SCHLUMBERGER OILFIELD REVIEW

WIN

TER 1999/2000VOLUM

E 11 NUM

BER 4

Primavera de 2000

Desarrollo de campos submarinos

Monitoreo permanente con instalaciones de fondo

Manejo y entrega de datos

Oilfield Review

Para garantizar el éxito de las operaciones, las compañías operadoras

y contratistas se enfrentan a nuevos desafíos en el desarrollo de los

campos petroleros situados en áreas de aguas profundas. Estos

desafíos comprenden temas relativos a la seguridad, al medio

ambiente, al diseño conceptual, a los costos, a la producibilidad de

los pozos y a la confiabilidad del equipamiento. Hoy en día, para que

los proyectos resulten viables desde el punto de vista económico, las

completaciones en aguas profundas deben optimizar al máximo la

recuperación final de los yacimientos. Los yacimientos descubiertos

recientemente tienen capacidad para producir con altas tasas de flujo,

por lo cual, el diseño de los pozos debe ser conforme a ello. Debido a

los altos costos y a la dificultad para acceder a los pozos en aguas

profundas, la industria petrolera debe confiar plenamente en las

nuevas tecnologías para optimizar las erogaciones de capital

realizadas en los proyectos.

El diseño de las completaciones y la confiabilidad de los equipos

resultan fundamentales para el éxito de un proyecto. Si bien las nuevas

tecnologías son esenciales, existen riesgos en el uso de dispositivos que

no han sido sometidos a pruebas rigurosas para comprobar su grado de

confiabilidad. A lo largo de la vida de un pozo, estos problemas implican

la necesidad de efectuar operaciones de re-entrada y reacondiciona-

mientos, las cuales se deben minimizar para que el proyecto resulte

viable. Los problemas pueden provocar daños en la formación, pérdidas

de reservas y riesgos relacionados con la seguridad y el medio

ambiente.

Habitualmente, las completaciones en aguas profundas se carac-

terizan como pozos submarinos con árboles de válvulas secos o con

árboles de válvulas húmedos. El concepto de árbol seco incluye las

completaciones para estructuras fijas, para plataformas flotantes

sostenidas en el lugar por cables tensionados (TLPs, por sus siglas en

Inglés) y para cilindros verticales flotantes, conocidos como unidades

"spar." Estas completaciones son similares a las realizadas para plata-

formas convencionales y su diseño es tal que permiten el acceso de un

cable de acero durante la vida productiva del pozo. Las completaciones

con árboles de válvulas secos en aguas profundas están diseñadas con

vistas a una tasa de producción elevada.

Las completaciones submarinas con árboles de válvulas húmedos

son, por lo general, más complejas que las completaciones para

plataformas convencionales y, normalmente, incluyen elementos para

la inhibición de hidratos, el monitoreo de la presión y la temperatura,

además de los nuevos dispositivos "inteligentes" para controlar el flujo

en una completación de múltiples zonas. En el diseño de este tipo de

completaciones, por lo general, no se contempla el acceso de

herramientas operadas a cable.

En el caso de los pozos en los que no resulta factible el perfilaje

operado por cable, se recurre a la instalación permanente en el fondo

del pozo de sondas para medir la presión, la temperatura y monitorear

el flujo. Esto les permite a los productores anticipar o advertir los

problemas. Si bien las completaciones inteligentes pueden propor-

cionar beneficios económicos además de la capacidad de controlar

diferentes capas en producción, hoy presentan un riesgo desconocido

asociado con la confiabilidad de los equipos.

Manejo de los riesgos y desafíos propios de las aguas profundas

Las intervenciones oportunas o los ajustes en los equipos de com-

pletación, tales como los dispositivos para el control del flujo, permiten

mejorar el drenaje del yacimiento y la recuperación final del mismo.

La confiabilidad de los equipos de monitoreo permanente ha mejorado

en forma sostenida en los últimos diez años, por lo cual la tecnología se

vuelve más atractiva para las aplicaciones en aguas profundas y submari-

nas, en las que la confiabilidad tiene una importancia capital.

Por otra parte, a partir de su preocupación por el medio ambiente, la

industria petrolera busca controlar la emisión de gases y la polución

durante las operaciones de limpieza del pozo. Con el objeto de asegurar

la producibilidad, las completaciones submarinas son sometidas a un

período de flujo durante el cual se utilizan equipos portátiles. Esta prueba

de flujo les permite a los ingenieros validar la completación. El control de

emisiones durante la prueba de flujo constituye un motivo de preocu-

pación para la industria petrolera; en la mayoría de los países productores

de petróleo, tanto la combustión de líquidos o gases como el venteo de gas

están controlados por entes reguladores. Los operadores y los contratistas

trabajan en forma conjunta en la búsqueda de nuevas tecnologías y pro-

cedimientos que les permitan aliviar estas preocupaciones.

El abandono de un campo situado en aguas profundas pone en juego la

capacidad de la compañía para controlar los gastos y su responsabilidad

civil. Para abandonar completaciones del tipo de árboles secos se utilizan

técnicas convencionales, pero para la recuperación de las tuberías de pro-

ducción y el abandono de las completaciones submarinas se requieren los

mismos equipos especializados que se utilizan para la instalación inicial,

lo que representa costos muy elevados. Es necesario entonces desarrollar

nuevas tecnologías y técnicas que les permitan a las compañías petroleras

reducir costos y riesgos en las operaciones de abandono de campos

situados en áreas de aguas profundas.

En los últimos cinco años, se han producido importantes cambios en

la tecnología, el diseño conceptual y la complejidad de las operaciones

en aguas profundas. Para mantener el constante crecimiento de estas

operaciones, la industria petrolera se verá obligada a realizar continuos

avances, para lo cual tanto los operadores como las compañías de

servicios deberán ofrecer soluciones para los nuevos desafíos técnicos

que se les presenten.

John R. Cromb IIIIngeniero senior de perforación en aguas profundasTexaco Worldwide Exploration and ProductionHouston, Texas, EE.UU.

John Cromb es ingeniero senior de perforación en aguas profundas en Texaco Global Drilling y está basado en Houston, Texas. En la actualidad tienea su cargo el diseño de completaciones para un desarrollo conceptual en zonasmarinas de Africa Occidental. John comenzó su carrera como ingeniero de yacimientos en Texaco en las oficinas de Nueva Orleans,Luisiana, EE.UU. Ha trabajado en una amplia variedad de proyectos, desdeingeniería de yacimientos en campos de aguas poco profundas, hasta el diseño y la ejecución de completaciones submarinas. Su experiencia tambiénincluye trabajos de ingeniería de producción, así como de completación, reacondicionamientos y perforación de pozos. John se graduó en ingenieríaquímica en la Universidad del Estado de Ohio en Columbus, EE.UU.

2 Oilfield Review

Soluciones submarinas

Alan ChristieAshley KishinoRosharon, Texas, EE.UU.

John CrombTexaco Worldwide Exploration and ProductionHouston, Texas

Rodney HensleyBP Amoco CorporationHouston, Texas

Ewan KentBrian McBeathHamish StewartAlain VidalAberdeen, Escocia

Leo KootShellSarawak, Malasia

Se agradece la colaboración de Robert Brown, John Kerr yKeith Sargeant, Schlumberger Reservoir Evaluation,Aberdeen, Escocia; y Michael Frugé, Andy Hill y FrankMitton, Schlumberger Reservoir Evaluation, Houston,Texas, EE.UU. EverGreen, E-Z Tree, IRIS (Sistema Inteligente de Implemen-tación Remota) y SenTREE son marcas de Schlumberger.

Los pozos petroleros no son todos iguales. Los pozos submarinos, que se elevan desde el fondo del mar sin llegar

hasta la superficie, tienen un comportamiento sumamente particular. Para construir estos pozos y mantenerlos en

producción se requieren tremendos esfuerzos; sin embargo, estos ya han comenzado a mostrar buenos resultados.

1. Brandt W, Dang AS, Magne E, Crowley D, Houston K,Rennie A, Hodder M, Stringer R, Juiniti R, Ohara S,Rushton S: “Deepening the Search for OffshoreHydrocarbons,” Oilfield Review 10, no. 1 (Primavera de 1998): 2-21.

Primavera de 2000 3

El mundo submarino encierra misterios ydesafíos que siempre resultaron atractivos paralos aventureros y los exploradores. A lo largo demiles de años, se especuló sobre la existencia decivilizaciones submarinas y el hombre soñabacon el descubrimiento de ciudades perdidas o eldesarrollo de formas de vida y de trabajo en lasprofundidades del mar.

Si bien las ciudades submarinas constituyentodavía una ilusión, algunos aspectos de la vidacotidiana transcurren efectivamente en las pro-fundidades del océano, como extensiones deprocesos que se desarrollan también en la super-ficie: por ejemplo, los primeros cables de comu-nicación que atravesaban el fondo del mar; losdispositivos de investigación que controlan laspropiedades de la tierra y del mar y los equiposde supervisión militares que investigan activi-dades sospechosas.

De la misma forma, la industria del petróleo yel gas ha extendido sus primeras operaciones deexploración y producción con taladros montadosen tierra firme, cabezales de pozos y tuberías deconducción para explotar las riquezas del volu-men de la tierra que se encuentra cubierta por elmar. Esta evolución desde la tierra hacia el mar seha producido a lo largo del último siglo, a partir de1897 cuando se instaló el primer mástil de per-foración encima de un muelle en las costas deCalifornia (EE.UU) (derecha)1. Más adelante, secomenzaron a utilizar los equipos de perforacióncosta afuera, con plataformas marinas, semisu-mergibles y taladros de perforación autoelevablesy embarcaciones de perforación con sistema deposicionamiento dinámico. Desde un punto deuna plataforma fija o un equipo flotante, se po-dían perforar pozos en distintas direcciones con elfin de explotar el yacimiento al máximo posible.

A medida que se perfeccionó la tecnología deoperaciones marinas en busca de la conquista deambientes cada vez más hostiles y desafiantes,la perforación costa afuera evolucionó en dos

2. Bradbury J: “Brazilian Boost,” Deepwater Technology,Supplement to Petroleum Engineer International 72, no. 5(Mayo de 1999): 17, 19, 21.El concepto de aguas profundas tiene distintas defini-ciones. Según una de ellas, se considera "aguas profun-das" a una profundidad del fondo del mar de 2000 pies enambientes hostiles, o 1100 m [3000 pies] en otro tipo deambientes. Según otra definición, "aguas profundas" sig-nifica más de 400 m [1312 pies] y "ultraprofundas" cuandose superan los 1500 m [4922 pies] de profundidad.

> Cronología de las operaciones marinas.

Perforación marina

1897 Se coloca un mástil de perforación encima de un muelle a 76 m [250 pies] de la costa

1911 Primera plataforma de perforación

1925 Primera isla artificial de perforación

1932 Primer pozo perforado desde una plataforma independiente

1953 Primeros taladros móviles y sumergibles

1956 Se perfora a partir de 183 m [600 pies] de profundidad bajo el agua

1966 Primer taladro de perforación autoelevable

Profundidad del mar

1970 Perforación guía a partir de 456 m [1497 pies] de profundidad bajo el agua

1971 Primera embarcación con sistema de posicionamiento dinámico

1987 Récord de perforación a partir de 2292 m [7520 pies] de profundidad bajo el agua

1994 Récord de producción de petróleo a partir de 1027 m [3370 pies] de profundidad bajo el agua

1996 Récord de producción de petróleo a partir de 1709 m [5607 pies] de profundidad bajo el agua

Actividades submarinas

1961 Primer árbol de válvulas submarino

1973 Primer plantilla (template) de pozos múltiples submarinos

1991 Récord de tubería horizontal submarina de 48 km [30 millas] de longitud

1992 Primer árbol horizontal

1996 Récord de tubería horizontal submarina de 109 km [68 millas] de longitud1997 1000 pozos submarinos completados2000 Récord de perforación a

partir de 2777 m [9050 pies] de profundidad bajo el agua

direcciones principales. En primer lugar y, segúnlo previsto, los pozos se perforaban en zonas enlas que la columna de agua aumentaba año trasaño, hasta llegar al récord actual que es de 1852m [6077 pies] en un pozo productor del campoRoncador, en el área marina de Brasil.2 En la per-

foración con fines exploratorios, sin producciónreal, Petrobrás alcanzó el récord de 2777 m [9050pies], también en un área marina de Brasil. En elGolfo de México, existen otras parcelas aún noexploradas en las que la columna de agua superalos 3050 m [10.000 pies].

En una segunda dirección, los equipamientosde completación de pozos se han sumergido en elagua. En lo que se denomina completación sub-marina, los cabezales de los pozos que seencuentran sobre el lecho del mar se conectancon las líneas de flujo que transportan el petróleoy el gas a la superficie (arriba a la izquierda). Alcontar con diversos puntos de acceso, es posiblealcanzar una mayor superficie del yacimiento res-pecto de los pozos de alcance extendido, lo cual

permite explotar el volumen del yacimiento conmayor eficacia. Asimismo, el uso de una insta-lación central común permite reducir el costo dedesarrollo del campo en forma significativa.

Los primeros pozos submarinos se completa-ban desde taladros de perforación semisumergi-bles con ayuda de buzos que dirigían elemplazamiento de los equipos y operaban lasválvulas. Hoy en día, las completaciones sub-marinas pueden resultar demasiado profundas

para los buzos, de tal modo que los equipamien-tos de producción se controlan y manejan pormedio de vehículos operados por control remoto(ROVs, por sus siglas en Inglés). El simple con-junto de cabezal de pozo y tuberías de conduc-ción se ha ampliado hasta incluir varioscabezales conectados a un conjunto de válvulasde distribución a través de líneas de flujo, y luegoa un sistema de producción flotante, a unaplataforma cercana o a las instalaciones em-plazadas en la costa (izquierda). A través de gru-pos de válvulas de distribución conectados apuntos centrales submarinos se logra maximizarla cobertura del yacimiento. La distancia horizon-tal entre la completación submarina y su co-nexión a la plataforma (tieback) ha aumentadodesde algunos cientos de metros hasta alcanzarel récord de 109 km [68 millas], que ostenta elcampo Mensa en el Golfo de México.3

Cada vez con mayor frecuencia, las opera-ciones que se realizaban originalmente en lasuperficie se están trasladando al fondo del mar.La tecnología submarina disponible hoy en díacomprende una amplia variedad de equipamien-tos y actividades: cables guía para descender losequipos al fondo del mar, árboles de válvulas decabezal de pozo, o de producción, preventores dereventones (BOPs, por sus siglas en Inglés),árboles de intervención y de prueba; conjuntosde válvulas de distribución, plantillas; ROVs,líneas de flujo, tubos ascendentes (risers), sis-temas de control, sistemas de distribución deenergía eléctrica, bombeo y medición de fluidos,y separación y reinyección de agua. En una visiónfuturística se puede imaginar inclusive un taladrode perforación instalado en el fondo del mar.4

El primer árbol de producción submarino fueinstalado en 1961 en un pozo operado por Shellen el Golfo de México.5 Al cabo de 36 años, sehabían completado 1000 pozos submarinos. Lospaladines de la industria petrolera afirman quepara completar otros 1000 pozos se necesitaránúnicamente cinco años y que la expansión con-tinuará a razón de 10% por año durante los próxi-mos 20 años.

En algunas zonas, como el Golfo de México yel área marina de Brasil, será necesariotraspasar las barreras de la tecnología limitadapor la profundidad. En todo el mundo, se hancompletado sólo dos pozos desde profundidadesdel fondo del mar superiores a los 1524 m [5000pies]. Si bien está previsto un aumento en la can-tidad de completaciones submarinas en todos losrangos de profundidad, el más impresionanteserá, sin duda, el correspondiente a las profundi-dades extremas (próxima página)6.

4 Oilfield Review

> Arbol de producción submarino, con una líneade flujo conectada a la instalación de superficie.

> Arboles múltiples. Un grupo de cinco árboles deproducción submarina se encuentra conectado aun conjunto de válvulas de distribución, donde elflujo confluye en una única estación antes decontinuar hacia la superficie. En el fondo seobserva un segundo grupo de pozos submarinosinyectores de agua.

Primavera de 2000 5

En otras áreas, en especial en el Mar delNorte, el incremento resulta evidente al conside-rar el número creciente de completaciones sub-marinas por proyecto. La compañía Norsk Hydroplanea desarrollar el campo Troll con más de 100pozos submarinos conectados a un sistema deproducción flotante.

El ambiente submarino presenta un conjuntode desafíos tecnológicos de mayor envergaduraque la superficie terrestre y mucho más de lo quese puede abarcar aquí. En este artículo se exami-na el proceso de completación de un pozo sub-marino y se explica el funcionamiento de losequipos que controlan el acceso al pozo durantecada etapa de su existencia, desde la explo-ración, la evaluación y la completación, hasta suintervención y abandono.

Razones para el desarrollo de yacimientossubmarinosDado que no será posible describir aquí todo elproceso que conduce a la selección de unaestrategia de desarrollo submarino respecto dealguna otra, nos limitaremos a ofrecer una brevedescripción para ubicarnos en contexto. Al igualque ocurre en la planificación del desarrollo deotros activos, el proceso de toma de decisionestrata de maximizar el valor de los mismos y mini-mizar los costos, sin poner en riesgo la seguridady la confiabilidad. El análisis de costos se con-centra en las erogaciones de capital y los gastosoperativos e incluye también los riesgos o loscostos potenciales de eventos imprevistos.

Las condiciones que originan estos costosson numerosas y se encuentran relacionadasentre sí; incluyen todos los factores vinculadoscon los yacimientos que se deben tener encuenta, por lo general, para tomar decisionesrespecto de los proyectos en tierra firme, ademásde los que se originan a partir de las compleji-dades propias del ambiente submarino. Una listaabreviada de estos factores comprende: la

infraestructura existente, la profundidad delagua, el clima y las corrientes marinas, las condi-ciones del lecho marino, el costo de construccióny recuperación (decommissioning) de las estruc-turas permanentes, el tiempo transcurrido antesde la puesta en producción, la confiabilidad delos equipos, la facilidad de acceso al pozo paralas futuras tareas de monitoreo o intervención yla capacidad de mantener en forma constante elflujo de los fluidos en las tuberías.

Algunas de estas condiciones representanenormes desafíos para cualquier desarrollomarino y presentan fuertes argumentos a favorde las completaciones submarinas en vez de, ocombinadas con, otras opciones como platafor-mas semisumergibles, plataformas de cablestensados, unidades de árboles de válvulas secos,además de sistemas flotantes de producción,almacenamiento y descarga (FPSOs, por sussiglas en Inglés). La distancia existente desde lasobras de infraestructura es un factor determi-nante en el momento de optar por una com-pletación submarina. Cuando los pozosperforados se encuentran en las cercanías de lasplataformas de producción existentes, resultaconveniente realizar una completación subma-rina y conectarla a la plataforma. La distanciaentre la completación submarina y su conexión ala plataforma se encuentra limitada por la con-tinuidad del flujo, la estabilidad del lecho marinoy las corrientes. En el caso de algunas platafor-mas fijas, las erogaciones de capital representan

cifras de miles de millones de dólares, por lo cualmaximizar el acceso al yacimiento por medio depozos submarinos adicionales puede llevar a unaumento de la producción mientras que semantienen restringidos las inversiones de capitaly los gastos operativos.

Las completaciones submarinas constituyenuna solución adecuada en el caso de pozos pro-ductores de fluidos que serán manejados porembarcaciones FPSO. Estas embarcacionesreducen el tiempo necesario para la puesta enproducción de los pozos, los que, con frecuencia,se encuentran ubicados en zonas en las que lasestructuras permanentes resultan poco prácticaso antieconómicas, a causa de la profundidad delagua y de las condiciones climáticas. Para estetipo de ambientes existen otras opciones, comola unidad de árbol de válvulas seco (tambiéndenominada “spar” en ciertos casos) que es uncilindro vertical flotante, o bien la plataforma dede cables tensados, que es una estructuraflotante sostenida en el lugar por cables verti-cales en tensión, conectados a plantillas de pi-lotes empotrados en el lecho marino. Tanto launidad de árbol de válvulas seco como la plata-forma de cables tensados se encuentran amar-radas al lecho del mar. Estas últimas técnicas sehan aplicado sin completaciones submarinas enprofundidades de aproximadamente 1372 m[4500 pies]. En profundidades superiores, se optópor una completación submarina con el apoyo delos sistemas flotantes.

50 150 250 350 450 600 800 1000 2000 3000

Profundidad del lecho marino, m

0

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700

OperacionalPlanificado

Núm

ero

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ompl

etac

ione

s su

bmar

inas

> Número de pozos submarinos, en operación y planificados para el año 2003, ordenados según laprofundidad del lecho marino.

3. Sasanow S: “Mensa Calls for a Meeting of the Minds,”Offshore Engineer 24, no. 7 (Julio de 1997): 20-21.

4. Thomas M y Hayes D: “Delving Deeper,” DeepwaterTechnology, Supplement to Petroleum EngineerInternational 72, no. 5 (Mayo de 1999): 32-33, 35-37, 39.

5. Greenberg J: “Global Subsea Well Production Will Double By Year 2002,” Offshore 57, no. 12(Diciembre de 1997): 58, 60, 80.Se denomina árbol de válvulas al conjunto formado porlos cabezales del revestidor y de la tubería de producción, las válvulas y los orificios que controlan elflujo proveniente del pozo.

6. Thomas M: “Subsea the Key,” Deepwater Technology,Supplement to Petroleum Engineer International 72, no. 5 (Mayo de 1999): 46, 47, 49, 50, 53.

A las profundidades de agua en cuestión, eldesplazamiento de hidrocarburos a través de lastuberías, las válvulas y los tubos de conducciónimplica un esfuerzo considerable. Las bajas tem-peraturas y las altas presiones pueden provocarla precipitación de sólidos, que reducen o blo-quean completamente el flujo. La precipitaciónde asfaltenos y parafinas constituye un problemaen ciertos yacimientos, donde, por lo general, sedebe recurrir a una intervención en algún puntode la vida del pozo. Las incrustaciones de mine-rales también pueden restringir el flujo, por locual es necesario impedir su formación o elimi-narlas.7 La formación de hidratos de gas sólidospuede causar bloqueos en las tuberías y en laslíneas de flujo, en especial cuando una mezcla deagua y gas se enfría mientras fluye a lo largo dellecho marino a través de una tubería de gran lon-gitud. Las técnicas de prevención utilizadas com-prenden el calentamiento de las tuberías, laseparación del gas y el agua previo al desplaza-miento del crudo y la inyección de inhibidorespara impedir la formación de hidratos.8 La co-rrosión constituye otro enemigo de la continuidaddel flujo, y puede ocurrir cuando el agua de marentra en contacto con tuberías cargadas eléctri-camente.

