas y las luti-tas interestratificadas de la formación Lianggaoshan (Liang), también de edad Jurásico inferior, depo-sitadas en ambientes fluviales y lacustres, y en las areniscas de canal y las areniscas en mantos de la formación Shaximiao (Sha) de edad Jurásico medio, depositadas en ambientes fluviales.22

Colectivamente, estas zonas prospectivas exhi-ben porosidades que oscilan entre 1% y 5% y per-

> Diseño de un levantamiento sísmico terrestre con receptores puntuales. La plantilla de adquisición sísmica con receptores UniQ (izquierda) consistió en 25 920 canales activos dispuestos en un cuadrado de 7 200 m × 7 200 m [23 600 pies × 23 600 pies], formado por 36 líneas de recepción densamente muestreadas (azul). A los fines comparativos, el área cubierta por las líneas negras representa una plantilla de receptores de un levantamiento convencional. La plantilla de receptores se centra en la posición del punto de tiro, que se muestra en rojo. Los círculos verdes de guiones muestran los ángulos de incidencia para las reflexiones en la profundidad del objetivo y se disponen desde el centro hacia afuera en incrementos de 11°; las distancias horizontales corresponden a los desplazamientos de los receptores respecto de las fuentes en el centro. La plantilla de fuentes fue idéntica a la plantilla de receptores, pero se orientó en sentido perpendicular a los mismos. La gráfica de desplazamientos-azimuts (derecha) indica los desplazamientos y los azimuts adquiridos durante el levantamiento. El desplazamiento corresponde a la distancia con respecto al centro del círculo. El azimut corresponde al ángulo considerado en sentido horario desde la dirección de referencia en el extremo superior del círculo. Los colores varían de púrpura, para un número escaso de trazas, a verde, amarillo y rojo para un número considerable de trazas. El diseño del levantamiento proporcionó una cobertura azimutal completa y simétrica de cuatro cuadrantes.

–4 000

–3 000

–2 000

–1 000

0

4 000

3 000

2 000

1 000

–4 000

Desp

laza

mie

nto

en la

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cció

n cr

ossl

ine,

m

–5 000

–6 000

–3 000

–4 000

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–2 000

1 000

0

3 000

2 000

5 000

6 000

4 000

6 0005 0004 0003 0002 0001 0000

0°

180°

150°

120°

90°270°

60°

240°

300°

30°

210°

330°

–1 000–2 000–3 000–4 000–5 000–6 000

Desp

laza

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m

Desplazamiento en la dirección inline, m

O

N

S

E

0–3 000 –2 000 –1 000 4 0003 0002 0001 000

Desplazamiento en la dirección inline, m

Tendido UniQTendido convencionalLocalización del punto de tiro

0° a 11°11° a 22°22° a 33°

Densidad de trazas por celda

Baja Alta

> Campo petrolero Gongshanmiao. Un equipo de exploración de PetroChina Southwest Oil and Gas Company llevó a cabo un levantamiento sísmico terrestre 3D con el sistema integrado de receptores puntuales UniQ en el campo Gongshanmiao. Los levantamientos 3D previos no habían generado imágenes adecuadas de los yacimientos compactos de petróleo de este campo.

Cuenca deSichuann

Campo petroleroGongshanmiao

CHINA

Shanghai

Beijing

Xi’an

Chongqing

Cuenca Campo de gas Campo de petróleoMar del Sur de China

Volumen 26, no.2 43

21. van Baaran P, Baioumy M, Cunnell C, Mohamed G, Zarkhidze A, Zubay E y Al Quadi A: “Integrated High-Density Point-Source, Point-Receiver Land Seismic,” E&P 86, no. 6 (Junio de 2013), http://www.epmag.com/item/Integrated-high-density-point-source-pointreceiver-land-seismic_116753 (Se accedió el 29 de mayo de 2014).

22. Zou C, Shizhen T, Fan Y y Xiaohui G: “Characteristics of Hydrocarbon Accumulation and Distribution of Tight Oil in China: An Example of Jurassic Tight Oil in Sichuan Basin,” Search and Discovery Article 10386 (2012), adaptado de un resumen extendido preparado en conjunto con una presentación oral en la Conferencia y Exhibición Internacional de la AAPG, Milán, Italia, 23 al 26 de octubre de 2011.Liang B, Zhang M, Xiao F, Yang J, Lei X, Liang D, Li R, Li F, Liu Q, Qian H y Zhan L: “Characterizing Tight Thin

meabilidades ultra bajas variables entre 0,0001 y 0,5 mD.23 El espesor total de las unidades varía entre 10 y 230 m [33 y 750 pies]. Es probable que los depó-sitos individuales sean más delgados. La delinea-ción y la generación de imágenes adecuadas de estos depósitos no podrían efectuarse utilizando datos sísmicos convencionales 3D de 1999 y 2003.

Como parte de su esfuerzo de exploración, SWOGC contrató a la compañía China National Petroleum Corporation Geophysical Company a comienzos del año 2013 para ejecutar un levanta-miento sísmico 3D de alta densidad en el campo petrolero Gongshanmiao, utilizando el sistema integrado de adquisición sísmica terrestre con receptores puntuales UniQ.24 El equipo de explo-ración de SWOGC deseaba mejorar la definición de las zonas prospectivas de edad Jurásico para sustentar las decisiones asociadas con el desarro-llo de los recursos y el posicionamiento de los pozos horizontales. Los objetivos del levanta-miento eran la generación de imágenes de las are-niscas prospectivas de las formaciones Sha y Liang de escaso espesor y las unidades de calizas fractu-radas de la formación Da, también de escaso espe-sor, que las infrayacen. Para alcanzar ambos objetivos, los geofísicos planificaron un diseño de levantamiento de azimut completo (FAZ), despla-zamiento largo y alto apilamiento nominal, mues-treado simétricamente (página anterior, abajo).

En todo momento durante la ejecución del levantamiento, se dispuso de más de 40 000 cana-les desplegados para asegurar la eficiencia de las operaciones de registro. No obstante, cada grupo de trazas sísmicas consistió de 25 920 canales acti-vos de receptores GAC desplegados con una con-figuración de adquisición sísmica característica, de forma cuadrada, dispuesta a lo largo de 36 líneas de recepción paralelas separadas por una distancia de 200 m [660 pies] con 720 receptores espacia-dos a intervalos de 10 m entre sí.

Las fuentes sísmicas, cargas de dinamita de 1 a 1,5 kg [2,2 a 3,3 lbm], se colocaron en pozos rela-tivamente someros de 6 m [20 pies]. La geometría de fuentes sísmicas, idéntica a la de los receptores,

se orientó en sentido perpendicular a la misma. Los desplazamientos máximos en la dirección paralela (inline) y en la dirección perpendicular (crossline) a la dirección de adquisición fueron de 3 600 m [11 800 pies]. La densidad de trazas que resultó del levantamiento fue de aproximada-mente 13 millones de trazas/km2 [34 millones de trazas/mi2].25

Dado que el tamaño de las cargas de dinamita y la profundidad del pozo de explosión eran pequeños en relación con los utilizados usual-mente en el área de las operaciones, los pozos pudieron ser perforados en menos tiempo, lo que permitió la conclusión anticipada del programa de adquisición sísmica. El operador estaba seguro de que el ruido excesivo generado por las cargas someras podría ser removido durante el procesa-miento de los datos debido a la alta densidad de las trazas y a las opciones de procesamiento del

ruido disponibles como resultado de registrar un conjunto de datos con receptores puntuales mues-treados simétricamente.

Los geofísicos iniciaron el procesamiento de los datos mediante la combinación de las localizacio-nes geográficas y las elevaciones de las fuentes y los receptores con los datos registrados. Luego, pica-ron los primeros arribos y calcularon las estáticas por primeros arribos.26 En este proceso, el ruido indeseado debe ser removido sin afectar las seña-les geológicamente significativas de las reflexio-nes utilizadas para generar imágenes de las zonas prospectivas. Para dar cuenta de dicho ruido y a modo de protección contra la remoción del ruido agresivo, los geofísicos aplicaron a los datos un pro-ceso de compensación de amplitud, consistente en superficie, antes de la remoción del ruido.27 Para la atenuación del ruido, se utilizaron las técnicas de procesamiento NUCNS, MDI y NUENS (arriba).28

> Supresión del ruido. Los datos provenientes de una colección de trazas de fuente común (izquierda) muestran las secciones verticales en las direcciones de las líneas de emisión y recepción, y un horizonte sísmico (plano horizontal) antes del procesamiento del ruido. Después del procesamiento con los métodos NUCNS, MDI y NUENS (derecha), se suprimió el ruido coherente y ambiental del ápice y los flancos del cono de ruido para revelar más detalles de las reflexiones, que pueden ser rastreadas con mayor seguridad por debajo de la fuente.

Línea de recepción Línea de emisión Línea de recepción Línea de emisión

Antes del procesamiento para la supresión del ruido Después del procesamiento para la supresión del ruido

Reflexiones

Reservoirs Using High-Density 3D Seismic—A Case Study from the Central Sichuan Basin,” First Break 32, no. 5 (Mayo de 2014): 85–93.

23. Zou et al, referencia 22.24. Para obtener más información sobre el campo petrolero

Gongshanmiao, consulte: Xiao et al, referencia 15. Para obtener más información sobre el sistema sísmico

terrestre UniQ, consulte: Papworth, referencia 10.25. Para obtener más información sobre el proceso de

adquisición de datos en el campo petrolero Gongshanmiao, consulte: Xiao et al, referencia 15.

26. Una corrección estática es el corrimiento en tiempo de los tiempos de viaje de cada una de las trazas sísmicas para dar cuenta de las perturbaciones causadas en el tiempo de viaje por las condiciones locales próximas a la superficie terrestre, tales como las variaciones de la

elevación y de la velocidad sísmica —por la geología y el intemperismo (meteorización)— en cada una de las posiciones de fuente y receptor. Las estáticas de los primeros arribos y las estáticas residuales de reflexión son métodos utilizados para corregir estos efectos.

27. Diversos métodos de procesamiento consistentes en superficie remueven las variaciones del tiempo de viaje y de la amplitud con la distancia entre la fuente y el receptor, y las variaciones de la ondícula causadas por los efectos relacionados con la adquisición y no por la geología. Específicamente, la compensación de la amplitud consistente en superficie da cuenta de las variaciones de la amplitud con la distancia entre la fuente y el receptor.

28. Xiao et al, referencia 15.

44 Oilfield Review

El equipo de geociencias deseaba utilizar el método de variación de la amplitud con el despla-zamiento y el azimut (AVOAZ) para la generación de imágenes de los yacimientos y para el análisis de la anisotropía sísmica y del potencial hidrocar-burífero.29 Este método requiere la conservación de la información azimutal completa y el aprove-chamiento máximo de la cobertura azimutal y los desplazamientos largos del conjunto de datos. Los procesadores sísmicos clasificaron y asignaron celdas a los datos conformando mosaicos de vec-tores de desplazamiento (OVT).30 El proceso de clasificación OVT preserva la información de des-plazamientos y azimuts de los datos antes del apilamiento para los análisis de anisotropía, frac-turas y AVOAZ.

El proceso de análisis, inversión y procesa-miento de los datos AVOAZ de las reflexiones sís-micas asume que la amplitud de las reflexiones sísmicas es proporcional al contraste de impedan-cia sísmica, o elástica, a través de las interfaces existentes entre la zona prospectiva y los interva-

los que la suprayacen y la infrayacen. Este con-traste es cuantificado por la reflectividad sísmica, o coeficiente de reflexión, existente en el con-tacto litológico. La reflectividad depende de la densidad volumétrica, la velocidad de ondas P y la velocidad de ondas S de las formaciones; el conoci-miento del contraste de reflectividad permite a los geofísicos deducir los cambios producidos en el tipo de roca y de fluido. La reflectividad varía con el ángulo de incidencia, que es determinado por la distancia entre fuente y receptor; esta variación constituye la base del método de variación de la amplitud con el desplazamiento (AVO). Además, en un medio anisotrópico, la reflectividad varía con el azimut a partir del cual la onda sísmica choca con la interfaz porque la velocidad sísmica varía con el azimut en la capa que se encuentra por encima y por debajo de la interfaz. Este fenó-meno constituye la base del análisis AVOAZ, que se utiliza para inferir las características anisotró-picas de un yacimiento. Dicha anisotropía puede ser el resultado de la orientación predominante

> Clasificación de la litología. Un horizonte sísmico en tiempo, cerca de la base de la formación Shaximiao (Sha) (izquierda), está codificado en colores por litología. La distribución de arenas hidrocarburíferas (HC) (naranja), arenas acuíferas (azul) y lutitas (negro) revela la presencia de canales fluviales, entrelazados (anastomosados) y aislados dentro de la formación Sha. La clasificación de la litología es el resultado de la definición de las características sísmicas, o elásticas, de las rocas y los fluidos, basada en las calibraciones de los datos sísmicos en función de los registros de pozos, utilizando métodos estadísticos y de física de rocas (derecha). Este método clasifica la litología de cada punto de la imagen en base a funciones de densidad de probabilidad (PDF) de la impedancia de ondas P y la relación entre las velocidades de las ondas P y las de las ondas S a partir de la inversión AVO simultánea. Las funciones PDF se combinan para generar un mapa de curvas de contorno de probabilidades. La probabilidad se incrementa desde la curva de contorno más externa (cero) hacia la curva de contorno más interna.

Rela

ción

ent

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P y

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S

2,0

1,5

2,5

Impedancia de ondas P, 106 kg/m2/s8 12 16

Arena hidrocarburífera

Arena acuífera

Lutita

Arena hidrocarburífera Arena acuífera Lutita

km0 5

0 mi 3

N

Curvas de contorno de probabilidades asociadas con la litología

de las fracturas, la estratificación y los esfuerzos locales, y puede ponerse de manifiesto en los valores, dependientes de la dirección, de las pro-piedades físicas, geomecánicas y relacionadas con el flujo de fluidos.

Para obtener imágenes de reflexiones ópti-mas que puedan ser utilizadas para la inversión AVOAZ, los geofísicos deben determinar los efec-tos de las amplitudes sísmicas resultantes de las complejidades geológicas presentes por encima del objetivo. Por razones de precisión, esta deter-minación debe caracterizar la naturaleza litoló-gica, petrofísica y anisotrópica de los estratos de sobrecarga. De los 30 pozos de un área de 100 km2

[40 mi2] adyacente al área del levantamiento del campo petrolero Gongshanmiao, sólo 7 se encontra-ban dentro del área del levantamiento. Los datos de registros de pozos se obtuvieron en 12 de los 30 pozos y la información de velocidad de ondas S se obtuvo de 4 pozos localizados fuera del área del levantamiento.

Los geocientíficos construyeron un modelo geológico calibrado restringido con los datos de pozos disponibles y luego procesaron los datos migrados antes del apilamiento OVT utilizando el método de inversión sísmica simultánea para extraer la porosidad, la litología, la saturación de hidrocarburos y los parámetros geomecánicos.

Volumen 26, no.2 45

A continuación, referenciaron los resultados con los registros de pozos.31 Este proceso permitió la definición de la geometría de las arenas hidrocar-buríferas de canal del intervalo prospectivo de la formación Sha, de edad Jurásico superior, y la clasificación cualitativa de su RQ en arenas hidrocarburíferas, arenas acuíferas y lutitas (página anterior).

Además, los geocientíficos combinaron los métodos de inversión AVOAZ y de detección de

fallas y fracturas después del apilamiento mediante un algoritmo de seguimiento de la huella de hor-migas (ant tracking) para caracterizar los siste-mas de fracturas naturales existentes en la formación Da de calizas de edad Jurásico medio. Los resultados indicaron que la orientación pre-dominante de las fracturas exhibía en general un rumbo NO–SE (abajo).32

Para confirmar la interpretación sísmica, el equipo de exploración llevó a cabo una compara-

ción aleatoria de los resultados sísmicos con los datos de pozos que no habían sido incluidos en el desarrollo de esos resultados.33 Para el caso de las arenas de canal de la formación Sha, los científi-cos utilizaron tres pozos. Los datos de los pozos sustentaron los pronósticos sísmicos acerca de que las buenas condiciones de RQ coincidían con altos valores de porosidad, contenido de hidro-carburos y anisotropía de la velocidad de ondas de corte.

> Sistema de fracturas naturales dentro de la formación de calizas Daanzhai (Da). Una comparación entre los conjuntos de datos convencionales combinados de los años 1999 y 2003 (izquierda) y el conjunto de datos UniQ (derecha) de 2013 muestra un claro mejoramiento de la resolución resultante de la utilización del sistema de adquisición UniQ. Ambas visualizaciones son el resultado del proceso moderno de migración en tiempo antes del apilamiento (PSTM). En cada una de las imágenes, las secciones cruzadas muestran la amplitud de las reflexiones. En cada una de las imágenes, el horizonte del corte de tiempo se encuentra en el mismo nivel dentro de la formación Da y muestra la varianza de la amplitud de las reflexiones sísmicas. Los conjuntos de datos convencionales carecen de una resolución detallada. El conjunto de datos UniQ muestra un nivel de detalle rico en torno a la geometría del sistema de fracturas naturales.

m0 1 000

0 pies 3 000

m0 1 000

0 pies 3 000


– 0 +

Varianza

Mínima Máxima

29. La anisotropía se caracteriza por poseer propiedades físicas cuyos valores dependen de la dirección de la medición.

30. Un mosaico de vectores de desplazamiento (OVT) es un conjunto de datos de apilamiento nominal unitario que después de los procesos de clasificación (sorting) y de asignación de celdas (binning), contiene un rango restringido de desplazamientos y azimuts, o vectores de desplazamiento.Para obtener más información sobre los OVTs, consulte: Vermeer GJO: 3D Seismic Survey Design, 2da ed. Tulsa: Society of Exploration Geophysicists (2012): 15–58.

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

Rasmussen KB, Bruun A y Pedersen JM: “Simultaneous Seismic Inversion,” artículo P165, presentado en la 66a Conferencia y Exhibición Anual de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, París, 7 al 10 de junio de 2004.

Ma X-Q: “Simultaneous Inversion of Prestack Seismic Data for Rock Properties Using Simulated Annealing,” Geophysics 67, no. 6 (Noviembre a diciembre de 2002): 1877–1885.

Bachrach R, Beller M, Liu CC, Perdomo J, Shelander D, Dutta N y Benabentos M: “Combining Rock Physics Analysis, Full Waveform Prestack Inversion and High-Resolution Seismic Interpretation to Map Lithology Units in Deep Water: A Gulf of Mexico Case Study,” The Leading Edge 23, no. 4 (Abril de 2004): 378–383.

Bachrach R: “Joint Estimation of Porosity and Saturation Using Stochastic Rock-Physics Modeling,” Geophysics 71, no. 5 (Septiembre a octubre de 2006): O53–O63.

32. Para obtener más información sobre la caracterización sísmica de los sistemas de fracturas naturales, consulte: Worthington MH: “Interpreting Seismic Anisotropy in Fractured Reservoirs,” First Break 26, no. 7 (Julio de 2008): 57–63.

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

Paddock D, Stolte C, Young J, Kist P, Zhang L y Durrani J: “Seismic Reservoir Characterization of a Gas Shale Utilizing Azimuthal Data Processing, Pre-Stack Seismic Inversion and Ant Tracking,” Resúmenes Expandidos, 78a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Las Vegas, Nevada, EUA (9 al 14 de noviembre de 2008): 2777–2781.

33. Liang et al, referencia 22.

46 Oilfield Review

Para el caso de las calizas fracturadas de la formación Da, los científicos utilizaron imágenes de pozos derivadas de los registros adquiridos durante la perforación (LWD) en una sección horizontal de un pozo perforado en las calizas compactas del miembro Da inferior extremo, denominado Da3. La interpretación de las imáge-nes corroboró los resultados del método AVOAZ y del algoritmo de seguimiento de la huella de hor-migas; la orientación predominante de las fractu-ras coincidió con las áreas de gran anisotropía de la velocidad de ondas S y las fracturas tienden a orientarse en la dirección NO–SE y se inclinan en la dirección NE con un ángulo que oscila entre 60° y 90°.

Estas pruebas sustentan el valor de la infor-mación obtenida mediante la ejecución de levan-tamientos sísmicos 3D utilizando sensores puntuales con configuraciones de alta densidad. Estos levantamientos proporcionan a los geofísi-cos conjuntos de datos ricos con los que trabajar y, si se combinan con información geológica y petrofísica, permiten a los geocientíficos desarro-llar modelos más precisos de las zonas prospecti-vas, que ayudan a guiar las estrategias de desarrollo, perforación y terminación.

Rejuvenecimiento de un campo petrolero carbonatadoLa producción de los pozos de un campo ubicado en tierra firme en Texas, EUA, se encontraba en proceso de declinación. La formación prospec-tiva de este campo está compuesta por carbona-tos naturalmente fracturados de gran espesor, caracterizados por valores bajos de porosidad y permeabilidad de la matriz, a los que suprayace una unidad de lutitas ricas en contenido orgánico. La mejor producción de petróleo se encuentra en las zonas que poseen redes de fracturas naturales bien conectadas. En un intento por incrementar la producción, el operador deseaba utilizar los resul-tados de la tecnología sísmica para diseñar los pla-nes de desarrollo del campo, perforar pozos horizontales, terminar los pozos utilizando tratamien-tos de estimulación por fracturamiento hidráulico y conectarlos con las fracturas naturales. Dado que los datos sísmicos 3D de ondas P existentes en el área no eran de calidad suficiente para este pro-pósito, el operador contrató a WesternGeco para la ejecución de un levantamiento 3D a través del campo, con receptores puntuales UniQ y datos de ondas P.