El acceso al pozo para realizar pruebas, inter-venciones, tareas de reacondicionamiento oadquisición de datos adicionales es un puntoclave a tener en cuenta. Tradicionalmente, en loscasos en que el desarrollo requiere el acceso alpozo una vez realizada la completación, los ope-radores se inclinan por soluciones adecuadas acada tipo de plataforma. Las plataformas inclu-yen árboles de válvulas y equipamientos para elcontrol del pozo en la superficie, lo cual facilita elacceso para introducir herramientas y modificarlas operaciones del pozo. Para realizar estas ta-

reas en pozos submarinos se necesita contar conuna embarcación o un taladro y, en muchoscasos, un tubo ascendente—un gran tubo queconecta el pozo submarino a la embarcación yaloja la sarta de perforación, el fluido de per-foración y los fluidos provenientes del hueco—además de una adecuada planificación paraobtener estos instrumentos cuando fuesen nece-sarios.

Todo estos factores hacen que los costos seincrementen en forma significativa. En muchoscasos, se debe remover el árbol de producciónsubmarino. Para efectuar una reconexión a variospozos submarinos para realizar tareas de rea-condicionamiento y recompletación, es necesariocontar con un sistema de intervención especial-mente diseñado para controlar el pozo y permitirque las otras herramientas pasen a través delmismo hasta alcanzar el nivel del yacimiento. Enla actualidad, el desarrollo de un árbol de prue-bas de completación posibilita el acceso a lospozos submarinos, lo cual permite un control másconfiable del pozo frente a cualquier tipo deintervención. Más adelante en este mismo ar-tículo se amplía la información sobre este tema.

La confiabilidad de los equipos representauna gran preocupación en cualquier instalaciónsubmarina. Una vez que los equipos se encuen-tran instalados sobre el lecho del mar, se esperaque se mantengan en esa ubicación a lo largo detoda la vida del pozo. Algunos operadorestodavía no están convencidos de que los sis-temas submarinos resulten adecuados y confia-bles en los emprendimientos en aguas ultrapro-fundas. No obstante, un número cada vez mayorde operadores van adquiriendo confianza en estetipo de prácticas a medida que las compañías deservicios introducen soluciones innovadoras y deprobada eficacia.

EquipamientoLa mayoría de los equipos especializados que seutilizan en las instalaciones submarinas son dise-ñados, fabricados, instalados y conectados porempresas de ingeniería, constructoras y empre-sas de manufactura. Las empresas ABB VetcoGray, FMC, Cameron, Kvaerner, Oceaneering,Brown & Root/Rockwater, McDermott, Framo yCoflexip Stena son algunas de las compañías quesuministran la mayor parte de los BOPs, loscabezales de pozos, las plantillas, los árboles deproducción, los sistemas de control de produc-ción, los colgadores de las tuberías de produc-ción, las líneas de flujo, los cordones umbilicales,los ROVs, los medidores multifásicos y bombas,los separadores y los generadores de energía.Las estructuras más grandes, como los conjuntosde válvulas de distribución, pueden llegar a pesar75 toneladas o más, y se pueden construir ytransportar en forma modular para luego armar-los directamente sobre el lecho del mar en suubicación definitiva.

Asimismo, las compañías de serviciospetroleros y otros grupos suministran herramien-tas y servicios especiales destinados al ambientesubmarino. Baker Hughes, Halliburton, Expro,Schlumberger y otras empresas han desarrolladosoluciones para resolver problemas crucialesrelacionados con los hoyos.

Una de las mayores preocupaciones durantela construcción y la operación de los pozos sub-marinos consiste en mantener el control del pozoen todo momento. Por lo general, existen dostipos de embarcaciones capaces de realizar laperforación, la completación y los servicios sub-siguientes en los pozos submarinos: un sistemaflotante atado o anclado al lecho del mar, y otroque mantiene su ubicación sobre el pozo con unsistema de posicionamiento dinámico. En amboscasos, es fundamental que la embarcación semantenga en la ubicación correcta, o "en posi-ción." Esta posición se puede describir como elárea que abarcan dos círculos concéntricos cuyopunto central es la ubicación del pozo en el lechomarino. El círculo interior representa el límite dela zona preferida, mientras que el círculo exteriorrepresenta el límite máximo aceptable para queno se produzcan daños. Si las corrientes o lascondiciones climáticas provocan el movimientode la embarcación desde su lugar de emplaza-miento, ésta cuenta con propulsores que la vuel-ven a colocar en la posición deseada; mientrastanto las tareas de perforación, pruebas, completación o intervención del pozo continúannormalmente.

6 Oilfield Review

Schlumberger ha diseñado una serie de árboles de válvulas

para operaciones, pruebas de pozos, completaciones e in-

tervenciones submarinas. La combinación de los diámetros

internos y externos de las herramientas, los valores de la

presión y la temperatura y los sistemas de control hacen

posible su adaptación a una amplia variedad de completa-

ciones submarinas y pruebas de pozos, además de diversas

profundidades y condiciones del hoyo.

> Configuración de un árbol de completación y pruebas, y del conjunto preventor de reventones (BOP)submarino. El árbol de completación y pruebas se instala dentro del BOP para controlar un pozo activo.

Preventorde reventones

Arbol de completación y pruebas

7. Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A yKing G: “Fighting Scale—Removal y Prevention,” OilfieldReview 11, no. 3 (Otoño de 1999): 31-45.

8. Para mayor información sobre inihibición de hidratos degas: Brandt et al, referencia 1: 11-12.

Primavera de 2000 7

Sin embargo, bajo condiciones extremas,puede ocurrir que el sistema de posicionamientodinámico no sea suficiente para mantenerla enposición, o bien puede surgir una situación quepodría poner en peligro la integridad de la embar-cación. Pueden ocurrir problemas en el sistema,como la falla del sistema propulsor o la pérdidade alguna línea de anclaje, con lo cual laembarcación sería arrastrada fuera de suemplazamiento. También pueden presentarsecondiciones climáticas adversas o colisiones contémpanos u otras embarcaciones. Bajo talescondiciones, la embarcación con sistema de posi-cionamiento dinámico sería arrastrada fuera desu emplazamiento.

En todos estos casos sería necesario desco-nectar la columna de asentamiento y el tuboascendente del pozo. Una vez tomada la decisiónde desconectar el pozo, las mejores prácticasque se conocen en la industria petrolera paraoperar en aguas profundas con embarcacionescon sistema de posicionamiento dinámico exigenque se complete todo el proceso en un lapso de40 a 60 segundos, dependiendo de las condi-ciones y los sistemas utilizados. Sin embargo,antes de desconectarse del pozo, y en un procesoseparado que dura en sí mismo entre 10 y 15segundos, es necesario controlar todo el flujoproveniente del pozo y no deben derramarse hi-drocarburos en el mar. Ambos extremos del con-ducto desconectado deben sellarse y, una vezsuperadas las condiciones peligrosas, cuando seconsidera que se puede volver a operar en formasegura, se puede restablecer la conexión al pozoy recomenzar las operaciones.

Las herramientas desarrolladas porSchlumberger y otras compañías para realizarestas tareas se denominan árboles de com-pletación y prueba submarinos. No se fijan enforma permanente al lecho del mar como losárboles de producción, si no que son recupera-bles y cuando se los necesita se colocan dentrodel tubo ascendente por medio de una columnade asentamiento, se corren dentro del conjuntoBOP y se conectan al colgador de la tubería delárbol de producción (derecha). Estas herramien-tas combinan dos características principales: laparte de la herramienta que corresponde al sis-tema de control transmite la información entre lasuperficie y la herramienta y facilita la activaciónde las válvulas y los conectores. Las válvulas ylos conectores realizan la conexión, el control delflujo y las operaciones de desconexión y recone-xión con el árbol ubicado en el fondo del mar.

Schlumberger ha diseñado una serie deárboles para operaciones, pruebas de pozos,completaciones e intervenciones submarinas.Las distintas combinaciones de los diámetrosinternos y externos de la herramienta, los valoresde presión y temperatura y los sistemas de con-trol hacen posible su adaptación a una ampliavariedad de completaciones submarinas y aplica-ciones de pruebas de pozos, además de diversasprofundidades y condiciones del hoyo. Pararealizar pruebas de pozos se utiliza el sistemaSenTREE3, que es de menor diámetro. La he-rramienta SenTREE3 tiene un diámetro interno de3 pulgadas y límites de operación de 15.000 lpc[103,4 MPa] y 350°F [177°C]. Para las completa-ciones e intervenciones, el sistema SenTREE7cuenta con un diámetro interno de 73⁄8 pulgadas ylímites de operación de 10.000 lpc [68,9 MPa] y325°F [163°C], con capacidad para operar en pro-fundidades de hasta 10.000 pies. Una línea parainyección de químicos permite introducir aditivosen el pozo con el fin de prevenir la corrosión o laformación de hidratos.

El sistema de control de cada herramientaestá instrumentado de acuerdo con los requeri-mientos de cada operador. El tiempo disponiblepara la desconexión depende de varios factores:la capacidad del sistema de posicionamientodinámico propio de cada embarcación, la profun-didad del agua, las corrientes esperadas y laaltura de las olas y un análisis de operacionesriesgosas. El diseño de las herramientasSenTREE permite que las mismas se desconectencuando son sometidas a una tensión extrema y a

8 Oilfield Review

>Dentro del sistema SenTREE7. El módulo electrónico (arriba) interpretalas señales multiplexadas enviadas desde la superficie para controlar lasfunciones de la herramienta. Las líneas hidráulicas (izquierda) transmitenlas señales a las válvulas y a los conectores de la herramienta.

un ángulo mayor del que se puede alcanzar físi-camente en el conjunto BOP. Esto permite garan-tizar la posibilidad de un desenganche controladobajo todas las condiciones. En zonas con profun-didades de hasta 2000 pies [610 m], bajo condi-ciones normales y desde una embarcaciónanclada o amarrada, el tiempo necesario puedeser de hasta 120 segundos. El tiempo es máslargo porque la embarcación se encuentraanclada y no depende del sistema de posi-cionamiento dinámico para mantenerse en posi-ción. Por lo general, en estos casos el sistema decontrol cuenta con un diseño hidráulico directo.La señal de desconexión se envía a través de laslíneas hidráulicas a las válvulas solenoides quese encuentran en el sistema de control de la he-rramienta, que activan las válvulas de la he-rramienta en forma hidráulica. Debido alcomportamiento del fluido y las líneas de control,el tiempo necesario para que la señal de cegadollegue hasta la herramienta submarina aumentade acuerdo con la profundidad. Para minimizareste tiempo adicional en profundidades de hasta

4000 pies [1219 m] se trata de mejorar el sistemapor medio del uso de acumuladores de presión enel sistema hidráulico submarino.

Cuando las profundidades son mayores, o enoperaciones realizadas desde una embarcacióncon sistema de posicionamiento dinámico, ladesconexión se debe realizar en 15 segundos oaún menos. A lo largo de la distancia en cuestión,un sistema hidráulico por sí solo funciona condemasiada lentitud, pero la combinación de unsistema hidráulico y eléctrico hace posible queuna señal eléctrica rápida active la desconexióncontrolada en forma hidráulica y ejecute elcegado del flujo. Estos sistemas se conocen conel nombre de electrohidráulicos. En el caso delsistema SenTREE3, el sistema de superficie envíauna señal eléctrica directa por medio de un cableeléctrico hasta las tres válvulas solenoides delsistema de control de fondo. Estas válvulas con-trolan las tres funciones de la herramientaSenTREE3, que consisten en cerrar las válvulasde cegado, liberar la presión y efectuar ladesconexión.

Válvula lubricador

Sistema de control

Válvula de purga/desahogo

Válvula de retención

Sistema de conexión

Válvula charnela

Válvula esférica

4

2

3

5

1

Herramienta SenTREE7

Primavera de 2000 9

Por otra parte, el sistema de control múlti-plexado SenTREE7 realiza 24 funciones, que in-cluyen abrir y cerrar cuatro válvulas, conectar ydesconectar dos herramientas, trabar y destrabarel colgador de la tubería de producción, inyectarsustancias químicas y monitorear la temperaturay la presión (página anterior). Este sistema esdemasiado complicado para operar mediante unaseñal eléctrica directa, por lo cual se envía unaseñal multiplexada por un cable de perfilaje,luego se interpreta con un módulo electrónicosubmarino incluido en el sistema de control, elque a su vez activa las funciones de la he-rramienta. Además, los telémetros del sistemaeléctrico pueden suministrar datos acerca de lapresión, la temperatura, el estado de las válvulas

y demás parámetros que se requieran, con lo cualse produce una comunicación de dos vías entre laherramienta y la superficie. El sistema de controlmultiplexado de Schlumberger es el métodoprobado más veloz disponible hasta el momento.

El sistema de cegado incluye una válvulaesférica, válvulas charnelas y un sistema deconexión. El sistema se completa con una herra-mienta para bajar el colgador de la tubería deproducción (THRT, por sus siglas en Inglés). Unajunta espaciadora separa las válvulas del sistemade conexión a los efectos de ajustar el espacia-miento de los arietes empaquetadores de cual-quier configuración del conjunto BOP submarino .Esto permite que se puedan cerrar los arietes enel caso de producirse un reventón (abajo).

Junta conectora

Válvula de purga/desahogoVálvula de retención

Tubo de corte

Unidad del sistema de conexión

Unidad de válvulas

Junta espaciadora

Colgador ajustable

Tubo ascendente

Válvula Hydril

Arietes de corte

Arietes ciegos

Arietes para tubería

Arietes para tubería

Conjunto BOP

Herramienta SenTREE3

> Herramientas de la serie SenTREE para pruebas y completaciones submarinas. Las herramientasSenTREE3 (izquierda) y SenTREE7 (derecha) presentan un diseño similar, que incluye válvulas y sistemas de conexión para cegar el flujo del fluido y desconectarse del pozo en una operación contro-lada. La herramienta SenTREE3 (amarillo) aparece dentro de un conjunto BOP (verde). Los compo-nentes del sistema SenTREE7se encuentran numerados en el orden de activación en el caso de quesea necesario realizar una desconexión.

Certificados otorgadospor Det Norske Veritascuando los módulospasan la prueba deaceptación de fábrica, yGary Rytlewski, jefe deingeniería submarina enel centro de Completaciones deYacimientos de Schlumberger.

>

Las válvulas están diseñadas para mantenerpresiones ejercidas desde adentro o desdeafuera del sistema. Para garantizar el ais-lamiento del fluido, las válvulas operan en orden;en primer lugar, la válvula esférica, luego lasválvulas charnelas inferiores impiden la entradadel fluido proveniente del pozo; en segundo lugar,se cierra la válvula de retención ubicada porencima del sistema de conexión para contenerlos fluidos que se encuentran en la tubería quelleva a la superficie; en tercer lugar, se permite lasalida de la pequeña cantidad de fluido atrapadaentre las dos válvulas hacia el tubo ascendente;por último, se desconecta la sección superior,que se puede separar del conjunto BOP. Si se vaa desconectar el tubo ascendente al mismotiempo, se cierran los arietes ciegos del conjuntoBOP en este momento y se desconecta el tuboascendente de perforación. La embarcaciónpuede, entonces, abandonar su posición dejandoel pozo bajo control. El diseño de un árbol sub-marino de completación y prueba se basa en lacapacidad de realizar una desconexión contro-lada: un hecho que tanto el operador como lacompañía de servicios desearían que nunca seproduzca, pero que, llegado el caso, deben tenerla capacidad de manejarlo.

El diseño y el proceso de fabricación de losárboles de completación y pruebas difieren bas-tante comparados con otras herramientas quebrindan servicios en los campos petroleros. Lasherramientas operadas a cable o las herramien-tas de perfilaje durante la perforación, fuerondiseñadas por las compañías de servicios paraser utilizadas cientos de veces en muchos pozosy para adaptarse a una amplia variedad de condi-ciones. Los árboles submarinos de completacióny pruebas constan de módulos convencionales,

que deben ser adaptados a las especificacionesde cada proyecto y dependen de las dimensionesdel conjunto BOP, de la capacidad de corte y delas dimensiones del sistema del colgador de latubería de producción; todo ello de acuerdo conun tiempo de desarrollo y entrega sumamenteajustados.

En la construcción de los diferentes compo-nentes de una instalación submarina participandiversos proveedores, y cada componente debeajustarse y funcionar con los demás de acuerdocon lo programado. Las demoras que se produz-can en la disponibilidad de las herramientassignifican demoras en la producción. Las herra-mientas mismas son físicamente enormes(izquierda), puesto que dentro de ellas han decaber hasta las más grandes herramientas ope-radas por cable de acero. Las dimensionessubstanciales y el peso de estos equipos hacenecesaria la utilización de equipos especiales ygrúas para su movimiento y manipulación. Por logeneral, la operación, el acarreo y el mante-nimiento de las herramientas se realizan eninstalaciones especiales en las que también seocupan de los equipos de prueba de pozos.

Cada árbol de completación y pruebas debeestar adaptado para ajustarse a un árbol de pro-ducción submarino y una combinación de BOPespecíficos, de los cuales aparentemente noexisten dos versiones iguales.

Los primeros árboles de producción eran ensu mayoría árboles de “doble hueco,” con unhueco de producción y otro hueco separado parael espacio anular, que pasan a través del árbol enforma vertical y con válvulas orientadas también

10 Oilfield Review

> En la fotografía se puede apreciar una herramienta tan grande como el equipo de trabajo. El grupo de ingeniería de la herramienta SenTREE en el centro de Completaciones de Yacimientos de Schlumberger ubicado en Rosharon, Texas, EE.UU. La fotografía ilustra el gran tamaño de la herramienta SenTREE7.

9. Richborg MA y Winter KA: “Subsea Trees andWellheads: The Basics,” Offshore 58, no. 12 (Diciembre de 1998): 49, 51, 53, 55, 57.

Primavera de 2000 11

en forma vertical. También existían algunosárboles con huecos concéntricos en los que noera posible acceder al espacio anular.9 Algunosfabricantes denominan árbol vertical a ambostipos de árboles de producción.

La desventaja de este tipo de árbol es que seinstala por encima del colgador de la tubería deproducción, de manera tal que si se debiera reti-rar la tubería para realizar un reacondi-cionamiento, se debería quitar el árbol deproducción, que por lo general pesa unas 30toneladas. En ciertos casos, esto también implicaquitar los cordones umbilicales o incluso lasconexiones de las tuberías de conducción.

En 1992 se introdujo un nuevo tipo de árbolde producción: el árbol horizontal. En este caso,el hueco de producción y hueco del espacio anu-lar se desvían desde los costados del árbol y lasválvulas se encuentran orientadas en forma hori-zontal. En algunos casos se los denomina árbolesde válvulas laterales. Dado que la tubería de pro-

ducción se encuentra asentada dentro de unárbol horizontal, se puede acceder a ella oquitarla sin mover el árbol, con lo cual la inter-vención resulta mucho más fácil. Cada tipo deárbol de producción tiene un diseño diferente enlo que respecta al conjunto BOP, el cabezal delpozo y el colgador de la tubería de producción,razón por la cual requiere su propio árbol de com-pletación y pruebas.

Su diseño único y la combinación de losmétodos eléctrico e hidráulico en el sistema decontrol hacen del SenTREE7 de Schlumberger unárbol submarino de completación y pruebassumamente versátil y adaptable a las necesi-dades de cada proyecto (abajo). Estos equipos seconstruyen a medida para cada cliente, de ma-nera tal que encajen dentro de un conjunto BOPcon cualquier espaciamiento entre los arietesempaquetadores, y que puedan interactuar concualquier herramienta utilizada para bajar el col-gador de la tubería de producción.

La confiabilidad de las herramientasLo primero que hay que tener en cuenta cuandose selecciona un árbol submarino de com-pletación y pruebas es su confiabilidad.Schlumberger garantiza la confiabilidad de estossistemas a través de pruebas meticulosas y sis-temáticas. Cada uno de los componentes de cadaherramienta pasa por pruebas con varios nivelesde escrutinio.

La primera prueba formal es la prueba deaceptación de fábrica (FAT, por sus siglas enInglés), en la cual se prueban los módulos indi-viduales. Un representante de Det Norske Veritasse encuentra presente durante las pruebas yrevisa los cálculos que muestran el tipo de opera-ciones que dicha herramienta debería realizar deacuerdo con su diseño (página previa, abajo).

Sin embargo, los cálculos por sí solos nogarantizan que una herramienta vaya a funcionarbajo las condiciones extremas que existen en elambiente submarino. Los operadores necesitanalgo más que cálculos numéricos cuando está enjuego la seguridad de su personal, de susequipos y del medio ambiente. El costo queimplica instalar una herramienta básica subma-rina a los costos diarios actuales—que com-prende un día o más para llevar la herramienta ala profundidad deseada, algunas horas paradetectar que no funciona correctamente, y uno odos días más para traerla a la superficie—puedealcanzar la suma de un millón de dólares, sin te-ner en cuenta el costo de las reparaciones. Laconfiabilidad de otros tipos de equipos se puedecomprobar en embarcaciones con laboratoriospresurizados, pero probar un árbol de completa-ción submarina en una embarcación presurizadano constituye una tarea fácil. Con este propósito

Un equipo de ingenieros arma una herramienta SenTREE7 para someterla a una prueba en el centro de Completaciones de Yacimientos de Schlumberger.

>

Presión externade 5000 lpcVálvula inferior a la zona de interés

Válvula superior a la zona de interés

8x funciones de control

Arbol de pruebaSenTREE7

Sistema de conexióna la herramientausada para bajarel colgador de latubería de producción

el grupo de Completaciones de Yacimientos deSchlumberger diseñó y construyó una instalaciónde grandes dimensiones para realizar pruebas deherramientas a alta presión (arriba).

Esta cámara hiperbárica de pruebas se en-cuentra en Rosharon, Texas, EE.UU. y para cons-truirla se excavó una fosa de 11 m [35 pies] deprofundidad con un hueco de 48 cm [19 pulgadas]de diámetro interno para sostener un árbol decompletación completo en condiciones equiva-lentes a 10.000 pies de profundidad bajo el agua.En este lugar, es posible recrear cualquier escena-rio de presión submarina para imitar las condicio-nes esperadas en cualquier trabajo y comprobarel correcto funcionamiento de la herramienta.