Los datos fueron adquiridos en el año 2011 utilizando fuentes Vibroseis y GAC con receptores puntuales.34 Para cada punto de vibración (VP),

había 16 900 receptores GAC activos. La geometría de receptores consistió en líneas paralelas con un espaciamiento de 300 m [1 000 pies], y cada una de las líneas contenía 1 300 GACs separados por una distancia de 6 m [20 pies]. La geometría de fuentes sísmicas consistió en líneas perpendicu-lares a la geometría de receptores, con un espa-ciamiento de 370 m [1 200 pies] y VPs separados por una distancia de 60 m [200 pies]. Las geome-trías cruzadas de fuentes y receptores se traduje-ron en una cobertura simétrica, de azimut completo y desplazamiento largo, en la cual los desplazamien-tos máximos inline y crossline fueron de 4 020 m [13 200 pies] y 3 960 m [13 000 pies] respectiva-mente. Estos desplazamientos largos resultaron importantes para caracterizar los efectos de la varia-ción de la amplitud con el desplazamiento (AVO) porque excedieron la profundidad del objetivo, varia-ble entre 2 400 y 3 000 m [8 000 y 10 000 pies].35

El procesamiento de los datos incluyó la ate-nuación del ruido aleatorio y coherente, la ejecu-ción del análisis de velocidad y el desarrollo de un modelo anisotrópico estratificado de veloci-dad de primer orden utilizando los métodos de tomografía y migración en profundidad antes del apilamiento (PSDM) de Kirchhoff. Luego, los datos se clasificaron en OVTs, se procesaron utilizando el método de migración PSDM OVT y se analizaron para determinar:• la anisotropía azimutal de la velocidad de las

ondas P utilizando el análisis de anisotropía elíptica ajustada a partir de los tiempos de viaje (FEATT)

• las fracturas naturales utilizando el análisis de variación de la amplitud con el azimut (AVAZ)

• la estructura ortorrómbica utilizando el método AVOAZ.36

El modelo de velocidad anisotrópica inicial representó las capas horizontales de las rocas sedimentarias. En este tipo de anisotropía relati-vamente simple, las velocidades elásticas no varia-ban en la dirección horizontal pero sí en la dirección vertical. Este tipo de modelo de veloci-dad se considera transversalmente isotrópico con un eje vertical de simetría (TIV). Las ondas sísmi-cas generalmente se propagan más rápido a lo largo de las capas horizontales que verticalmente a través de las mismas.

Otro tipo de anisotropía, la anisotropía azimu-tal, puede ser producido por un sistema de fractu-ras naturales al que se aproxima un único conjunto de fracturas paralelas verticales. Los esfuerzos hori-zontales desiguales también producen anisotro-pía azimutal, generando microfracturas alineadas según los esfuerzos, cuyas aperturas son demasiado

pequeñas para admitir el flujo de fluidos. Las micro-fracturas alineadas según los esfuerzos se extien-den en la dirección del esfuerzo principal horizontal máximo local y se abren en la dirección del esfuerzo principal horizontal mínimo local. Las ondas P sís-micas generalmente se propagan más rápido en sentido paralelo a los planos de fractura o al esfuerzo horizontal máximo. Si las fracturas son suficientemente grandes y están abiertas como para permitir el flujo de fluidos, dominarán la permeabilidad del yacimiento. El modelo de velo-cidad más simple de este tipo es un modelo trans-versalmente isotrópico con un eje horizontal de simetría (TIH); las fracturas abiertas son parale-las al esfuerzo horizontal máximo actual. En los modelos TIH, se ignora el efecto de cualquier ani-sotropía TIV.

La anisotropía ortorrómbica es producida por la superposición de las simetrías TIV (anisotropía por capas) y TIH (anisotropía por fracturas). Esta super-posición se produce cuando las rocas estratificadas son sometidas a esfuerzos horizontales desiguales o cuando contienen un único conjunto de fractu-ras verticales. La anisotropía de mayor compleji-dad (monoclínica o triclínica) puede ser el resultado de la superposición de otros efectos, tales como capas inclinadas o rocas con múltiples con-juntos de fracturas. Podría producirse un tipo de anisotropía sísmica compleja si el azimut del esfuerzo horizontal máximo actual se desviara en la dirección de un sistema de fracturas naturales más antiguas formadas en un régimen de esfuer-zos previo.

La migración en profundidad antes del apila-miento remueve los efectos de la heterogeneidad y la anisotropía de los estratos de sobrecarga por encima del nivel del yacimiento al que se desea representar con imágenes. Cuando un registro PSDM se clasifica por desplazamiento y azimut, la variación de los tiempos de viaje y las amplitu-des de las reflexiones con el azimut se esclarece (véase “Esfuerzos locales, fracturas naturales y anisotropía sísmica,” página 47).

34. La técnica Vibroseis fue introducida por Conoco en el año 1952 y utiliza una plancha vibradora acoplada a la superficie terrestre, instalada en un camión, para producir el movimiento del terreno a partir de un barrido de frecuencias que se propaga hacia el subsuelo. Para obtener más información sobre la técnica Vibroseis, consulte: Bagaini et al, referencia 1.

35. Para obtener más información sobre el análisis AVO, consulte: Chiburis E, Franck C, Leaney S, McHugo S y Skidmore C: “Hydrocarbon Detection with AVO,” Oilfield Review 5, no. 1 (Enero de 1993): 42–50.

36. Vermeer, referencia 30.Stein et al, referencia 31.

(continúa en la página 50)

Volumen 26, no.2 47

El éxito económico de una extensión produc-tiva no convencional depende en gran medida de la efectividad de los tratamientos de estimulación por fracturamiento. Los factores más importantes que rigen el fracturamiento de las rocas son su resistencia, la magnitud del esfuerzo de compresión principal horizontal mínimo, y la orientación y densidad de las fracturas naturales abiertas. Los operadores pueden extraer esta información de los datos sísmicos para planificar las operaciones de per-foración, terminación y estimulación de pozos.1

Esfuerzos localesLos esfuerzos locales, que pueden resolverse en tres esfuerzos principales, afectan la anisotropía de la velocidad sísmica en las rocas porque determinan qué microfracturas son abiertas y cuáles son cerradas. El esfuerzo vertical es determinado por el peso de las rocas suprayacentes. Dado que los esfuerzos horizontales actuales usualmente no son

equivalentes entre sí, las microfracturas orientadas en sentido casi perpendicular al esfuerzo horizontal máximo tienden a contraerse y cerrarse, en tanto que las microfracturas orientadas en sentido casi paralelo al esfuerzo horizontal máximo tienden a permanecer abiertas. Estas últimas fracturas son las microfracturas alineadas según el esfuerzo y su orientación determina cómo los tiempos de viaje sísmicos y sus inversas —las velocidades— varían con el azimut.2 La dirección del esfuerzo horizontal máximo, que es paralela a las microfracturas abiertas alineadas según el esfuerzo, es la dirección rápida, la dirección del tiempo de viaje más corto y la velocidad más alta. El esfuerzo horizontal mínimo es paralelo a la dirección lenta, la dirección del tiempo de viaje más largo y la velocidad más baja. Estos fenómenos caracterizan un rasgo común que se observa en casi todas las formaciones y que se denomina anisotropía de la velocidad.

Una colección de puntos comunes de la imagen (CIP) muestra este fenómeno (izquierda). La sección sísmica muestra una colección CIP de datos enfocada en un reflector objetivo (abajo). La ondulación indica las variaciones del tiempo de viaje sísmico y los colores indican la amplitud de las reflexiones sísmicas. Las trazas de desplazamiento lejano son diagnósticas y

muestran mejor las variaciones azimutales del tiempo de viaje y la amplitud porque hay más trazas de desplazamiento lejano que cercano y los trayectos sísmicos de desplazamiento lejano son más horizontales que los de desplazamiento cercano. En la sección CIP, la dirección rápida se encuentra en el cuadrante SE, en el azimut de tiempo de viaje mínimo y velocidad máxima. La dirección lenta se encuentra en el cuadrante NE, en el azimut de tiempo de viaje máximo y velocidad mínima.

Las amplitudes máximas —los azules y los rojos más oscuros— se encuentran en el cuadrante ENE. Si bien esta situación es más evidente en las bandas de desplazamientos lejanos, también resulta visible en los desplazamientos cercanos. Además, las amplitudes de las reflexiones máximas no coinciden con la dirección de la velocidad rápida o lenta. Las amplitudes de las reflexiones no necesitan responder a las mismas caracterís-ticas de las rocas que las velocidades sísmicas.

Para cada CIP de un levantamiento 3D, la colección CIP se utiliza para medir la varia-ción del tiempo de viaje azimutal a su alrededor.

Esfuerzos locales, fracturas naturales y anisotropía sísmica

> Comprensión de una colección de puntos comunes de la imagen (CIP). El punto imagen, o punto de reflexión, se encuentra en el centro. Los cuadrados son las posiciones de las fuentes y los receptores de las trazas que contribuyen al punto imagen. Los colores y los números indican las regiones de desplazamiento similar. Sólo la mitad Este se muestra en colores; si se asume la existencia de reciprocidad, las trazas del cuadrante NO son las mismas que las del cuadrante SE, y las del cuadrante SO son las mismas que las del cuadrante NE.

NColección CIP

S

EO 1 2 3 4 5 6 7

> Sección de puntos comunes de la imagen. De izquierda a derecha, las trazas de la sección están dispuestas en bandas de desplazamientos, de desplazamiento cercano a desplazamiento lejano, y luego por azimut, dentro de cada banda. Las líneas verticales separan las bandas. Los colores y los números que figuran por debajo de la sección se relacionan con la colección CIP de la figura de la izquierda. El número de trazas dentro de una banda controla su ancho; hay menos trazas de desplazamiento cercano que trazas de desplazamiento lejano. Dentro de cada banda, de izquierda a derecha, el azimut de las trazas abarca de norte a sur.

Tiem

po d

e vi

aje

Trazas ordenadas por desplazamiento y luego por azimut


– 0 +

1 2 3 4 5 6 7

1. Rich JP y Ammerman M: “Unconventional Geophysics for Unconventional Plays,” artículo SPE 131779, presentado en la Conferencia de Gas No Convencional de la SPE, Pittsburgh, Pensilvania, EUA, 23 al 25 de febrero de 2010.

2. Crampin S: “Geological and Industrial Implications of Extensive-Dilatancy Anisotropy,” Nature 328, no. 6130 (6 de agosto de 1987): 491–496.

48 Oilfield Review

> Anisotropía de la velocidad de intervalo de ondas P. Los resultados del análisis FEATT se superponen sobre un mapa de curvas de contorno del horizonte correspondiente al tope del yacimiento; el intervalo de contorno es de 15 m [50 pies]. Las tachuelas indican la anisotropía azimutal de la velocidad de ondas P y se encuentran en una cuadrícula con un espaciamiento de 60 m × 60 m [200 pies × 200 pies]. En cada punto de la cuadrícula, la tachuela señala la dirección de la velocidad de ondas P rápidas (VP, int, rápida), su longitud indica la magnitud de la anisotropía de la velocidad (ΔVP, int) y su color indica la magnitud de la velocidad de ondas P lentas (VP, int, lenta). Los colores del fondo representan la VP, int, lenta. Los cuadrados representan los gradientes de presión instantánea de cierre (ISIP), previos a la operación (negro) y posteriores a la operación (azul), medidos antes y después de cada etapa del tratamiento de estimulación por fracturas hidráulicas (HF) (números negros grandes) del pozo B. Se muestra la microsismicidad (círculos y elipses de guiones) resultante de las HFs de la etapa 1 (rojo) y de la etapa 2 (negro). La mayor parte de los eventos de la HF de la etapa 2 exhibe una orientación SO–NE, que es similar a la dirección del azimut de VP, int, rápida. Muchas HFs de este pozo se propagaron a lo largo de la dirección SO–NE. La HF de la etapa 1 se propagó siguiendo una orientación NO–SE, atribuible a las fracturas naturales pre-existentes.

Pozo B

N

Anisotropía de la velocidadde ondas P

m0 300

0 pies 1 000

Velocidad de intervalo de ondas P lentas, pies/s( y fondo)

13 000 14 000 15 000 16 000 17 000 18 000

> Anisotropía de amplitud de las reflexiones de ondas P. Los resultados del análisis de variación azimutal con el azimut (AVAZ) de desplazamiento cercano se superponen sobre un mapa de curvas de contorno del horizonte correspondiente al tope del yacimiento; el intervalo de contorno es de 15 m [50 pies]. Los triángulos muestran la anisotropía azimutal de amplitud de ondas P y se encuentran en una cuadrícula con un espaciamiento de 30 m × 30 m [100 pies × 100 pies]; cuando los datos no son confiables, no aparece ningún ícono. Los triángulos representan los datos AVAZ de desplazamiento cercano, que incluyen ángulos de incidencia de 1° a 15°. El color del ícono representa la magnitud de la anisotropía de amplitud (ΔAP), que es la amplitud máxima (AP, máx) menos la amplitud mínima (AP, mín), y se interpreta como la variación azimutal de la impedancia de ondas P de la capa prospectiva. Los triángulos señalan la dirección de AP, máx, y su longitud indica la confiabilidad de la determinación de la anisotropía. Los íconos de barras muestran las orientaciones de las fracturas naturales derivadas de los registros de imágenes de resistividad StarTrak corridos en el pozo C; su longitud representa la densidad de las fracturas, su color es la apertura de la fractura (la variación de azul a púrpura y a rojo significa la transición de pequeño a mediano y a grande) y su azimut es la orientación de las fracturas. Estos datos de resistividad fueron utilizados para calibrar y confirmar que los datos AVAZ fueran indicativos de las orientaciones de las fracturas naturales abiertas. El color del fondo es la amplitud media de las reflexiones de los desplazamientos cercanos. Los cuadrados son proporcionales a los gradientes ISIP previos a la operación (negro) y posteriores a la operación (azul).

Pozo APozo C

N

Amplitud media (fondo)

– +0

Anisotropía de amplitud de ondas POrientación de las fracturas naturales

m0 100

0 pies 400

Anisotropía de amplitud, porcentajede amplitud media

0 100 200 300

( )

Los geofísicos utilizan el flujo de trabajo del análisis de anisotropía elíptica ajustada a partir de los tiempos de viaje (FEATT) para examinar los tiempos de viaje azimutales y proporcionar como salida la elipse ajustada a las velocidades indicadas por cada tiempo de viaje entre fuente y receptor y para cada evento de interés. Después de la aplicación del análisis FEATT y de la remoción del corrimiento en tiempo residual elíptico de las reflexiones, se dispone de las velocidades de intervalo rápida y lenta para un análisis posterior. Los geofísicos representan gráficamente estos resultados del análisis FEATT en mapas (arriba, a la izquierda).

En el mapa se representan dos etapas de fracturamiento hidráulico. La orientación general de la microsismicidad de la etapa 2 se resume como una elipse alineada en sentido SO–NE, lo que indica la orientación del esfuerzo horizontal máximo. Este azimut es también el azimut de VP, int, rápida. Los eventos microsísmicos de la etapa 1 fueron anómalos y exhibieron una orientación NO–SE. El análisis posterior y la calibración de la anisotropía

azimutal de la amplitud de las reflexiones de ondas P indicaron que la microsismicidad de la etapa 1 seguía una orientación de fracturas naturales.

Las fracturas naturalesLas fracturas naturales se formaron en un régimen de paleoesfuerzos, ya sea como fracturas de tracción o como fracturas de cizalladura, de acuerdo con los esfuerzos

existentes locales y las resistencias de las rocas. En ciertos marcos geológicos, los paleoesfuerzos son similares a los esfuerzos actuales.

Las evidencias de las fracturas naturales aparecen en la variación azimutal de las amplitudes de las reflexiones. Las reflexiones sísmicas poseen una resolución espacial y temporal superior a la de los tiempos de viaje sísmicos. La amplitud de las reflexiones depende de la impedancia de ondas P y S de las rocas presentes por encima y por debajo de un reflector y es una función del ángulo de incidencia. Este fenómeno se denomina variación de la amplitud con el desplaza-miento (AVO) o variación de la amplitud con el ángulo de incidencia (AVA).

Originalmente, los geofísicos estudiaban la variación azimutal del gradiente AVO o la variación de la amplitud con el desplazamiento y el azimut (AVOAZ).3 En presencia de anisotropía, tal como una alta densidad de las fracturas de un conjunto de fracturas

por encima o bien por debajo de un reflector, el gradiente AVO varía con el azimut. Sin embargo, en ausencia de anisotropía azimutal a través de la interfaz, el gradiente AVO no varía con el azimut.

No obstante, en los últimos tiempos, los geofísicos han comenzado a concentrarse en la variación de la amplitud con el azimut (AVAZ) para un rango fijo de desplazamientos, especialmente las trazas de desplazamiento cercano y desplazamiento medio porque pueden mostrar la variación azimutal.

La variación AVAZ de un reflector en una colección CIP es más pronunciada en los desplazamientos lejanos y es uno de los motivos por los que los especialistas de la industria se han concentrado convencionalmente sólo en los desplazamientos lejanos para observar el efecto AVOAZ. No obstante, todas las bandas de desplazamientos muestran el efecto AVAZ. Los resultados del análisis AVAZ de desplaza-miento cercano se resumen en un mapa

(página anterior, arriba a la derecha). Los datos se calibraron en función de los datos de imágenes de la pared del pozo. Las amplitudes AVAZ mostraron los valores máximos cuando fueron medidas en sentido paralelo a las fracturas naturales abiertas observadas en los registros de imágenes.

La microsismicidad de la etapa 1 (izquierda) siguió un conjunto de fracturas naturales de dirección NO–SE. La etapa 2 y las etapas subsiguientes tendieron a seguir las fracturas naturales de orientación SO–NE. En este con-junto de datos, los resultados AVAZ y AVOAZ fue-ron consistentes con los datos de calibración.4

La anisotropía sísmica para aplicaciones de ingenieríaLa efectividad de los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico depende de la resistencia de las rocas, del esfuerzo de compresión principal horizontal mínimo, y de la orientación y densidad de las fracturas naturales abiertas. Los ingenieros de perforación, terminación y estimulación de pozos desearían conocer estas magnitudes antes de iniciar la perforación de sus pozos.

Los datos sísmicos correctamente adquiri-dos y procesados pueden decirle al geofísico la dirección de VP, int, rápida, la magnitud de ΔVP, int

y la magnitud de VP, int, lenta. Estas magnitudes pueden ser calibradas y correlacionadas con la dirección del esfuerzo horizontal máximo local, la anisotropía del esfuerzo horizontal y la magnitud del esfuerzo horizontal mínimo.5

Además, los datos sísmicos pueden hacerle saber al geofísico la dirección y la magnitud de ΔAP, máx, lo que puede relacionarse con la orientación y la intensidad de la dirección de las fracturas naturales locales.6 Con los mapas basados en estas magnitudes calibradas, los ingenieros pueden planificar las operaciones de perforación, terminación y estimulación de pozos.7 El ejemplo de los datos exhibidos aquí ilustra cómo los datos cuidadosamente adquiridos, procesados e interpretados pue-den resultar de gran valor para los ingenieros.

Volumen 26, no.2 49

> Análisis AVAZ de la reflexión de ondas P. Los resultados del análisis AVAZ se superponen sobre un mapa de curvas de contorno del horizonte correspondiente al tope del yacimiento; el intervalo de contorno es de 15 m [50 pies]. Los íconos triangulares representan los datos AVAZ de desplazamiento cercano. Se muestra la microsismicidad (círculos y elipses) de las HFs de la etapa 1 (rojo) y de la etapa 2 (negro) en el pozo B. La microsismicidad de la etapa 1 se propagó hacia el noroeste, siguiendo una orientación NO–SE, y la de la etapa 2 se propagó hacia el sudoeste siguiendo una orientación SO–NE. Ambas direcciones de propagación son paralelas a la dirección de la amplitud máxima de las reflexiones (AP, máx), que, según se interpreta, indica la orientación local de las fracturas naturales abiertas. El color del fondo indica la amplitud media de las reflexiones.

Pozo B

N

m0 300

0 pies 1 000

Anisotropía de amplitud de ondas P

Amplitud media (fondo)

– +0


0 100 200 300

( )

3. El gradiente AVO es la tasa, o pendiente, de variación de la amplitud con el desplazamiento, o el ángulo de incidencia.

4. Lynn et al, referencia 38, texto principal.5. Simon YS: “Stress and Fracture Characterization

in a Shale Reservoir, North Texas, Using Correlation Between New Seismic Attributes and Well Data,” Tesis de maestría, Universidad de Houston (2005).

6. Lynn, referencia 39, texto principal.7. Ajayi et al, referencia 2, texto principal.

50 Oilfield Review

La anisotropía azimutal de la velocidad puede asociarse con las orientaciones del esfuerzo hori-zontal principal presente en el yacimiento objetivo. El análisis de anisotropía elíptica ajustada a par-tir de los tiempos de viaje (FEATT) permite a los geofísicos hallar las direcciones de las velocida-des horizontales rápida y lenta. Las colecciones de puntos comunes de la imagen (CIP) OVT, deno-minadas (CIG) OVT, obtenidas con el método PSDM, fueron convertidas de profundidad a tiempo de viaje doble (ida y vuelta) y éste fue convertido luego a velocidad de intervalo.37

Utilizando el método FEATT, los geofísicos deter-minan las elipses de mejor ajuste para los datos de velocidad de intervalo. Los ejes mayor y menor de las elipses corresponden a las velocidades de intervalo de ondas P rápidas (VP, int, rápida) y lentas (VP, int, lenta) y sus direcciones.

Las características de la anisotropía de la velo-cidad de ondas P derivadas de estas magnitudes pueden mostrarse en mapas (arriba). Si estos mapas han sido correctamente calibrados con res-pecto a las condiciones de los esfuerzos locales y el sistema de fracturas naturales, los ingenieros de

perforación pueden utilizarlos para planificar las trayectorias de los pozos horizontales que siguen la dirección del esfuerzo horizontal mínimo y los ingenieros de terminación de pozos pueden colo-car las etapas de fracturamiento hidráulico en las localizaciones del bajo esfuerzo mínimo.

El análisis de los efectos AVAZ y AVOAZ cons-tituye otro método utilizado por los geofísicos para caracterizar la disposición de los yacimientos. Las CIGs PSDM se clasificaron en cuatro sectores azimutales superpuestos de 60° de ancho que, desde el norte oscilaron entre 15° y 75°, 55° y 115°, 95° y 155°, y 135° y 195°. Dentro de cada sector, los datos fueron clasificados en cuatro conjuntos superpuestos de ángulos de incidencia de 15°, que varían desde la vertical a un ángulo incidencia de 45° —desde el desplazamiento cercano al desplazamiento lejano— y se ordena-ron de 0° a 15°, 10° a 25°, 20° a 35°, y 30° a 45°. Los datos entregables resultantes consistieron en 16 volúmenes de datos que se utilizaron para generar imágenes. A partir de estos volúmenes de datos de azimut limitado y desplazamiento limi-tado, se extrajo la amplitud de las reflexiones del

tope del yacimiento para cada CIG. El tamaño de la celda fue de 30 m × 30 m [100 pies × 100 pies].

Los resultados del análisis de anisotropía de la velocidad FEATT se correlacionaron con los datos de la orientación de los esfuerzos locales obtenidos a partir de los análisis del pozo y de los esfuerzos hidráulicos. La dirección de la velocidad de intervalo rápida se alineó con la dirección del esfuerzo principal máximo actual, como se verificó mediante el monitoreo de la microsismicidad. Las áreas caracterizadas por un valor alto de ΔVP, int,

definidas como VP, int, rápida menos VP, int, lenta, y por un valor bajo de VP, int, lenta coincidieron con zonas caracterizadas por un bajo esfuerzo horizontal principal mínimo. Estas localizaciones serían las candidatas principales para los tratamientos de

37. Las colecciones (CIG) de puntos comunes de la imagen (CIP) son subconjuntos de una imagen que poseen localizaciones de superficie fijas. Estas colecciones facilitan la medición de las variaciones de los atributos sísmicos y las propiedades petrofísicas en localizaciones fijas o puntos de imágenes. Las CIGs pueden ser analizadas como una función del desplazamiento o del ángulo de reflexión. Un término alternativo para CIG es la expresión “colección de trazas de punto común de reflexión (CRP).”

> Anisotropía de la velocidad de ondas P. Esta sección horizontal correspondiente a la profundidad del yacimiento (inserto) está codificada en colores; la anisotropía azimutal de la velocidad se calcula como la diferencia entre VP, int, rápida y VP, int, lenta dividida por VP, int, rápida. La dirección y la longitud de las líneas rojas indican la orientación de VP, int, rápida y la anisotropía de la velocidad de ondas P expresadas como porcentaje, respectivamente. En este campo, se ha demostrado que la anisotropía de la velocidad es directamente proporcional a la anisotropía del esfuerzo principal local. Las líneas negras indican los pozos horizontales existentes. Los dos pozos de la izquierda se orientan en la dirección del esfuerzo mínimo pronosticado por la anisotropía azimutal sísmica; el pozo de la derecha fue perforado en sentido casi paralelo a la dirección del esfuerzo máximo y es probable que las fracturas hidráulicas se propaguen en sentido paralelo al pozo. La zona de color azul oscuro (óvalo blanco), a la izquierda del pozo que se encuentra en la posición izquierda extrema, representa una posible falla. En el lado oeste de esta falla, la orientación del esfuerzo máximo es SO–NE y paralela al plano de falla; en el lado este, su orientación es NO–SE y ortogonal con respecto a la falla. Los estudios geomecánicos revelaron que las fallas pueden alterar el campo de esfuerzos presentes en sus proximidades.

Anisotropía azimutal de lavelocidad de ondas P, %

0 20

m0 500

0 pies 2 000

Volumen 26, no.2 51

estimulación por fracturamiento hidráulico si allí se perforaran pozos horizontales óptimamente orientados.

Sobre la base de los datos FEATT, los geofísi-cos pudieron pronosticar el comportamiento del

tratamiento de fracturamiento hidráulico para el pozo horizontal B (arriba). El fracturamiento resultaría más fácil en el norte, en la punta del pozo, en donde ΔVP, int alcanzaba su valor máximo y VP, int, lenta, su valor mínimo. Por el contrario, el

fracturamiento resultaría más dificultoso y variable en el sur, en el talón, en donde el valor de ΔVP, int era bajo y el de VP, int, lenta, alto. Las observaciones de la microsismicidad resultante de los tratamien-tos de estimulación hidráulica corroboraron

> Calibración de la anisotropía de la velocidad de ondas P con el esfuerzo local. El pozo horizontal B (extremo superior izquierdo) fue perforado de SSE a NNO. Desde dos pozos de observación (círculos), los ingenieros sísmicos monitorearon la microsismicidad durante las 12 etapas de fracturamiento hidráulico. La anisotropía de la velocidad de ondas P se superpone sobre la superficie del tope del yacimiento (curvas de contorno), que se inclina hacia el NE; el intervalo de contorno es de 30 m [100 pies]; el tamaño de las celdas de la cuadrícula infrayacente es de 610 m × 610 m [2 000 pies × 2 000 pies]. Los íconos de tachuelas apuntan en la dirección de la velocidad de intervalo de ondas P rápidas (VP, int, rápida), su color indica la velocidad de intervalo lenta (VP, int, lenta) y su longitud es la diferencia (ΔP, int) entre la velocidad de intervalo rápida y lenta. Después de estimular el pozo (extremo superior derecho), los ingenieros midieron las magnitudes de la presión instantánea de cierre (ISIP) antes de la estimulación (cuadrados negros) y después de la estimulación (cuadrados azules). Los íconos indican las mismas propiedades que las de la figura de la izquierda, y el color del fondo corresponde a la VP, int, lenta. La presión ISIP es una medida de la magnitud del esfuerzo de compresión principal horizontal mínimo, cuya magnitud se incrementa entre la etapa 1 en la punta y las etapas 10 y 11, en dirección hacia el talón. La presión ISIP es más baja en donde VP, int, lenta es baja (rojo), ΔP, int es considerable (tachuelas largas) y la dirección de VP, int, rápida es NE–SO, formando un ángulo de aproximadamente 45° respecto de la trayectoria del pozo B. La presión ISIP es máxima en donde VP, int, lenta es relativamente alta (verde), ΔVP, int es relativamente baja (tachuelas cortas) y la dirección de VP, int, rápida se alinea más con el pozo. Una comparación entre VP, int, lenta y el gradiente ISIP (extremo inferior, cuadrados negros) muestra una proporcionalidad directa entre ambos parámetros, salvo para las etapas 10 y 11 (cuadrados azules), que exhibieron gradientes ISIP altos y resultaron difíciles de fracturar. Estos conjuntos de datos combinados indican que las magnitudes de ΔP, int se correlacionan con la anisotropía del esfuerzo horizontal local, la dirección de VP, int, rápida se correlaciona con la dirección del esfuerzo de compresión principal horizontal máximo, y las magnitudes de VP, int, lenta se correlacionan con la magnitud del esfuerzo de compresión principal horizontal mínimo.

Pozo de observación 1

Punta

Talón


Pozo B



Pozo BN N

Velo

cida

d de

inte

rval

o de

ond

as P

lent

as, p

ies/

s 15 500

15 000

14 500

14 000

13 500

Gradiente ISIP, o gradiente de esfuerzo mínimo, a lo largo del pozo, lpc/pie0,65 0,70 0,75 0,80 0,85 0,90 0,95 1,00 1,05

Etapas 1 a 9Etapas 10 y 11Línea de regresión

Punta

Talón

Anisotropía de la velocidad de ondas PEtapa y dimensión de las fracturasGradiente ISIP previo a la operaciónGradiente ISIP posterior a la operación

Velocidad de intervalo de ondas P lentas, pies/s

13 000 14 000 15 000 16 000 17 000 18 000

52 Oilfield Review

> Calibración de los atributos de velocidad de ondas P con la microsismicidad. La microsismicidad (izquierda) observada durante el tratamiento de fracturamiento hidráulico del pozo B mostró que todas las etapas salvo la etapa 1 (círculos rojos) propagaron las fracturas siguiendo una orientación SO–NE como lo indican las elipses correspondientes a la etapa 2 (elipse negra de guiones, círculos negros), la etapa 5 (elipse verde de guiones, estrellas verdes) y la etapa 8 (elipse marrón de guiones, círculos marrones). Las elipses son alargadas en sentido paralelo a la dirección de VP, int, rápida (tachuelas de colores), que se interpreta como la dirección del esfuerzo horizontal máximo. Las tachuelas, que indican la anisotropía de la velocidad de ondas P, se orientan en la dirección de VP, int, rápida, su color indica la VP, int, lenta y su longitud corresponde a ΔVP, int. El análisis AVAZ de desplazamiento cercano para la anisotropía de la amplitud de las reflexiones (AP) de las ondas P (derecha, triángulo de colores) indica que un conjunto de fracturas naturales domina los resultados; la dirección de la amplitud máxima (AP, máx) coincide con la dirección del rumbo de las fracturas naturales locales. Los triángulos muestran la anisotropía de AP (ΔAP); su dirección apunta en la dirección de AP, máx, su color describe la ΔAP y su longitud representa la confiabilidad de la medición en su localización. La mayoría de las etapas de fracturamiento, representadas por las etapas 2, 5 y 8, siguen la orientación SO–NE de AP, máx, que corresponde a la dirección del esfuerzo horizontal máximo. Las etapas 10 y 11 resultaron difíciles de fracturar y no corresponden a una orientación de ΔAP identificable de manera confiable (no se grafica ningún triángulo). La brecha de los resultados del análisis AVAZ en esta localización es interpretada como la falta de un conjunto dominante de fracturas naturales abiertas. La fractura de la etapa 1 (inserto) se propagó siguiendo una orientación NO–SE, paralela a la dirección de AP, máx y perpendicular a la dirección de VP, int, rápida, formando un ángulo de aproximadamente 45° respecto de la trayectoria del pozo B, y parece seguir un sistema pre-existente de fracturas naturales abiertas.

Pozo deobservación 1




Velocidad de intervalo de ondas P lentas, pies/s (fondo)

13 000 14 000 15 000 16 000 17 000 18 000


N N

Anisotropía de velocidad de ondas PEtapa y dimensión de las fracturasGradiente ISIP previo a la operaciónGradiente ISIP posterior a la operaciónAnisotropía de amplitud de ondas P

Velocidad de intervalo de ondas P lentas, pies/s ( y fondo)

13 000 14 000 15 000 16 000 17 000 18 000

Velocidad de intervalo de ondas P lentas, pies/s (fondo)

13 000 14 000 15 000 16 000 17 000 18 000


0 100 200 300

( )


0 100 200 300

( )

Volumen 26, no.2 53

estas predicciones. Las presiones instantáneas de cierre (ISIP) de las primeras nueve estimula-ciones por fracturamiento hidráulico llevadas a cabo en el pozo B fueron directamente proporcio-nales a VP, int, lenta. En conjunto con las determina-ciones de los gradientes de esfuerzos derivadas de los registros de pozos, estos resultados sugie-ren que el valor calibrado de VP, int, lenta puede ser utilizado como predictor de las magnitudes rela-tivas del esfuerzo horizontal mínimo y, por consi-guiente, de los niveles de ISIP.38

Mediante la utilización de un registro de imá-genes de resistividad LWD de alta definición StarTrak de Baker Hughes, corrido en el pozo B para identificar la orientación de las fracturas abiertas, los geofísicos observaron, en base a los resultados del análisis AVAZ, que los datos de des-plazamiento cercano mostraban que las amplitu-des de las reflexiones máximas (AP, máx) coincidían con el rumbo de las fracturas naturales abiertas pre-existentes. En ciertas áreas del campo, estos azimuts de AP, máx coincidían con la dirección SO–NE del esfuerzo de compresión máximo actual local; es decir, la dirección de VP, int, rápida.

No obstante, en otras áreas, estos azimuts de AP, máx variaron de oblicuos a perpendiculares con respecto a la dirección del esfuerzo máximo actual.

Los geofísicos interpretaron esta observación como indicativa de que en estas áreas, el sistema de frac-turas se formó en un régimen de esfuerzos locales más antiguo cuya orientación difería de la actual.

A partir de las observaciones microsísmicas, los geocientíficos llegaron a la conclusión de que las fracturas naturales abiertas parecen haber contri-buido a la propagación de las fracturas hidráulicas de la etapa 1 del pozo B (página anterior). La etapa 1 se implementó en la punta del pozo, en donde el análisis AVAZ indicó la existencia de un conjunto de fracturas de orientación NO–SE oblicua a la tra-yectoria del pozo. Los patrones de microsismicidad indicaron que las fracturas hidráulicas seguían este conjunto de fracturas naturales abiertas de orientación NO–SE en vez de la dirección SO–NE del esfuerzo máximo actual. Durante las etapas 2 a 8 inclusive, el monitoreo microsísmico mostró que las fracturas hidráulicas seguían tanto la direc-ción SO–NE del esfuerzo máximo indicada por el análisis FEATT como los rumbos de las fracturas naturales indicados por el análisis AVAZ.39

El conjunto de datos sísmicos terrestres 3D UniQ fue de una calidad y una resolución sufi-cientemente altas como para arrojar un resultado PSDM de alta fidelidad. Los geofísicos pudieron procesar y analizar los datos para determinar los parámetros, o atributos, de anisotropía que relacio-naban la anisotropía de la velocidad de ondas P con las direcciones del esfuerzo horizontal actual local y la anisotropía de la amplitud de las ondas P con las orientaciones de las fracturas naturales.40

Los ingenieros de la compañía operadora están uti-lizando estos atributos de anisotropía para plani-ficar las operaciones de perforación, terminación y estimulación por fracturamiento hidráulico.

El futuro de la tecnología UniQLa tecnología de adquisición sísmica terrestre con receptores puntuales UniQ posibilita la eje-cución de levantamientos FAZ y levantamientos con desplazamientos largos que poseen tamaños de celdas pequeños con un alto apilamiento nominal.

Estos levantamientos iluminan los objetivos de los yacimientos desde todas las direcciones, lo que asegura una alta SNR y una elevada defini-ción del objetivo. Los receptores puntuales UniQ proporcionan la fidelidad de amplitud y fase requerida para caracterizar los puntos dulces. Estas cualidades permiten que los geólogos, geofísicos e ingenieros de yacimientos planifi-quen las operaciones de perforación y termina-ción de pozos.

Después del correcto procesamiento sísmico, los análisis azimutal y de desplazamientos de los datos de ondas P calibrados, provenientes de los levantamientos UniQ, revelan información sobre las fracturas naturales y los esfuerzos locales pre-sentes en los horizontes objetivo. Los casos de estudio demuestran cómo los atributos sísmicos, tales como la anisotropía de la velocidad y de la amplitud, la relación entre las velocidad de las ondas P y la de las ondas S, la impedancia de las ondas P, la varianza de la amplitud de las reflexio-nes y el seguimiento de la huella de hormigas, pueden asociarse con los factores RQ y CQ para distinguir la litología, delinear los sistemas de fracturas naturales y caracterizar el régimen de esfuerzos locales. Estas propiedades son cruciales para la planeación de pozos de exploración piloto, pozos de evaluación horizontales y pozos de pro-ducción horizontales tanto en yacimientos conven-cionales como en yacimientos no convencionales.

En el futuro, los levantamientos sísmicos 3D que contengan receptores puntuales y fuentes puntuales estrechamente espaciados expandirán la utilidad de los datos sísmicos, que dejarán de ser una herramienta utilizada principalmente en exploración para convertirse en una herramienta aplicada a la ingeniería de yacimientos, lo que a su vez se traducirá en la explotación más efi-ciente de los yacimientos desafiantes. Para los operadores, esto implica la posibilidad de reducir los costos y los riesgos de exploración, desarrollo y producción. —RCNH

38. Lynn HB, Lynn W, Obilo J y Agarwal V: “Azimuthal Pre-Stack Depth Migration for In-Situ Stress Evaluation in a Fractured Carbonate Oil Reservoir: Predrill Prediction of Instantaneous Shut-In Pressure Gradients,” Resúmenes Expandidos, 84a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Denver, 26 al 31 de octubre de 2014.

39. Lynn HB: “Fracture Densities and Fracture Azimuths Evident in the Azimuthal Amplitudes from the Top of a Fractured Carbonate Oil Reservoir,” Resúmenes Expandidos, 84a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Denver, 26 al 31 de octubre de 2014.Lynn HB: “Field Data Evidence of Orthorhombic Media: Changes in the P-P Bright Azimuth with Angle of Incidence,” Resúmenes Expandidos, 84a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Denver, 26 al 31 de octubre de 2014.

40. Lynn HB: “Azimuthal Anisotropy: Distinguishing Between Unequal Horizontal Stress and Vertical Aligned Macro-Fractures, as Demonstrated in Thirty Years of Field Data Analysis,” Resúmenes Expandidos, 84a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Denver, 26 al 31 de octubre de 2014.

54 Oilfield Review

Tecnología de barrenas de PDC para el siglo XXI

Las barrenas compactas de un compuesto policristalino de diamante marcaron

el camino hacia la mayor eficiencia de perforación en muchas extensiones

productivas recientes. No obstante, a medida que los operadores extienden los

límites de profundidad, temperatura y distancia en busca de nuevas reservas, también

extienden los límites de la vida útil y la eficiencia de las barrenas. Los avances

registrados recientemente en la tecnología de cortadores están mejorando el

rendimiento y la durabilidad de las barrenas a través de una diversidad más amplia

de litologías que las que eran posibles previamente.

Greg BrutonChesapeake Operating, Inc.Oklahoma City, Oklahoma, EUA

Ron CrockettMalcolm TaylorNovatekProvo, Utah, EUA

Dave DenBoerJeff LundProvo, Utah

Craig FlemingRobert FordGary GarcíaAllen WhiteSmith BitsHouston, Texas, EUA

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2014: 26, no. 2.Copyright © 2014 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Diane Jordan, Mark Teel, Rick von Flatern y Eric Wilshusen, Houston; y a Maurizio Scordella, Milán, Italia. DRS, IDEAS, ONYX 360 y Stinger son marcas de Schlumberger. STRATAPAX es una marca de General Electric.

La barrena de perforación moderna es un producto de muchos años de refinamiento de materiales y diseños, destinados a incrementar la velocidad de penetración (ROP), mejorar la resistencia al des-gaste y prolongar la vida útil de la barrena. Uno

de los cambios más significativos tuvo lugar en la década de 1970, cuando se utilizó un material de diamante sintético para crear la barrena compacta de un compuesto policristalino de diamante (PDC).

> Fin de una carrera de una barrena de PDC. Las declinaciones significativas de la velocidad de penetración (ROP) y el torque de perforación inevitablemente conducen a un incremento del peso sobre la barrena (WOB) y del desgaste de la barrena. (Adaptado de Warren et al, referencia 3.)

0

3 000

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Peso

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Oilfield Review SUMMER 14Stinger ONYX Fig. 1ORSUMM 14 STNYX 1

1. Durrand CJ, Skeem MR, Crockett RB y Hall DR: “Super-Hard, Thick, Shaped PDC Cutters for Hard Rock Drilling: Development and Test Results,” artículo SGP-TR-188, presentado en el 35o Seminario sobre Ingeniería de Yacimientos Geotérmicos, Universidad de Stanford, Stanford, California, EUA, 1º al 3 de febrero de 2010.

2. Durrand et al, referencia 1.3. Warren TM, Brett JF y Sinor LA: “Development of a

Whirl-Resistant Bit,” SPE Drilling Engineering 5, no. 4 (Diciembre de 1990): 267–274.

Volumen 26, no.2 5555

Los diamantes policristalinos artificiales poseen una dureza extrema —similar a la de los diaman-tes naturales, la sustancia natural más dura del mundo— con la resistencia y la durabilidad del carburo de tungsteno, de uso extensivo en las barrenas de conos giratorios.

La introducción de los cortadores de PDC y los diseños de barrenas asociados produjeron un cambio radical en la mecánica de la perforación. En vez de cortar y triturar la roca, como lo hace una barrena de conos giratorios, las barrenas de PDC utilizan un movimiento de cizalladura transversal. Si bien la barrena de conos giratorios con tres conos predominó en la industria durante gran parte del siglo XX, quizá no resulte especialmente adecuada para abordar algunos de los desafíos que deben enfrentar actualmente los perforadores. Las temperaturas elevadas características de las

formaciones profundas y las altas velocidades de rotación producidas por los motores de perforación de fondo de pozo dañaban los sellos, desgastaban los cojinetes y producían la falla de la barrena. Desde la introducción de las barrenas de PDC de hojas fijas, la industria se fue apartando gradual-mente de las barrenas de conos giratorios.1 Para el año 2004, el metraje perforado por la barrena de PDC superó al de la barrena de conos giratorios.

Si bien las barrenas de PDC han sido muy uti-lizadas en una amplia diversidad de ambientes de perforación, su rendimiento empalidece si se com-para con el de las barrenas de conos giratorios. Por ejemplo, los carbonatos duros y las areniscas abrasivas pueden ser problemáticos para cual-quier barrena. En este tipo de formaciones, las barrenas de PDC tienden a perforar con una ROP más alta que las barrenas de conos giratorios o

las barrenas impregnadas de diamante, pero en cierto punto, la eficiencia de corte declina y la ROP se reduce abruptamente, lo que habitualmente induce a los perforadores a incrementar el peso sobre la barrena (WOB) para mantener la ROP.