Las pruebas de calificación garantizan que losmódulos se ajustan a los estándares específicosde la industria en cuanto a su funcionamiento,tales como los establecidos por el InstitutoAmericano del Petróleo (API). Los estándares APIespecifican, por ejemplo, que un módulo debefuncionar a una cierta temperatura, con una pre-sión y una tasa de flujo determinadas, con diver-sos fluidos, durante un determinado tiempo.Estas pruebas se realizan en el Instituto deInvestigación del Sudoeste en San Antonio,Texas, de acuerdo con ciertas pautas fijadas porla industria petrolera; pautas que otros equipossubmarinos también deben cumplir.

Otro de los ensayos en los que se requiere lacolaboración de terceros es la prueba de inte-gración del sistema (SIT, por sus siglas en Inglés),en la cual todos los componentes de todos losproveedores se ensamblan para la simulación de

una operación submarina real. El cliente, por logeneral, se encuentra presente y observa laprueba integrada. Los equipos y servicios que sesometen a esta prueba son: el árbol de produc-ción submarina, el conjunto de válvulas de dis-tribución, las líneas de flujo flexibles y rígidas, elcontrol a través de cordón umbilical, el árbol decompletación submarina y el sistema de controlSenTREE7, la herramienta utilizada para correr elcolgador de la tubería de producción, el colgadorde la tubería, la unidad de línea de arrastre, unROV de prueba y las grúas. Asimismo, todo elpersonal que trabajará en el campo también estestigo de las pruebas. En algunos casos, losconectores que integran los sistemas de moni-toreo permanente y los equipos de pruebas aso-

ciados con los mismos también forman parte delSIT. Toda interfaz entre la herramienta SenTREE7o la herramienta utilizada para bajar el colgadorde la tubería de producción y una completacióninteligente o de avanzada debería ser incorpo-rada al SIT, para eliminar de esa manera la posi-bilidad de que surjan problemas en las áreasmarinas, que resultarían sumamente costosos.Este sistema garantiza el correcto funciona-miento de todo el equipamiento en el campo.

A continuación se presentan ejemplos reales,en los que se demuestran las funciones quecumplen los árboles de completación y pruebasen las distintas etapas de la vida del pozo, desdela exploración y la completación hasta su inter-vención y abandono.

12 Oilfield Review

> Laboratorio de alta presión y de grandes dimensiones para probar la confiabilidad de las herramientas submarinas, con el cabezal depozo a nivel del suelo (ver fotografía). Se pueden crear condiciones semejantes a las esperadas en una instalación submarina con presiones equivalentes a los 10.000 pies de columna de agua.

Primavera de 2000 13

Prueba de pozosDurante la etapa de exploración de un pozo, unavez descubierta una zona potencial de produc-ción, se lleva a cabo una prueba del pozo con elfin de evaluar la producción y la capacidad defluencia del mismo. Para probar un pozo sub-marino, se emplea una herramienta de pruebabajada, a través del conjunto BOP, con la columnade perforación (DST, por sus siglas en Inglés). Porlo general, una sarta DST consta de cañones,sondas, un transportador de sondas de presión ytemperatura con capacidad para realizar lecturasdesde la superficie, un empacador recuperable yválvulas para efectuar las pruebas. Se conectapor medio de tuberías hasta el lecho del mar, yluego a un árbol de pruebas recuperable que con-trola el pozo y se coloca en el conjunto BOP paragarantizar que, de ser necesario, se podrádesconectar en forma controlada. Los fluidosprovenientes del yacimiento entran en contactocon sondas de la sarta, donde se miden la pre-sión y la temperatura en condiciones de fondo,luego recorren la tubería de producción y el árbolde pruebas y, finalmente, llegan a la superficie.

En el año 1974, cuando Flopetrol-JohnstonSchlumberger introdujo la primera herramientade prueba submarina denominada E-Z Tree, secomenzaron a realizar operaciones de pruebadesde embarcaciones que contaban con el nivelde seguridad necesario. Desde entonces, la tec-nología ha evolucionado y otras compañías handiseñado distintas herramientas con fines rela-cionados. Hoy en día, Halliburton y Expro ofrecenherramientas y servicios similares. Por su lado,Schlumberger ha desarrollado el árbol de prue-bas SenTREE3.

En un trabajo de pruebas submarinas rea-lizado para Chevron, fue posible confirmar lacapacidad de desconexión controlada del sis-tema SenTREE3 bajo condiciones climáticas se-veras en el Mar del Norte. En la locación del pozola profundidad del lecho marino era de 116 m[380 pies], y se utilizó una herramienta SenTREE3equipada con un sistema de control hidráulico. Laprueba en este yacimiento de petróleo pesado serealizó con una bomba electrosumergible y unaherramienta DST. Las condiciones climáticasempeoraron de tal manera que el promedio de

oscilación vertical de la marea alcanzó los 4,6 m[15 pies]. En ese momento, el operador decidiódetener la prueba y efectuar la desconexión. Seactivaron las válvulas de cegado y la herramientafue desconectada y levantada (abajo a laizquierda). Se desconectó el tubo ascendente y laembarcación se desplazó.

Cuando las condiciones climáticas mejoraron,la prueba de pozo fue interrumpida y el objetivoprincipal consistió en reconectar y recuperar laherramienta DST. Se realizó la reconexión con to-do éxito y se pudo recuperar la herramienta deprueba.

Otro ejemplo de pruebas submarinas exitosasproviene del campo Barden, ubicado en el Mardel Norte en Noruega y operado por un consorcioformado por Norsk Hydro, BP, Shell, Statoil ySaga Petroleum. A principios de 1998, los ope-radores decidieron evaluar el nuevo descubri-miento con la herramienta SenTREE3 y fueron losprimeros del mundo en utilizar el módulo de con-trol electrohidráulico de Schlumberger (abajo).La embarcación Ocean Alliance, equipada con elsistema de posicionamiento dinámico, mantuvo

> Desconexión de emergencia del sistema SenTREE3 durante una prueba depozo realizada para Chevron. El sistema hidráulico de control se desconectódel árbol de pruebas submarino cuando las condiciones climáticas setornaron peligrosas, y luego, una vez que el tiempo hubo mejorado, se logróreconectar para recuperar el árbol de pruebas y la herramienta DST.

> La herramienta SenTREE3 con controlelectrohidráulico utilizada para efectuarpruebas en el campo Barden en el Mardel Norte en Noruega.

su posición en las agitadas aguas, cuyas profun-didades alcanzaban los 857 m [2812 pies]. Frentea esta combinación de mares potencialmente agi-tados y profundidades moderadas, la capacidadde realizar una desconexión en forma rápidaresulta aún más crítica que en zonas de aguasmás profundas, puesto que el ángulo del tuboascendente respecto de la vertical cambia másrápidamente a medida que la embarcación sealeja de su posición, y se llega más rápido alángulo máximo de desconexión permitido.

Afortunadamente, el clima se mantuvo calmodurante los siete días que duró la prueba delpozo. Una sonda para medir la presión y la tem-peratura colocada dentro de la herramientaSenTREE3 monitoreaba las condiciones de fluen-cia, con el fin de prevenir la formación de hidra-tos. Los fluidos del yacimiento pasaban a travésde la sarta de pruebas del Sistema Inteligente deImplementación Remota (IRIS, por sus siglas enInglés). Los hidrocarburos líquidos producidos se

quemaron con el nuevo quemador EverGreen, queno produce humo ni desprendimiento de sólidos.

En los tres años transcurridos desde su intro-ducción, esta nueva tecnología de pruebas sub-marinas se ha extendido a otras áreas deexploración. Se han realizado otras dos pruebasde pozos con la herramienta SenTREE3 munidadel sistema de control electrohidráulico: una deellas en el área marina de Brasil y la otra enNigeria. Aproximadamente se han realizado 300trabajos más con el dispositivo SenTREE3 y lossistemas avanzados de control hidráulico enáreas marinas de Brasil, Africa Occidental,Australia, Indonesia y el Golfo de México.

CompletacionesLas operaciones descritas hasta el momentoestán relacionadas con la exploración submarinay la evaluación de pozos con completacionestemporarias. Una vez realizadas las pruebas, seextraen el empacador, la sarta de pruebas y la

tubería de producción y, el conjunto BOP quedaen control del hueco, ya sea para su posteriorabandono o para realizar re-entradas. La insta-lación de una completación permanente, o unasarta de tubería de producción, se realiza durantela etapa de desarrollo, cuando se perforan y secompletan los pozos productivos, o bien cuandose recompleta un pozo existente. El procesobásico de completar un pozo submarino con unárbol de producción horizontal se puede describircomo una serie de cinco pasos, que comprendenvarias tareas derivadas dentro de las cinco cate-gorías principales:

Suspensión del pozo—Suspender el flujo delpozo inyectando fluidos para matar pozos; colo-car tapones para cegar el flujo; recuperar el tuboascendente y el conjunto BOP.

Instalación del árbol de producción—Instalarel árbol horizontal; bajar nuevamente las válvulasBOP de perforación, recuperar los tapones y lacolumna de suspensión provisoria.

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1 2 3 4

5. Bajada del árbol horizontal submarino. 6. Asentamiento del árbol, trabado del conector, prueba de los sellos y las válvulas con el ROV. Fijación de loscables guía y liberación de la herramienta utilizada para bajar el árbol. 7. Bajada del conjunto BOP y acoplamiento con el árbol horizontal, trabado delconector, bajada de la herramienta de prueba de las válvulas BOP y ensayo del árbol de pruebas. 8. Recuperación del empacador de suspensión, remoción de la camisa de desgaste del árbol, montaje del sistema SenTREE7, reestibado.

5 6 7 8

Revestidorde 133/8

pulgadas

Empacador desuspensión

Revestidor de103/4 por

95/8 pulgadas

> Secuencia de una completación submarina. 1. Completación de la perforación e instalación del empacador de suspensión. 2. Recuperación del tuboascendente de perforación y del conjunto BOP, desplazamiento del taladro. 3. Recuperación de la base guía de perforación con ayuda del ROV. 4. Bajada de la base de producción y conexión en el cabezal del pozo de 30 pulgadas.

Primavera de 2000 15

Completación—Cambiar el fluido en el pozopor fluido de completación; acondicionar el pozoantes de comenzar el proceso de completación;realizar la completación con equipamiento deproducción y la herramienta de completaciónsubmarina y pruebas.

Instalación e intervención—Cerrar los arietesempaquetadores; asentar y probar el colgador;fijar y probar el empacador; crear condición depresión inversa en el pozo; cañonear; establecerflujo de limpieza; extraer la columna de asen-tamiento.

Aislamiento y preparación para la pro-ducción—Bajar y fijar el tapón del colgador; abrirlos arietes empaquetadores; desconectar la he-rramienta utilizada para bajar el colgador y latubería de producción (THRT), extraer la herra-mienta THRT fuera del hueco con la columna deasentamiento. Bajar el sombrero interno delárbol; bajar y fijar el tapón del sombrero internodel árbol.10 Desconectar la herramienta THRT del

sombrero interno del árbol; recuperar la columnade asentamiento; recuperar el conjunto BOP y eltubo ascendente.

Dos compañías de servicios petroleros, Exproy Schlumberger, ofrecen herramientas y serviciospara la completación de pozos submarinos degran diámetro con árboles horizontales. ABBVetco Gray, una compañía de ingeniería que en laactualidad se ocupa del suministro de colgadoresde tubería de producción, trabaja activamentepara desarrollar y ofrecer servicios de comple-tación. A medida que los proveedores de servi-cios adquieren mayor experiencia y acumulan unhistorial de operaciones exitosas en completa-ciones submarinas con árboles horizontales, losoperadores comprenderán las ventajas que ofre-cen estos nuevos árboles en lo que respecta a fa-cilitar las tareas de completación e intervención.

A fines de 1999, la compañía Shell en susoperaciones de Sarawak, Malasia, logró ahorrosimportantes al pasar rápidamente de la etapa de

exploración a la de producción utilizando un árbolsubmarino horizontal ya preparado, que resultóser el primer árbol horizontal empleado por estacompañía. El uso del árbol de completaciónSenTREE7, les permitió completar con todo éxitoel pozo submarino 12 días antes de lo previsto sinun minuto de pérdida, lo que significó impor-tantes ahorros para la empresa. Schlumbergerestuvo trabajando desde las etapas iniciales deplaneamiento del proyecto, lo cual sirvió paragarantizar que las operaciones se llevarían acabo sin dificultades.

La completación se realizó mediante una se-rie de pasos: se terminó la perforación y se asen-tó el árbol de producción, se bajó la columna decompletación con la herramienta SenTREE7 y seconectó el pozo a un equipo de pruebas de pozo(página previa, arriba y próxima página, abajo).

13. Ejecución de la prueba de producción, estimulación con ácidos y pruebas a varias tasas de producción. 14. Desconexión de la herramienta THRT y recuperación de la columna de asentamiento y de la herramienta SenTREE7. Desmontaje del equipo de prueba de producción y del cabezal de flujo. 15. Bajada del sombrero interno del árbol. 16. El ROV cierra las válvulas. Recuperación de la herramienta THRT y de la columna de asentamiento.

(continúa en la página 16)

10. El sombrero del árbol es una cubierta que sella los conductos verticales en un árbol de producción submarino.

9. Bajada de la columna de completación, armado de la herramienta para bajar el colgador de la tubería de producción (THRT) y armado del sistemaSenTREE7 sobre el colgador; bajada de la columna de asentamiento con conexión a través de cordón umbilical, armado del cabezal de control de superficiehasta la columna de asentamiento. 10. Asentamiento del colgador en el árbol de producción y prueba de los sellos. Montaje del equipo de perfilaje yrecuperación de la camisa conectora. Bajada de los protectores de los asientos. Circulación de agua potable por la tubería de producción para estableceruna caída de presión. Bajada del tapón con cable de perfilaje, prueba de la columna y fijación del empacador. 11. Montaje del equipamiento de pruebas de producción. Montaje del cable de perfilaje y del lubricador. 12. Bajada de los cañones, carrera de correlación y cañoneo del pozo.

12119

Tubería deproducción con

roscas cromadasde 75/8 pulgadas

Receptáculocon hueco pulido

(PBR) de 7 pulgadas

Empacadorpermanente deproducción de

95/8 por7 pulgadas

10

Tubería cortade producciónde 7 pulgadas

Cañón

1413 1615

1817 19 20

A mediados de 1999, Texaco había estable-cido un récord en lo que respecta a las completa-ciones submarinas en aguas profundas en elcampo Gemini del Golfo de México (abajo). Seutilizó el árbol de completación submarinaSenTREE7—un sistema mejorado con activaciónhidráulica directa—en el proceso de com-pletación de tres pozos submarinos a 1037 m[3400 pies] de profundidad bajo el agua. En esemomento, esto constituía un récord mundial en laindustria petrolera para este tipo de sistemas decompletación submarina. El sistema mejorado deactivación hidráulica directa SenTREE7 permitióbajar la columna de completación de 5 pulgadas

de diámetro junto con un colgador de tubería deproducción Cameron sobre una columna de asen-tamiento de 7 pulgadas de diámetro y de 14,5kg/m [32 libras/pie]. Las completaciones serealizaron desde una embarcación anclada,Diamond Offshore Ocean Star, y el sistemahidráulico de control suministró un tiempo derespuesta de 120 segundos para controlar elpozo y, en caso de ser necesario, desconectar lacolumna de asentamiento.

Una vez finalizadas las completaciones, serealizaron pruebas de pozos en superficie desdela embarcación anclada. El primer pozo se pusoen fluencia hacia la embarcación Diamond Ocean

Star durante un total de 65 horas, al cabo de lascuales se obtuvo una tasa final de gas de 80MMscf/D (2,2 millones de m3/d), gas condensadoa razón de 1500 bbl/día (238 m3/d) y agua a razónde 220 bbl/día (32 m3/d). En la línea de inyecciónde productos químicos de la herramientaSenTREE7 se inyectó alcohol metílico en formacontinua, para impedir la formación de hidratosdurante el período de flujo. La herramienta tam-bién se utilizó para facilitar la instalación delsombrero interior del árbol. Schlumberger tam-bién suministró los equipos para las pruebas desuperficie y los servicios y equipos para la detec-ción de arena durante la limpieza del pozo. Todosestos servicios, incluyendo la operación de laherramienta SenTREE7, fueron prestados con el100% de tiempo de servicio.

Desde entonces, se ha establecido un nuevorécord de profundidad bajo el agua, una vez máscon la herramienta SenTREE7, en otro campo delGolfo de México. Ocurrió a fines de 1999, con unacompletación realizada por Schlumberger y unárbol de pruebas operado desde una embar-cación anclada, como en el caso anterior, pero enesta oportunidad se trataba de una profundidaddel lecho marino de 1417 m [4650 pies]. Esterécord se estableció durante la completación deun pozo en una zona desarrollada por sólo cincopozos, utilizando un sistema de herramientassimilar al empleado en el campo Gemini; tambiénen este caso el sistema mejorado de controlhidráulico directo aseguró un tiempo derespuesta de 120 segundos.

Se han realizado completaciones de este tipoen distintos pozos ubicados en Africa, en el Golfode México y en el Reino Unido, y se han planifi-cado aún más para el año 2000. A partir de laexperiencia excepcional obtenida en el campo

16 Oilfield Review

> Desarrollo submarino en el campo Gemini. Tres pozos submarinos explotados por Texaco en elGolfo de México fueron completados con el sistema SenTREE7 desde una embarcación anclada.

> Secuencia de una completación submarina (continuación). 17. Recuperación del conjunto BOP y de las guías de los cables. 18. Instalación del sombrerode residuos, desplegado de las patas telescópicas. 19. Suspensión del pozo. 20. Conexión a la línea de producción.

Primavera de 2000 17

Gemini, Texaco eligió a Schlumberger como lacompañía proveedora de los servicios de com-pletaciones en 15 pozos submarinos en el campoCaptain del Mar del Norte. Asimismo, se hanrealizado varios contratos para la provisión deservicios de pozos múltiples con las principalescompañías petroleras que se encuentranoperando en el Golfo de México.

En especial, BP Amoco ha firmado un contratoa tres años con Schlumberger para realizar servi-cios de completación submarinos en varios pozosde sus campos del Golfo de México. En dos deellos, la profundidad del lecho marino llega a los2134 m [7000 pies]. Estos pozos serán completa-dos desde la embarcación Enterprise, un barcode perforación con sistema de posicionamientodinámico. Esto hará necesario el uso del sistemade control multiplexado de aguas profundas, quepermite una desconexión controlada en el tér-mino de 15 segundos. La totalidad del sistemamultiplexado superó con éxito una rigurosaprueba de calificación y cumplió los estrictosrequerimientos de BP Amoco, incluyendo eltiempo de desconexión de 15 segundos. BPAmoco adquirió un equipo de pruebas de pozosen superficie, que instaló en la embarcaciónEnterprise para ser utilizado en pruebas de pozosy para producción temprana.11

por sus siglas en Inglés): se trata de un disposi-tivo especialmente diseñado para ser desple-gado y operado desde una embarcación equipadacon sistema de posicionamiento dinámico, y per-mite el acceso a los pozos submarinos activospor medio de cables de perfilaje o de tuberíasflexibles, sin necesidad de recurrir a un conjuntoBOP convencional y a un tubo ascendentemarino. Las técnicas de perfilaje tienen una apli-cación limitada en los cientos de pozos submari-nos que se encuentran sumamente desviados oen el caso de los pozos horizontales. Un sistemade intervención debe ser capaz de transportar lasherramientas y los fluidos en pozos muy desvia-dos. Con frecuencia, esto es posible con el uso delas tuberías flexibles.

A fines de 1997, se llevó a cabo por primeravez en el mundo una intervención con tuberíaflexible desde la embarcación CSO Seawell en elcampo Gannet ubicado en el Mar del Norte yperteneciente a Shell. Los representantes delgrupo de servicios de intervención de pozos deSchlumberger, junto con los de Dowell, CoflexipStena Offshore y Shell Subsea Engineering andUnderwater Engineering evaluaron en forma con-junta los riesgos relacionados con el desarrollodel sistema. En la embarcación CSO Seawell , seinstaló una estructura de levantamiento y trans-porte construida especialmente para mantener eltubo ascendente en tensión y poder así desple-gar la tubería flexible. En principio, se probó elsistema sobre un cabezal de pozo suspendido yse realizaron con éxito varias operaciones:conexión y desconexión de rutina; verificación dela cabeza giratoria; bajada de la tubería flexibleen el hueco; perfilaje y circulación; desconexiónde emergencia con 1100 lpc [7587 KPa] en el tuboascendente y desmontaje. En el pozo activoGannet, se realizó una prueba de perfilaje de pro-

IntervencionesLa mayoría de los pozos requieren algún tipo deintervención a lo largo de su vida útil. Las inter-venciones comprenden una serie de operacionesque pueden contribuir a extender la vida produc-tiva de un pozo, como por ejemplo, instalar oreparar las válvulas de control de superficieinstaladas en el subsuelo, reemplazar las válvu-las del sistema de levantamiento artificial porgas, obtener registros de producción, extraertuberías de producción averiadas, eliminarincrustaciones minerales o parafinas, cañonearnuevas secciones y cementar los cañoneos paracegar el flujo de agua. Algunas compañíassostienen que más de la mitad de su producciónproviene de pozos submarinos, por lo cual lesresultaría inadmisible ver reducida su producciónpor algún problema que se podría subsanar me-diante algún tipo de intervención.12

Las intervenciones se pueden realizar y, dehecho se realizan, con un taladro de perforacióny un tubo ascendente marino; sin embargo, comoen el caso de los pozos submarinos este sistemaconstituye una propuesta demasiado costosa, laindustria petrolera se ha visto obligada a desa-rrollar métodos más económicos para realizarintervenciones submarinas.

Los servicios de intervención de pozos sub-marinos que ofrece Schlumberger, junto conCoflexip Stena Offshore (CSO), han ideado unaalternativa económica para la intervención sen-cilla de pozos, es decir la que se puede realizar através de la tubería de producción. La empresaCoflexip Stena Offshore diseñó especialmente yconstruyó dos embarcaciones monocasco consistema de posicionamiento dinámico, la CSOSeawell y la CSO Wellservicer. El grupo de inter-vención de pozos de Schlumberger desarrolló ellubricador para intervenciones submarinas (SIL,

11. Para obtener más información sobre los sistemas deproducción temprana, consultar: Baustad T, Courtin G,Davies T, Kenison R, Turnbull J, Gray B, Jalali Y, Remondet J-C, Hjelmsmark L, Oldfield T, Romano C, Saier R y Rannestad G: “Cutting Risk,Boosting Cash Flow y Developing Marginal Fields,”Oilfield Review 8, no. 4 (Invierno de 1996): 18-31.

12. McGinnis E: “Coiled Tubing Performance UnderliesAdvances in Intervention Vessels,” Offshore 58, no. 2(Febrero de 1998): 46-47, 72.

ducción con la herramienta instalada dentro de latubería flexible durante cuatro días y no se re-gistró ningún momento de improductividad(abajo).

A partir del desarrollo del SIL en 1985, se hanregistrado más de 1166 días operativos y más de275 pozos submarinos en los que se ha utilizadoel lubricador de la embarcación CSO Seawell.13 Eléxito de estas operaciones se fundamenta en dosfactores clave: la eficiencia y la efectividad encostos de las mismas. En comparación conoperaciones realizadas desde una unidad de per-foración móvil, el ahorro en materia de costososcila entre el 40 y el 60%.

desde una embarcación con sistema de posi-cionamiento dinámico y con el apoyo de buzos,es decir una embarcación no equipada especial-mente para tareas de perforación. Los dos fac-tores preponderantes que jugaron en favor deeste nuevo enfoque fueron la reducción de loscostos de implementación de la tarea y el hechode que representaba un riesgo menor, ya que setrataba de un programa más corto con un mínimode recuperación de equipos.

El plan de abandono maximizaba la eficienciaal ejecutar la operación en dos partes: en primerlugar, se taponarían todos los pozos y luego serecuperarían todos los árboles de producciónsubmarina y los cabezales de pozo. De estaforma se optimizaban los costos de alquiler delos equipos y se permitía a los operarios mejorarel rendimiento del proceso por repetición yaprendizaje de un sólo tipo de operación.

La operación fue realizada por la embarcaciónCSO Seawell, propiedad de Coflexip StenaOffshore Ltd., utilizando el lubricador de inter-vención submarina. Durante la etapa de tapo-namiento, el SIL ayudó a mantener el control decada pozo y permitió matar los mismos medianteel bombeo de los fluidos adecuados a las zonasabiertas. Asimismo, fue posible cañonear lastuberías, hacer circular el cemento, realizar prue-bas de presión en los tapones, hacer circular latintura de pruebas, cañonear el revestidor y cor-tar las tuberías de producción con explosivos. Enla segunda etapa, se recuperaron el árbol de pro-ducción submarina y el colgador de la tubería deproducción, se cortaron las columnas del revesti-dor con explosivos al menos 4 m [12 pies] pordebajo del lecho marino y se recuperaron elcabezal de pozo y los remanentes del revestidor.La operación optimizada insumió 47 días de tra-bajo, en lugar de los 81 que se habían previsto.

Dentro de la plataforma continental del ReinoUnido, se han realizado hasta la fecha 142 aban-donos de pozos submarinos en producción y conproducción suspendida, entre los que se incluyen8 campos productivos completos. Estas opera-ciones se han hecho utilizando la embarcaciónCSO Seawell y el SIL.

Cuando se trata de pozos submarinos enaguas profundas, el abandono resulta más com-plejo. A fines de 1999, la compañía EEX Corpo-ration comenzó el abandono del campo Cooper,perteneciente al área Garden Banks del Golfo deMéxico: el primer proyecto de esta naturalezarealizado a una profundidad del lecho marinosuperior a los 640 m [2100 pies] y desde unaembarcación con sistema de posicionamientodinámico.15 Schlumberger y varias otras empre-sas de servicios trabajaron junto con Cal Dive Inc.en esta compleja operación que comprendió laremoción de un exclusivo tubo ascendente deproducción independiente, un sistema de amarre

18 Oilfield Review

EmbarcaciónCSO Seawell

Tubo ascendente rígido

Lubricador deintervenciónsubmarina

Arbol submarino

Sonda de perfilaje deproducción bajada con tubería flexible

> Servicios de intervención liviana en pozos submarinos desde una embarcación monocasco con sistema de posicionamiento dinámico utilizando el lubricador de intervenciones submarinas. En elcampo Gannet, en el Mar del Norte se realizó una intervención submarina efectiva en costos, queconsistió en la obtención de un registro de producción con una sonda de perfilaje transportada portubería flexible.

AbandonoA medida que se descubren nuevas zonas pro-ductivas y se agotan los campos prolíficos, losoperadores deben hacer frente al abandono dealgunos pozos submarinos, lo cual representa undesafío de la misma envergadura que toda otraoperación submarina. Es importante mantener elcontrol del pozo en todo momento y respetar laspautas de la operación de abandono; éstasvarían de acuerdo con los organismos guberna-mentales y reguladores, pero, por lo general,incluyen puntos relativos a la recuperación detodos los equipos en el pozo hasta una cierta pro-fundidad debajo del nivel del mar, y aislar dellecho del mar las zonas productivas y sobre-presurizadas o las zonas potencialmente produc-tivas. No obstante, llegada esta etapa de la vidadel pozo, los operadores tratan de minimizar losgastos al máximo.

Uno de los primeros grandes proyectos deabandono de pozos submarinos llevados a caboen el Mar del Norte fue el del campo Argyll,situado en el sector perteneciente al ReinoUnido.14 En 1975, el campo ubicado en una zonadonde la profundidad del lecho marino alcanzalos 79 m [260 pies], había sido el primero encomenzar su producción en el Mar del Norte.Hacia 1992, se habían perforado 35 pozos, 18 delos cuales presentaban completación submarinay 7 se habían cegado. La producción no se podíaextender por mucho más tiempo. En aquelmomento, la operación de abandono conven-cional consistía en recuperar la completación ycolocar tapones de cemento a través de latubería de perforación desde un taladro semi-sumergible, anclado o con sistema de posicio-namiento dinámico. Este proceso podía llevarentre 8 y 10 días por cada pozo.

Una alternativa innovadora proponía forzarcemento en los cañoneos productivos a través dela tubería de producción y cementar la totalidadde la completación en sitio. Para ello se necesi-tarían unos cuatro días por cada pozo utilizandolos mismos taladros de perforación que en el pro-cedimiento convencional, o bien, si se buscabaun sistema más económico, se podía realizar

Primavera de 2000 19

de 12 puntos, una unidad de producción flotantey todo el equipamiento submarino. Schlumbergeraportó su vasta experiencia en el manejo deproyectos submarinos, además de las tuberíasflexibles y de los servicios de bombeo, de líneasde arrastre, de pruebas y de perfilaje.

El primer paso consistió en matar los sietepozos submarinos. Una vez cumplida esta tarea,se limpiaron y lavaron el tubo ascendente, laslíneas de flujo, los árboles de producción y losconductos de exportación. Las líneas de amarre,las cadenas y las anclas se trasladaron fuera dela locación, y los siete pozos fueron taponados yabandonados utilizando una combinación de dis-positivos operados a cable y una unidad detubería flexible diseñada especialmente paraesta operación. Dado que toda la operación deabandono fue conducida desde la embarcaciónUncle John—un equipo semisumergible con sis-tema de posicionamiento dinámico—también seutilizó un paquete de desconexión para emergen-cias. Una vez taponados los pozos, se recupe-raron los árboles submarinos y las plantillasremotas. A continuación, las líneas de flujo y lastuberías de exportación fueron llenadas con aguasalada tratada. Estas tuberías, junto con la plan-tilla principal, fueron dejadas en el lugar sobre ellecho marino de manera tal que, en caso de sernecesario, pudieran ser utilizadas en el futurocomo soporte de algún nuevo desarrollo en laregión.

¿Cuál es el futuro de las operaciones submarinas?Muchas compañías ya han adquirido una expe-riencia considerable con respecto a las solu-ciones submarinas, mientras que otras todavía noterminan de comprender cuáles son las ventajasy las limitaciones que traen aparejadas. Todoscoinciden en señalar que, si bien la industriapetrolera ha realizado importantes progresosdesde el primer pozo submarino hace casi 40años, es necesario evolucionar aún más antes deque la tecnología submarina pueda ser aplicadaen todos los casos en que resulte necesaria.

una instalación especial para realizar pruebas entamaño real en Wyoming, EE.UU. Un circuito deflujo de 8 km [5 millas] de longitud será utilizadopara verificar los programas de predicción de for-mación de hidratos y los simuladores de flujomultifásicos, además de probar nuevos inhibido-res de hidratos, observar la iniciación de taponesde hidratos, evaluar los sensores y comprendercómo actúa la deposición de parafinas. No obs-tante, es necesario seguir trabajando para garan-tizar que los pozos submarinos y las conexiones alas plataformas de seguridad de gran longitudadquieran la capacidad de mantener la fluencia.

En otros lugares del mundo, se han empren-dido otras iniciativas. En Brasil, por ejemplo,PROCAP2000 apoya el desarrollo de tecnologíasque permiten la producción proveniente de zonasen las que la profundidad del lecho marino llegahasta los 2000 m [6562 pies]. A partir de su ini-ciación en 1986, este grupo ha alcanzado muchosde sus objetivos, si bien continúan en estudiovarios proyectos submarinos que se concentranen la medición, la separación y el bombeo deflujo multifásico submarino.

El Programa Noruego de Aguas Profundas seformó en 1995 con los responsables de las licen-cias de operación en áreas de aguas profundasen la plataforma continental noruega, que inclu-yen Esso, BP Amoco, Norsk Hydro, Shell, Saga yStatoil. El objetivo del programa era hallar solu-ciones más económicas para hacer frente a losdesafíos que presentan las áreas de aguas pro-fundas y comprendía: la adquisición de datosclimáticos y de las corrientes, la construcción deun modelo regional del lecho marino y los sedi-mentos someros, la determinación de los requisi-tos con respecto al diseño y a las operaciones, yla resolución de problemas relativos a las líneasde flujo, a los cordones umbilicales y al flujo multi-fásico.17

Estos esfuerzos conjuntos han sido estableci-dos no sólo con respecto a la tecnología subma-rina, sino también para descubrir solucionesrelativas a la exploración y la producción enaguas profundas en general. Sin embargo, mu-chos operadores prefieren el concepto de opera-ciones submarinas como sistema de desarrollo alargo plazo en las áreas de aguas profundas. Deacuerdo con algunos cálculos estimativos, el20% de las inversiones de capital globales en de-sarrollos de campos marinos están destinadas ainstalaciones y completaciones submarinas.18 Amedida que los equipos submarinos continúendemostrando su confiabilidad, que se resuelvanlos problemas relacionados con la continuidad deflujo y los operadores adquieran confianza en lasprácticas submarinas, es muy probable que esteporcentaje se incremente aún más. —LS

Prácticamente todas las limitaciones quesubsisten hoy en día están relacionadas con lasgrandes profundidades y las condiciones operati-vas extremas con que se enfrentan los pozos sub-marinos. Gran parte de las tareas pendientestienen que ver con el aspecto metalúrgico: losmetales sometidos a las temperaturas y pre-siones propias de las profundidades submarinasse tornan quebradizos, lo cual provoca fallas enlos equipos. Para poder alcanzar profundidadesmayores, quizás sea necesario el desarrollo deotros tipos de materiales completamente nuevos.

Otro ámbito de investigación es el rela-cionado con los tubos ascendentes, los amarresy los cordones umbilicales. Se están realizandoinvestigaciones con el fin de evaluar las vibra-ciones inducidas sobre los tubos ascendentes deperforación y la posibilidad de desarrollar ama-rres de poliéster.

A medida que se descubren nuevas zonasproductivas y se agotan los campos prolíficos, losoperadores deben hacer frente al abandono dealgunos pozos submarinos, lo cual representa undesafío de la misma envergadura que toda otraoperación submarina. Es importante mantener elcontrol del pozo en todo momento y respetar laspautas de las operaciones de abandono.

La industria petrolera está tratando de inno-var, por ejemplo, a través de la formación de con-sorcios, con el objetivo de conjugar iniciativas yesfuerzos. Uno de estos grupos es el DeepStar,formado en el Golfo de México y del que partici-pan 22 compañías petroleras y 40 contratistas yempresas de servicios.16 Las petroleras hanespecificado ciertas áreas en las cuales resultaimperioso hallar nuevas soluciones para aguasprofundas. En primer lugar se encuentra la ase-guración del flujo. Las parafinas y los hidratosconstituyen las causas principales del bloqueodel flujo a lo largo de la extensa distancia hori-zontal que existe entre la completación subma-rina y su conexión a la plataforma de producción.Si fuera posible encontrar formas de combatir laformación de parafina e hidratos, se podrían uti-lizar conductos de mayor extensión y sería posi-ble reducir los costos, lo cual permitiría eldesarrollo de reservas que en este momentoresultan marginales.

Varias compañías se encuentran abocadas aencontrar soluciones a estos problemas. Algunasde ellas proponen y prueban métodos que inten-tan desatascar las líneas de flujo por medio deherramientas transportadas por tuberías flexi-bles. Asimismo, se está ensayando la factibilidadde calentar las tuberías para controlar la forma-ción de parafinas e hidratos. Además, la organi-zación DeepStar ha iniciado la construcción de

13. Stewart H y Medhurst G: “A Decade of Subsea WellIntervention,” artículo presentado en la SextaConferencia Internacional de Tubería Flexible eIntervención de Pozos en Houston, Texas, EE.UU.,Febrero 9-11, 1998.

14. Prise GJ, Stockwell TP, Leith BF, Pollack RA y Collie IA: “An Innovative Approach to Argyll FieldAbandonment,” artículo de la SPE 26691, presentado enla Conferencia Europea de Actividades Marinas de laSPE en Aberdeen, Escocia, Septiembre 7-10, 1993.

15. Furlow W: “Field Abandonment,” Offshore 59, no. 10(Octubre de 1999): 114.

16. Silverman S y Bru JG: “Taking the Initiative,” DeepwaterTechnology, Supplement to Petroleum EngineerInternational 72, no. 5 (Mayo de 1999): 54-56.

17. Silverman y Bru, referencia 16.18. Thomas, referencia 6.

Nada dura eternamente. Para muchos denosotros, "para siempre" significa la duración denuestra vida, lo cual puede variar en gran medidade un individuo a otro. La "permanencia" de losobjetos inanimados también varía en tiempo y enimportancia. Por ejemplo, los satélites de comu-nicaciones comerciales son costosos, difíciles deinstalar y, por lo general, resultan inaccesiblespara reparar, por lo cual es importante que fun-cionen correctamente durante un tiempo prolon-gado. Si bien las válvulas de reemplazo y losmarcapasos que se colocan en los corazoneshumanos se pueden substituir o reparar, esto sig-nifica un riesgo considerable para el paciente.Los equipos enviados a las estaciones remotasde investigación instaladas en la Antártidadeberían soportar las condiciones extremas a lasque estarán sometidos. Los edificios, los puentesy los monumentos también son construidos paraperdurar, si bien su vida útil es finita. Las com-pletaciones inteligentes, que combinan el moni-toreo y el control de la producción, son cada vezmás habituales, y requieren el uso de sensoresde fondo y válvulas de control de flujo suma-mente confiables.1

Los equipos instalados en el fondo de lospozos petroleros también deben soportar laprueba del tiempo. La vida productiva de un pozode petróleo o de gas puede ser de unos 10 añoso más, de manera que los equipos de monitoreopermanente deben durar por lo menos ese lapsopara satisfacer las expectativas de los ope-radores. Debido a que resulta poco prácticorealizar pruebas de equipos de tan larga dura-ción, los responsables de desarrollar los sis-temas de monitoreo permanente se basanfundamentalmente en la ingeniería de alta con-fiabilidad y en las pruebas de fallas. Como resul-tado se ha logrado un historial impresionante deconfiabilidad en las instalaciones de monitoreopermanente en el mundo entero.

En este artículo, se examinan los desafíosque se presentan en el monitoreo permanente.Además, se considera de qué manera los inge-nieros desarrollan sensores de instalación per-manente resistentes, capaces de suministrar unflujo constante de datos a lo largo de la vida útildel pozo. Por último, se presentan ejemplos quedemuestran cómo el uso de sensores de insta-lación permanente genera valor agregado, ya que

FloWatcher, NODAL, PQG (Sonda de Cuarzo de InstalaciónPermanente), PressureWatch, PumpWatcher, Sapphire yWellWatcher son marcas de Schlumberger.1. Para obtener más información sobre los aspectos

relacionados con el control de flujo en las completacionesinteligentes, véase: Algeroy J, Morris AJ, Stracke M,Auzerais F, Bryant I, Raghuraman B, Rathnasingham R,Davies J, Gai H, Johannessen O, Malde O, Toekje J yNewberry P: “Controlling Reservoirs from Afar,” OilfieldReview 11, no. 3 (Otoño de 1999): 18-29.

20 Oilfield Review

Monitoreo en el fondo del pozo: su evolución

Joseph EckHouston, Texas, EE.UU.

Ufuoma EwheridoJafar MohammedRotimi OgunlowoMobil Producing Nigeria UnlimitedLagos, Nigeria

John FordAmerada Hess CorporationHouston, Texas

Leigh FryShell Offshore, Inc.New Orleans, Luisiana, EE.UU.

Stéphane HironLeo OsugoSam SimonianClamart, Francia

Tony OyewoleLagos, Nigeria

Tony VenerusoRosharon, Texas

Se agradece a François Auzerais, Michel Bérard, Jean-Pierre Delhomme, Josiane Magnoux, Jean-Claude Ostiz yLorne Simmons, Clamart, Francia; Larry Bernard y DavidLee, Sugar Land, Texas, EE.UU.; Richard Dolan y BradFowler, Amerada Hess Corporation, Houston, Texas; DavidRossi y Gerald Smith, Houston, Texas; John Gaskell,Aberdeen, Escocia; y Younes Jalali y Mike Johnson,Rosharon, Texas por su valiosa colaboración en lapreparación de este artículo.Agradecemos a Philip Hall, Chief Executive of The SirHenry Royce Memorial Foundation, por la información suministrada acerca de la máquina de pruebas de SirHenry Royce.

El monitoreo de los yacimientos requiere el uso de sistemas confiables para la

adquisición de datos en el fondo del pozo. Los productos basados en ingeniería de

alta confiabilidad y pruebas de fallas resultan esenciales para la construcción de

sistemas de monitoreo permanente durables y son responsables de un impresionante

historial de sensores de instalación permanente en el mundo entero. Estos sensores

suministran los datos necesarios, tanto para resolver problemas inmediatos como

para la planificación de desarrollos a largo plazo.

Primavera de 2000 21

permite optimizar la producción y advertir a losoperadores acerca de problemas potenciales,para que puedan tomar acciones preventivas ocorrectivas.

El monitoreo permanente y sus desafíosDesde el punto de vista de la confiabilidad, lossensores instalados en forma permanente en elfondo de los pozos de petróleo y de gas son simi-lares a los satélites de comunicaciones comer-ciales. Existen también otras industrias, comopor ejemplo la industria automotriz, que seenfrentan a los mismos desafíos de confiabilidad.Cada sistema debe funcionar durante un tiempoconsiderable bajo condiciones ambientales muyadversas. Una vez instalados, habitualmente losdispositivos no se reparan, ni se reemplazan o serecuperan. Es probable que algunas de suspartes no regresen nunca a la superficie para sersometidas a un análisis de laboratorio y tratar deaveriguar el origen de la falla; por otra parte,resulta difícil determinar qué falló sin poderextraer y examinar el dispositivo que tuvo pro-blemas en su funcionamiento.

Frente a estos desafíos, por lo general, se in-cluyen componentes redundantes con la esperan-za de que si una parte falla, su duplicado puedafuncionar. Si se utilizan en forma adecuada, losdiseños redundantes pueden incrementar el gradode confiabilidad en forma considerable. Noobstante, tanto en los sensores de fondo como enlos satélites, los componentes de repuesto ocupanun valioso espacio que, de por sí, resulta limitadoy consumen demasiada energía. La especificaciónde los componentes de repuesto debe tender aevitar los tipos de falla habituales. Por ejemplo, sise sabe que un determinado componente es pro-clive a fallar en un determinado ambiente, surepuesto debería estar construido con otro mate-rial, de manera que el nuevo no falle bajo las mis-mas condiciones. En los anales de la aviación seincluyen numerosos episodios de desastres provo-cados por fallas comunes. En 1927, CharlesLindbergh se embarcó en un vuelo transatlánticoen el monomotor Spirit of Saint Louis sólo

después de realizar exhaustivos estudios que loconvencieron de que su vida no correría peligro apesar de la falta de sistemas de apoyo.2

Además de fabricar equipos de fondo deinstalación permanente de larga duración, losingenieros y los diseñadores trabajan en formaconjunta para hacer frente a las complejidadesde la instalación de los equipos y de las condi-ciones en la locación del pozo. Para garantizar laconfiabilidad resulta esencial contar con inge-nieros de campo competentes y equiposresistentes. Por ejemplo, es muy difícil mantenerun alto nivel de destreza manual por espacio devarias horas bajo una tormenta helada o unviento intenso. En la instalación de un sistema demonitoreo, es importante que los operarios decampo cuenten con las herramientas adecuadas,que garanticen la consistencia de la operación,en especial cuando se encuentran en sitios remo-tos. Si se logra simplificar al máximo el procesode instalación, también se aumenta la probabili-dad del éxito de la operación. Las fallas tem-pranas en los sistemas de monitoreo permanentedisminuyen cuando un grupo de trabajo bienentrenado realiza la instalación con herramientasque conoce a la perfección.

Los operadores han utilizado las sondas depresión de instalación permanente en el fondo delpozo desde la década del 60.3 La amplia experien-cia adquirida en la materia se traduce en la últimageneración de sensores, de los que ya se disponede datos de confiabilidad resultantes de estudiosestadísticos. Hoy en día existen miles de sen-sores instalados en todo el mundo, más de 800 delos cuales fueron instalados por Schlumbergerdesde 1973 (arriba y próxima página, arriba).

22 Oilfield Review

Cabezal del cable con sello metal contra metal

Protector soldado y sellado herméticamente

Controlador del cable y regulador de tolerancia de fallas

Presión y temperatura digitales y auto prueba11

010

Resonadores de cristal de cuarzo para medir la temperatura y la presión

Fuelle de protección

P/T

Conexión a la presión

Conexión con collarín radial

Conexión con autoclave axial

o

Cable encapsulado de 1/4 pulgada

> Sonda de presión instalada en el fondo delpozo en forma permanente. Esta sonda decuarzo de instalación permanente (PQG, por sus siglas en Inglés) mide presión y temperatura utilizando resonadores de cristal de cuarzo.