A medida que el WOB se incrementa, los bor-des del cortador de PDC se desgastan y se vuelven chatos, y la eficiencia de perforación se reduce aún más cuando la barrena desgastada comienza a triturar la roca en vez de cizallarla. La energía de fricción generada por el incremento del WOB calienta el cortador, lo que produce la degradación térmica del PDC.2 Cuando el esfuerzo de torsión (torque) y la ROP declinan abruptamente, el per-forador se ve obligado a efectuar un viaje de salida del pozo para reemplazar la barrena desgastada (página anterior).3

56 Oilfield Review

Conforme los fabricantes trabajaban para mejorar las características térmicas del PDC, las pruebas de campo de Amoco Production Company llevadas a cabo a fines de la década de 1980 reve-laron que la carga de impacto producida por las vibraciones excesivas en el fondo del pozo era otro de los factores que contribuían significativamente al desgaste y la falla de los cortadores de PDC.4

Las vibraciones producidas en el fondo del pozo se vinculan a menudo a fenómenos de perfora-ción conocidos como rebote, atascamiento-desli-zamiento y flexión.5

Estos problemas pueden ser monitoreados y corregidos desde el piso de perforación, lo cual no es posible con el movimiento en forma de remolino de la barrena; otro factor importante que contribuye a los impactos y las vibraciones en el fondo del pozo. Para encarar este problema, los fabricantes de barrenas recurrieron a sus ingenie-ros de diseño a fin de hallar una solución.

El movimiento en forma de remolino de la barrena se produce cuando su eje de rotación no se encuentra alineado con su centro físico. El remolino produce el movimiento lateral severo de la barrena.

Durante el movimiento en forma de remolino, uno de los cortadores pasa a ser el centro instantáneo de rotación, de manera tal que la barrena rota alrededor de este punto de contacto en vez de rotar alrededor de su eje central. La acción de corte asimétrico resultante hace que uno de los lados de la barrena sea empujado contra la pared del pozo, lo que genera un pozo con una zona de mayor diámetro y una fricción adicional. A medida que la barrena rota alrededor de este punto de contacto, la fricción aumenta y el torque dentro de la sarta de perforación también se incrementa, lo cual puede hacer que la barrena se desplace hacia atrás respecto de la rotación de superficie de la sarta de perforación, o lateralmente, gene-rando cargas de alto impacto sobre la barrena y el conjunto de fondo (BHA).6

Para mitigar este problema, los fabricantes inicialmente desarrollaron otras versiones de la barrena de PDC que utilizaban una gran almohadi-lla o pastilla de desgaste sin estructura de corte para deslizar la barrena hacia la pared del pozo y evitar el desplazamiento, reduciendo de ese modo su movimiento en forma de remolino.7 Desde enton-ces, el diseño anti-remolino ha evolucionado considerablemente.

Las gestiones para incrementar la longevidad de las barrenas se tradujeron en numerosas modi-ficaciones de diseño: capas de diamante de mayor espesor, cortadores adicionales, más hojas, corta-dores más pequeños, incremento del ángulo de inclinación posterior, o reducción del ángulo de contacto, de los cortadores. Las actividades de investigación enfocadas en los materiales genera-ron avances en las formulaciones de los diamantes y ayudaron a incrementar la estabilidad térmica. Las mejoras introducidas en la manufactura pro-dujeron cambios en los procesos de sinterización e ingeniería de prensas de diamantes.8

Recientemente, Smith Bits, una compañía de Schlumberger, introdujo dos innovaciones que están modificando el modo de perforación de las barrenas de PDC:

• un solo elemento de diamante cónico, colocado en el centro de la barrena, para crear una barrena de PDC que produzca una combinación de acción de corte y trituración.

• elementos de corte rotativos, que distribuyen el desgaste de manera uniforme en el borde del cortador para prolongar su vida útil con res-pecto a la de los cortadores de PDC fijos de cali-dad superior.

Este artículo analiza el desarrollo del ele-mento de diamante cónico Stinger y del cortador de PDC de rodadura ONYX 360. Algunos casos de estudio demuestran cómo estos nuevos diseños de barrenas están expandiendo la aplicación de las barrenas de PDC hacia ambientes de perforación desafiantes, a la vez que ayudan a los operadores a mejorar la eficiencia de perforación y prolongar la vida útil de las barrenas.

Los principios básicos del PDC: Diseño y terminologíaLa barrena de PDC constituyó un cambio radical con respecto a la barrena convencional de conos giratorios. Para capitalizar la acción de corte del compuesto policristalino de diamante, los diseña-dores de barrenas desarrollaron una estructura de corte especial.

En una barrena de PDC, el compuesto compacto es un disco de diamante policristalino, sintetizado mediante la sinterización de una arenilla o micro-gránulos de diamante con un catalizador, bajo condiciones de alta presión y alta temperatura. Durante el proceso de manufactura, la arenilla de diamante —un agregado de partículas de dia-mante sintético finas y ultrafinas orientadas de manera aleatoria— se fusiona con el cobalto [Co] bajo condiciones extremas de presión y calor para producir un cilindro de diamante policristalino (véase “Un paso adelante: La manufactura del PDC,” página 58). A diferencia del diamante natu-ral [C], que se fractura a lo largo de planos cristalo-gráficos, el diamante policristalino, con su matriz de diamante sintético orientada en forma aleato-

> Cortador de un compuesto policristalino de diamante. Cada compuesto policristalino de diamante se compone de una tabla de diamante (negro) y un sustrato de carburo de tungsteno (gris). Una interfaz no plana (no mostrada aquí) existente entre el sustrato y la tabla del diamante genera una adherencia fuerte entre ambos cuando el diamante se aglutina con el sustrato.


Tabla deldiamante

Sustrato

4. Brett JF, Warren TM y Behr SM: “Bit Whirl: A New Theory of PDC Bit Failure,” artículo SPE 19571, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 8 al 11 de octubre de 1989.

5. El rebote de la barrena se produce principalmente durante la perforación de pozos verticales a través de formaciones duras ya que los desplazamientos axiales leves levantan reiteradamente la barrena para luego bajarla de golpe hasta el fondo del pozo. El fenómeno de atascamiento-deslizamiento es causado por el incremento de la fricción entre el BHA y la formación, lo que obliga a la barrena a reducir momentáneamente la velocidad o a dejar de girar. Cuando el esfuerzo de torsión (torque) dentro de la sarta de perforación es mayor que estas fuerzas de fricción, el BHA se suelta de la pared del pozo y junto con la barrena giran por la acción de destornillado rápido de la columna

de perforación. La flexión, causada por la imposición de demasiada fuerza descendente sobre la sarta de perforación, genera impactos laterales cuando la sarta se encuentra suficientemente deformada para hacer contacto con el pozo. Para obtener más información sobre impactos y vibraciones en el fondo del pozo y sus efectos en el diseño de las barrenas de perforación, consulte: Centala P, Challa V, Durairajan B, Meehan R, Páez L, Partin U, Segal S, Wu S, Garrett I, Teggart B y Tetley N: “El diseño de las barrenas: Desde arriba hasta abajo,” Oilfield Review 23, no. 2 (Diciembre de 2011): 4–19.

6. Brett et al, referencia 4. 7. Warren et al, referencia 3. 8. Durrand et al, referencia 1. 9. Los gemólogos definen a la tabla (table) como la faceta

más grande de una gema.

10. La soldadura dura o fuerte es un proceso, similar al de la soldadura blanda, en el cual se utiliza un relleno fundido para unir entre sí metales o materiales cerámicos. Dos piezas de trabajo se calientan hasta que alcanzan una temperatura más alta que el punto de fusión del relleno pero más baja que los puntos de fusión de las piezas de trabajo. El relleno fundido se distribuye entre las piezas ajustadas, como resultado de la acción capilar. Cuando el relleno se enfría y se solidifica, une las piezas entre sí.

11. Clegg J: “Faster, Longer, and More-Reliable Bit Runs with New-Generation PDC Cutter,” artículo SPE 102067, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 24 al 27 de septiembre de 2006.

12. Durrand et al, referencia 1.

Volumen 26, no.2 57

ria, no posee planos preferenciales de clivaje, lo que hace que el cortador de PDC resulte extrema-damente duro y resistente al impacto y al desgaste. La adopción de microgránulos de diamante multi-modal —que utilizan un rango de tamaños de gránulos que permiten que las partículas más pequeñas rellenen los huecos existentes entre las partículas grandes— ha contribuido a incremen-tar aún más la resistencia al desgaste.

El cortador consta de dos partes: una tabla de diamante policristalino y su sustrato (página, anterior, arriba). Los fabricantes de PDC denomi-nan tabla al cilindro plano de diamante sintético.9

La tabla es la parte que hace contacto con la for-mación. El espesor de la tabla oscila normal-mente entre 2 y 4 mm [0,08 y 0,16 pulgadas]. Algunas tablas poseen un ángulo oblicuo leve que reduce el esfuerzo sobre el cortador cuando hace contacto con la roca en el instante en que comienza la acción de corte. Si bien el borde en ángulo reduce la agresividad de la barrena, tam-bién ayuda a incrementar la durabilidad y la resistencia al impacto de la tabla del diamante.

La tabla del diamante se aglutina con un sus-trato duro compuesto de carburo de tungsteno [WC]. A diferencia de muchas sustancias, el carburo de tungsteno se adhiere al diamante, de manera que además de conferir el soporte estructural a la tabla del diamante, el sustrato tolera la soldadura dura o fuerte; proceso utilizado para instalar el cortador en la barrena.10 El diámetro del sustrato se ajusta al de la tabla y normalmente mide alrede-dor de 1,3 cm [0,5 pulgada] de un extremo a otro. El desarrollo de una interfaz no plana entre la tabla y el sustrato ayudó a reducir el esfuerzo y for-taleció el enlace entre el diamante y el carburo de tungsteno.11

Un cambio radical para prolongar la longevi-dad se produjo con la invención del PDC lixiviado. El proceso de lixiviado remueve el cobalto intersti-cial —un catalizador utilizado en la sinterización del PDC convencional— de los varios micrones de superficie externa del diamante. El Co es introdu-cido en el PDC a través del sustrato de WC durante la fase de sinterización a alta presión y alta tem-peratura (HPHT) del proceso de manufactura. Durante la sinterización, el Co se funde e ingresa en los poros del diamante, donde una reacción catalítica produce los enlaces intergranulares del diamante. No obstante, a altas temperaturas, el Co también cataliza la reversión del diamante a grafito, lo que debilita el PDC. La lixiviación del Co desde el diamante sintético mejora su resis-tencia a la abrasión y a la vez reduce los efectos de la expansión térmica diferencial entre el dia-mante y el cobalto.12

Los cortadores se instalan en la superficie de la barrena de PDC mediante la soldadura del sus-trato a una hoja. A lo largo de la parte externa de la barrena, se disponen entre tres y ocho hojas —a veces más— que irradian hacia afuera desde la nariz (arriba). El número de hojas, al igual que el número de cortadores montados en cada hoja, varía de acuerdo con la aplicación prevista. Los diseña-dores de barrenas deben considerar el número y el emplazamiento de los cortadores a la hora de especificar la profundidad de corte. La reducción

del número de cortadores tiende a incrementar la profundidad del corte, pero también incrementa el desgaste del cortador. A medida que la barrena rota, los cortadores cercanos a su lado, o calibre, recorren una distancia mayor que los que se encuentran cerca del centro de la barrena; por consiguiente, para prolongar la vida útil de la barrena, ciertos diseñadores reducen el espacia-miento entre los cortadores emplazados cerca del lado de la barrena. En algunas barrenas, se

> Componentes de la barrena de PDC. Las características más prominentes de la barrena de PDC son sus hojas y sus cortadores. Varios tipos de estructuras de corte se concentran a lo largo de las zonas correspondientes al cono, la nariz, el hombro y el calibre de la barrena (extremo superior). Las boquillas, las ranuras para recuperación de detritos y los trayectos de flujo de fluidos (extremo inferior) asisten en la remoción de los recortes de la cara de la barrena.


Cortador en la cara

Cortador en el calibre

Ranura del ruptor

Agujero de la barrena

Trayecto de flujode fluidos

Cortador de PDC

Cono

Nariz

Almohadilla del calibre

Ranura de la soldadura

Conexión macho API

Ranura para detritos

Hoja

Hombro

Boquilla intercambiable

Boquilla intercambiable

Inserto en el calibre

Cortador rectificador

(continúa en la página 60)

1. Hall HT: “Ultra-High-Pressure, High-Temperature Apparatus: The ‘Belt’,” The Review of Scientific Instruments 31, no. 2 (Febrero de 1960): 125–131.

2. Los investigadores de General Electric lograron convertir el carbono en diamante, utilizando grafito, negro de humo y carbón vegetal a partir del azúcar como fuente del carbono; y emplearon una amplia gama de catalizadores, incluidos cromo, manganeso, hierro, cobalto, níquel, rutenio, rodio, paladio y platino.Bovenkerk HP, Bundy FP, Hall HT, Strong HM y Wentorf RH: “Preparation of Diamond,” Nature 184, no. 4693 (10 de octubre de 1959): 1094–1098.

3. Besson A, Burr B, Dillard S, Drake E, Ivie B, Ivie C, Smith R y Watson G: “Bordes cortantes,” Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2000/2001): 38–63.

4. Bellin F, Dourfaye A, King W y Thigpen M: “The Current State of PDC Bit Technology,” World Oil 231, no. 9 (Septiembre de 2010): 41–46.

Un compuesto compacto es una forma sólida que se obtiene prensando o compactando un polvo fino dentro de un molde. Algunos de los compuestos más comunes son los elaborados por la industria farmacéutica: las aspirinas, las vitaminas y otros medicamentos a menudo se fabrican en forma de tabletas. Las tabletas se elaboran a partir de un polvo, que luego se compacta en una prensa en frío.

En los materiales cerámicos o los metales, el proceso de producción de compuestos ha avanzado un paso más; aparte de presión, se utiliza calor para convertir el polvo en sólido. Una mezcla de polvo metálico o cerámico fino se coloca en un molde y se comprime bajo alta presión. Las partículas comprimidas se fusionan entre sí a medida que se aplica calor en un proceso conocido como sinterización. Dado suficiente calor, la fusión parcial produce la difusión de los átomos entre los gránulos, la reducción de la porosidad y el incremento de la densidad. Los gránulos de polvo se adhieren y forman un sólido cuando se enfrían. Las presiones y temperaturas necesarias para fabricar estos compuestos se generan dentro de una prensa de calor.

La mayoría de los metales pueden ser sinterizados, al igual que muchas sustancias no metálicas tales como el sílice e incluso el diamante. Algunas sustancias requieren un paso más que los del proceso de sinterización convencional. En la sinterización en estado líquido, un segundo componente interactúa con el polvo durante el calentamiento. El punto de fusión del segundo componente es más bajo que el del componente primario. Durante la sinterización, los gránulos de polvo forman una matriz, en tanto que el segundo componente se funde para rellenar el espacio poroso existente entre los gránulos.

La producción de diamantes sintéticos también comprende el proceso de sinterización. Una prensa de correa de alta temperatura y presión ultra-alta, inventada por científicos de General Electric en 1954, posibilitó la primera producción comercial de diamantes sintéticos.1 Esta prensa suministraba la

presión y el calor necesarios para convertir el carbono en diamante. La temperatura y la presión variaban según la fuente del carbono y el catalizador, pero oscilaban entre 1 200°C y 2 400°C [2 200°F y 4 350°F] y entre 55 000 y 100 000 atm [5 570 y 10 130 MPa u 808 200 y 1 469 600 lpc].2

General Electric inventó el cortador de PDC en el año 1971 y tras varios años de pruebas de campo introdujo la línea de cortadores de PDC STRATAPAX a fines de 1976. Delgadas capas circulares de grafito y cobalto se colocaban en forma alternada en pequeñas latas y se pren-saban a 2 millones de lpc [13 800 MPa]. Luego, se las caldeaba mediante calenta-miento resistivo hasta unos 1 500°C [2 700°F]. El cobalto fundido, actuando como catalizador y solvente, disolvía el grafito y depositaba una arenilla de diamante monocristalino.3

Para elaborar un compuesto policristalino de diamante, los microgránulos se conglomeran en la prensa contra un sustrato de carburo de tungsteno–cobalto [WC–Co]. La presión se eleva dentro de la prensa, comprimiendo el agregado de diamante e incrementando su densidad. La temperatura se incrementa y cuando el cobalto del sustrato alcanza su punto de fusión, se introduce en forma instantánea en los poros presentes entre las partículas de diamante. El cobalto sirve como catalizador, creando enlaces entre las partículas de diamante y adhiriendo la tabla del diamante al sustrato.4

En los años siguientes, numerosas compañías desarrollaron diamantes sintéticos, cojinetes de diamante, insertos, cortadores y líneas de productos asociados de un compuesto policristalino de diamante. Dos de esas compañías fueron fundadas por uno de los miembros del equipo que inventó la prensa de correa original. En el año 1955, H. Tracy Hall abandonó General Electric para lanzar Novatek, una compañía que ahora desarrolla supermateriales, metales y com-ponentes electrónicos especiales. En 1966, fundó MegaDiamond, que actualmente se dedica a la manufactura de productos ultra-

duros utilizando la tecnología de producción de diamantes. MegaDiamond fue adquirida posteriormente por Smith Bits, compañía que a su vez fue adquirida por Schlumberger. Tanto Novatek como MegaDiamond sumi-nistran cortadores de barrenas de diamante a Schlumberger, a través de su subsidiaria Smith Bits.

En Novatek, Hall desarrolló la prensa tetraédrica en 1957 y la prensa cúbica en 1966. Una prensa sólida con un solo bastidor, desarrollada en 1999, ya se encuentra en su quinta generación (próxima página). Esta prensa controlada por computadora posee un bastidor cúbico y seis cartuchos instrumentados; cada uno con un yunque capaz de ejercer una fuerza de más de 35 millones de N [8 millones de lbf]. La prensa de 4 000 toneladas estadounidenses [3,6 millones de kg] puede someter las piezas de trabajo —celdas cúbicas con materias primas encastradas en un contenedor de pirofilita— a temperaturas de hasta 2 300°C [4 200°F] y presiones de más de 7 500 MPa [1 millón de lpc]. Una interfaz de computadora permite que el operador controle la prensa desde una localización independiente y que monitoree con precisión las posiciones de los yunques. Novatek utiliza esta tecnología de prensas de avanzada para manufacturar el elemento de diamante cónico Stinger.

58 Oilfield Review

Un paso adelante: La manufactura del PDC

El espesor del compuesto policristalino de diamante de este elemento cónico es aproximadamente el doble del de la capa de diamante de un elemento de corte de PDC convencional; su forma se encuentra optimizada para lograr resistencia bajo compresión axial a fin de impartir una alta carga puntual sobre la formación.

El cortador de PDC de rodadura ONYX 360 es fabricado por MegaDiamond. Esta compañía produce una extensa línea de productos de compuesto policristalino de diamante diseñado para operaciones de perforación y minería, incluidos elementos de corte de PDC para barrenas de cortadores fijos e insertos mejorados de diamante para barrenas de conos giratorios y barrenas para minería por percusión.

La compañía opera tres tipos de prensas HPHT: la prensa de correa, la prensa de pis-tón-cilindro y la prensa cúbica. Para fabricar los componentes del compuesto policristalino de diamante, los ingenieros de MegaDiamond determinan el material específico y las exigencias que generan desgaste para cada aplicación del cliente y luego aplican la tecnología de prensa adecuada para elaborar las calidades de diamante necesarias para la operación. Cada prensa es capaz de generar las presiones ultra altas —de más de 5 500 MPa [800 000 lpc]— y las temperaturas elevadas —1 500°C [2 700°F]— requeridas para sinterizar los compuestos policristalinos de diamante, y ofrece ventajas diferentes en cuanto a las características de sinterización y las propiedades impartidas al producto final.

La prensa de correa es una modificación del diseño HPHT original de la década de 1950. Para generar las presiones extremas requeridas para sinterizar los compuestos policristalinos de diamante, la prensa utiliza dos punzones de carburo que convergen en una cápsula de alta presión contenida en un molde de carburo. La prensa de correa moderna es adecuada para la producción de productos de gran diá-metro o múltiplos de productos más pequeños.

El nombre proviene de las “correas” concéntricas de acero, colocadas por contracción térmica, que pretensionan el molde de carburo interno permitiéndole que tolere la inmensa presión interna.

La prensa de pistón-cilindro, similar a una prensa de correa, utiliza una cápsula de alta presión contenida en un orificio cilíndrico. Dos pistones de carburo de flotación libre presurizan la cápsula cuando los yunques de carburo cónicos aplican una carga. El molde de carburo es sustentado por la presión hidráulica radial en vez de una serie de correas de acero.

La prensa cúbica es el diseño más moderno. Consiste en seis yunques de carburo adosados a cilindros hidráulicos macizos que convergen simultáneamente en una cápsula de alta presión con forma

de cubo. Este sistema triaxial genera altas presiones isostáticas, adecuadas para la sinterización de productos con geometrías 3D complejas. Al igual que todas las prensas de MegaDiamond, el sistema cúbico se encuentra integrado con un sistema de control computarizado para asegurar valores de presión, temperatura y tiempo óptimos y consistentes durante la sinterización.

Las instalaciones de laboratorio de Novatek y MegaDiamond permiten a los científicos e ingenieros evaluar el rendimiento de los compuestos policristalinos de diamante en diversas pruebas funcionales que simulan las condiciones del mundo real. Los datos recolectados en el laboratorio de pruebas se cargan en un proceso de ciclos de diseño iterativos, que se traducen en un rendimiento mejorado en la localización del pozo.