1973 Primera instalación de una sonda permanente en el fondo de un pozo en Africa Occidental, basada en equipos operados con cable de perfilaje

Infa

libili

dad

1975 Primer transmisor de presión y temperatura por medio de un único cable de perfilaje

1978 Primeras instalaciones submarinas en el Mar del Norte y en Africa Occidental

1983 Primera instalación submarina con transmisión acústica de datos a la superficie

1986 Cable instalado en el fondo del pozo en forma permanente encapsulado en un tubo de metal completamente soldado

<Hitos marcados por Schlumberger en el desarrollo del monitoreo permanente. En esta línea cronológica semuestra cualitativamente el aumento progresivo del grado de confiabilidad—es decir, el suministro confiable de mediciones de alta calidad de los sensores de instalación permanente.

2. http://www.pbs.org/wgbh/amex/lindbergh/timeline/index.html

3. Nestlerode WA: “The Use of Pressure Data From Perma-nently Installed Bottom Hole Pressure Gauges,” artículode la SPE presentado en la Reunión Regional de lasRocallosas, Denver, Colorado, EE.UU., Mayo 27-28, 1963.

4. Para mayor información sobre sondas de presión defondo instalados en forma permanente: Baker A, GaskellJ, Jeffrey J, Thomas A, Veneruso T y Unneland T:“Permanent Monitoring—Looking at Lifetime ReservoirDynamics,” Oilfield Review 7, no. 4 (Invierno de 1995): 32-46.

Primavera de 2000 23

A comienzos de la década del 90 se desarrollóuna nueva generación de sensores más confia-bles, con lo cual se produjo un aumentosignificativo en el número de instalaciones rea-lizadas.

Infalibilidad, condición Sine Qua NonBásicamente, una sonda de instalaciónpermanente en el fondo del pozo consta desensores para medir la presión y la temperatura,componentes electrónicos y un protector (páginaprevia, abajo).4 La sonda se mantiene en la

posición correcta mediante un mandril ubicadoen la tubería de producción. Por otra parte, uncable corre dentro de un tubo metálico protector,y se encuentra sujeto a la tubería. Este cableconecta la sonda con el cabezal del pozo y luegocon los equipos de superficie, como por ejemplouna computadora o un sistema de control. Si setiene en cuenta que la adquisición y latransmisión de datos de buena calidad dependendel correcto funcionamiento de cada una de suspartes, estos sistemas son sólo tan confiablescomo lo sea el más débil de sus componentes.

Un sistema completo de monitoreo y comuni-cación, como el sistema WellWatcher, manejadiversos sensores, que incluyen un sensorFloWatcher para medir la tasa de flujo y la densi-dad del fluido, un sensor PumpWatcher que mo-nitorea una bomba electrosumergible y unasonda PressureWatch que mide la presión y latemperatura (abajo). Los sensores instalados enla superficie miden la tasa de flujo multifásico yla presión, y detectan la producción de arena.Además de los controles de superficie por mediode válvulas y orificios de control, se utiliza una

Controles y sensores de superficie Tasa de flujo multifásico Válvula y orificio de control Mediciones de presión Detección de arena

Sensores de fondo permanentes FloWatcher monitorea tasa de flujo y densidad PumpWatcher monitorea bomba electrosumergible PressureWatch mide presión y temperatura

Servidor central y base de datos

Software de recuperación de datos y de comunicaciones

Aplicaciones integradas

> Sistema completo de monitoreo permanente para medir la presión, la temperatura, la tasa de flujo y la densidad del fluido en el fondo del pozo. Los sensores de superficie miden la tasa de flujo y la presión. Un sistema de recuperación de datos y comunicaciones facilita la transferencia de los datos a las oficinas del usuario.

1986 Introducción de unsensor de cristal de

cuarzo para medir lapresión instalado en

un pozo submarinoen forma permanente

1990 Conductor de cobre en uncable instalado en el fondo

del pozo en forma permanente

1993 Nueva generación desensores permanentes de

cristal de cuarzo y zafiro

1994 Funcionamiento del sensorPQG avalado por un programa

de acreditación de BP. Se inicianlas pruebas de laboratorio a

largo plazo

1994 Instalación del sistemaFloWatcher para medición

de la tasa de flujo y de la densidad del fluido

computadora donde se vuelcan todos los datosalmacenados en el pozo o transmitidos a las ofi-cinas centrales (abajo).5

Los sistemas de fondo de instalación perma-nente deben ser seguros a lo largo de toda su vi-da útil; deben ser confiables y estables. Eltérmino "infalibilidad" puede tener distintos sig-nificados según el contexto en que se encuentre,pero en este artículo se utiliza para referirse auna combinación de confiabilidad y estabilidad.Dentro de este contexto, la "confiabilidad" serefiere a la instalación correcta de los sensores yal consiguiente suministro de datos provenientesde los mismos. Se puede definir como la proba-bilidad de que el sensor funcionará según loespecificado y sin fallas durante un tiempo pre-establecido, bajo las condiciones ambientalesrequeridas.

La "estabilidad" se refiere a las medicionesreales. Las mediciones obtenidas con sensoresinestables o con deriva excesiva pueden causarmás problemas al operador de un campo petrole-ro que la falla completa del dispositivo. Es impor-

tante saber si la variación gradual de una medi-ción en el transcurso del tiempo indica un cambioreal en el yacimiento o simplemente refleja unefecto de la deriva en la sonda de medición.

Para garantizar que se cuenta con un produc-to seguro, resulta esencial mantener un estrictocontrol de calidad a lo largo de la totalidad delproceso de ingeniería. La calidad es el grado enel cual el producto se ajusta a las especifica-ciones. Para poder alcanzar realmente un gradode confiabilidad y estabilidad de primer nivel sedeben cumplir ciertas pautas: desarrollo sistemá-tico del producto y pruebas de calificación, usode componentes de óptima calidad y de métodosde diseño de eficacia comprobada, auditoríasestrictas y control de los componentes genéricos,análisis de fallas y consultas con colegas deámbitos industriales y académicos. No se puedeprobar la confiabilidad y la estabilidad de un pro-ducto una vez que éste ha sido construido, por locual se deben tener en cuenta a lo largo de latotalidad del proceso, desde el momento del di-seño y la producción hasta su instalación.

El camino hacia la confiabilidadEn el transcurso de los últimos 10 años,Schlumberger ha logrado perfeccionar la infali-bilidad de sus sistemas de monitoreo de insta-lación permanente introduciendo mejoras en losprocesos de ingeniería y de pruebas, en el diseñode los sistemas, en el análisis de riesgos y en elentrenamiento del personal y los procedimientosde instalación (próxima página, arriba).6 Al igualque ocurre con otras herramientas y sistemasdesarrollados por Schlumberger, el desarrollo delos sensores de instalación permanente sigueuna secuencia lógica de etapas de ingeniería, yla preocupación con respecto a la infalibilidadreviste fundamental importancia en cada una deestas etapas.

La etapa de ingeniería comienza con el desa-rrollo del perfil del proyecto, o bien con unadescripción verbal de un concepto técnico quesirve como marco de referencia. El perfil delproyecto define la función de cada componente ylas condiciones ambientales que deberánenfrentar a lo largo de la vida esperada. Todos

24 Oilfield Review

Unidad de adquisición de datos WellWatcher

Sensores

Servidor de recuperación automática de datos

Cliente de recuperación automática de datos

Central de almacenamiento

Configuración de la central de almacenamiento

Archivado de la base de datos

Archivos ASCII

Buscador de datos

Biblioteca de datos

Oficina de ingeniería

HELIKOPTER SERV

Locación del pozo Oficinas

> Flujo de datos. Las mediciones se transmiten desde el dispositivo instalado en el fondo del pozo hasta la superficie mediante el cable. La unidad deadquisición de datos en la superficie puede enviar datos por medio del satélite a las oficinas de ingeniería, donde se almacenan los datos en una biblioteca para facilitar el acceso a los mismos.

Prueba de estabilidad de un sensor de insta-lación permanente. Este gráfico de presióncon respecto al tiempo representa la pruebade un sistema de sensor de cuarzo de instalación permanente PQG en un ambientede temperaturas y presiones elevadas en eltranscurso de más de dos años. Las condiciones iniciales de la prueba eran 140°C[284°F] y 7000 lpc [48,2Mpa]. Posteriormentese aceleraron las pruebas, con un incrementode la temperatura a un nivel máximo de 150 °C[302°F], y luego a 160° [320°F] y 170°C [338°F],para provocar una falla en el sensor. Cada vezque se incrementó la temperatura, se produjoun breve período de deriva en la mediciónantes de que el sensor recuperara la estabilidad. La deriva del sensor fue demenos de 3 lpc/año [20 kPa/a]. Durante laprueba, el sensor funcionó de acuerdo con loesperado, pero fue necesario reparar dosveces la celda de prueba.

Primavera de 2000 25

los componentes del sistema son sometidos adistintos controles y calificados para soportar lascondiciones previstas. Se realizan pruebas dedestrucción acelerada que los ponen bajo condi-ciones mucho más extremas que las esperadas alo largo de su vida, como impactos y vibracionesmecánicas más fuertes y temperaturas y pre-siones más elevadas que las que se encuentranen el fondo del pozo. Este tipo de pruebas per-mite determinar las causas de las fallas y losmodos de las mismas. Mediante pruebas del sis-tema a largo plazo, los ingenieros pueden conva-

lidar los modelos de confiabilidad y cuantificar laestabilidad de las mediciones (abajo).

Una desventaja que presentan las pruebas dedestrucción acelerada es que las fallas puedenocurrir simplemente debido a una sobrecarga detensiones de la prueba en cuestión, y podría noresultar un buen mecanismo de predicción delcomportamiento real. Si bien resulta imposibleprobar todo, es importante probar la mayorcantidad de elementos posible para aumentar laconfianza en que el producto funcionará según lorequerido en las operaciones comerciales.

Ingeniería del producto

Perfil y requerimientos del proyectoDiseño de un prototipo del productoAnálisis de riesgo y planes de pruebasPruebas de calificación de los componentesPruebas de calificación de confiabilidadControles técnicos y auditoríasConstante perfeccionamiento del producto

Entrenamiento y desarrollo del personal

Entrenamiento con los ingenieros de desarrollo y de campoEntrenamiento sobre la instalación de completaciones de pozosEvaluación del comportamiento y plan de crecimientoPerfeccionamiento de las técnicas

Ingeniería del proyecto

Requerimientos de ingeniería de yacimiento y de producciónDiseño de las completaciones de pozo y planificación de la instalaciónConstrucción, instalación y operación del pozoPerfeccionamiento del proyecto

Confiabilidad y manejo de la calidad de los datos

Ingreso del historial del campo en la base de datosAnálisis de resultados y respuestas para introducir mejorasRevisión con los operadores e ingenieros de desarrollo y de campo

>Desarrollo de un sistema de monitoreo permanente. Desde el perfil inicial del proyecto hasta el análisis de las fallas, la colaboración entre los ingenieros, el personal de campo y los operadores permite mejorar los sistemas de monitoreo permanente en forma continua.

5. Artículo relacionado con la entrega de datos en esta edi-ción: Brown T, Burke T, Kletzky A, Haarstad I, Hensley J,Murchie S, Purdy C y Ramasamy A: “Entrega de datos a tiempo,” Oilfield Review 11, no. 4(Primavera de 2000): 34-55.

6. Veneruso AF, Sharma S, Vachon G, Hiron S, Bussear T y Jennings S: “Reliability in ICS* Intelligent CompletionsSystems: A Systematic Approach from Design toDeployment,” artículo de la OTC 8841, presentado en laOffshore Technology Conference de 1998, Houston,Texas, EE.UU., Mayo 4-7, 1998.

010.000

10.005

10.010

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100 200 300 400 500 600 700 800 900

Lecturas de presión de la sonda PQG

1 año 2 años

Repa

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la ce

lda

de p

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Repa

ració

n de

la ce

lda

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a

Deriva de -3 lpc/año

Deriva de 0 lpc/año

Duración de la prueba, días

Pres

ión,

lpc

150°C 160°C 170°C

Prueba de estabilidad de la sonda PQG a 10.000 lpc

>

Las experiencias de los ingenieros de campoconstituyen un complemento de fundamentalimportancia en conjunto con las pruebas de la-boratorio.

Asimismo, se realizan pruebas de susceptibi-lidad a los impactos y vibraciones mecánicas,como los que se pueden producir durante eltransporte y la instalación.7 El concepto básico deestas pruebas es similar a las desarrolladas porSir Henry Royce, el ingeniero responsable deléxito del automóvil Rolls-Royce. Su método con-sistía en hacer chocar el automóvil repetidasveces sobre aparatos que simulaban los golpesen la calle. De esa manera Royce determinabaqué partes del chasis no eran lo suficientementefuertes y desarrollaba otras mejores (derecha).8

Los cambios incluían, por ejemplo, el reemplazode remaches por bulones y el uso de pocosbulones de gran tamaño en lugar de muchospequeños.

Durante la etapa de diseño del sistema, losingenieros garantizan que se establezca una inte-racción adecuada entre los componentes de lacompletación. A través de la comunicación conlos ingenieros a cargo de la completación y losproveedores externos se ha logrado un mejora-miento continuo de las conexiones operadas porcable en el fondo y de la protección del sistema.

Tanto los expertos como los usuarios aportanideas durante la etapa de desarrollo mientras losingenieros realizan simulaciones y construyenmaquetas. Con frecuencia se realizan revisionesdel diseño, en las que se incluye al personal quetrabaja en el campo. Las reglas del diseño estánpreparadas para atender la necesidad de reducirlas presiones sobre los componentes, minimizarlas conexiones externas y otros motivos de preo-cupación.

Una vez que se ha construido el sistema y seencuentra listo para su instalación, un equipoespecialmente entrenado revisa todos losdetalles de los procedimientos de la instalación ylos planes del proyecto con el personal involu-crado en las operaciones y los contratistas exter-nos. El desempeño del personal a cargo de lainstalación de campo reviste un papel fundamen-tal en la confiabilidad del sistema, por lo cual seorganizan programas formales de capacitación,tanto para los ingenieros de diseño del sistemacomo para los técnicos que se ocupan de las

instalaciones de campo. Los ingenieros de diseñotratan de simplificar al máximo los requerimien-tos de la instalación, ya que existen diversos fac-tores, tales como bajas temperaturas, ráfagas deviento y tiempos prolongados que pueden sig-nificar desafíos adicionales para el personal. Undiseño que permite una instalación rápida y fácilhace más llevadera la carga para el personal decampo, además de minimizar los riesgos y eltiempo de trabajo.

26 Oilfield Review

>Herramientas de tortura. A comienzos del siglo pasado, Sir Henry Royce sometía el chasis de unautomóvil a impactos mecánicos repetidos (arriba), para poder observar cuáles de sus partes evidenciaban una tendencia a fallar y poder construir partes mejores para Rolls-Royce. Hoy en día,Schlumberger ha desarrollado máquinas de prueba altamente especializadas y técnicas de ensayosacelerados para verificar la resistencia de los equipos de fondo frente a los impactos mecánicos (abajo).

7. Veneruso A, Hiron S, Bhavsar R y Bernard L: “ReliabilityQualification Testing for Permanently Installed WellboreEquipment,” sinopsis presentadas para la ConferenciaAnual de la SPE a realizarse en Dallas, Texas, EE.UU.,Octubre 1-4, 2000.

8. Se agradece a Phillip Hall por la información acerca de lamáquina de pruebas de Rolls-Royce. El señor Hall seretiró de Schlumberger después de 22 años de servicio,transcurridos en el campo petrolero y en el área de electrónica. Actualmente ocupa el cargo de Presidentede la Fundación en memoria de Sir Henry Royce, consede en: The Hunt House, Paulerspury,Northamptonshire, NN12 7NA, Inglaterra.

Primavera de 2000 27

Aprender de la experienciaCuando se produce una falla en un sensor defondo de instalación permanente, los ingenierosanalizan las circunstancias y muchas vecestratan de reproducir los modos de la falla en elcentro de ingeniería o en otra instalación deprueba. Los mecanismos de las fallas no sonaccidentales; en la mayoría de los casos existencausas subyacentes que se deben descubrir,como problemas en el diseño, fallas en los mate-riales o instalaciones incorrectas. Schlumbergerha establecido una base de datos en línea pararecolectar datos relativos a las instalaciones delsistema, incluyendo los detalles acerca de lascondiciones ambientales, para poder identificarposibles patrones recurrentes en las fallas(derecha). Esta base de datos permite realizar unanálisis estadístico de los datos por región, ope-rador, condiciones ambientales y otros paráme-tros operacionales. A través de un minuciosoanálisis de la base de datos mundial se podráaprender a partir de las diversas experiencias decampo y concentrar los esfuerzos en las posiblesáreas de mejora.

Desde el 1 de agosto de 1987 hasta el pre-sente, se ha controlado el funcionamiento de 712instalaciones de sensores permanentes. El sis-tema más antiguo tiene más de 16 años y fueinstalado unos años antes de la creación de labase de datos. En un análisis de 572 instala-ciones de tecnología digital de última ge-neración, realizado desde su introducción enmarzo de 1994, se indica que más del 90% deestos sistemas PressureWatch de cuarzo y zafirotodavía se encontraban en funcionamientodespués de 2 años y medio (abajo). Este análisis,

> Base de datos del sensor de fondo de instalación permanente. Un control cuidadoso de cadasistema permite el análisis del comportamiento del sensor. Por medio de una comparación delas condiciones ambientales, el equipo de trabajo puede prepararse para instalar los sensoresen nuevos sitios, aprendiendo de las experiencias vividas en áreas similares.

00,0 0,5 2,01,51,0 2,5 3,0 4,0 4,53,5 5,0

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Vida operativa, años

Prob

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,Vida operativa de los sensores de instalaciónpermanente. Desde que comenzó a llevar un registro en el año 1987, Schlumberger lleva instalados más de 700 sensores de instalación permanente en todo el mundo. El análisis de 572instalaciones de última generación con tecnologíadigital efectuadas desde marzo de 1994, que semuestra con una línea violeta, indica que más del88% de estos sistemas PressureWatch de cuarzo yzafiro todavía se encontraban en operacióndespués de 4 años. La línea de tendencia de colorlila comienza en 97% y disminuye un 3% por año,una tasa de falla más elevada que la de los datosreales. La fotografía muestra las instalaciones deproducción del campo Baldpate, operado por laempresa Amerada Hess.

>

basado en métodos introducidos por Møltoft,permite revelar los factores clave que ejerceninfluencia sobre la confiabilidad de los sistemasde monitoreo permanente (arriba a la derecha).9

El método Møltoft considera el tiempo real deoperación de un sistema en lugar de su tiempocalendario, lo cual constituye una ventaja impor-tante cuando se estudian instalaciones de campodurante un período de tiempo prolongado. Estemétodo ayuda a identificar las áreas querequieren mejoras dentro del diseño y la insta-lación del sistema.

Las compañías operadoras han estudiado enforma independiente la confiabilidad de los sen-sores de instalación permanente.10 Los distintosfabricantes y operadores miden el compor-tamiento de acuerdo con sus propios estándares.Schlumberger prefirió concentrarse en el estudiodel sistema en su totalidad en lugar de hacerlosobre un único componente, ya que es funda-mental que todo el sistema opere en forma co-rrecta y suministre los datos utilizables.

Del fondo del pozo al escritorio: uso de losdatosUna vez que los equipos han sobrevivido a laodisea de las pruebas y la instalación, los ver-daderos desafíos comienzan cuando el sistemade monitoreo permanente se coloca en un pozo.Un sistema que toma una medición por cadasegundo del día produce más de 31 millones dedatos por año. Tanto los operadores como lascompañías de servicios deben hacer frente alvolumen de datos provenientes de los sistemasde monitoreo permanente, lo cual constituye untema de frecuente preocupación.11 Ciertos ope-radores han optado por tomar muestras de datosen momentos específicos, o bien cuando se pro-duce una modificación en las mediciones quesupera un límite predeterminado. Otros, en cam-bio, toman muestras de los datos a intervalos detiempo mayores, como por ejemplo cada 30segundos, con el fin de reducir el volumen de losdatos.

Una vez que llegan al usuario, los datos seaplican en dos problemas de producción ge-nerales: el drenaje de los yacimientos y la pro-ductividad del pozo (próxima página). Losaspectos relativos al drenaje del yacimiento com-prenden: monitoreo de la presión, mantenimientode la presión, modelos de balance de materialesy de simulación dinámica de los yacimientos. Lostemas relativos a la productividad de los pozos,como el daño y la permeabilidad, afectan a laingeniería de producción.

Cuando se cierra un pozo para realizar tareasde mantenimiento, una sonda de presión sumi-nistra el equivalente a una prueba de recu-peración de presión en menor escala. Lossubsiguientes cierres del pozo les permiten a losingenieros analizar la semejanza entre estaspruebas y aumentar la confianza en la selecciónde un modelo del yacimiento. Si todos los pozosde un campo se cierran, los sensores de fondopueden medir la presión promedio del yaci-miento. La presión promedio del yacimientomedida de esta forma constituye un componenteclave de la tasa de declinación y las estima-ciones de las reservas, además de un parámetromuy útil para las simulaciones del yacimiento.12

En los proyectos de inyección de fluidos, lossensores de presión de instalación permanenteen el fondo del pozo pueden utilizarse paramantener mejor la presión, desplazar el petróleo,detener la subsidencia y desechar los fluidos.

28 Oilfield Review

Tiempo en operación

Falla

s acu

mul

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, %

Fallas (relacionadas con fabricación e instalación)

Sobrecarga aleatoria (relacionada con el diseño)

Desgaste predecible (relacionado con el diseño y el medio ambiente)

.Caracterización del comportamiento en eltiempo. Hasta los sensores de instalación permanente más confiables pueden fallar y la causa de la falla es, con frecuencia, materiade especulación. Muchas de las fallas tempranas se originan en problemas relacionados con la producción o la instalación.En las etapas intermedias, las fallas ocurren enuna proporción baja y relativamente constante,aparentemente debido a sobrecargas esporádicas. Después de varios años de servicio,las fallas pueden ocurrir por el envejecimiento delos componentes.

A través del monitoreo continuo de la presión, losoperadores pueden controlar el comportamientodel yacimiento mediante la inyección de fluidospara mantener las presiones del yacimiento porencima del punto de burbujeo y garantizar así laproducción de petróleo, en lugar de gas. Los sen-sores de instalación permanente también ayudana determinar la tasa óptima de producción cuan-do existe la posibilidad de producción de arena oconificación de agua a altas tasas de flujo.