Volumen 26, no.2 59

> La prensa cúbica. El centro de la prensa controlada por computadora está rodeado por seis yunques (de los cuales se muestran cinco) y cada uno es capaz de ejercer una fuerza de más de 35 millones de N. En el centro de la prensa se encuentra instalada una pieza de trabajo (verde, inserto) contra la cual los yunques ejercen presión simultáneamente.


60 Oilfield Review

sueldan dos hileras de cortadores en cada hoja; los cortadores de respaldo o secundarios se disponen detrás de los cortadores primarios y pueden inser-tarse a mayor profundidad en el cuerpo de la barrena. Los cortadores secundarios hacen con-tacto con la formación después que los cortadores primarios comienzan a desgastarse (arriba).

Los cortadores se emplazan formando un ángulo a lo largo del borde cortante de la hoja. Este ángulo de ataque, o ángulo de inclinación pos-terior, controla la agresión con que los cortadores hacen contacto con la roca (abajo). En formacio-nes blandas, se utilizan ángulos de inclinación posterior más pequeños, pero las formaciones duras requieren barrenas menos agresivas, y por consiguiente, ángulos de inclinación posterior más grandes. El ángulo de inclinación posterior también puede variar entre los cortadores, depen-diendo de su posición a lo largo de la hoja. Y si bien puede limitar la profundidad de corte y la veloci-

dad de penetración, resulta eficaz para reducir las vibraciones y el desgaste de la barrena.

El cuerpo de una barrena de PDC está hecho de acero o de una matriz de carburo de tungsteno y una aleación para unir la matriz, que se aglutina con un núcleo de acero. La selección de una barrena con cuerpo de acero o con cuerpo de matriz normal-mente depende de la aplicación pretendida por el operador. La ductilidad y la resistencia del acero hacen que las barrenas de PDC con cuerpo de acero sean resistentes a las cargas de impacto, pero el cuerpo de acero es menos resistente a la abrasión que un cuerpo de matriz. Dado que el acero es más blando que el carburo de tungsteno, en ciertas partes de la barrena se puede aplicar un proceso de recargue duro o utilizar otras apli-caciones resistentes al desgaste.13 La matriz de carburo de tungsteno se encuentra disponible en una diversidad de formulaciones para proporcionar resistencia a la abrasión o puede ser manufactu-rada para ajustarse a una formación o a una aplica-ción de perforación determinada. El material de la matriz puede tolerar cargas de compresión relati-vamente altas, pero es más frágil y posee menos resistencia a la carga de impacto que el acero.

Un elemento centralPara mejorar el rendimiento de la barrena en una amplia diversidad de ambientes, los fabricantes de barrenas están probando las barrenas de PDC en formaciones abrasivas e interestratificadas, en las que las velocidades de penetración y la vida útil de la barrena normalmente generan problemas para los perforadores. Estos tipos de formaciones son difíciles de perforar, independientemente del tipo de barrena que se utilice. Dado que el daño pro-ducido por los impactos inducidos por las vibra-

ciones constituye el principal mecanismo de reducción de la vida útil de la barrena y la ROP, los fabricantes de barrenas procuraron desarro-llar una barrena de cortadores fijos más estables que redujera las vibraciones y los impactos en estas formaciones. Los ingenieros de Smith Bits, trabajando en colaboración con los diseñadores de barrenas de Novatek, experimentaron con el empla-zamiento y el número de cortadores para mejorar la eficiencia de perforación y mitigar las vibracio-nes, y se enfocaron en el problemático cono, o área de corte central, de la cara de la barrena de PDC convencional.

Cuando se utiliza una barrena de PDC conven-cional, la remoción de la porción más central del pozo puede resultar compleja. Dado que la veloci-dad de los cortadores de PDC convencionales se reduce con la proximidad al centro de la estruc-tura de corte, éstos resultan menos efectivos para la remoción de las rocas del centro del pozo, espe-cialmente en formaciones duras.14 Los cortadores

> Fuerza del cortador y distancia con respecto al centro de la barrena. Los cortadores emplazados en el cono de una barrena (círculos naranja) son sometidos a la máxima fuerza (verde), experimentan la velocidad más baja (marrón) y habitualmente remueven el menor volumen de roca.


Fuer

za n

orm

aliza

da d

el c

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Distancia al centro de la barrena, pulgadas

Velo

cida

d no

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izada

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cor

tado

r

Velocidad relativa del cortador

Fuerza relativa del cortador

00 0,5 1,5 2,5 3,5 4,51,0 2,0 3,0 4,0 5,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

Cortadores de máxima carga

13. El recargue duro o antidesgaste es un proceso de manufactura en el que se aplica un revestimiento consistente de una aleación en una superficie metálica expuesta para proteger el metal del desgaste por abrasión. La aleación utilizada debe ser más dura que el metal al que protege.

14. Azar M, White A, Segal S, Velvaluri S, García G y Taylor M: “Pointing Towards Improved PDC Bit Performance: Innovative Conical Shaped Polycrystalline Diamond Element Achieves Higher ROP and Total Footage,” artículo SPE/IADC 163521, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 5 al 7 de marzo de 2013.

15. Azar M, White A, Velvaluri S, Beheiry K y Johny MM: “Middle East Hard/Abrasive Formation Challenge: Reducing PDC Cutter Volume at Bit Center Increases ROP/Drilling Efficiency,” artículo SPE/IADC 166755, presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Perforación de Medio Oriente de las SPE/IADC, Dubai, 7 al 9 de octubre de 2013.

16. Azar et al, referencia 15.

> Ángulo de inclinación posterior del cortador de PDC. Las barrenas de PDC perforan a través de las formaciones, cortando la roca. El ángulo de inclinación posterior controla la agresividad con que el cortador hace contacto con la roca.

Oilfield Review SUMMER 14Stinger ONYX Fig. 3BORSUMM 14 STNYX 3B

Cuerpo de la barrena Soporte de montaje

FormaciónCortador de PDC

Ángulo de inclinación posterior

> Cortadores de respaldo. Algunos diseños de barrenas de PDC incluyen una segunda hilera de cortadores. Las dos hileras de cortadores —primarios y de respaldo— se refuerzan entre sí para incrementar la durabilidad de la barrena.


Cortadores primarios

Cortadoresde respaldo

Volumen 26, no.2 61

centrales son sometidos a las cargas axiales más altas ejercidas sobre la barrena y pueden producir grandes fluctuaciones en el torque de la barrena. Los cambios en la profundidad de corte producen estas fluctuaciones, que tienen lugar cuando los perforadores modifican el peso sobre la barrena o la velocidad de rotación, o cuando perforan a tra-vés de litologías cambiantes que exhiben diferen-cias en el esfuerzo no confinado. Las variaciones del torque alteran la respuesta dinámica de la barrena, exponiéndola a impactos y vibraciones perjudiciales.15 Estos fenómenos generan un meca-nismo de cizalladura ineficiente en el centro de la barrena de PDC convencional (página anterior, abajo a la derecha).

Esta caracterización del área del cono con-dujo al desarrollo del elemento de diamante cónico Stinger (arriba, a la izquierda). Este ele-mento de diamante cónico (CDE) posee una capa policristalina de diamante ultra gruesa. El CDE se posiciona en el centro de la barrena con la punta cónica mirando hacia la roca. Su geometría cónica y su estructura de diamante de gran espe-sor conforman un elemento de corte robusto y duradero que proporciona una alta carga puntual para el fracturamiento efectivo de la formación.

Para evaluar el potencial del CDE para mejorar las velocidades de penetración e incrementar el total de metros perforados, los ingenieros especia-listas en barrenas sometieron a prueba el CDE en un torno a revólver vertical (VTL). Este aparato utiliza un banco de pruebas de granito o cuarcita para medir la capacidad del cortador para fractu-rar la roca en condiciones variables. Las pruebas con el torno demostraron que el CDE exhibía

mayor eficiencia de corte y resistencia al desgaste que los cortadores de PDC estándar. Por ejemplo, con un valor umbral de 5 300 N [1 200 lbf], una profundidad de corte de 0,5 mm [0,02 pulgadas] produjo un incremento de la eficiencia de corte del 70% respecto del cortador de PDC de referen-cia; con una profundidad de corte de 1,3 mm [0,05 pulgadas], el cortador CDE mostró un incremento del 35%.16

El desafío siguiente consistió en incorporar el CDE en un diseño de barrena de PDC. Los inge-nieros de Smith utilizaron el análisis por el método de elementos finitos (FEA) para diseñar la barrena. La plataforma integrada de diseño de barrenas IDEAS ayudó a los ingenieros a remover selectivamente los cortadores de PDC ineficientes y a reducir el número de hojas en las que se encon-traban instalados. Esta remoción generó un hueco en el centro de la barrena. A medida que transcu-rre la perforación, este hueco permite la formación de una pequeña columna de roca en el centro de la barrena. Y a medida que se forma, esta columna de roca se vuelve menos confinada. Los diseñado-res posicionaron el CDE en el centro de la barrena (arriba, a la derecha). Conforme crece la altura de la columna de roca sin cortar, el elemento Stinger impone una carga puntual sobre la columna para fracturarla y triturarla mientras la barrena continúa perforando.

Los ingenieros también utilizaron el software FEA para investigar el campo de esfuerzos en el punto exacto en que el elemento Stinger hace contacto con la formación. Su estudio confirmó que, en comparación con los cortadores de PDC estándar, el elemento CDE Stinger requería

menos fuerza en el punto de contacto para gene-rar la fractura dentro de la roca no confinada. Además, el elemento Stinger contribuye a la centra-lización de la barrena, lo que reduce la posibilidad de que se desarrollen vibraciones perjudiciales.

Los ingenieros de Smith también necesitaban modificar la orientación de la nariz de la barrena para limpiar y enfriar de manera eficiente la nueva estructura de corte. Mediante la utilización de un software de dinámica de fluidos, efectuaron un análisis hidráulico en el que se ajustaban las posiciones de la nariz para mejorar la remoción de los recortes de perforación y la limpieza del elemento cónico y del pozo.

Para validar los resultados de un estudio de modelado 4D, se llevaron a cabo pruebas en con-diciones reales de una barrena equipada con un CDE en un simulador de perforación presurizado. Las pruebas corroboraron las conclusiones expe-rimentales previas, según las cuales una barrena modificada generó una columna de roca relajada de esfuerzos que fue triturada por el elemento Stinger en el centro del pozo (abajo). Estas pruebas

> Elemento de diamante cónico (CDE). EL CDE Stinger (izquierda) se fabrica en una prensa avanzada de diamantes sintéticos que produce una capa de diamante de espesor sustancialmente mayor que el de un cortador de PDC convencional (derecha). El material del compuesto policristalino de diamante ha sido diseñado para proporcionar una alta resistencia al impacto y al desgaste por abrasión (gráfica, centro).


Esca

la re

lativ

a

Resistenciaal desgaste

Resistenciaal impacto

Espesordel diamante

Sección transversaldel elemento Stinger

Diamante

Sección transversaldel PDC

0

0,25

0,50

0,75

1,00

1,25Elemento StingerPDC

Diamante

Sustrato

Sustrato

> CDE Stinger. Después de remover las estructuras de corte del centro de la barrena (izquierda), se genera un espacio para la colocación de un CDE (derecha). Este espacio permite además el desarrollo de una columna de roca pequeña que es triturada fácilmente por el CDE.


> Resultados de una prueba en condiciones reales. Los cortadores ineficaces situados en el centro de una barrena de PDC estándar permiten el desarrollo de un montículo central de roca (izquierda). No obstante, dado que los cortadores centrales han sido removidos, se forma una pequeña columna de roca sin esfuerzos (derecha). Cuando un CDE Stinger hace contacto con esta columna, fractura y tritura la roca.


62 Oilfield Review

revelaron además que las barrenas de PDC pro-vistas de un CDE generan recortes de perforación mucho más grandes que las barrenas de PDC estándar, lo que facilita la caracterización de las rocas por parte de los geólogos o el personal de adquisición de registros de lodo.

Los resultados del modelado y de las pruebas convencieron a los ingenieros de que un solo ele-mento CDE posicionado en el centro de la barrena mejoraría el rendimiento de la ROP e incremen-taría la estabilidad dinámica, y seleccionaron una barrena de PDC de 83/4 pulgadas para las pruebas de campo, utilizando un elemento cónico Stinger

colocado en el centro de la barrena. Las pruebas de campo se llevaron a cabo en EUA y se corrie-ron exitosamente barrenas de PDC con CDEs Stinger en la cuenca Williston de Dakota del Norte, en la formación Cotton Valley del este de Texas y en las arenas y lutitas interestratificadas de la formación Wasatch en Utah. Cada una de las pruebas mostró incrementos sustanciales de la ROP y reducciones del desgaste de la barrena.

Luego del éxito de las carreras en América del Norte, se probó una barrena de PDC con un CDE Stinger en el campo Zubair de Irak. Los proble-mas de vibraciones generaban una ROP baja y un desempeño de perforación inconsistente. Las for-maciones encontradas en la sección de pozo de 121/4 pulgadas contenían carbonatos variables entre intermedios y duros e intervalos interestra-tificados que habían causado incidentes de atas-camiento-deslizamiento y vibraciones laterales en pozos vecinos. Estas condiciones obligaron al operador a controlar la perforación lentamente a través del intervalo, comprometiendo la ROP.

Para resolver el problema, se seleccionó una barrena de PDC de 6 hojas y 121/4 pulgadas, con cortadores de 16 mm [0,63 pulgadas], y se instaló un CDE en el centro de la barrena. La barrena modificada, corrida con un BHA direccional, per-foró 595 m [1 950 pies] de pozo desde la zapata de la tubería de revestimiento hasta la profundi-dad total (TD) en una sola carrera, alcanzando una ROP 29% más alta que la ROP de la mejor carrera efectuada en un pozo vecino, de 18,5 m/h [60,7 pies/h], y un 56% mayor que la ROP prome-dio de 15,3 m/h [50,2 pies/h] lograda previamente durante la perforación de tres pozos vecinos. Además, la barrena exhibió un comportamiento

más estable, perforando con menos incidentes de atascamiento-deslizamiento y niveles de vibra-ción más bajos que los experimentados en los pozos vecinos.

La revolución de los cortadores En numerosas aplicaciones, las barrenas de PDC han exhibido ventajas significativas con respecto a las barrenas de conos giratorios, por sus capacida-des de mayor metraje perforado y alta ROP. No obs-tante, las formaciones duras y abrasivas —que presentan algunas de las condiciones más riguro-sas que puede enfrentar una barrena— habitual-mente producen un desgaste significativo en los elementos de corte fijos. En este tipo de ambiente, puede suceder que el cortador fijo de la barrena de PDC se astille y provoque la disminución de la eficiencia de perforación. En una barrena de PDC, el cortador se encuentra fijo en su lugar y en su mayor parte está protegido dentro del cuerpo de la hoja propiamente dicha; sólo una porción pequeña de la tabla del diamante hace contacto con la forma-ción (izquierda, extremo superior). A medida que el cortador cizalla la roca, su parte expuesta se desa-fila gradualmente mediante la acción de abrasión.

Una evaluación FEA del desgaste de los corta-dores fijos demostró que el calor generado por fric-ción se concentra en el lugar en el que el borde del cortador hace contacto con la roca (izquierda, extremo inferior). La combinación de niveles altos de temperatura, abrasión y WOB tarde o temprano hace que el borde cortante se desgaste y se vuelva chato. Conforme la barrena continúa perforando, la superficie resultante, conocida como “superficie plana por desgaste,” es some-tida a mayor calor aún generado por fricción.

La carga mecánica, en combinación con el incremento del calor concentrado en el borde cortante, puede debilitar los enlaces del dia-mante y dañar el borde del cortador. El desgaste avanza a través de la tabla del diamante sintético y finalmente alcanza el sustrato de carburo de tungsteno, produciendo una reducción aprecia-ble de la eficiencia de cizalladura y la ROP.

17. Zhang Y, Burhan Y, Chen C, Tammineni S, Durairajan B, Mathanagopalan S y Ford R: “Fully Rotating PDC Cutter Gaining Momentum: Conquering Frictional Heat in Hard/Abrasive Formations Improves Drilling Efficiency,” artículo SPE 166465, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 2 de octubre de 2013.

18. Zhang et al, referencia 17.19. Zhang Y, Baker R, Burhan Y, Shi J, Chen C, Tammineni S,

Durairajan B, Self J y Segal S: “Innovative Rolling PDC Cutter Increases Drilling Efficiency Improving Bit Performance in Challenging Applications,” artículo SPE/IADC 163536, presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Perforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 5 al 7 de marzo de 2013.

> Degradación del cortador inducida por la temperatura. El análisis por el método de elementos finitos muestra cómo el calor generado por fricción se concentra a lo largo del borde del cortador, donde hace contacto con la roca; la fricción y el calor contribuyen a generar una superficie plana por desgaste.

Temperatura, °C400

200

300

Cortador de PDC fijo

Superficie plana por desgaste


> Superficie cortante de PDC. Más del 60% del borde circunferencial de un cortador fijo de PDC se conserva en el cuerpo de la barrena sin utilizar. El porcentaje real utilizado varía con el tamaño del cortador, el ángulo de inclinación posterior y la profundidad del corte.


Cuerpo dela barrena

Frente de la roca

Cortadorde PDC

Cortador sin utilizar

Cortador de PDC

Borde cortante

Utilizado Sin utilizar

Volumen 26, no.2 63

Dado que el incremento del calor acelera el desgaste del cortador, y más desgaste genera aún más calor, los diseñadores de barrenas procura-ron romper este ciclo manteniendo el borde cor-tante frío y afilado. Para manejar el calentamiento mediante la reducción de la fricción en el borde cortante, los ingenieros de Smith desarrollaron el primer cortador de la industria que permite que la tabla del diamante rote completamente durante

> Cortador de rodadura ONYX 360. El eje del cortador ONYX 360 se encuentra contenido enteramente en un alojamiento integrado para asegurar la rotación continua y la retención del cortador durante la perforación. La fuerza de perforación de la barrena, sumada a la orientación del cortador con respecto al frente de la roca, hace que el cortador rote. Como resultado de la rotación, se utiliza todo el borde del cortador, lo que distribuye el desgaste de manera más uniforme a lo largo del borde cortante.


Cortador

Sustrato

Eje de rotación

Alojamiento

la perforación. Esta rotación de 360° reduce el desgaste localizado ya que mantiene el borde del cortador significativamente más frío y más filoso que en los cortadores fijos. Los diseñadores de barrenas instalaron el cortador en un eje y coloca-ron el conjunto en una camisa de carburo de tungs-teno que permite que el cortador rote libremente.17

La camisa se encuentra instalada en un alojamiento soldado a la hoja de la barrena para asegurar el

cortador mientras rota (izquierda). La orientación del cortador en la hoja de la barrena, con respecto a su ángulo de contacto con la formación, genera una fuerza de rotación que hace que el cortador gire sobre su eje a medida que rota la barrena.

El cortador ONYX 360 está diseñado para las superficies de alto desgaste de la estructura de corte y se instala sólo en ciertos puntos a lo largo de una barrena. Mediante la utilización de la pla-taforma integrada de diseño de barrenas IDEAS, los ingenieros de Smith mapearon las zonas de mayor desgaste de una barrena de PDC y colocaron allí el cortador de rodadura ONYX 360. Por ejemplo, la formación de superficies planas por desgaste a menudo se produce en los cortadores a lo largo del hombro de una barrena, en donde la alta velocidad que se desarrolla en el borde externo de la barrena y el volumen relativamente grande de roca remo-vida por estos cortadores provocan la degradación acelerada de los cortadores. Mediante el emplaza-miento de estos cortadores de bordes filosos y bajo desgaste en los puntos de alto desgaste, los diseñadores de barrenas han observado un mejo-ramiento de la durabilidad y una ROP sostenida a través de los intervalos más largos. El emplaza-miento de los cortadores ONYX 360 varía para cada barrena, dependiendo de factores tales como el tamaño de la barrena, el número de hojas y el tipo de litología perforada.

El cortador ONYX 360 ha sido probado en un cilindro de granito utilizando un VTL. Durante la prueba, se impartieron y se registraron fuerzas verticales, tangenciales y radiales sobre el corta-dor. La prueba sirvió como base para comparar el rendimiento del cortador ONYX 360 con el de un cortador fijo de calidad superior (izquierda). Durante la prueba, el cortador fijo requirió un incremento de la fuerza —de 200 a 1 200 lbf [900 a 5 300 N]— para mantener una profundidad de corte constante a medida que se desgastaba. El cortador de rodadura requirió un incremento del peso relati-vamente leve y gradual, comenzando con 200 lbf hasta alcanzar 600 lbf [2 670 N], mientras que la profundidad de corte se mantuvo constante.18 Esta prueba demostró que el cortador ONYX 360 reque-ría menos fuerza para mantener una profundidad de corte consistente y a la vez removía más volu-men de roca que el cortador fijo. La inspección visual de los cortadores demostró que el borde del cortador de rodadura se encontraba leve-mente redondeado, en tanto que el cortador fijo exhibía una superficie plana por desgaste de 3 mm [0,12 pulgadas].19 Dado que cortador de rodadura permaneció más tiempo afilado y disipó mejor el calor que el cortador fijo, pudo cizallar más roca con menos desgaste que el cortador fijo.

> Resultados de las pruebas con un torno de revolver vertical. El cortador de rodadura ONYX 360 (azul) requiere una fuerza vertical sustancialmente menor para perforar una distancia mayor, enumerada como el número de pasadas de corte, comparada con la fuerza requerida para un cortador fijo de calidad superior (rojo).