Los sensores de presión de fondo les per-miten a los ingenieros distribuir la producción depozos específicos. Si se conoce la presión defondo, la presión en el cabezal del pozo y las pro-piedades generales de los fluidos producidos sepuede realizar el cálculo de la tasa de flujo de unpozo y calibrar la misma con los datos del pozo.Los campos satelitales en áreas marinas conec-tados a plataformas y campos de propiedad com-partida resultan adecuados para esta aplicaciónde los sensores de presión de fondo.

En los casos de levantamiento artificial porgas, los sensores de presión de fondo ayudan adeterminar el comportamiento del sistema. Porejemplo, un yacimiento de petróleo prolífico, noconsolidado y de alta permeabilidad podría teneralta producción, pero la presión de fondo delpozo podría resultar inadecuada para producir elfluido hasta la superficie. Si se instala en el pozouna bomba electrosumergible o un sistema delevantamiento artificial por gas, el operadorpuede agregar un sensor de fondo para evaluar elcomportamiento del sistema de levantamiento.

>

Primavera de 2000 29

Los sensores en acciónLas aplicaciones de monitoreo permanente quese describen a continuación provienen deregiones totalmente separadas entre sí, que pre-sentan diferentes desafíos operativos y priori-dades por parte de los operadores. En cada caso,el operador podría determinar el valor de los sis-temas de monitoreo permanente en una diversi-dad de formas; por ejemplo, la cantidad debarriles adicionales de crudo recuperados gra-cias a un drenaje más eficiente del yacimiento opor una mejor productividad de algunos pozos, obien en términos de la reducción de costosdebida a la disminución del número de interven-ciones. En un descubrimiento profundo del MedioOriente, se halló crudo sulfuroso a alta presión yalta temperatura (HPHT, por sus siglas en Inglés).Su evaluación planteaba numerosas dificultadesoperativas y de interpretación. A diferencia delos campos de petróleo someros y prolíficos quese encontraban en las inmediaciones, el pozodescubierto producía en forma anómala crudo dealta densidad API de un yacimiento fracturado decarbonatos con microporosidad limitada. La exis-tencia de una espesa capa de sal por encima delyacimiento complicaba la interpretación y lasoperaciones. No obstante, la acumulación pre-sentaba oportunidades fascinantes para evaluarlas zonas de fracturas encontradas por debajo delos puntos de derrames de la estructura y la auto-generación de hidrocarburos en una roca rica enkerógeno.

Los datos correspondientes al pozo descubri-dor resultaban inadecuados para calibrar las si-mulaciones del yacimiento o para planificar sudesarrollo. Se perforó un pozo profundo de eva-luación, con densidades de lodo que superaban

los 2,4 g/cm3 [20 libras por galón], del que seextrajeron datos de núcleos, registros de lodo yregistros eléctricos. A partir de una prueba depozo de larga duración se obtuvieron suficientesdatos para que los ingenieros pudieran decidirlos procedimientos a seguir.

Las presiones de la formación eran suma-mente elevadas y el uso de lodos de alta densi-dad en los hoyos significaba que no se podríanrealizar mediciones de presión con probadoresoperados por cable de perfilaje. En lugar de ello,el operador seleccionó un sistema FloWatcherpara medir la presión, la temperatura y la tasa deflujo en forma continua. En esta instalación se uti-lizó por primera vez el sistema FloWatcher a unapresión de 15.000 lpc [103,4 Mpa], de manera que

fue necesario realizar algunas preparaciones pre-vias. Se modificó el cabezal del pozo, que ya sehabía encargado, para permitir una salida delcable. Además, se construyó un cobertizo paracolocar los equipos de monitoreo de superficie.

El sistema de monitoreo permanente fueinstalado sin inconvenientes y se realizó unaprueba de pozo de cuatro meses de duración;período durante el cual el petróleo fluía por unconducto de 70 km [43,5 millas] de longitud. Elsistema FloWatcher fue seleccionado, en ciertaforma, porque las mediciones de presión re-gistradas en la entrada y en la garganta delVenturi permitían determinar la presión absoluta,los cambios de presión ocurridos a través delVenturi y la tasa de flujo. A pesar de que hubo

Drenaje del yacimiento

Aplicación Descripción

Entrega en la locación del pozo

Aplicación Descripción

Monitoreo de presión Relevamiento de la presión estática de fondo

Mantenimiento de presión Futuros planes de desarrollo (represurización del yacimiento, instalaciones de inyección)

Monitoreo en tiempo real de operaciones de fracturación y estimulación

Evaluación de los perfiles de inyección y de producción en todo el pozo

Actualización del modelo de balance de materiales

Ingreso de datos para actualización continua y perfeccionamiento del modelo de balance de materiales

Interpretación y análisis de pruebas de pozo (recuperación de presión, fluencia, flujo a tasas múltiples e interferencia)

Límites del yacimiento, requerimientos acerca del espaciamiento de los pozos, comunicación de presión entre los pozos

Monitoreo de inyección de agua y gas Evaluación del grado de soporte de presión por parte de los pozos inyectoresEvaluación del comportamiento del programa de inyección

Perfeccionamiento y validación del modelo del yacimiento

Base de datos histórica para ajuste histórico de la presiónHerramienta de calibración para modelo de simulación

Interpretación y análisis de pruebas de pozo (recuperación de presión, fluencia, flujo a tasas múltiples e interferencia)

Factor de daño, permeabilidad y presión promedio del yacimiento

Ingeniería de producción Datos de entrada para análisis NODALIndice de productividad (IP) y variación a largo plazo de la medición del IP; generación de agua, correlación de la tasa de producción de arena y de gas en función de la presión

Estudio de la presión de fluencia en el fondo del pozo para determinar la tasa máxima de producción—presión de fluencia óptima por encima del punto de burbujeo para evitar la liberación de gas

Adición o corroboración de otras mediciones de monitoreo del yacimiento

Corroboración de la información provista por las innovaciones técnicas, tales como los estudios sísmicos 4D, aplicación de la técnica de lapsos de tiempo a los registros de pozos

>Aplicaciones típicas de los datos obtenidos con sensores instalados enforma permanente en el fondo del pozo. Estos datos se pueden utilizar paramejorar tanto el drenaje del yacimiento como la productividad del pozo.

9. Møltoft J: “Reliability Engineering Based on FieldInformation—the Way Ahead,” Quality and ReliabilityInternational 10, no. 5 (Mayo de 1994): 399-409.Møltoft J: “New Methods for the Specification andDetermination of Component Reliability Characteristics,”Quality and Reliability International 7, no. 7 (Julio de1991): 99-105.

10. van Gisbergen SJCHM y Vandeweijer AAH: “ReliabilityAnalysis of Permanent Downhole Monitoring Systems,”artículo de la OTC 10945, presentado en la OffshoreTechnology Conference de 1999, Houston, Texas, EE.UU.,Mayo 3-6, 1999.

11.Este artículo no incluye una discusión completa sobre elprocesamiento y la reducción de los datos provenientesde los sensores instalados en el fondo del pozo en formapermanente. Un ejemplo de la forma de procesar losdatos, se puede encontrar en: Athichanagorn S, Horne Ry Kikani J: “Processing and Interpretation of Long-TermData from Permanent Downhole Pressure Gauges,”artículo de la SPE 56419, presentado en la ConferenciaAnual de la SPE, Houston, Texas, EE.UU., Octubre 3-6,1999.

12. Baustad T, Courtin G, Davies T, Kenison R, Turnbull J,Gray B, Jalali Y, Remondet J-C, Hjelmsmark L, Oldfield T,Romano C, Saier R y Rannestad G: “Cutting Risk,Boosting Cash Flow and Developing Marginal Fields,”Oilfield Review 8, no. 4 (Invierno de 1996): 18-31.

una falla reparable en el sello del Venturi, seobtuvieron mediciones de presión del sensor depresión, que funcionó de acuerdo con lo espe-rado a lo largo de toda la prueba. Además, el di-seño especial del mandril para adaptarlo alsistema resultó de un bajo costo relativo.

El sistema de monitoreo permanente les per-mitió a los ingenieros producir el pozo a la tasamáxima de producción manteniendo la presiónpor encima del punto de burbujeo, y al mismotiempo, les permitió adquirir los datos necesariospara formular los planes de desarrollo. Teniendoen cuenta los desafíos operacionales que pre-sentaban este pozo y esta área en particular,sumado a su ubicación remota y a la importanciade obtener datos útiles, la prueba de pozo dealcance extendido con un sistema de monitoreopermanente instalado en el fondo del pozoresultó ser la solución óptima.

Los sistemas de monitoreo permanente insta-lados en el fondo del pozo se han utilizado en elGolfo de México durante varios años. ShellOffshore, Inc., ha instalado sensores en formapermanente en cada uno de los 10 pozos queopera en el área Enchilada de la zona continentaldel Golfo de México (abajo). El área Enchiladacomprende yacimientos de arenas de capas del-gadas con turbidita, depositadas por encima ypor debajo de la sal. La primera sonda fue insta-lada en septiembre de 1997, y hasta la fechatodos los sensores continúan operando sin fallas.

Los sensores de presión de fondo instaladosen forma permanente cumplen dos requerimien-tos importantes para la empresa Shell Offshore:se observan mejoras tanto en las operacionesdiarias como en el manejo del yacimiento a largoplazo. En ambos casos, los especialistas delyacimiento deben tener acceso a los datos depresión en un formato que puedan utilizar enforma eficiente. El sistema instalado porSchlumberger almacena los datos para poderrealizar posteriores análisis de pruebas de pre-sión transitoria. Shell Offshore recupera losdatos del sistema y utiliza su propio sistema deoperaciones asistidas por computadora (CAO, porsus siglas en Inglés) para manejar a largo plazola gran cantidad de datos.

La unidad de adquisición de datos CAO deShell captura las mediciones de presión en lasuperficie y en el fondo a intervalos aproximadosde 30 segundos, lo cual permite analizar las ten-dencias y archivar los datos de presión a largoplazo. En el pasado, la mayor parte de las deci-siones relativas a las operaciones diarias se rea-lizaban en base a las mediciones de presión desuperficie o de presión en las tuberías de produc-ción, obtenidas a intervalos prolongados y conequipos operados a cable. Una declinación en lapresión de superficie puede indicar el ago-tamiento del yacimiento o una obstrucción en elfondo. Esta ambigüedad no se puede resolversólo con los datos de superficie. Pero si sedispone de las mediciones de presión de superfi-cie y de fondo, es posible diagnosticar los pro-blemas de producción de inmediato. Por ejemplo,si las curvas de presión de superficie y de fondose siguen una a la otra con una tendencia decli-nante, es probable que la causa sea el ago-tamiento del yacimiento. Por el contrario, si lapresión de superficie disminuye pero la presiónde fondo permanece constante o aumenta, sepodría sospechar que existe un bloqueo en latubería de producción provocado por la presenciade sal, incrustaciones o parafinas (próximapágina, derecha).13 Por lo tanto, los ingenieros delárea Enchilada utilizan las mediciones de super-ficie y de fondo para diagnosticar los problemasde producción y optimizar los tratamientos deremediación.

Las sondas de presión de fondo de instalaciónpermanente resultan especialmente importantespara un manejo eficaz del yacimiento en el áreaEnchilada y en otras zonas de característicassimilares. Los yacimientos de capas delgadas,

como las arenas con turbidita, pueden ser difí-ciles de evaluar utilizando métodos conven-cionales. Además, los productores quierendeterminar si se trata de un yacimiento continuo.Durante el desarrollo inicial, se habían perforadopocos pozos de evaluación y, debido a la ubi-cación subsalina de diversas zonas potenciales,resultaba difícil definir la geometría y la exten-sión del yacimiento. La adquisición de datostempranos de presión de cada pozo permitióplanificar el desarrollo con mayor facilidad.Además, los pozos del área Enchilada son delargo alcance y en forma de S, por lo cual la per-foración resulta sumamente costosa y no son defácil acceso por métodos convencionales. Másaún, el riesgo mecánico que implica correr son-das de medición de presión operadas a cabledentro de estos pozos con altas tasas de produc-ción se considera inaceptable. Por lo tanto, el sis-tema de sensor de instalación permanentepermite el monitoreo de presión del yacimientoen forma frecuente, sin riesgos mecánicos y conun mínimo de retraso en la producción. Las medi-ciones frecuentes permiten optimizar las tasasde producción y dan una idea más acabada de lasreservas potenciales.

El ejemplo del área Enchilada confirma quelos datos provenientes de sensores de insta-lación permanente son valiosos a lo largo de todala vida del pozo. El tiempo de operación consti-tuye una gran preocupación para Shell Offshore,ya que se espera que los pozos de Enchilada pro-duzcan por lo menos durante 10 años. La confia-bilidad y la durabilidad de estos sensores deinstalación permanente tienen un impactodirecto sobre el valor de los activos. Después deléxito obtenido con la aplicación de la tecnología

30 Oilfield Review

Campo Enchilada. El área Enchilada incluyevarios bloques en la zona marina Garden Banks,en Luisiana, EE.UU. Los bloques tienen 4,8 km delargo [3 millas] y 4,8 km de ancho.

TEXAS

LUISIANA

Garden Banks

Baldpate

BaldpateNorte

Enchilada

0

0 160 km

100 millas

>

Primavera de 2000 31

de monitoreo permanente, Shell decidió instalarsensores en dos pozos de la plataforma Ram-Powell, que opera en aguas profundas en la zonamarina del Golfo de México. La segunda de estasinstalaciones, una sonda de cuarzo de instalaciónpermanente (PQG) ubicada a una profundidad de7230 m [23.723 pies] es la instalación más pro-funda realizada por Schlumberger hasta la fecha.

Existen desarrollos complicados en aguasprofundas, como el campo Baldpate ubicado enel Bloque 260 del área Garden Banks del Golfo deMéxico, que constituyen un verdadero desafíopara las compañías operadoras (arriba). El primersensor de fondo en el campo Baldpate fue insta-lado en agosto de 1998. Actualmente, siete delos ocho pozos poseen sensores de fondo y seespera que el campo produzca por un período deentre 6 y 10 años.

El campo Baldpate comprende dos yacimien-tos principales del Plioceno, que se encuentran aprofundidades de 4724 a 5324 m [15.500 a17.500 pies]. Las presiones originales delyacimiento superaban los 13.000 lpc [89,63MPa]. En un séptimo pozo en el área BaldpateNorte las arenas producen en forma simultánea.Hacia junio de 1999, el campo alcanzó su pico deproducción de 58.000 bppd [9216 m3/d] y 230MMscfg/D [6,5 MMm3/d].

La instalación de los sensores permanentesen el fondo del pozo resulta sumamente difícil,considerando las profundidades y las presionesde los pozos del campo Baldpate. El éxitodepende de un equipo de trabajo muy bien entre-nado y sumamente competente. Por ejemplo, sedebe evitar toda posibilidad de error, como dañarel cable o hacer empalmes defectuosos. Unaplanificación exhaustiva previa al inicio del tra-bajo le permite a todo el equipo anticipar losproblemas y tratar de encontrar soluciones antesde emprender la instalación. Es conveniente quemuchos operarios del mismo equipo trabajen entodas las instalaciones, ya que la experienciaadquirida en cada pozo se puede aplicar en lostrabajos subsiguientes.

La empresa Amerada Hess Corporation, queopera el campo Baldpate, prefirió instalar sen-sores permanentes de medición de presión en elfondo del pozo por razones mecánicas y demanejo del yacimiento. En primer lugar, las com-pletaciones con empaque de grava resultan cos-tosas y, en los pozos con tasas elevadas de flujo,las tuberías son proclives al daño si se produceuna caída de presión excesiva, o si la velocidaderosional es demasiado elevada.14 A medida quelas tasas de flujo se incrementaban durante lasetapas iniciales de la producción, los datos de la

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ión

Tiempo

Diagnóstico de problemas de producción. Los gráficos de presión de fondo, Pfondo, y de presión de superficie, Psuperficie, en función deltiempo permiten diagnosticar los problemas de producción. En la figura superior, ambas presiones están declinando, pero las curvas sesiguen una a la otra, lo cual sugiere el agotamiento del yacimiento. En el gráfico inferior, la presión de superficie se separa ydecae a un ritmo más rápido que la presión defondo. Se podría concluir que existe unaobstrucción provocada por incrustaciones minerales en la tubería de producción.

13. Para información adicional sobre incrustaciones, véaseCrabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A y King G: “Fighting Scale—Removal and Prevention,”Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 30-45.

14. La velocidad erosional es la velocidad a la cual unchorro de fluido degrada un metal a nivel molecular. Eneste caso, al operador le preocupaba la posibilidad deque los pozos con alta tasa de flujo produjeran arena delyacimiento no consolidado y dañaran la tubería de producción.

15. Pahmiyer RC, Fitzpatrick HJ, Jr. y Dugan J: “CompletionEfficiency Measures for High-Permeability,Unconsolidated Sand Environments,” presentado en laConferencia Europea de Daño a la Formación de la SPE en 1999, La Haya, Holanda, Mayo 31-Junio 1, 1999.

>Ubicación del campo Baldpate. Se encuentra en la zona marina de Luisiana en el Bloque 260 delárea Garden Banks.

TEXAS

LUISIANA

Garden Banks

Baldpate

BaldpateNorte

Enchilada

0

0 160 km

100 millas

>

presión permitieron evitar el daño, garantizandoque no se sobrepasaran los límites predetermi-nados con respecto a la caída de presión y a lavelocidad erosional. Los ingenieros lograron cal-cular la eficiencia mecánica, o factor de dañomecánico, de la completación, midiendo la caídade presión a través de toda la completación.15

El acceso a un flujo constante de datos depresión les permite a los ingenieros de yaci-miento ajustar los modelos composicionales parala simulación dinámica del yacimiento, realizar elajuste de historia de la presión del yacimiento,probar escenarios de recuperación secundaria ypronosticar la recuperación final. Los datos depresión también se utilizan para los análisis depruebas de presión transitoria, que se realizancon frecuencia. Estos análisis proporcionan cál-culos de permeabilidad efectiva, factor de dañomecánico, efectos de flujos que no responden ala ley de Darcy, presión promedio del yacimientoy distancia aproximada a distintos límites delyacimiento.

También se pueden realizar pruebas de inter-ferencia, ya que todos los pozos cuentan consensores de presión de instalación permanente.Cada pozo responde a los ajustes realizados enlos pozos vecinos en unas pocas horas, y lasrespuestas de presión se pueden utilizar paraevaluar la continuidad del yacimiento. Los datosprovenientes de los sensores de presiónconfirmaron el modelo geológico de una cuencade arena en forma de abanico y lateralmentecontinua.

En el campo Baldpate se instalaron siete sen-sores, seis de los cuales todavía funcionan. Elúnico que ha fallado, que, en realidad, es el únicocaso de los 43 sensores instalados porSchlumberger en América del Norte, aparente-mente se debió a un problema originado dentrodel mismo sensor, aunque no se conocen losresultados del análisis posmortem. La instalaciónde sensores en todos los pozos hizo que la pér-dida de uno de ellos no significara más que uninconveniente, en lugar de una gran dificultad.No valía la pena recuperarlo o repararlo, debidoal costo y a los riesgos mecánicos que implicabala extracción de la tubería de producción.

Por otra parte, los datos provenientes de los sen-sores instalados en los otros pozos resultan sufi-cientes para el manejo actual del yacimiento.

La empresa Amerada Hess maneja concuidado el gran volumen de datos provenientesde las sondas de presión de fondo de instalaciónpermanente. Los datos se almacenan en el discorígido de una computadora personal instalada enla torre de producción. Desde su oficina, el inge-niero puede controlar la tasa de muestreo y recu-perar esos datos en forma electrónica ytransmitirlos a su propia oficina. Sin embargo,Amerada Hess planea trasladar y almacenar todoel volumen de datos en otro sitio. Los datos sepueden descargar en un paquete de aplicacionesde análisis de pruebas de presión transitoria paraanalizarlos pocos minutos más tarde.

Un ejemplo proveniente de Africa muestraotras aplicaciones de los sensores de fondo. Apartir de 1992, Mobil Producing Nigeria Unlimitedha instalado sensores permanentes en el fondodel pozo para medir la presión en 12 de sus cam-pos ubicados en el área marina de Nigeria: Usari,Oso, Mfem, Ubit, Iyak, Enang, Asasa, Ekpe,Asabo, Unam, Edop y Etim (arriba).16

Mobil ha utilizado las mediciones de presiónobtenidas con sensores de fondo en varias for-mas. Las aplicaciones más sencillas comprendenla determinación del mecanismo de drenaje delyacimiento, la evaluación de los esquemas deagotamiento y las discontinuidades del yaci-miento y el planeamiento de programas paramantener la presión. Los sensores de fondo deinstalación permanente miden la presión defondo en aquellos pozos que presentan alta pre-sión en el cabezal del pozo, lo que impide el usode técnicas de medición de presión con sondasoperadas a cable. Mobil puede evitar los costosque implica cerrar pozos con altas tasas de flujosolamente para obtener datos. En los camposque incluyen numerosos pozos, los datos sumi-nistrados por sensores de presión colocados enlugares estratégicos permiten calibrar las medi-ciones de presión adquiridas por métodos opera-dos a cable con aquellas provenientes de lossensores de instalación permanente.

En el campo Edop, que incluye alrededor de40 pozos, 7 de ellos cuentan con sensores defondo para medir la presión. Mobil esperabainyectar gas para mantener la presión delyacimiento, por lo cual el plan inicial consistía encolocar una sonda de presión de fondo en unpozo en cada uno de los cuatro bloques delcampo Edop y evaluar la conectividad delyacimiento a través de los bloques. Los resulta-dos obtenidos con los sensores mostraban queno existía comunicación alguna a través de losbloques, y que sería necesario utilizar inyectoresseparados para cada bloque. Los sensores tam-bién indicaron que se deberían modificar losesquemas de inyección planeados, por lo que seintegraron los datos obtenidos con los sensoresde presión de fondo con los modelos geológicos3D para modificar y optimizar las ubicaciones delos pozos productores e inyectores.

Los datos de presión suministrados por lossensores de fondo resultaron fundamentales

32 Oilfield Review

16. Ogunlowo RF, Ewherido UJ y Oyewole AA: “Use ofDown-hole Permanent Gauges in Reservoir Descriptionand Management of a Gas Injection Project in EdopField, Offshore, Nigeria,” preparado para la ConferenciaInternacional Anual Nº 23, Abuja, Nigeria, Agosto 4-6,1999.