Fuer

za v

ertic

al p

rom

edio

, lbf

Número de pasadas de corte

1 400

1 200

1 000

800

600

400

200

00 100 200 300 400 500 600 700

Cortadores fijos de calidad superiorCortadores de rodadura ONYX 360

64 Oilfield Review

Puesta a pruebaDurante el desarrollo de la perforación de un tramo lateral extendido, un operador que se encontraba en la fase de desarrollo de un campo del Condado de Hemphill, en Texas, debió enfren-tar la formación Granite Wash altamente abrasiva. Esta formación, una combinación de granito desa- gregado y los granos de feldespato y cuarzo consti-tuyentes, se formó a partir de los restos de rocas ígneas intrusivas que fueron erosionadas y deposi-tadas aguas abajo de su procedencia. Se trata de una formación dura, abrasiva y resistente para las barrenas. Durante la perforación de la sec-ción horizontal de 61/8 pulgadas de diámetro, el operador se vio afectado por el desempeño defi-ciente de la barrena de PDC. El daño de los corta-dores y el desgaste por abrasión reducían la ROP hasta niveles inaceptables y obligaban al perfora-dor a efectuar viajes frecuentes para reemplazar las barrenas, lo que afectaba adversamente la rentabilidad del proyecto.

Para resolver este problema, el operador deci-dió instalar una barrena de PDC de 61/8 pulgadas provista de siete cortadores de rodadura ONYX 360 como parte de un BHA direccional. Esta barrena perforó con éxito la zapata de la tubería de revesti-miento y luego perforó 476 m [1 562 pies] de pozo horizontal a través de la formación Granite Wash con una ROP de 7,6 m/h [24,79 pies/h]; es decir, un 44% más rápido que la mejor barrena de cortado-res fijos utilizada previamente en ese campo. Esta barrena era simplemente una de las más de 70 barrenas equipadas con el cortador de roda-dura para perforar la formación Granite Wash. Una revisión estadística del rendimiento de las barrenas indicó un metraje promedio perforado 56% mayor, respecto de los resultados de 450 carreras efectuadas en pozos vecinos perforados con barrenas de cortadores fijos.20

En otro pozo de la formación Granite Wash, Chesapeake Operating Inc. corrió barrenas de PDC equipadas con cortadores ONYX 360 para perforar una sección de pozo de 61/8 pulgadas.21

Una revisión de la base de datos del sistema de registros de perforación DRS muestra que de los 42 pozos perforados dentro de un radio de 3 km [2 millas] del pozo de Chesapeake, sólo dos tenían un tramo lateral de 61/8 pulgadas, perfo-rado a través de la formación Granite Wash utili-zando sólo barrenas de PDC.22 Las barrenas utilizadas en esos dos pozos estaban provistas de cortadores de PDC. Un análisis de rendimiento indicó que las barrenas equipadas con el corta-dor de rodadura ONYX 360 mostraban incremen-tos significativos en la durabilidad y la ROP, comparadas con las barrenas de cortadores fijos. Las barrenas de PDC con cortadores de rodadura perforaron en promedio un 30% más de metros que las barrenas de cortadores fijos en el primer pozo y un 75% más, en el segundo pozo. Las barre-nas con cortadores de rodadura perforaron la sec-ción de 61/8 pulgadas con cuatro viajes menos, lo que implicó un ahorro de cinco días de equipo de perforación a través de ese intervalo.

Elevación de los estándaresLas barrenas de PDC provistas de elementos de diamante cónicos Stinger están ayudando a mejo-rar la ROP en muchos de los pozos desafiantes de nuestros días. Las barrenas equipadas con corta-dores de rodadura ONYX 360 exhiben un rendi-

miento sin precedentes en tramos laterales abrasivos, tales como los de los pozos de la por-ción central de EUA. Los operadores que proba-ron estas barrenas especialmente equipadas las están solicitando para su empleo en los próximos pozos a perforar.

Los éxitos experimentados en el campo están acelerando la evolución de los elementos cortan-tes de diamante para las barrenas de PDC. Ya se está sometiendo a pruebas una nueva generación de barrenas de PDC con múltiples CDEs Stinger, distribuidos a través de todo el perfil de la barrena. Esta segunda generación de barrenas Stinger ha sido sometida a condiciones rigurosas, especial-mente en formaciones duras e interestratifica-das, que pueden dañar las estructuras de corte de las barrenas de PDC convencionales. Durante las primeras 100 carreras, estas barrenas demostra-ron su confiabilidad en el fondo del pozo, perfo-rando un metraje 90% mayor que las barrenas estándar y requiriendo menos viajes para cam-biarlas (arriba).

Con más desarrollo, las innovaciones de la tecnología de barrenas de un compuesto policris-talino de diamante seguirán modificando la moda-lidad de perforación de la industria y expandirán el abanico de aplicaciones del PDC. Se prevé que los incrementos resultantes tanto en la ROP como en la vida útil de la barrena reducirán aún más los costos e incidirán positivamente en la viabilidad económica de los prospectos de perfo-ración complejos. —MV

> Comparación de la eficiencia de perforación con respecto al rendimiento de las barrenas de PDC convencionales. La segunda generación de barrenas Stinger mostró mejoras notables en el metraje perforado y la ROP.


Porc

enta

je

Metraje perforado Velocidad de penetración promedio

200

150

100

50

0

Barrena de PDC convencionalBarrena Stinger de segunda generación

20. Zhang et al, referencia 19.21. Bruton G, Smith M, Mueller L y Ford R: “Constructing

Difficult Colony Wash Lateral with Innovative Rolling Cutter Technology Improves Drilling Performance,” artículo IADC/SPE 167956, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, Fort Worth, Texas, 4 al 6 de marzo de 2014.

22. El Sistema de Registros de Perforación (DRS) de Smith Bits es una gran biblioteca de información de carreras de barrenas. Puesta en marcha en 1985, hoy esta base de datos contiene más de 3 millones de registros de carreras de barrenas de todos los campos de petróleo y gas del mundo.

Colaboradores

Farrukh Akram es campeón de productos de Schlumberger para el petróleo pesado. Además, es asesor técnico y gerente de productos de software para petróleo pesado y yacimientos no convencionales, con base en Abingdon, Inglaterra. Cuenta con más de 10 años de experiencia en la industria petrolera, principalmente en caracterización de yacimientos, planeación del desarrollo de campos petroleros y optimización de la producción. Comenzó su carrera profesional en Shell Canadá como ingeniero de yacimientos, enfocándose en las rocas arcillosas de baja permeabilidad y el petróleo pesado, antes de ingresar en Schlumberger en el año 2006. Es autor de numerosos artículos técnicos y ha publicado artículos sobre caracterización de yacimientos de petróleo pesado y optimización de la producción. Previamente, fue director de la Sección Calgary de la SPE. Farrukh obtuvo una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de Dalhousie, en Halifax, Nueva Escocia, Canadá, y una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad de Ingeniería y Tecnología NED, en Karachi, Pakistán.

William J. Bailey se desempeña como científico principal en el Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger en Cambridge, Massachusetts, EUA. Cuenta con 25 años de experiencia en la industria, en ingeniería de yacimientos, modelado de activos no convencionales, flujo multifásico en conductos, análisis de fallas de equipos y problemas de optimización computacionalmente extensivos, incluidos activos combinados de campo completo. Ha publicado 50 artículos, es titular de ocho patentes y ha colaborado con cinco libros. Fue presidente de la Sección Nueva York y Nueva Inglaterra de la SPE y jefe de revisión para la publicación SPE Production & Operations y recibió el premio inaugural “A Peer Apart” de la SPE. Está a cargo de la revisión de diversas publicaciones de la SPE e integra la comisión editorial del Journal of Petroleum Technology y la comisión de publicaciones de la SPE. Bill obtuvo una maestría (con mención honorífica) del Imperial Collage de Londres y un doctorado de la Universidad Técnica Noruega en Trondheim, ambas en ingeniería petrolera. Además, posee una maestría en administración de empresas de la Universidad de Warwick, en Coventry, Inglaterra.

Greg Bruton es gerente de tecnología de perforación de Chesapeake Operating, Inc. en Oklahoma City, Oklahoma, EUA. Ingresó en la compañía en el año 2006 como ingeniero de perforación senior luego de una carrera profesional de 25 años en Gulf Oil y Chevron. Durante su permanencia en Chevron, Greg ocupó cargos de perforación en diversas localizaciones de todo el mundo. Obtuvo una licenciatura en ingeniería química de la Universidad Estatal de Nuevo México, en Las Cruces, EUA.

Gabriele Busanello se desempeña como geofísico senior en el Centro de Geosolutions, que forma parte del segmento PetroTechnical Services de Schlumberger,

en Abu Dabi, Emiratos Árabes Unidos. Antes de ingresar en Schlumberger en el año 2007, adquirió experiencia en el campo y con el procesamiento de datos sísmicos a bordo de la embarcación de levantamientos. Comenzó su carrera profesional en Schlumberger con el equipo de procesamiento de datos dedicado al desarrollo de cables sísmicos marinos de multicom-ponentes en Gatwick, Inglaterra. Desde entonces, fue asignado al primer proyecto comercial DISCover* de la división marina en Mumbai, a los equipos centrados en operaciones con cables para fondo oceánico y en zonas de transición en Yakarta, y luego al equipo de sísmica terrestre del sistema UniQ*, en Perth, Australia. Gabriele obtuvo una maestría en geología y geofísica aplicada de la Universita degli Studi di Trieste, en Italia.

Zhifeng Chen es gerente de cuentas de WesternGeco para el Área de China. Con base en Beijing, está a cargo de los procesos licitatorios asociados con los levantamientos marinos y las ventas del sistema UniQ*. Antes de ocupar su posición actual en el año 2002, trabajó durante 10 años principalmente en el segmento Wireline de Schlumberger. Zhifeng posee una maestría en geofísica de la Universidad del Petróleo de China, en Huadong, República Popular de China.

Ron Crockett es el gerente de Investigación y Desarrollo de diamantes de Novatek en Provo, Utah, EUA. Antes de ingresar en Novatek, trabajó para Smith International y ReedHycalog. A lo largo de sus 27 años en la industria de los diamantes, Ron ocupó una diversidad de posiciones, incluidas las de ingeniero de productos y gerente de producción.

Dave DenBoer se desempeña como ingeniero de investigación en MegaDiamond, una compañía de Schlumberger y tiene su base en Provo, Utah. Cuenta con 30 años de experiencia en la industria, trabajando en el manejo de configuraciones y la ingeniería de productos. Dave obtuvo su licenciatura en ingeniería de diseño de la Universidad Brigham Young en Provo.

Mark Egan es jefe del área de geofísica para Geosolutions, que forma parte del segmento PetroTechnical Services de Schlumberger. Cuenta con casi 40 años de experiencia en técnicas de adquisición y procesamiento de datos sísmicos, trabajando en EUA, Reino Unido y Medio Oriente. Es autor de 40 artículos de conferencias y de artículos técnicos, centrados principalmente en técnicas innovadoras de generación de imágenes sísmicas para satisfacer desafíos específicos de exploración y desarrollo. Mark, residente en Houston, es miembro de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, de la SEG y de la SPE. Posee un doctorado en geofísica de la Universidad de Houston.

Nobuhisa Eguchi es gerente de operaciones científicas del Centro de Exploración Terrestre Profunda (CDEX) de la Agencia Japonesa de Ciencia y Tecnología Marina y Terrestre en Yokohama, Japón.

Está a cargo de la dirección del personal de soporte científico, lo que incluye curadores y técnicos de laboratorio, y procesos tales como los levantamientos de los sitios de perforación previos a las expediciones y los servicios de adquisición de registros (perfilaje) para las operaciones científicas a bordo de la embarcación para perforación Chikyu. Ocasionalmente, también actúa en carácter de gerente de proyectos de expediciones de la embarcación Chikyu. Antes de comenzar su carrera profesional en el CDEX, se desempeñó como coordinador de ciencias en IODP Management International Inc., la organización central de gestión administrativa del Programa Integrado de Perforación Oceánica (ahora denominado Programa Internacional de Descubrimientos Oceánicos). Nobuhisa posee un doctorado en geología marina de la Universidad de Tokio.

Craig Fleming es gerente senior de servicios de mercadeo de Smith Bits, una compañía de Schlumberger, en Houston. En los últimos siete años, se desempeñó como editor técnico y redactor de mercadeo de la compañía. Sus responsabilidades incluyen el manejo de los esfuerzos de publicación de la división para la producción de artículos a ser presentados en reuniones de la industria y a ser incluidos en publicaciones comerciales. Además, se desempeña como analista de mercadeo responsable del rastreo de las tendencias de la industria. Antes de ocupar su posición actual, fue contratado como redactor técnico en el departamento de comunicaciones de mercadeo de una compañía de servicios y como redactor de planta para IHS en Houston. Además, trabajó durante cinco años como geólogo de petróleo, generando prospectos de perforación para diversas compañías de petróleo independientes. Craig, que fue miembro activo de la SPE durante 17 años, obtuvo una licenciatura en geología de la Universidad Estatal de Oklahoma, en Stillwater.

Euan Forbes es campeón de productos de segmentos para Pathfinder, una compañía de Schlumberger, y reside en Calgary. Cuenta con más de 25 años de experiencia en la industria del petróleo, principal-mente en las áreas de prospección, MWD, LWD y telemetría pasiva. Euan obtuvo una licenciatura (con mención honorífica) en geología del petróleo de la Universidad de Aberdeen.

Robert Ford se desempeña como campeón de productos para los cortadores de rodadura ONYX 360* de Smith Bits. Comenzó su carrera petrolera en Halliburton, en el año 1990, como registrador de datos de superficie en los campos petroleros del Mar del Norte. Después de ingresar en Smith International en 1991, desempeñó diversos cargos de ingeniería y dirección enfocados en las barrenas de PDC y de conos giratorios. Robert posee una licenciatura en geología de la Universidad de Sheffield, en South Yorkshire, Inglaterra.

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Rong Li se desempeña como geofísico de área para Geosolutions, que forma parte del segmento PetroTechnical Services de Schlumberger, y reside en Beijing. Cuenta con más de diez años de experiencia de trabajo de procesamiento de datos sísmicos terrestres y marinos en áreas de las principales cuencas de China. Rong obtuvo una licenciatura y una maestría en geofísica de la Universidad de Pekín en Beijing.

Bo Liang es vicepresidente de China National Petroleum Corporation Sichuan Geophysical Company (SCGC) en Chengdu, Sichuan, República Popular de China. Está a cargo del mercado internacional de SCGC y de la estrategia de desarrollo de la compañía. Antes de asumir esta posición, en el año 1992, ocupó diversas posiciones enfocadas en proyectos geofísicos. Bo obtuvo una licenciatura en geofísica de la Universidad del Petróleo del Suroeste en Nanchong (ahora en Chengdu).

Jeff Lund es gerente del grupo de ingeniería de cortadores de PDC para MegaDiamond con base en Provo, Utah. Trabaja en la industria del petróleo y el gas desde hace más de 30 años y ha dedicado más de 20 años a los cortadores y las barrenas de perforación. Jeff, titular de numerosas patentes relacionadas con las operaciones de perforación, posee una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad de Utah, en Salt Lake City.

Heloise Bloxsom Lynn es presidente de Lynn Incorporated. Cuenta con 40 años de experiencia en la industria del petróleo y el gas. Comenzó su carrera profesional en Texaco, en Houston, y trabajó durante cuatro años para Amoco-British Petroleum en Houston, en la adquisición, procesamiento e interpretación de datos sísmicos. Heloise fue co-fundadora de Lynn Incorporated en 1984 y desde entonces sus tareas de asesoramiento se centraron en la utilización de la anisotropía azimutal para la caracterización de yacimientos naturalmente fracturados y del campo de esfuerzos horizontales locales. Fue Conferenciante Distinguida de las SEG/AAPG en el año 2004 por el tema “The Winds of Change—Anisotropic Rocks, Their Preferred Direction of Fluid Flow and Their Associated Seismic Signatures.” Heloise obtuvo una licenciatura en geología y matemática del Bowdoin College, en Brunswick, Maine, EUA, y una maestría en geofísica de exploración y un doctorado en geofísica, ambos de la Universidad de Stanford, en California, EUA.

Alberto Malinverno es científico de investigación senior en el Observatorio de la Tierra Lamont-Doherty de la Universidad de Columbia en Palisades, Nueva York, EUA, en donde trabaja desde el año 2005. Entre sus principales intereses se encuentran la metanogénesis microbiana, los hidratos de gas, el ciclo del carbono en los sedimentos de los márgenes continentales, los problemas geofísicos inversos y la evolución tectónica del Neógeno de la región del Mediterráneo. Navegó en cuatro expediciones del Programa Integrado de Perforación Oceánica, enfocándose en las mediciones geofísicas de fondo de pozo. Previamente, se desempeñó como gerente y científico de investigación en el Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger en Ridgefield, Connecticut. Antes de ingresar en Schlumberger en el año 1992, Alberto pasó tres años como científico de investigación postdoctoral y asociado en el Laboratorio

Medio Oriente y África Septentrional. Después de ocupar posiciones de campo durante seis años, se desempeñó como instructor de capacitación, campeón de productos y analista de mercadeo. Thomas obtuvo una maestría en geofísica de la Universidad de Leeds en Inglaterra.

Koji Kusaka es gerente de servicios de campos petroleros de Schlumberger para el área de Japón, Corea y Taiwán, y reside en Tokio. Después de ingresar en Schlumberger en el año 1983, trabajó siete años como ingeniero especialista en adquisición de registros con cable (perfilaje), en Libia, Italia, Taiwán y Malasia. Además, ocupó posiciones de mercadeo y dirección en Francia y Japón. Desde el año 2002 hasta el año 2005, fue destinado como asesor del proyecto de investigación de hidratos de metano de Japan Oil, Gas and Metals National Corporation. Koji posee una licenciatura en geología de la Universidad de Hiroshima en Japón y un diploma en manejo de yacimientos otorgado en forma conjunta por el Institut Francais du Petrole, Rueil-Malmaison, Francia; la Universidad Técnica de Delft, en los Países Bajos; y el Imperial College de Londres.

David H.-S. Law se desempeña como director técnico del área de petróleo pesado para Schlumberger en Edmonton, Alberta, Canadá. Antes de ingresar en Schlumberger en el año 2005, David fue co-líder del área estratégica de proyectos de drenaje gravitacional con métodos térmicos y líder del grupo de simulación de yacimientos para el Consejo de Investigación de Alberta, que ahora se denomina “Alberta Innovates.” Cuenta con más de 25 años de experiencia en desarrollo de tecnología en las áreas de recuperación de petróleo pesado–bitumen, simulación térmica de yacimientos y almacenamiento de gases de efecto invernadero. David es titular de dos patentes y autor de más de 100 publicaciones técnicas. Obtuvo una licenciatura de la Universidad Nacional de Taiwán, y una maestría y un doctorado de la Universidad de Alberta, todos en ingeniería química. David se encuentra inscripto en la Asociación de Ingenieros Profesionales y Geocientíficos de Alberta y es miembro de la SPE Canadá. Integró diversos comités de programas técnicos para seminarios, foros y conferencias de tecnología aplicada de petróleo pesado de la SPE, conferencias de Canadian International Petroleum y Congresos Mundiales de Petróleo Pesado. Fue Conferenciante Distinguido de la SPE para el período 2010/2011.

Xue Lei se desempeña como geofísico senior para Geosolutions, que forma parte del segmento PetroTechnical Services de Schlumberger, y como líder técnico para geología e interpretación sísmica, y para inversiones en Beijing. Antes de ingresar en Schlumberger en el año 2007, Xue trabajó durante 17 años como geofísico en China National Petroleum Corporation (CNPC) Sichuan Geophysical Company (SCGC). Cuenta con más de 24 años de experiencia, que incluyen 80 proyectos enfocados en la adquisición y el procesamiento de datos sísmicos, y en la inversión e interpretación de datos sísmicos. Fue director de procesamiento e interpretación de datos y luego geofísico senior para CNPC SCGC. Xue, que es autor o coautor de 14 publicaciones, posee una licenciatura en geofísica de la Universidad del Petróleo de China, en Beijing, y una maestría en geofísica con ingeniería geológica de la Universidad de Tecnología de Chengdu, en la República Popular de China.

Michael A. Freeman se desempeña como asesor científico del segmento de Química de Fluidos de Perforación de M-I SWACO, una compañía de Schlumberger, en Houston; ocupa esa posición desde el año 2007. Ingresó en M-I Drilling Fluids en 1993 como investigador químico de fluidos y desde entonces dirigió numerosos esfuerzos de Investigación y Desarrollo relacionados con la tecnología de las salmueras, los inhibidores de corrosión y otros productos de fluidos de perforación y salmueras densas especiales. En SWACO, trabajó como líder de equipo a cargo de la química del manejo de residuos. Estableció el laboratorio de fluidos de terminación de pozos de M-I SWACO y se desempeñó como asesor técnico senior de M-I SWACO desde 2003 hasta 2008. Mike comenzó su carrera profesional en la industria del petróleo en el año 1980 como investigador químico en Exxon R&D Laboratories, en Baton Rouge, Luisiana, EUA. Obtuvo una licenciatura en química del Wabash College, en Crawfordsville, Indiana, EUA, y un doctorado en química analítica de la Universidad de Carolina del Norte en Chapel Hill, EUA.

Masafumi Fukuhara se desempeña como gerente de física y asesor científico en el Centro Kabushiki Kaisha (SKK) de Schlumberger en Sagamahira, Japón. Comenzó su carrera profesional en Schlumberger en el año 1984 en el SKK para trabajar en un proceso de fabricación de sensores de presión; un año más tarde, se trasladó al Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger en Ridgefield, Connecticut, EUA, en donde pasó los tres años siguientes como físico experimental, trabajando en métodos de resonancia magnética nuclear. Regresó al SKK en 1988 y ocupó diversas posiciones, incluidas la de gerente del programa de Investigación y Desarrollo de hidratos de metano y gerente de proyecto para las herramientas de adquisición de registros acústicos. Desde 2009 hasta 2012, se desempeñó como gerente de programas para la generación de imágenes acústicas y sísmica de pozo en el Centro de Investigaciones de Schlumberger en Moscú antes de regresar en SKK. Masafumi integró el panel de desarrollo de ingeniería de la estructura de asesoría de ciencias del Programa Integrado de Perforación Oceánica (IODP) y el grupo de estudio de ingeniería de IODP Management International, Inc. Obtuvo una maestría en física de la Universidad Metropolitana de Tokio y un postgrado en física de la Universidad de Tokio.

Gary García trabaja en mercadeo y es instructor de Nuevas Tecnologías para Smith Bits en Houston. Previamente, fue campeón de productos y gerente de proyectos para el elemento de diamante cónico central Stinger*. Gary cuenta con más de 30 años de experiencia en la industria; ingresó en Smith Bits en 1991, para comenzar a trabajar en el área de ingeniería de diseño. Además, Gary fue director de capacitación para el desarrollo de la carrera profesional para Smith Bits y ocupó posiciones relacionadas con la ingeniería de manufactura, la ingeniería de diseño y las ventas. Obtuvo una licenciatura en tecnología de la Universidad de Houston.

Thomas Heesom es gerente de ventas y mercadeo para la organización de ventas del sistema UniQ de WesternGeco en Dubai. Ocupa posiciones relacionadas con la industria de los levantamientos sísmicos terrestres desde el año 2000, en que ingresó en WesternGeco como geofísico de campo para trabajar con las brigadas de campo de sísmica terrestre en

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sistemas de registro nodales y con cable. Después de ocupar la posición de supervisor de brigada en Australia, integró el equipo de diseño de levantamientos de la región de Asia con base tanto en Perth como en Kuala Lumpur. En el año 2003, fue trasladado a Dubai como geofísico de división y geofísico de área para el grupo de adquisición de sísmica terrestre y TZ de WesternGeco. Peter, que es director de carreras técnicas Eureka de Schlumberger, posee una maestría en geofísica aplicada de la facultad de ingeniería minera de la Universidad de Delft, en los Países Bajos.

Allen White es campeón de productos para las estructuras de corte innovadoras de Smith Bits en Houston. A lo largo de sus nueve años en la industria, también se desempeñó como campeón de productos para los cortadores de PDC, como gerente de ingeniería para ingeniería de diseño y como ingeniero en diseño. Allen obtuvo una licenciatura y una maestría en ingeniería mecánica de la Universidad Técnica de Texas, en Lubbock, EUA.

Glenn Woiceshyn es vicepresidente de ingeniería de Absolute Completion Technologies (ACT) en Calgary, en donde se especializa en el diseño de terminaciones para el control de la producción de arena y el control del flujo. Cuenta con más de 23 años de experiencia en la industria petrolera, en ingeniería, principalmente en cuanto a producción, terminaciones de pozos, e investigación y desarrollo. Ha diseñado terminaciones ICD y terminaciones para el control de la producción de arena en localizaciones de todo el mundo, tanto para pozos convencionales como para pozos térmicos. Antes de ingresar en ACT en el año 2007, se desempeñó como asesor para una diversidad de compañías internacionales, fundamentalmente en Adams Pearson Associates. Glenn obtuvo una licenciatura en ciencias de la ingeniería, con opción a ingeniería nuclear, de la Universidad de Toronto, en Ontario, y una maestría en ingeniería mecánica de la Universidad de Calgary.

Fusen Xiao es subgerente del Instituto de Investigación de PetroChina Southwest Oil and Gas Company en Chengdu, Sichuan, República Popular de China. Trabajó en el instituto durante 30 años y está a cargo de la dirección de las actividades de investigación geofísica. Antes de esta posición, trabajó para Sichuan Geophysical Company en una diversidad de proyectos geofísicos. Fusen obtuvo una licenciatura en geofísica de la Universidad del Petróleo del Suroeste, en Chengdu, y un doctorado de la Universidad de Tecnología de Chengdu.

K.C. Yeung es director de Desarrollo de Tecnología e Innovación en Brion Energy, en Calgary, donde evalúa y facilita las nuevas tecnologías relacionadas con las arenas petrolíferas y otros desarrollos. Ingresó en Brion Energy en el año 2012 como director de tecnología para arenas petrolíferas. Antes de su posición actual, ocupó posiciones de dirección y supervisión en Husky Energy y Suncor Energy. Comenzó su carrera profesional en la industria del petróleo en el año 1977 como ingeniero de yacimientos en Calgary, en Texaco Canadá. K.C. posee una licenciatura (con distinciones) y una maestría, ambas en ingeniería mecánica, de la Universidad de Hawái, en Honolulu, EUA.

Malcolm Taylor es gerente de desarrollo de negocios de Novatek en Provo, Utah. Su principal responsabilidad es el manejo de un portafolio de proyectos de servicios de campos petroleros; además, posee la responsabilidad global por la estrategia técnica y de manufactura para las barrenas de perforación y para una línea de productos de barrenas de PDC, incluida la manufactura de los cortadores de PDC. Antes de ocupar su posición actual, Malcolm fue vicepresidente de manufactura para ReedHycalog. Además, trabajó en mercadeo y desarrollo de productos para Schlumberger. Centró la mayor parte de su carrera profesional de 30 años en las barrenas de perforación, aunque también trabajó en otros componentes del equipo de perforación y en motores para vehículos. Es titular de varias patentes y miembro del Instituto de Ingenieros Mecánicos e Ingeniero Colegiado. Se graduó en la Universidad de Cambridge.

Harold Tobin es profesor de geociencias en la Universidad de Wisconsin (UW)–Madison, EUA, y se especializa en las propiedades físicas y la geología de las zonas de fallas. Veterano de numerosas expediciones de perforación oceánica con fines científicos, llevó a cabo actividades de investigación enfocadas en los bordes de placas tectónicas de las áreas marinas de Japón, Costa Rica, la costa noroeste del Pacífico de EUA, la costa del Pacífico de Canadá y el Caribe, y en tierra firme, en California y Nueva Zelanda. Se desempeña como científico principal del proyecto NanTroSEIZE para el Programa Internacional de Descubrimientos Oceánicos y opera el Centro de Visualización de Geociencias de Halliburton en UW–Madison, en donde su grupo de investigación analiza la generación de imágenes de reflexión sísmica 3D, los registros de pozos y los datos petrofísicos de núcleos. Obtuvo una licenciatura en geología y geofísica de la Universidad de Yale, en New Haven, Connecticut, y un doctorado de la Universidad de California, en Santa Cruz. Una vez terminados sus estudios, Harold se desempeñó como investigador postdoctoral en el programa de Geofísica de Pozo y de las Rocas de la Universidad de Stanford, en California, y luego ocupó durante ocho años una posición en el cuerpo docente del Instituto de Tecnología y Minería de Nuevo México, en Socorro, antes de integrar el cuerpo docente de UW–Madison.

Peter van Baaren es gerente de geofísica para las ventas del sistema UniQ en WesternGeco con base en Sneek, en los Países Bajos. Pasó a formar parte del grupo en el año 2013. Está a cargo del soporte geofísico para la organización de ventas del sistema UniQ; dicho soporte incluye el diseño de los levantamientos, el control de calidad en el campo y el procesamiento de datos específicos para el sistema UniQ. Peter, que cuenta con más de 25 años de experiencia en la industria, comenzó su carrera profesional cuando ingresó en Delft Geophysical, posteriormente adquirida por Schlumberger. Después de cinco años en el campo, trabajando con diversas brigadas de sísmica terrestre y de zonas de transición (TZ) en Europa, América del Norte y América del Sur, trabajó como geofísico de operaciones con el equipo TZ de WesternGeco, en ese entonces Geco-Prakla, involucrado principalmente en el diseño de levantamientos y licitaciones para

de la Tierra Lamont-Doherty. Su licenciatura en ciencias geológicas la obtuvo de la Universita degli Studi di Milano, en Italia; la maestría y el doctorado, también en ciencias geológicas, los obtuvo de la Universidad de Columbia en Nueva York.

Kyaw Moe es director adjunto del Centro de Investigación y Desarrollo para la Ciencia de Perforación Oceánica de la Agencia Japonesa de Ciencia y Tecnología Marina y Terrestre (JAMSTEC) con base en Yokohama, Japón, donde dirige las actividades de investigación enfocadas en operaciones de perforación de pozos ultra profundos utilizando la embarcación para perforación Chikyu de la agencia JAMSTEC en asociación con la industria. Ha supervisado diversos servicios científicos en el Centro de Exploración Terrestre Profunda (CDEX) desde que la embarcación Chikyu inició las operaciones en el año 2005. Previamente, trabajó como científico del personal especialista en adquisición de registros y como gerente de proyectos de expediciones para nueve expediciones con y sin utilización de tubo ascendente a bordo de la embarcación para investigación Joides Resolution y la embarcación Chikyu. Su investigación se centra en la integración de datos y ha estado involucrado en el experimento de la zona sismogénica de la Fosa de Nankai (NanTroSEIZE), el proyecto de Sismogénesis de Costa Rica (CRISP) y el proyecto de Perforación Rápida de la Fosa de Japón (JFAST) en todas las etapas, desde el levantamiento del sitio previo a la expedición hasta la adquisición de datos durante las expediciones y los análisis de datos posteriores a la expedición. Antes de sus estudios para el postgrado, en el Instituto de Investigación Oceánica de la Universidad de Tokio, Moe fue profesor de la Universidad de Yangon, en Myanmar, y trabajó en adquisición de registros de lodo en exploraciones marinas del Sureste Asiático.

Anastasia Poole se desempeña como geofísico de planta para WesternGeco con base en Gatwick, Inglaterra. Anastasia cuenta con 10 años de experiencia en métodos de adquisición y procesamiento de datos sísmicos terrestres y ha trabajado en Egipto, Emiratos Árabes Unidos, Omán, Yemen y Australia. En su posición actual, está a cargo de las pruebas de nuevos algoritmos y flujos de trabajo de manejo de datos y caracterización de yacimientos, específicamente para el sistema sísmico terrestre UniQ. Anastasia obtuvo una licenciatura y una maestría en geología de la Universidad Estatal Lomonosov de Moscú, en Rusia.

Terry Stone es asesor de Schlumberger con base en el Centro de Tecnología de Abingdon, Inglaterra, en donde desarrolla los simuladores ECLIPSE* e INTERSECT*. Antes de ingresar en Schlumberger en el año 1995, Terry trabajó como líder de un grupo de modelado matemático para el Consejo de Investigación de Alberta, Canadá, como ingeniero de investigación senior para Mobil Research and Development Corporation y como gerente de productos independientes de E&P para Scientific Software-Intercomp e Intera. Obtuvo una licenciatura en matemática de la Universidad de Windsor, en Ontario, Canadá, y una maestría y un doctorado en ingeniería nuclear de la Universidad McMaster, en Hamilton, Ontario. Se utiliza un asterisco (*) para denotar marcas de Schlumberger.

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Oilfield Review

Próximamente en Oilfield Review

Soluciones a problemas de pérdida de circulación. Desde los primeros días de la industria del petróleo, la pérdida de circulación ha presentado desafíos para los operadores. Hoy, a medida que las operaciones de perforación se vuelven cada vez más desafiantes y los operadores perforan pozos cada vez más profundos y en yacimientos agotados, la complejidad de las situaciones de pérdida de circulación se incrementa. El conocimiento y la comprensión de dichos yacimientos son clave para la identificación del tipo y la causa de estos problemas. La adquisición activa de esta información facilita la selección de las soluciones apropiadas para los incidentes de pérdida de circulación. Este artículo describe algunas soluciones para estos incidentes y algunos casos reales de su despliegue exitoso.

Incremento de la producción en Shushufindi. El campo petrolero maduro Shushufindi-Aguarico, ubicado en el noreste de Ecuador, fue descubierto en el año 1969. Este campo gigante cubre una superficie de 400 km2 [150 mi2]. A comienzos de 2012, Petroecuador, la compañía petrolera estatal de Ecuador, firmó un contrato por 15 años con Consorcio Shushufindi S.A., un consorcio dirigido por Schlumberger, para el manejo y el incremento de la producción, el descubrimiento de nuevas reservas y la evaluación de oportunidades de recuperación secundaria y terciaria en el campo. Este artículo describe cómo se está revitalizando la producción en el campo petrolero Shushufindi-Aguarico.

Pruebas de formación. Los resultados de las pruebas de pozos pesan considerablemente en las decisiones que deben tomar los operadores acerca del desarrollo de los activos. Mediante la utilización de soluciones de control y comunicación bidireccional en tiempo real, un nuevo sistema compacto de pruebas de formaciones está ayudando a los operadores a basar sus elecciones en datos de alta calidad, que previamente no podían obtenerse utilizando la tecnología tradicional de pruebas de formaciones.

Actualización de las operaciones de disparos. Los ingenieros del Centro de Terminaciones de Yacimientos de Schlumberger probaron cientos de cargas de disparos en condiciones simuladas de fondo de pozo y descubrieron que los resultados de las pruebas API estándar no son completamente representativos del desempeño en el fondo del pozo. Los ingenieros incorporaron estos resultados en un programa de análisis de operaciones de disparos en rocas sometidas a esfuerzos, que simula el desempeño de las cargas y la efectividad de los disparos. Las actividades de investigación en curso, enfocadas en las cargas huecas (premoldeadas), también han generado el desarrollo de cargas diseñadas para tipos de rocas específicos porque las cargas diseñadas para rocas yacimiento convencionales no exhiben el mismo rendimiento en yacimientos de lutitas y carbón.

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PUBLICACIONES DESTACADAS

El PaleoclimaMichael L. BenderPrinceton University Press41 William StreetPrinceton, Nueva Jersey 08540 EUA2013. 320 páginas. USD 80,00ISBN: 978-0-691-14554-9

El autor de esta obra, profesor de geociencias y de ciencias oceánicas y atmosféricas, describe los principales períodos de la historia de la Tierra, los controles físicos sobre el clima y la manera en que se determina el registro del clima pasado. El autor explora, asimismo, la historia del cambio climático a lo largo de millones de años y realiza una descripción del Holoceno —los últimos 10 000 años— que comprende el cambio climático generado por el Hombre en el contexto del Paleoclima.

Contenido:• El sistema climático de la Tierra• Un joven sol apenas visible• Glaciaciones precámbricas• La regulación del sistema terrestre

y de la temperatura global• Las eras de hielo del

Paleozoico tardío• Los climas estables del Mesozoico

y del Paleógeno• El máximo térmico del

Paleoceno-Eoceno• El enfriamiento a largo plazo

del Cenozoico• El origen de la glaciación del

Hemisferio Norte y de las eras de hielo del Pleistoceno

• El veloz cambio climático del último período glacial

• El Holoceno• El calentamiento global

antropogénico en el contexto del Paleoclima

• Glosario, Índice

El autor ha logrado, con admirable éxito, producir una síntesis clara, concisa, pero aun así detallada de un tema por demás relevante. El texto se complementa con una excelente selección de diagramas y visualizaciones de datos; cinco “compartimentos” con un análisis pormenorizado de cuestiones técnicas clave y más de 300 referencias a la literatura de investigación primaria. Su lectura me ha resultado sencilla, pero interesante en todo momento; me ha hecho pensar y, quizá, lo mejor de todo sea que su estilo y extensión no resultan intimidantes para el lector. Altamente recomendado.Green W: “Reviews,” The Leading Edge 33, Nº 5 (Mayo de 2014): 566.

El oxígeno: Una historia de 4 000 millones de añosDonald E. CanfieldPrinceton University Press41 William StreetPrinceton, Nueva Jersey 08540 EUA2014. 224 páginas. USD 27,95ISBN: 978-0-691-14502-0

Donald Canfield, profesor de ecología, explora la relación entre la historia del oxígeno atmosférico y la evolución de la vida y la química dinámica de la Tierra. El autor parte de áreas tales como la geología, la paleontología, la geoquímica, la bioquímica, la fisiología animal y la microbiología para explicar el motivo por el cual la Tierra oxigenada se convirtió en un lugar ideal para la vida.

Contenido: • ¿Qué hay detrás del Planeta Tierra?• La vida antes del oxígeno• La evolución de la fotosíntesis• Las cianobacterias: Las grandes

liberadoras• ¿Qué controla las concentraciones

de oxígeno atmosférico?

Volumen 26, no.2 69

• Los primeros tiempos del oxígeno atmosférico: evidencias biológicas

• Los primeros tiempos del oxígeno atmosférico: evidencias geológicas

• La Gran Oxidación• La Edad Media de la Tierra: lo que

aconteció tras el Gran Evento de Oxidación

• El oxígeno del Neoproterozoico y el surgimiento de los animales

• El oxígeno del Fanerozoico• Epílogo• Notas, Referencias, Índice

Concisa y de fácil lectura, la obra El oxígeno proporciona una plataforma de inicio ideal para aquellos interesados en conocer la historia del oxígeno en el planeta Tierra y, en general, la función y la historia de los ciclos biogeoquímicos… Las notas finales ofrecen valiosos conceptos para aquellos que deseen ahondar en ciertas cuestiones… y la detallada bibliografía abarca gran parte de la literatura primaria relevante. Realmente recomiendo la obra de Canfield a cualquiera que esté, incluso remotamente, interesado en la historia de la Tierra, dado que el oxígeno representa, de un modo singular, gran parte de lo que torna nuestro planeta en un lugar especial.Fischer WW: “Breathing Life into Oxygen,” Science 343, Nº 6173 (21 de febrero de 2014): 840.

Este es el tipo de obra científica que todos deberíamos leer con más frecuencia... Se adentra en la ambigüedad de un mundo en el que la evidencia es imperfecta, en el que el conocimiento evoluciona y en el que los errores en la interpretación de datos son posibles.Scheffler I: “Perfectly Natural: Science and Sustainability,” Los Angeles Review of Books(22 de febrero de 2014), https://lareviewofbooks.org/review/sustainable-planet (se accedió el 12 de marzo de 2014).

… sus excelentes descripciones del proceso científico muestran la manera en que hipótesis rivales, y los científicos que las postulan, compiten por la supremacía. Canfield también ofrece una perspectiva filosófica: la comprensión científica permite un auténtico conocimiento acabado de la estructura del mundo natural…“Book Review,” Publishers Weekly (14 de octubre de 2013), http://publishersweekly.com/978-0-691-14502-0 (se accedió el 12 de marzo de 2014).

Abundancia radical: Cómo una revolución en la nanotecnología cambiará a la civilizaciónK. Eric DrexlerPublic Affairs, miembro de The Perseus Books Group250 West 57th Street, 15th FloorNueva York, Nueva York 10107 EUA2013. 368 páginas. USD 28,99ISBN: 978-1-610-39113-9

K. Eric Drexler —padre fundador de la nanotecnología— analiza la gran velocidad con la que el progreso científico puede modificar nuestro mundo. Dado que la nanotecnología permite una manufactura atómicamente precisa, el autor sostiene que pronto tendremos el poder de producir una cantidad radicalmente mayor de la que la gente desea y a un menor costo. Drexler sugiere, asimismo, que este cambio de paradigma alterará en forma drástica los pilares de nuestra economía y de nuestro medio ambiente.

Contenido:• Un mundo inesperado: Átomos,

bits y abundancia radical; Una temprana travesía de ideas; De las moléculas a los nanosistemas

• La revolución en contexto: Tres revoluciones y una cuarta; La apariencia y el comportamiento del mundo nanoescalar; Las maneras en que hacemos las cosas

• El análisis de la tecnología profunda: La ciencia y el atemporal paisaje de la tecnología; Las inquietudes contrapuestas de la ingeniería y la ciencia; El análisis del potencial de la tecnología

• La tecnología y la abundancia radical: La maquinaria de la abundancia radical; Los productos de la abundancia radical

• La trayectoria de la tecnología: Las actuales tecnologías de precisión atómica; Algo curioso ocurrió en el camino hacia el futuro…; Cómo acelerar el avance

• Flexionando el arco del futuro: La transformación de los fundamentos sustanciales de la civilización; La gestión de un éxito catastrófico; Seguridad para un futuro no convencional; La modificación de nuestras conversaciones sobre el futuro

• Apéndice I: Los principios físicos de nivel molecular de precisión atómica

• Apéndice II: El camino gradual hacia la manufactura de precisión atómica

• Notas, Índice

Los desafíos técnicos y políticos que supone el dar inicio a la manufactura de precisión atómica son significativos, pero Drexler logra, con destreza, sortear las complejidades.Kiser B: “Books in Brief,” Nature 497, Nº 7449 (16 de mayo de 2013): 315.

Como manual básico de introducción a la ciencia e ingeniería que subyace la manufactura de precisión atómica y la “nanociencia,” Drexler ofrece un modo atractivo de ingresar en esta conversación. “Book Review,” Publishers Weekly (8 de julio de 2013), http://www.publishersweekly.com/978-1-61039-113-9 (se accedió el 28 de febrero de 2014).