17. Algeroy et al, referencia 1.Huck R: “The Future Role of Downhole Process Control,”Orador invitado, Offshore Technology Conference,Houston, Texas, EE.UU., Mayo 3, 1999.

18. Christie A, Kishino A, Cromb J, Hensley R, Kent E,McBeath B, Stewart H, Vidal A y Koot L: “Solucionessubmarinas,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 2–19.

Delta de Nigeria

TerminalQua Iboe

Campos petroleros con sondas permanentes

0 15 millas

0 24 km

AFRICA

Asabo

Enang

Edop

Asasa

Etim

UnamUbit

Iyak

Mfem

Oso

Usari

Ekpe

> Zona marina de Nigeria. Desde 1992, Mobil Producing Nigeria Unlimited ha instalado sensores permanentes en los 12 campos marinos que aparecen en color verde con contornos rojos. Alrededor del 95% de los sensores todavía se encuentra en funcionamiento.

Primavera de 2000 33

para determinar la eficacia de la comunicaciónalrededor de las láminas de lutitas, que no sehabían podido detectar por métodos sísmicos yde registros de pozos. Además, los datos conti-nuos de los sensores condujeron a mejores resul-tados de la simulación del yacimiento que losobtenidos a partir de datos individuales prove-nientes de equipos operados a cable. A medidaque continuó el proyecto de inyección, lasrespuestas de presión instantánea dentro delflujo continuo de datos permitieron determinarcuánto tiempo de inactividad del compresorpodía resistir el proyecto de inyección (derecha).

En otros campos operados por Mobil en lazona marina de Nigeria, entre el 20 y el 25% delos pozos cuentan con sensores de presión defondo. Aproximadamente el 95% de los sensoressuministrados por Schlumberger todavía seencuentran en funcionamiento. Los pocos casosde fallas se han atribuido a problemas originadosen causas externas (líneas de control, empalmesdefectuosos en los cables, fallas en el conectorhúmedo o problemas en el árbol de válvulas) y noen los sensores propiamente dichos. De todasmaneras, se consideran fallas del sistema y, enrealidad, se espera superar la tasa actual deéxito que es del 95%.

Perspectivas en el monitoreo de yacimientosEl monitoreo permanente de los yacimientos esvital para poder realizar completacionesinteligentes, que constituyen un enfoque mo-derno para mejorar la recuperación de losyacimientos.17 Para poder operar en forma efi-ciente y provechosa las válvulas de control deflujo en el fondo del pozo, es necesario compren-der la dinámica del yacimiento, por lo cualresulta esencial combinar los datos obtenidos enel fondo del pozo con el uso de las válvulas decontrol de flujo. Hoy en día, el conocimiento delyacimiento proviene de analizar los datos de pre-sión y de producción y, en algunos casos, losdatos de los medidores de flujo del fondo. Apartir de las investigaciones actuales y deldesarrollo de los medidores de flujo se esperaalcanzar mediciones precisas de las tasas deflujo como también de las propiedades de los flui-dos multifásicos. Asimismo, los investigadoresresponden a los desafíos de obtener medicionesexactas de las tasas de flujo en pozos direc-cionales y horizontales.

Al mejorar el vínculo entre los sistemas deadquisición de datos y los operadores se facilitala transmisión de datos en tiempo real y el des-pliegue de los mismos. El monitoreo permanenteles permite a los ingenieros formarse una ideadel yacimiento, pero para "ver" el yacimiento esnecesario transformar los datos a un formato uti-lizable. Si el acceso a los datos o el desplieguede los mismos resulta demasiado complicado, losdatos obtenidos por los sensores de fondo correnpeligro de ser ignorados.

Los costos y los beneficios económicos de lossistemas de monitoreo permanente se debenconsiderar en forma conjunta. Los casos exitososprovenientes de todo el mundo, como los que seincluyen en este artículo, deberían servir paraaumentar la confianza en los sensores de insta-lación permanente de fondo y en otros sistemas,con lo cual el valor de estos datos va a superarlas preocupaciones inmediatas que, en muchoscasos, se refieren a los costos.

Hoy en día, los operadores se aventuran enáreas remotas y en zonas de aguas profundasque se acercan a los 3048 m [10.000 pies] y com-pletan pozos submarinos con la expectativa deintervenciones limitadas o nulas.18 Para alcanzar

un nivel de producción óptima en estas áreas,será necesario el uso de sistemas de monitoreopermanente compatibles con los otros equiposque intervienen en la completación. Como ocurreen el caso de los sensores de presión de insta-lación permanente y de las válvulas de control deflujo, la confiabilidad de los medidores de flujo defondo y otros dispositivos de instalación perma-nente en los pozos seguirá siendo un criterio fun-damental para considerar antes de optar por lainstalación de estos dispositivos en pozos cos-tosos y de difícil acceso.

La aplicación exitosa de rigurosos procesosde desarrollo de los productos y de pruebas,junto con la ingeniería de confiabilidad y el con-trol de calidad del servicio en el campo, hanestablecido el estándar de confiabilidad para lossistemas de monitoreo permanente. Esto reflejaun compromiso a largo plazo de la gente y de losrecursos. El empleo de estos procesos de inge-niería mejora los sistemas de monitoreo perma-nente para el futuro. En lo que respecta a losoperadores, estas mejoras se traducen en eldiagnóstico prematuro de los problemas, menosintervenciones en los pozos, reducción de losriesgos y mayor recuperación de las reservas.

—GMG

2150

2100

2050

2000

1950

1900

1850

1800

1750

1700

1650

tmin = 4/00Pmax = 2100 lpca tmax = 7/00

Pres

ión,

lpca

12/98 2/99 4/99 6/99 8/99 10/99 12/99 2/00 4/00 6/00 8/00

>Respuesta de la presión en el campo Edop. En el bloque central, la inyección de gas aumenta la presión del yacimiento, como se observa en este gráfico de presión en función del tiempo medida en cuatro pozos diferentes del yacimiento Intra Qua Iboe 3. Las presiones pronosticadas, que se muestran con una línea de puntos, fueron calculadas sobre la base del emplazamiento del pozo, elradio de drenaje, las tasas de producción y las tasas de inyección de gas esperadas. El parámetrotmin o abril de 2000 representa la primera fecha prevista en que la presión del yacimiento alcanzarála presión objetivo (Pmax), mientras que la variable tmax representa la última fecha proyectada paraalcanzar la presión deseada y ésta ocurre en julio de 2000.

Hace veinte años, nadie podía prever lo muchoque nuestras vidas iban a depender de la trans-misión de datos. Los avances realizados en latecnología de las comunicaciones y la transfe-rencia de datos han revolucionado la forma enque la gente realiza compras, tiene acceso a suscuentas financieras, busca entretenimientos,conversa, aprende e interactúa con el mundo.Prácticamente todas las áreas de las actividadeshumanas se han visto afectadas de una u otramanera por la transferencia de datos, las trans-misiones satelitales y las redes de comunicación,que funcionan a altas velocidades.

A partir de los desarrollos tecnológicos quehan tenido lugar en el transcurso de los últimosdiez años, las operaciones de entrega de datos

se han agilizado, se han vuelto más seguras yconfiables y cada vez más prácticas. Debido a sucarácter global, las actividades de exploración yproducción de la industria petrolera (E&P) se hanvisto beneficiadas por estos avances, quizás enmayor medida que otras actividades. Por lo gene-ral, los responsables de tomar decisiones seencuentran físicamente en las antípodas de lasreservas que deben manejar, pero necesitaninformación actualizada, en algunos casos enforma permanente. Diez años atrás, hubieraresultado inconcebible pensar que los datosobtenidos en algún lugar del variado ambiente delos campos petroleros pudieran ser transporta-dos a gran velocidad hasta cualquier lugar delmundo donde se encontrara el operador. Hoy endía, en la industria petrolera los usuarios dedatos tienen capacidad de acceso a una variedadde herramientas cada vez más poderosas, desdelos enlaces de comunicación directa hasta lasredes privadas e Internet, que les permiten enviardatos cruciales a cualquier punto del planeta.

En este artículo se describe la evolución delos métodos de entrega de datos, desde las sim-ples transmisiones punto a punto hasta los sis-temas multipunto basados en la Red, que sonseguros y muy fáciles de usar. Las tecnologíasactuales de comunicación de datos ofrecen efi-ciencia y seguridad para poder obtener la infor-

34 Oilfield Review

Se agradece la colaboración de Ian Alderson, JamesBristow, François Daube, Moira Duff, John Kingston, MarkOsborn y Richard Woods, Gatwick, Inglaterra; Jorg Barschy Ariel Skjorten, Oslo, Noruega; Richard Christie y IanFalconer, Sugar Land, Texas, EE.UU; Alain Citerne, Jean-Noel Mauze y Leo Osugo, Clamart, Francia; John Driggers y Jessica Latka, Sedalia, Colorado, EE.UU;Claude Durocher, Balikpapan, Indonesia; David Harris y Tore Moe, Stavanger, Noruega; David R. Houston, IBM Global Security Services, Austin, Texas; George Karr,Yogendra Pandya y David Scheibner, Austin, Texas; Herman Kat, TransCanada International (Netherlands) B. V., Zoetermeer, The Netherlands; y Ken Landgren y S. Omar Alam, Houston, Texas; y Fraser Louden, Dallas, Texas. AssetDB, CMR (Herramienta Combinable de ResonanciaMagnética), DataLink, DSI (Imagen Sónica Dipolar),Enterprise, Finder, FloWatcher, FracCADE (Diseño yEvaluación de Fracturas), FracCAT (Tratamiento de Fractura

Asistido por Computadora), GeoFrame, GeoSteering,GeoWeb, IDEAL (Sistema Integrado de Evaluación dePerforación y Perfilaje), INFORM (Simulación TeóricaIntegrada), InterACT, InterACT Web Witness, LogDB,MAXIS (Sistema Múltiple de Adquisición y Generación de Imágenes), MDT (Probador Modular de la Dinámica de laFormación), PDSView, PetaSTAR, Platform Express,PowerPlan, PumpWatcher, Remote Command, RemoteWitness, SDMS (Sistema de Manejo de Datos Sísmicos),SeisDB, SuperVISION, TransACT, TRX, y WellWatcher sonmarcas de Schlumberger. Communicator es una marca deNetscape Communications Corporation. ECLIPS y RigLinkes una marca de Baker Hughes. INSITE (Sistema Integradode Tecnología e Ingeniería de la Información) y INSITE-ANYWHERE son marcas de Sperry-Sun Drilling Services.Internet Explorer, Microsoft Office y Windows son marcasde Microsoft Corporation. Lotus Notes es una marca deLotus Development Corporation. Open Works es una marcade Landmark Graphics Corporation. POSC es una marca dela Corporación Petrotécnica de Sistema Abiertos.

Internet hace posible el desarrollo de nuevas actividades en línea, tales como

efectuar compras, realizar operaciones bancarias y buscar entretenimientos.

Hoy en día, también es posible trabajar con los datos de E&P a través de Internet.

Muy pronto, será suficiente disponer de una computadora personal o de una estación

de trabajo convencional, una conexión a Internet y un navegador de la Red (Web)

para tener acceso y poder revisar, convalidar e interactuar con todas las etapas

que comprenden la adquisición, el procesamiento y la interpretación de los datos.

Entrega de datos a tiempo

Trevor BrownUnocal IndonesiaBalikpapan, East Kalimantan, Indonesia

Thomas BurkeAlex KletzkyAustin, Texas, EE.UU

Ivar HaarstadStatoilTrondheim, Noruega

John HensleyPhillips PetroleumBartlesville, Oklahoma, EE.UU

Stuart MurchieHouston, Texas

Cary PurdyPOSCHouston, Texas

Anchala RamasamyBP Amoco ExplorationAberdeen, Escocia

Primavera de 2000 35

deben tomar ni bien se adquieren los datos, yasea en el lugar de la adquisición o, más común-mente, en una oficina central o base de opera-ciones donde se encuentran disponibles todoslos expertos involucrados. La confiabilidad de latecnología de la comunicación permite que estetipo de colaboración se realice sin problemas, locual facilita la toma de mejores decisiones. Si lasdecisiones se deben tomar en forma inmediata,es posible que el operador necesite transmitir losdatos en tiempo real desde el lugar de adquisi-ción, e interactuar con el proceso de adquisiciónen forma simultánea y remota.

En cualquier proyecto, es muy poco probableque los proveedores de servicios, los respon-sables de las decisiones y los socios se encuen-tren en el mismo lugar. En tales circunstancias, latecnología actual facilita la colaboración "virtual"mediante las comunicaciones multipunto de dosvías. Cualquiera sea el método utilizado, esimportante que los datos lleguen cuando yadonde se necesitan. También es importante quelos responsables de las decisiones reciban unvolumen apropiado de información, para no verseabrumados por detalles irrelevantes. Esto setransforma en un nuevo desafío a medida que latecnología evoluciona y aumenta la complejidady el volumen de los datos adquiridos.

Los avances realizados en los modernos sis-temas de adquisición de datos junto con lademanda de más información por parte de la

mación correcta en el momento justo, lo cual lespermite a los operadores evaluar sus proyectos ytomar decisiones críticas y a su debido tiempo,en el campo técnico y financiero. A través deejemplos de campo correspondientes a las dis-tintas etapas de la producción de hidrocarburosse ilustran las aplicaciones y los beneficios de latecnología de la comunicación de datos, que seencuentra en constante evolución.

Adquisición de datosProbablemente, la variedad de tecnologías ydominios para la adquisición de datos sea muchomás amplia en la industria de E&P que encualquier otra actividad comercial. Los datosprovienen de mediciones que oscilan entre milesde kilómetros o millas y unos pocos angstroms enel otro extremo de la escala; desde la extensiónde las cuencas sedimentarias hasta la longitudde onda de la luz absorbida por las moléculas delos hidrocarburos.

Los datos de E&P provienen de todas las eta-pas de las operaciones, abarcando desde los le-vantamientos sísmicos de exploración hasta elmonitoreo de la producción en el subsuelo,pasando por las operaciones de perforación yperfilaje. Las mediciones suministran informa-ción sobre la formación y el yacimiento, comotambién sobre las operaciones en curso, y amenudo se utilizan para tomar decisiones funda-mentales. Con frecuencia, estas decisiones se

industria petrolera han originado nuevosdesafíos en el manejo del amplio espectro detipos y formatos de datos (véase "Clasificación delos datos del campo petrolero," página 40). Entrela adquisición de los datos y el uso final de losmismos en las oficinas de la compañía petrolera,las operaciones intermedias de procesamiento yanálisis de los datos pueden contribuir a garanti-zar que la calidad de los datos sea la mejor posi-ble, y que todos los datos se puedan utilizar conel propósito original. Existen operadores que nodesean realizar las tareas de procesamiento,análisis e interpretación de los datos en sus ofi-cinas; en estos casos, las compañías de serviciospueden realizar estas operaciones en sus centrosde procesamiento de datos.

Centros de procesamiento de datos—Enestos centros, se dispone de expertos que cuen-tan con paquetes de software de avanzada queles permiten extraer la información esencial delos archivos de datos e interpretar sus resulta-dos, para luego presentarlos en un formato co-herente a los responsables de la toma dedecisiones. Para ellos resulta esencial la entregaeficiente de los datos. Estos centros de pro-cesamiento de datos pueden estar situados enlas oficinas del operador o de un proveedor deservicios. Por lo general, en estos centros traba-jan analistas de registros y expertos en inter-pretación idóneos en geociencias. Comoherramientas de trabajo disponen de un rangosumamente amplio de aplicaciones de software,que comprenden: procesamiento de datos de sís-mica de pozos, análisis geológico, imágenes dehuecos, petrofísica, pruebas de pozos, ingenieríade producción y procesamiento de señales.

Centros de manejo de datos—En el pasado,la integración de los datos provenientes de dis-tintas disciplinas (sísmica, perforación, produc-ción, ingeniería de yacimientos), ya fueran deadquisición reciente o extraídos de un archivo,implicaba una tarea manual, difícil e ineficiente.El sistema Finder Enterprise, desarrollado porSchlumberger para suministrar todos los elemen-tos de un sistema integrado de manejo y archi-vado de datos, comprende todos los dominios dela industria de E&P (arriba). Este sistema ofrece

SistemaFinder

Enterprise

Selección

Integración

Validación

Carga

Registros

Sísm

ica

Prod

ucció

n

Geo logía

Pozos

Sistema de manejo de datos Finder Enterprise. La base de datos de E&P ofrece almacenamientoen línea de información corporativa, tales como registros de pozos, datos de sísmica y de producción. Los gerentes, científicos e ingenieros utilizan este sistema como fuente dedatos correctos, validados y aprobados que sepueden visualizar, seleccionar o recuperar encualquier momento para su análisis e interpretación. Los resultados de la interpretación se pueden guardar en la base de datos maestra.

>

> Secuencia de tareas de GeoWeb. Como parte de un sistema integrado de manejo de datos, el software GeoWeb se puede utilizar para seleccionar, recuperar, visualizar y verificar datos de E&P enuna computadora local o en una estación de trabajo, con lo cual se tiene acceso a una amplia variedad de información virtual de donde se pueden extraer datos para su posterior procesamiento.Por ejemplo, los datos se pueden cargar directamente en una aplicación del sistema GeoFrame pararealizar un análisis avanzado de la formación, de los aspectos petrofísicos y del yacimiento.

los mejores y más prácticos procedimientos paratodos los tipos de datos requeridos. La capacidadde combinar y correlacionar datos confiables en-tre múltiples pozos y dominios aumenta aún másel valor de todos los datos.1 En efecto, un sistemaeficiente de manejo, archivado y recuperación dedatos les ayuda a los intérpretes a explotar losconocimientos derivados de los datos obtenidospreviamente y beneficiarse de la experienciaadquirida durante el proceso de adquisición.

La arquitectura del sistema Finder Enterprisefue diseñada teniendo en cuenta las funcionesprincipales de manejo de datos y acceso a losmismos: carga, validación, edición e integración.Estas funciones les permiten a los usuariosencontrar, acceder y transferir cualquier datoproveniente de un campo petrolero. La arquitec-tura comprende un catálogo de datos que cubrebases de datos maestras individuales y sistemasdiseñados para registrar y sincronizar repositorioscorporativos y bases de datos maestras dentro de

un ambiente organizado, y basado en los pozos. Acontinuación se describen algunos de sus compo-nentes principales:• el sistema Finder—almacenamiento general

de datos de geología, geofísica y datos deproducción y perforación

• el sistema LogDB—sistema general dearchivado de registros de pozos

• el sistema SeisDB—sistema de manejo dedatos sísmicos para archivar, visualizar y recu-perar datos sísmicos masivos

• el sistema SDMS/PetaSTAR—solución demanejo de datos para datos sísmicos basadoen estaciones de trabajo

• el sistema AssetDB—sistema de manejo deinventarios de depósitos que les permite a lascompañías petroleras almacenar, organizar ycontrolar una amplia variedad de datos deactivos físicos de E&P.Como parte del sistema Finder de manejo de

datos, el software de visualización GeoWeb 3D lepermite al usuario visualizar, verificar, seleccionary recuperar datos de E&P desde un único puntode entrada (arriba). Utilizando un navegador de laRed, basta abrir una aplicación del sistema

36 Oilfield Review

Selección de losdatos requeridos

Selección del repositorio de datos

Visualización yanálisis de los datos

Iniciar módulosde búsqueda

Aplicaciones de terceros a nivel de pozo

Geocientífico

AssetDB SeisDB

Bases de datos

LogDB

Amplia variedadde información

1. Beham R, Brown A, Mottershead C, Whitgift J, Cross J,Desroches L, Espeland J, Greenberg M, Haines P,Landgren K, Layrisse I, Lugo J, Moreán O, Ochoa E,O’Neill D y Sledz J: “Changing the Shape of E&P Data Management,” Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997): 21-33.

(continúa en la página 38)

Glosario

autenticación—Proceso de identificación deusuarios. En general, se realiza por medio deuna identificación de cada usuario (ID) y contraseñas, necesarias para acceder a los sistemas o redes computarizados.

navegador—Programa que corre en la computa-dora del usuario y que le permite realizar conexiones con las páginas y los servicios de la Red.

datagrama—Unidad de mensaje que contieneinformación de direcciones de remitente ydestinatarios, además de datos, que se ruteapor medio de una red de intercambio depaquetes. También se conoce como paquete,cuadro o bloque.

certificados digitales—Firma digital encriptadautilizada con el fin de autenticación para pro-bar la identidad de un individuo, un proveedorde servicios, un vendedor de productos o unacorporación. Las certificaciones digitales sonexpedidas por una organización confiable queconvalida y emite las certificaciones, tambiéndenominada "autoridad confiable."

DropBox—Sitio seguro de archivos de computa-dora entre redes internas protegidas. Sirvecomo lugar de intercambio de datos.

comercio electrónico—Transacciones comer-ciales realizadas a través de Internet, sinpapeles.

encriptación—Proceso de codificación de infor-mación que requiere una clave conocida sólopor recipientes autorizados para decodificary volver a leer la información.

Ethernet—Sistema de redes muy popular conuna alta tasa de transferencia y diversosesquemas de cableado.

red externa (extranet)—Tecnología que per-mite la comunicación entre distintas redesinternas corporativas con el propósito deestablecer comercio electrónico y mecanismosde colaboración. Las partes de la red externaque se encuentran fuera de los escudos deprotección contienen sus propias medidas deseguridad, lo cual permite sólo un acceso limitado con fines específicos.

red interna (intranet)—Red corporativa privadaque utiliza software de Internet y estándaresde protocolos de redes TCP/IP. Las redes SINety SOIL constituyen ejemplos de redes internas.

IP (Protocolo de Internet)—Conjunto de especi-ficaciones que regulan el envío del paquete deinformación, para lo cual rastrean direcciones,rutean los mensajes salientes y reconocen losmensajes entrantes en redes TCP/IP y enInternet.

ISDN (Red Digital de Servicios Integrados)—Sistema utilizado en la actualidad para trans-misión digital; permite operaciones de 64kilobits (Kbps) por segundo por línea.

paquete—Una unidad de datos—que contieneinformación de direcciones, datos y control deerrores—enviados a través de una red o enlacede comunicaciones. También se denominadatagrama, encuadre o bloque.