En la frontera de la ciencia: Una retórica estadounidense sobre exploración y explotaciónLeah CeccarelliMichigan State University PressSuite 25, Manly Miles Building1405 South Harrison RoadEast Lansing, Michigan 48823 EUA2013. 250 páginas. USD 44,95ISBN: 978-1-611-86100-6

La autora, Leah Ceccarelli, sostiene que la metáfora “la frontera de la ciencia,” constantemente utilizada por la retórica estadounidense, orienta la investigación científica en determinadas direcciones que, en ocasiones, impiden a los científicos el logro de los objetivos que se proponen concretar. Ceccarelli, que estudió la manera en que científicos y políticos se dirigen a la audiencia pública y la recepción por parte de estas audiencias, explora lo que ocurre cuando se utiliza esta metáfora, sus efectos en aquellos que hacen uso de ella y los dispositivos retóricos a los que recurren aquellos que intentan contrarrestar su atractivo.

Contenido:• Historia de la metáfora de la

frontera de la ciencia• La metáfora de la frontera en los

discursos públicos de los científicos estadounidenses

• Los peligros de la bioprospección en la frontera: la retórica de la defensa de la biodiversidad en Edward O. Wilson

• El biocolonialismo y la investigación de la genómica humana: La expedición de Francis Collins para el trazado de la frontera

• La reformulación de la frontera de la ciencia: La retórica de George W. Bush sobre las células madre

• Conclusión• Notas, Bibliografía, Índice

Ceccarelli… explora la manera en que la metáfora de la frontera (y su pariente cercana, la metáfora del pionero) se ha enraizado en la retórica científica estadounidense… Una de las lecciones más destacadas de esta obra es la posibilidad de que la metáfora de la frontera cree una cultura de la ciencia en la que la ciencia se presente como una competencia por ganar territorios en lugar de ser concebida como un esfuerzo global de colaboración… Si bien Ceccarelli limita el alcance de su investigación a las ciencias biológicas, En la frontera de la ciencia genera interrogantes de mayor relevancia.Newell CL: “The Significance of ‘Frontier’,” Science 343, Nº 6173 (21 de febrero de 2014): 841.

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Si bien su enfoque resulta más específico en ciertas partes que en otras… esta fascinante obra me ha llevado a conocer perspectivas en las que ni yo ni la mayoría de los geólogos habíamos pensado. Su lectura produce tal apertura mental que, actualmente, me encuentra pensando en ellas.Clarkson E: “Book Review,” Times Higher Education (25 de julio de 2013), http://www.timeshighereducation.co.uk/books/novel- science-fictionand-the-invention-of-nineteen-th-century-geologyby-adelene-buckland/2005868.article (Se accedió el 22 de abril de 2014).

Ciencia de novela: La ficción y la invención de la geología del siglo XIXAdelene BucklandUniversity of Chicago Press1427 East 60th StreetChicago, Illinois 60637 EUA2013. 400 páginas. USD 45,00ISBN: 978-0-226-07968-4

Esta obra se centra en el nacimiento de la ciencia geológica y su intersección con la literatura. Buckland sostiene que, en ese entonces, los científicos también eran hombres de letras y que su capacidad de describir su nueva ciencia en términos literarios ayudó al público a conocer y comenzar a comprender la historia geológica de la Tierra.

Contenido:• Historias en la ciencia: Ficciones

de un mundo pasado; La historia incompleta; La épica satírica de Lyell; Mapas y leyendas

• La ciencia en historias: El método del cataclismo de Kingsley; Las piedras susurrantes de Eliot; Dickens y la ciudad geológica

• Conclusión: Perdiendo el sentido• Apéndice: “Versos sobre Staffa”

por Charles Lyell• Notas, Bibliografía, Índice

Buckland intenta adentrarse en la mente de los británicos que estaban dando nacimiento, en sus escritos, a una geología científica y desarrllando, simultáneamente, un gran género literario: la novela del siglo XIX. Lo logra con contundente éxito… La obra de Buckland es la historia de la manera en que (novelistas y geólogos) colaboraron los unos con los otros para revivir el pasado en sus escritos… Buckland los llevará a recorrer bibliotecas de segunda mano en busca de obras olvidadas. Nield T: “Written in Stone,” Nature 496, Nº 7446 (25 de abril de 2013): 428–429.

• Clasificación de los fósiles y de su lugar en el entramado de la vida

• Las bacterias• Los artrópodos

(Phylum Arthropoda)• Los moluscos (Phylum Mollusca)• Los vertebrados (Phylum

Chordata, Subphylum Vertebrata)• Peces cartilaginosos

(Superclase condrictios)• Peces con aletas radiadas

(Superclase Actinopterygii)• Abundancia y distribución

de especies de pescados• Tetrápodos

(Superclase Sarcopterygii)• Anfibios (Clase Amphibia)• Reptiles no aviares (Clase

Reptilia; Superórdenes †Paracryptodira, Cryptodira, Squamata, y Crocodylomorpha)

• Pájaros (Clase Reptilia; Superorden Aves)

• Mamíferos (Clase Mammalia)• Vegetales• Algas verdes

(Phylum Chlorophyceae)• Helechos y colas de caballo

(Phylum Filicopsida y Phylum Equisetopsida)

• Coníferas (Phylum Coniferophyta)• Plantas con flores no eudicotas

(Phylum Angiospermophyta; Subclases Magnoliids, Monocotyledons y Ceratophyliids)

• Plantas con flores eudicotas (Phylum Angiospermophyta; Subclase Tricolpates)

• Icnofósiles• Lectura de las páginas de

la historia en profundidad• Observaciones finales• Epílogo• Apéndice A: Clave para las

principales localidades del FBM• Apéndice B: Lista abreviada de

las especies de peces del FBM• Apéndice C: Lista abreviada de

las especies de aves del FBM• Apéndice D: Fósiles del FBM que

han sido mejorados, restaurados, encastrados o falsificados

• Apéndice E: Utilización de esta obra y comentarios sobre la Comunicación 63

• Apéndice F: Fuentes de filogénesis utilizadas en este libro

El mundo perdido de la formación Fossil Lake es un compendio con espléndidas ilustraciones de estos fósiles que datan de c.52 millones de años atrás, escrito con elegancia y autoridad. . . El entusiasmo de Grande se trasluce, al igual que su deseo de comunicar su gran pasión por los fósiles en general y por este lago de edad Eoceno en particular. En su obra, deja clara su intención de inspirar a varias generaciones de estudiantes en el estudio de la paleontología, objetivo que ha logrado con éxito..Clarkson E: “Book Review,” Times Higher Education (16 de mayo de 2013), http://www.timeshighereducation.co.uk/books/the-lost-world-of-fossillake-snapshots-from-deep-time-by-lancegrande/2003788.article (Se accedió el 22 de abril de 2014).

… una guía profunda y exuberante que nos transporta a la fauna fosilizada del área… Bellamente ilustrada en colores, incluye una guía práctica y un atlas. “Books in Brief,” Nature 498, no. 7455 (27 de junio de 2013): 431.

El mundo perdido de la formación Fossil Lake: Imágenes de tiempos remotosLance GrandeUniversity of Chicago Press1427 East 60th StreetChicago, Illinois 60637 EUA2013. 432 páginas. USD 45,00ISBN: 978-0-222-692296-6

La flora y la fauna del Eoceno temprano se encuentran bien preservadas en los registros fósiles de un lago que tuvo una existencia de alrededor de dos millones de años y que ahora forma parte de las tierras secas del sudoeste de Wyoming, en EUA. El autor abarca el origen y la historia geológica de la formación, describe el trabajo de los primeros coleccionistas y explica la clasificación de los fósiles. Luego, ofrece un integral y detallado tributo a la biodiversidad de la vida que prosperó durante esa era, desde las bacterias hasta las aves y desde los peces hasta las plantas con flores.

Contenido:• En los comienzos• Fósiles del Miembro Fossil

Butte: Historia, controversias y la vida de las canteras

• Revelando el registro de vidas pasadas: Preparación de fósiles

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Para las operaciones de perforación, terminación o mantenimiento de pozos no siempre se requieren equipos de perforación o de remediación, que son íconos del campo petrolero. Cada vez con más frecuencia, la unidad de tube-ría flexible se utiliza para muchas operaciones de intervención de pozos y en ciertas aplicaciones de perforación. Por tubería flexible (TF) se entiende una sección continua de tubería de acero de pequeño diámetro y el equipo de superficie relacionado, además de las técnicas de perforación, terminación, reparación o remediación, asociadas. La tecnología de tubería flexible para uso petrolero fue desarrollada inicialmente para trabajar en pozos producto-res activos. Más recientemente, esta tecnología logró mayor aceptación entre los operadores para una gama en expansión de aplicaciones de reme-diación y perforación, y por su capacidad para reducir los costos generales. La tendencia hacia la perforación de pozos de alcance extendido favorece la TF por su capacidad para perforar pozos de alto ángulo u operar herramien-tas y equipos en esos pozos.

En el centro de cualquier operación de superficie con TF se encuentra una unidad de tubería flexible (CTU), cuyo rasgo más prominente es un carrete en el cual se enrosca una sección continua de tubería de acero flexible. Para desplegar la tubería en el fondo del pozo, el operador de TF la desen-rolla del carrete y la hace pasar a través de un tubo con forma de cuello de ganso, que dirige la TF hacia abajo en dirección hacia el cabezal del inyector, donde se endereza justo antes de ingresar en el pozo. Al final de la operación, la tubería flexible se extrae del pozo y se vuelve a enrollar en el carrete. En el núcleo del carrete de almacenamiento, una unión giratoria de alta presión posibilita el bombeo de los fluidos de tratamiento a través de la tubería mien-tras el carrete gira para enrollar y desenrollar la tubería.

Desde la cabina de control de la CTU, el operador de TF controla el cabezal del inyector, accionado hidráulicamente, para regular el movi-miento y la profundidad de la sarta de TF. Un arreglo de limpiadores de tubería, colocado por debajo del cabezal del inyector, proporciona un sello dinámico alrededor de la sarta de producción, que es clave para bajar y extraer la TF de los pozos activos. Un arreglo de preventores de reventón (BOP), colocado entre los limpiadores y el cabezal del pozo, provee las fun-ciones de control de presión secundarias y de emergencia. Todo el proceso es monitoreado y coordinado desde la cabina de control de la CTU.

La TF normalmente posee un diámetro de 0,75 a 4,5 pulgadas, si bien el diámetro más común es de 2 pulgadas, y su longitud puede oscilar entre 600 y 9 000 m [2 000 y más de 30 000 pies]. La tubería conforma una sección con-tinua, lo que permite obviar la conexión o desconexión entre las uniones. Y esto posibilita la circulación continua durante los viajes de entrada y salida del pozo.

Una amplia gama de aplicacionesLa tecnología de tubería flexible se utiliza con frecuencia para desplegar herramientas y materiales a través de la tubería de producción o la tubería de revestimiento durante la ejecución de operaciones de remediación en los pozos productores. La tubería flexible satisface tres requisitos clave de las operaciones de fondo de pozo en pozos activos: proporciona un sello dinámico entre la presión de formación y la superficie, un conducto continuo para la transmisión del fluido y un método para introducir y recuperar este conducto en un pozo presurizado.

La resistencia y rigidez de la tubería flexible, combinadas con su capacidad para hacer circular los fluidos de tratamiento, ofrecen ventajas claras respecto de las técnicas con cable en las operaciones de remediación. Además de las operaciones de perforación y terminación de pozos, las compañías de petróleo y gas están utilizando TF para ayudar a recuperar equipos perdidos y para operar las herramientas de adquisición de registros (perfilaje). También se ha utilizado tubería flexible para introducir o extraer equipos en pozos alta-mente desviados u horizontales a través de restricciones o para empujar obstrucciones presentes más allá de una zona de interés. El perfilaje de pozos se lleva a cabo habitualmente con herramientas que almacenan datos en su memoria; sin embargo, algunas operaciones de perfilaje utilizan un cable opcional para proporcionar la energía en la superficie y las lecturas cuando se bajan herramientas en el fondo del pozo con tubería flexible. Los opera-dores también emplean tubería flexible para bajar y colocar tapones puente y empacadores mecánicos, hidráulicos o inflables, en aplicaciones de aisla-miento por zonas.

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DEFINICIÓN DE TUBERÍA FLEXIBLE

Carretes de grandes dimensiones en la localización del pozo

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2014: 26, no. 2.

Copyright © 2014 Schlumberger.

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Rich Christie, Sugar Land, Texas, EUA.

Matt VarhaugEditor senior

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DEFINICIÓN DE TUBERÍA FLEXIBLE

Una de las aplicaciones más comunes de la TF es la limpieza y la remo-ción de los materiales de relleno que restringen el flujo a través de la tubería de producción o la tubería de revestimiento (derecha). El material de relleno puede impedir la producción mediante la obstrucción del flujo de petróleo o gas. Además, puede impedir la apertura o el cierre de los dispositivos de control de fondo de pozo, tales como las camisas y las válvulas. Las fuentes comunes de relleno son la arena o el material fino producido desde el yacimiento, los materiales apuntalantes utilizados durante las operaciones de fracturamiento hidráulico, los escombros provenientes de las operaciones de remediación y los depósitos de incrustaciones orgánicas. Normalmente, la remoción del material de relleno consiste en hacer circular un fluido de limpieza, tal como agua o salmuera, a través de una boquilla de chorro bajada en el extremo de la TF. Los fluidos de circulación transportan los residuos de regreso a la superficie a través del espacio anular existente entre la sarta de TF y la tube-ría de terminación.

La tecnología de TF también se extiende a las operaciones de disparos: la perforación de orificios a través de la tubería de revestimiento para iniciar la producción de un pozo. En muchos casos, las pistolas o cañones de dispa-ros se bajan en los pozos con cable. No obstante, dado que las herramientas operadas con cable dependen de la fuerza de gravedad para alcanzar la zona objetivo, este método puede no resultar posible para alcanzar la profundidad del objetivo en pozos horizontales o altamente desviados. Una alternativa consiste en bajar las pistolas en los pozos, conectadas al extremo de la TF, lo que se traduce en sartas de pistolas sustancialmente más largas y despliegues en pozos con mayor ángulo de desviación que los que son posibles con cable. Estas operaciones pueden ser ejecutadas incluso con la tubería en su lugar.

La capacidad para hacer circular o inyectar fluidos hace que la TF resulte especialmente adecuada para el inicio de la producción de un pozo. Cuando los fluidos de perforación o remediación ejercen presiones hidrostáticas que exceden la presión de formación, se impide que los fluidos de yacimiento ingresen en el pozo. El bombeo de gas nitrógeno a través de la sarta de TF y hacia el interior de la columna de fluido constituye un método común de inicio de la producción del pozo mediante la reducción de la presión hidros-tática dentro del mismo. La sarta de TF se baja hasta la profundidad del objetivo y se bombea nitrógeno a través de la sarta para reducir la densidad de la columna hidrostática. Una vez que la presión hidrostática de la columna de fluido cae por debajo de la presión de yacimiento, el pozo puede comen-zar a producir.

Los operadores e menudo utilizan la tubería flexible como conducto para el emplazamiento preciso del cemento en el fondo del pozo. El cemento se utiliza para sellar los disparos o las fugas existentes en la tubería de revestimiento, para el aislamiento zonal primario o secundario, y para colocar tapones de cemento en las operaciones de arranque o de abandono de pozo. La técnica de inyección forzada de cemento permite que el operador tapone las fugas de la tubería de revestimiento o los disparos existentes mediante el bombeo a presión de una lechada de cemento en el interior de estas aberturas. El cemento rellena las aberturas existentes entre la formación y la tubería de revestimiento, for-mando un sello. La colocación de un tapón de cemento implica hacer circular la

lechada de cemento para colocarla en su posición utilizando TF, y luego extraer la sarta de TF hasta un punto situado por encima del tope del cemento. Si es necesario, se aplica una leve presión de inyección forzada para desplazar con una lechada de cola cualquier resto de cemento que quede en la tubería. Luego la TF se extrae del pozo.

Los programas de tratamiento a menudo utilizan TF para transportar los fluidos de estimulación que incrementan la producción mediante la restitu-ción o el mejoramiento de la permeabilidad de un yacimiento. En un trata-miento matricial, los fluidos son bombeados en un yacimiento a una presión mayor que la presión de yacimiento pero inferior al umbral de fracturamiento de la formación. Esta técnica empuja los fluidos a través de los espacios poro-sos de la formación sin iniciar una fractura. Una operación similar, la acidifi-cación de fracturas, bombea los fluidos a una presión que inicia las fracturas de manera intencional.

> Remoción mecánica de incrustaciones. Para eliminar la acumulación de incrustaciones de un pozo productor, se puede utilizar una herramienta de chorro. Este tipo de herramienta consta de un cabezal rotativo con boquillas opuestas, desplazadas tangencialmente, y un anillo de taladrado. La acción de erosión por chorro de las boquillas remueve las incrustaciones de las paredes de los tubulares, mientras que el anillo de taladrado permite que la herramienta avance sólo después de limpiar el diámetro interno del tubular. Para remover las incrustaciones blandas se bombean fluidos no abrasivos a través de las boquillas y para remover incrustaciones duras se utilizan perlas abrasivas. Cuando los tubulares se obstruyen completamente, se utilizan herramientas de limpieza por chorro abrasivo junto con un cabezal de fresado motorizado.

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Pared de la tubería

IncrustacionesBoquillade chorroCabezal

rotativo

Anillo de taladrado

Flujo de fluido

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Pared de la tubería

IncrustacionesBoquillade chorroCabezal

rotativo

Anillo de taladrado

Flujo de fluido

Volumen 26, no.2

La TF facilita la instalación de la tubería de producción y el equipo de termi-nación de pozos asociado. En ciertos pozos, una sarta o sección de TF puede permanecer en el pozo como parte permanente de la terminación. Las termina-ciones con TF a menudo constituyen un método de bajo costo para prolongar la vida productiva de los pozos antiguos. Las instalaciones típicas incluyen sartas de velocidad, remiendos de la tubería de producción y tratamientos de empaque de grava efectuados a través de la tubería de producción (GP).

Por ejemplo, en ciertos pozos, los operadores optan por instalar la TF en forma permanente como sarta de velocidad dentro de la tubería de produc-ción existente. En esta aplicación, la TF reduce la sección transversal del flujo de la tubería de producción, proveyendo una velocidad de flujo más alta para una tasa de producción dada, y permite que los fluidos sean removidos del pozo en forma más eficiente.

La TF puede servir como medio de transporte y como medio para remen-dar los tubulares de producción. Se puede efectuar un remiendo con TF en una terminación a fin de proveer protección frente al daño mecánico o la ero-sión de la tubería, para aislar una camisa de deslizamiento en forma perma-nente, o para aislar los disparos. Los empacadores colocados en la parte superior y en la parte inferior del remiendo lo mantienen en su posición y proveen el sello entre la terminación existente y la sarta de TF.

La TF también se utiliza en los programas de terminación de pozos para transportar las herramientas, los fluidos y los materiales de fondo de pozo. Con frecuencia, los pozos perforados a través de arenas no consolidadas requie-ren el filtro de tela metálica de un GP para prevenir la producción de arena. Las instalaciones GP comunes involucran un procedimiento de lavado. Primero, se baja la sarta de TF hasta la profundidad del GP. Luego, se bombea grava a través de la TF. Posteriormente, la sarta de TF se extrae y se lleva a la superficie, y se conecta un arreglo de filtro GP. A medida que el filtro cilín-drico se baja hasta alcanzar el tope de la grava, se bombea fluido a través de la TF para agitar la grava y permitir que el filtro se posicione en su lugar de manera transversal a los disparos (arriba, a la derecha). Luego, la sarta de TF se recupera y se lleva a la superficie. El GP mantiene la arena en su lugar, permitiendo que los fluidos de formación fluyan a través de la misma. En caso de que la producción de arena comenzara en una etapa posterior de la vida productiva de un pozo sin GP, la TF ofrece una alternativa para instalar una terminación GP a través de la tubería de producción, en la que los filtros GP se instalan a través de la tubería de producción existente sin remover el arre-glo (o aparejo) de terminación original.

La tecnología de TF se ha expandido para incluir operaciones de perfora-ción y otras actividades asociadas en agujero descubierto. La perforación con tubería flexible (CTD) admite una diversidad de aplicaciones, incluidos pozos direccionales y no direccionales. La CTD se lleva a cabo con un motor de fondo y, en comparación con las aplicaciones de perforación convencio-nales, utiliza velocidades más altas de la barrena de perforación y menos peso sobre la barrena. En los pozos direccionales, se requiere un arreglo

direccional para dirigir la trayectoria del pozo. La CTD se utiliza tanto en aplicaciones de perforación en condiciones de sobrebalance como en condi-ciones de bajo balance.

Ventajas significativasLas técnicas y equipos de TF presentan diversas ventajas con respecto a los utilizados en las operaciones convencionales de perforación y remediación. Entre estas ventajas se encuentran la rapidez de la movilización y el mon-taje, la necesidad de menos personal, la huella ambiental más pequeña y las reducciones del tiempo asociado con la manipulación de la tubería durante los viajes de entrada y salida del pozo. Estas capacidades son particularmente importantes en los pozos profundos o de alto ángulo. La tubería flexible puede ayudar al operador a evitar el riesgo de daño de formación inherente al ahogo de un pozo (matar un pozo) ya que permite la circulación continua durante las operaciones de intervención. Estas ventajas generan ahorros de costos significativos con respecto a las técnicas de perforación o remedia-ción convencionales.

> Limpieza de un empaque de grava. Cuando el filtro del empaque de grava se baja hacia el tope de la grava, las bombas de superficie se activan. La velocidad de bombeo es suficiente para fluidificar la grava sin hacer que circule nuevamente hacia el interior de la tubería de producción. Mientras las bombas se encuentran activas, la TF se baja lentamente hacia la grava hasta que el filtro alcanza su profundidad de colocación. A través de la sarta de TF se bombea una esfera para liberar el filtro y luego la sarta de TF se extrae y se lleva nuevamente a la superficie.

Filtro (cedazo)

Grava

Tubería flexibleFlujo de fluido

Flujo de fluido

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