PKI (Infraestructura Pública de Claves)—Esquema de encriptación que utiliza dosclaves. En una transacción de datos, una clavepública, entregada al emisor, encripta los datosantes de la transmisión. Una vez recibidos, elreceptor utiliza la clave privada correspondien-te para decodificar la transmisión. Dado que laclave privada nunca se transmite o se da aconocer, el esquema de encriptación es seguro.

enrutamiento—Proceso de localización de latrayectoria más eficiente o efectiva a través deuna red hacia la computadora de destino. Porlo general, el software de comunicaciones o dela red maneja este aspecto.

tarjeta inteligente—Tarjeta de identificación yseguridad del tamaño de una tarjeta de crédito,que incluye un microprocesador capaz de alma-cenar la certificación digital y otra informaciónde importancia como las contraseñas de usomás frecuente.

TCP/IP (Protocolo de Control deTransmisiones/Protocolo de Internet)—Conjunto de protocolos de comunicaciones uti-lizados en Internet (véase "Protocolo TCP/IP,"página 44).

VPN (Red Privada Virtual)—Originalmenteuna red privada para voz y datos basada entecnologías de seguridad para la transmisiónpor líneas y conexiones públicas. Hoy en día,VPN es un túnel privado encriptado a travésde Internet.

VSAT (Terminal de Apertura Muy Pequeña)—Terminal satelital muy pequeña que se utilizapara comunicaciones digitales, de 1 a 3 metros(3,3 a 10 pies) de diámetro. El sistema VSATse utiliza en las locaciones de Schlumberger,especialmente en América del Norte, para es-tablecer comunicaciones muy rápidas (hasta128 Kbps) entre unidades de perfilaje ysatélites geosincrónicos.

Navegador de la Red—Aplicación, comoNetscape Communicator o Internet Explorer,que le permite al usuario visualizar documen-tos de hipertexto, seguir enlaces a otros docu-mentos HTML, y descargar archivos deInternet a su computadora.

servidor de la Red—Paquete de hardware ysoftware que proporciona servicios a las com-putadoras de los usuarios que tienen navega-dores de la Red.

WITS (Especificación de Transferencia deInformación en el Pozo)—Protocolo estándarde la industria petrolera (API) que se utilizapara enviar e intercambiar información rela-tiva a las operaciones que se realizan en lospozos.

WWW (Red Mundial de Comunicaciones)—Esuna de las principales áreas de Internet. Es unsistema basado en hipertextos, diseñado paraencontrar y acceder a los recursos de Internet.Los conceptos originales de la WWW fuerondesarrollados en Suiza en el LaboratorioEuropeo de Física de las Partículas para inter-cambiar información científica.

XML (Lenguaje de Marcación Extensible)—Tecnología que permite describir los datos quese encuentran en una página HTML en térmi-nos de la información que representan.

Primavera de 2000 37

escudo de protección—Barrera establecida enel hardware o en el software, o a veces enambos, para monitorear y controlar el tráficoentre dos redes, por lo general entre una redde área local privada (LAN) e Internet.

freeware—Software que el autor ofrece sincargo para uso público. El software PDSViewpara desplegar y anotar los gráficos de los re-gistros es un programa que Schlumbergerofrece en forma gratuita.

FTP (Protocolo de Transferencia de Archivos)—El protocolo FTP/IP se utiliza cuando se trans-fieren uno o varios archivos de unacomputadora a otra. El protocolo FTP propor-ciona todas las herramientas necesarias parabuscar directorios y archivos, cambiar a otrosdirectorios y transferir textos y archivos bina-rios de un sistema a otro.

HTML (Lenguaje de Marcación de Hipertexto)—Lenguaje estándar de formateo de documentospara crear páginas de la Red y otros documen-tos de hipertexto.

HTTP (Protocolo de Transferencia deHipertexto)—Protocolo de comando y controlutilizado para manejar las comunicaciones en-tre un navegador y un servidor de la Red.

HTTPS (HTTP seguro)—Extensión del HTTPdesarrollado por Enterprise IntegrationTechnology, que les permite a los navegadoresy servidores de la Red firmar, autenticar, yencriptar un paquete de HTTP en la capa de laaplicación.

Inmarsat—Organización Internacional deSatélite Móvil. Es una cooperativa internacio-nal que suministra comunicaciones en todo elmundo con los sitios de operaciones en zonasmarinas, en tierra firme y aéreas, por medio deuna red de satélites geosincrónicos y estacio-nes terrenas. Hoy en día más de 160 países uti-lizan el sistema satelital Inmarsat.

Internet—La red de computadoras más grandedel mundo, que abarca millones de computa-doras que soportan decenas de millones deusuarios en cientos de países. Internet estácreciendo a un ritmo tan fenomenal que cual-quier estimación con respecto a su tamañopierde vigencia inmediatamente.

38 Oilfield Review

Finder, para que el usuario pueda visualizar y li-teralmente "escarbar" en sus archivos LogDB, losregistros en su formato original, o bien en la basede datos SeisDB, donde se archivan las trazassísmicas, o en el sistema de manejo de datos deactivos físicos AssetDB.

Tecnología de la entrega de datosEn los últimos treinta años, se ha producido unconstante desarrollo en las soluciones de comu-nicación utilizadas para transmitir datos de loscampos petroleros desde el lugar de adquisiciónhacia los escritorios de los usuarios finales. Estassoluciones comprenden desde sistemas dis-ponibles en forma comercial, como los progra-mas básicos que utilizan el protocolo detransferencia de archivos (FTP, por sus siglas enInglés), hasta soluciones personalizadas reali-zadas por los operadores y los proveedores deservicios (véase "Glosario" en la página anterior).Cada uno de estos métodos ha evolucionado apartir de los anteriores, impulsados por losnuevos requerimientos de la industria petrolera ysostenidos por los avances realizados en la tec-nología de las comunicaciones. Hoy en día, la

característica común a todas estas tecnologías esque se basan en el protocolo TCP/IP (véase"Protocolo TCP/IP," página 44)

En general, las soluciones de transmisión dedatos disponibles en la actualidad se puedenagrupar en tres modos generales, en ordencronológico con respecto a su desarrollo:• punto a punto—sólo un emisor y un receptor,

cualquiera sea la conexión utilizada• transferencia de datos multipunto utilizando

una red privada• transferencia de datos multipunto basada en

Internet.La seguridad es un problema que requiere

soluciones específicas. Recientemente se handesarrollado escudos de protección (firewalls) ytecnologías de autenticación digital que lespermiten a los operadores colaborar entre sí ycon los proveedores de servicios a través de lasredes privadas (abajo). En el Centro de Co-nectividad de Schlumberger (SCC, por sus siglasen Inglés) se resuelven muchos de los problemasrelativos al enrutamiento de los datos y a laseguridad de las redes que surgen al conectarsecon redes externas, ya sean privadas o públicas.

El SCC permite la entrega de datos por medio dela Red y del protocolo FTP. Asimismo, el Centrode Manejo de Datos de Schlumberger es accesi-ble a través del SCC.

Entrega de datos punto a puntoLa entrega de datos punto a punto se ha utilizadoen las actividades de perfilaje de pozos desdecomienzos de los años 60 y aún hoy constituye unimportante modo de comunicación de datos en elcampo petrolero. Por medio de enlaces de comu-nicación, los datos se envían directamente desdeel sitio de adquisición hasta la oficina del usuarioo del operador (arriba).

La ventaja de este sistema consiste en quelos datos son "empujados" a lo largo de su tra-yectoria hasta que llegan a destino sin la inter-vención de la parte receptora. Por otra parte, estatecnología es independiente de cualquier otrosistema de distribución o comunicación. En lossistemas más modernos, el mismo enlace dedatos se utiliza para comunicaciones de dos vías,lo cual permite que el operador instalado en suoficina no sea meramente un receptor pasivo delos datos sino un participante activo en un pro-ceso de adquisición interactivo.

Escudo de protección Escudo de protección

Operador 1

Operador 2

Operador 3

Operador 4

Operador 5

Operador 6

Aplicaciones externas a la red

Centro de Conectividad de Schlumberger

Centro de ayuda

> Centro de Conectividad de Schlumberger (SCC). El hardware y el software para el SCC fueron creados con el fin de conectar a los operadores y a sus socios con los sistemas de información yentrega de datos basados en la red de Schlumberger. El SCC brinda acceso seguro autorizado a unavariedad de servicios de Schlumberger a través de una única conexión manejada en forma central.Para garantizar la seguridad de todos los recursos dentro de la Red de Información de Schlumberger(SINet, por sus siglas en Inglés), todas las aplicaciones externas se encuentran localizadas en unenclave seguro. Estos enclaves seguros se encuentran lógicamente fuera de SINet, por lo cual se lesasignan direcciones de IP fuera del rango de direcciones de SINet. Los enclaves seguros se puedenreconectar al SCC, ya sea a través de una conexión de comunicación dedicada, como una línearentada, o bien por medio de una conexión encriptada a través de SINet. La entrega de datos basadaen la Red o en FTP y el Centro de manejo de datos constituyen ejemplos de los servicios accesibles através del SCC.

An

adri

ll

Schlumberger

Centro de servicios de datos

Escritorio del operadorSitio de adquisición de datos

> Comunicaciones de datos punto a punto. Estaopción de transmisión empuja los datos desde elsitio de adquisición hasta el sitio de destino, yasea la computadora del operador (arriba) o elcentro de servicios de datos (abajo). El enlace decomunicaciones puede ser provisto por diferentes opciones de comunicaciones, talescomo líneas de teléfono directas, enlacessatelitales, o una línea ISDN dedicada al sitio dedestino.

El sistema de supervisión remota InterACTRemote Witness, diseñado para operaciones deperfilaje, es un paquete de entrega de datosinteractivo que se utiliza para comunicaciones dedatos punto a punto. Por medio de poderosos yeficientes algoritmos de compresión trasladagrandes volúmenes de datos en tiempo realdesde el sitio de adquisición hasta el escritoriodel cliente. Los gráficos digitales se desplieganen forma automática en tiempo real y se obser-van en la pantalla utilizando el softwarePDSView (derecha). Los gráficos pueden ano-tarse, o convertirse a los comúnmente utilizadosformatos de intercambio de gráficos (GIF, por sussiglas en Inglés) o a archivos gráficos de com-putación (CGM, por sus siglas en Inglés); tambiénpueden imprimirse en un graficador comercial amedida que se reciben.

El sistema InterACT Remote Witness tambiénincluye poderosos utilitarios de comunicacionesde dos vías con el personal que se encuentra enla locación del pozo utilizando el canal de datos.Estos utilitarios incluyen aplicaciones de "conver-sación" que le permiten al personal del taladrointercambiar mensajes de audio, por medio decomputadoras equipadas con una placa desonido, parlantes y micrófonos. Además, estesistema incluye instalaciones aptas para video-conferencias que se utilizan para establecerconexiones entre embarcaciones de servicios,taladros en áreas marinas o locaciones remotasen tierra firme y el escritorio o la computadoraportátil del cliente. El servicio InterACT RemoteWitness es uno de los sistemas de entrega dedatos punto a punto más difundidos de la indus-tria petrolera.

BP Amoco inició un programa de supervisiónremota durante la adquisición de registros depozos en sus pozos del campo Andrews en elMar del Norte, utilizando el sistema de comuni-caciones InterACT Remote Witness.2 Este sis-tema permite una interacción directa e inmediataentre el equipo de adquisición de datos ubicadoen la locación del pozo en el área marina y losconsultores situados en sus oficinas de Aberdeeny Londres durante la adquisición de registros, conlo cual se logra mejorar la toma de decisiones.

A continuación se relatan casos quedescriben el valor de este sistema. Un petrofísicode BP Amoco Exploration, que trabaja en pozosde alto valor en el Mar del Norte, informó que eluso del sistema InterACT en la plataforma delcampo Andrew de BP Amoco satisfizo muchos

requerimientos sin necesidad alguna de super-visión de las operaciones marinas en sitio; algomuy importante desde el punto de vista de laseguridad. Por otra parte, resultó muy conve-niente ya que, debido a la falta de espacio físicoen este entorno, se trata de restringir al máximola cantidad de personas. BP Amoco considera quees sumamente positivo que el ingeniero deyacimientos y el petrofísico puedan discutir ymodificar el programa de perfilaje en tiempo realdurante las operaciones de perfilaje de produc-ción, y ambos tengan la posibilidad de reaccionarfrente a cambios imprevistos en el ambiente ytomar decisiones desde tierra firme, en caso deser necesario. De la misma forma, durante opera-ciones de perfilaje con herramientas trans-portadas con las tuberías, se podría confirmar laubicación de los puntos de muestreo del probadorde formación y comparar las respuestas de pre-sión con los resultados de las simulaciones, evi-tando así la repetición de las pruebas.

La herramienta de conversación del sistemaInterACT posibilita la comunicación en tiemporeal con los ingenieros, lo cual resulta de granvalor durante los controles previos y armado deherramientas ya que permite transmitir la infor-mación sobre el comportamiento de las he-rramientas en forma inmediata. Durante una delas primeras corridas de la herramienta de

Levantamiento de Reflexión Acústica en elHueco, (BARS, por sus siglas en Inglés), el petro-físico experto en la herramienta se encontrabaen tierra firme y utilizó la herramienta de conver-sación con la persona a cargo de procesar losdatos para controlar la calidad de la imagen yalterar los parámetros durante la operación deperfilaje. Luego procesaron los datos transmiti-dos por el sistema InterACT en sus oficinas, conlo cual se obtuvo el producto final en el términode 24 horas.

Unocal Indonesia fue una de las primerasempresas en utilizar el sistema InterACT RemoteWitness para evaluar sus pozos de exploración yevaluación en aguas profundas en SenoOccidental. Utilizando los gradientes de presióndel Probador Modular de la Dinámica de laFormación (MDT, por sus siglas en Inglés) paracorrelacionar las arenas, los operadores pudierondetectar la existencia de comunicación hidráulicaentre los pozos. Los datos en tiempo real permi-tieron guiar al equipo de trabajo de la locacióndel pozo para que tomara mediciones en loslugares necesarios y poder así interpretar laevolución de la conectividad del yacimiento. Eluso de datos en tiempo real y las comunicacionesinteractivas le permitieron a Unocal completarcon todo éxito el difícil proceso de certificaciónde las reservas.

> Software de gráficos de PDSView. Esta aplicación de distribución gratuita les permite a los usuarios desplegar gráficos de registros de pozos en una PC y agregar las anotaciones necesarias. Su popularidad en la industria de E&P se debe al gran valor de los gráficos digitales. Los elementos de las ventanas, tales como la barra de herramientas (arriba), permitenrealizar una amplia variedad de anotaciones, entre las que se incluyen la inserción de textos y los cuadros de llamadas. Asimismo, es posible reeditar y guardar los archivos editados.

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2. Barber T, Jammes L, Smits JW, Klopf W, Ramasamy A,Reynolds L, Sibbit A y Terry R: “Real-Time OpenholeEvaluation,”Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 36-57.

(continúa en la página 42)

El formato y la calidad de los datos de E&P sehan convertido en aspectos tan importantescomo la adquisición y transmisión de los mis-mos. El tiempo y el esfuerzo invertidos en laadquisición y la entrega de los datos serán envano, a menos que estos datos se puedan utilizaren forma inmediata. En realidad, los datos seentregan sólo una vez que han sido integrados yalmacenados en un lugar donde el operadorpueda encontrarlos. Los datos complejos presen-tados previamente sobre papel se envían fácil-mente en formato digital. No obstante, como lacomplejidad de los datos digitales es cada vezmayor, fue necesario categorizar y documentarlos tipos de datos para garantizar que sepudieran distribuir sin problemas y que resul-taran accesibles a los operadores. Se han imple-mentado varias clasificaciones:• Datos básicos—Este grupo contiene datos,

usualmente presentados en forma óptica,utilizados sin modificaciones por una extensavariedad de profesionales. Los datos básicostienen un tamaño limitado y son adecuadospara un intercambio inmediato y utilizaciónrápida.

• Datos de clientes—En esta categoría seencuentran los datos básicos además de lainformación suplementaria mínima y esencialque los soporta. Los datos de clientes son ade-cuados para almacenamiento de datos y uti-lización avanzada por parte de especialistas.

• Datos de productores—Estos datos contienen,además de los datos básicos y los datos delcliente, otra información importante para elgenerador de los datos.Los objetos técnicos (como herramientas,

equipos, procesos, canales y parámetros) sonidentificados por nombres controlados por undiccionario. En todo sistema de entrega de datoseficiente es requisito registrar los nombres pro-pios y las propiedades de los objetos.Schlumberger mantiene una versión pública desu Diccionario de Datos de Servicios Petroleros(OSDD, por sus siglas en Inglés) en la Red(http://www.connect.slb.com).

Formatos de los datosEl formato de los datos digitales se puede clasi-ficar en dos categorías principales: CódigoEstándar Americano para el Intercambio deInformación (ASCII, por sus siglas en Inglés) yBinario. En general, los formatos ASCII son sim-ples, pero pueden ser leídos por una amplia va-riedad de programas. Los formatos binariosgeneralmente tienen descripciones más extensasde los datos, y resultan más apropiados paraprocesamientos avanzados y almacenamiento alargo plazo.

Formatos gráficos—Representación visual delos datos digitales. Los datos gráficos se utilizanpara desplegar de manera eficiente grandesvolúmenes de datos en formas fáciles de enten-der para su interpretación simple o para opera-ciones de control de calidad. Sin embargo, losdatos gráficos no se pueden volver a utilizar fácil-mente. Los datos gráficos pueden presentarse encopia dura (papel o película) o en formato dearchivo digital, pero son esencialmente una"fotografía instantánea" de los datos. Los datosgráficos se generan aplicando una descripcióndel formato, de la presentación o de la hoja deestilo a los datos digitales: el resultado puede seralguno de los varios formatos gráficos exclusivoso de uso comercial.

Como ejemplos de formatos de archivos dedatos gráficos se pueden mencionar el formatode intercambio gráfico (GIF, graphics inter-change format), el del grupo de expertos en foto-grafía unidos (JPEG, joint photographic expertgroup), el formato de archivo de imagen etique-tada (TIFF, tagged interchange file format) y elformato de descripción estándar de ilustración(PDS, picture description standard). Los dostipos generales de formatos son representacionesgráficas en forma de trama (raster) y vectoriales.Los archivos raster están compuestos de pixelesde colores que se combinan para producir unarepresentación de los datos. Estos archivos nopueden incluir objetos como líneas o curvas. Noobstante ello, por lo general son fáciles de visua-lizar con un amplio rango de navegadores deInternet, procesadores de texto u otros progra-mas disponibles comercialmente. Los archivosvectoriales contienen objetos como líneas y cur-vas con un lenguaje descriptivo asociado. Si bienresultan más eficientes que los archivos raster,los archivos vectoriales por lo general requierenun software específicamente diseñado para cadaformato vectorial. Ambos tipos de archivos sepueden imprimir en papel o en película.

Log ASCII Standard—Este formato fue lan-zado originalmente en 1989 por el Comité deDiscos Flexibles de la Sociedad Canadiense dePerfilaje de Pozos (CWLS, por sus siglas enInglés), que diseñó un formato ASCII estándarpara datos de registros de pozos individuales endiscos flexibles, conocido como formato LAS(Log ASCII Standard). El formato LAS com-prende archivos de datos individuales escritosen ASCII. Representa el encabezado del registrode pozo y las curvas ópticas en forma digital. Re-conocido por tener el tamaño justo y ser portá-til, accesible y fácil de usar, el formato LAS seha convertido en un método ampliamente acep-tado por parte de las compañías de E&P para elenvío rápido de registros de pozos en el mundoentero. Su estructura simple, con columnas quese asemejan a las de una hoja de cálculo dondelos datos se encuentran ordenados según la pro-fundidad, es fácil de usar y de cargar en la ma-yoría de las aplicaciones. Gracias a la estructurade archivo ASCII todos los sistemas operativosde computadoras pueden abrir y leer los archi-vos LAS. Una de las características más aprecia-das por los usuarios es la posibilidad de abrir elarchivo con cualquier editor de textos y extraerinformación sobre el pozo en forma visual.

Log Information Standard—El formato dedatos binarios Log Information Standard (LIS)fue producido a partir de los sistemas de adqui-sición de Schlumberger durante los años seten-ta y ochenta. Era el formato convencional dedatos dentro de la industria del perfilaje hastaque fue superado por el Digital Log InterchangeStandard (DLIS) en los años noventa.

Recommended Practice 66/Digital LogInterchange Standard—El estándar RP66/DLISfue la práctica recomendada (RP66) por elInstituto Americano del Petróleo en 1991. LaCorporación Petrotécnica de Sistema Abiertos(POSC, por sus siglas en Inglés) adoptó el están-dar DLIS en 1992, con lo cual se fomentó sudesarrollo como estándar sintáctico para sísmi-ca, perforación y perfilaje de pozos. El estándarDLIS propone un esquema de datos que permitealmacenar, manejar e intercambiar datos dealta calidad. Este formato asegura larastreabilidad requerida por la industria deE&P, al especificar el equipamiento, las herra-mientas, los procesos y los datos. Además,soporta un modo de clasificación de datos, conlo cual se facilita el acceso a los mismos. Elestándar DLIS también transmite efectivamentela semántica del productor de los datos con

Clasificación de los datos de los campos petroleros

1. Morgan JG, Spradley LH, Worthington GA y McClellandIJ: “SEG Standard Exchange Formats for PositionalData,” Geophysics 54 (Enero de 1983): 102-124.

2. Para mayor información acerca los estándares prácticosde registros de pozos y de WellLogML, por favorconéctese al sitio de la POSC , http://www.posc.org.

40 Oilfield Review

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respecto a la herramienta, los equipos, el pro-ceso, el canal y los parámetros, por medio dedescripciones oficiales almacenadas en el re-gistro de datos específico.

A continuación se comparan las funciones ylas ventajas de los formatos DLIS y LIS:• El formato LIS permite utilizar nombres de

hasta cuatro caracteres. El DLIS permitenombres más largos.

• Cada objeto DLIS tiene un identificador deorigen donde se especifica quién creó losdatos y cuándo, dónde y cómo fueron creados.

• Los datos estáticos DLIS brindan mucha másinformación acerca del entorno de adquisi-ción y calibraciones que los datos LIS. Losdatos estáticos DLIS son autodescriptivos y sepueden extender con nuevos tipos de objetos.

• El formato DLIS puede registrar datos con es-tructura compleja, como formas de onda e imá-genes compactadas. El LIS no puede hacerlo.

• El formato DLIS puede registrar estructurasde datos con diferentes tasas de muestreo enun mismo archivo. El LIS sólo puede registrartasas de muestreo que sean múltiplos de latasa base.

Si se compara el formato DLIS con el LAS, algu-nas funciones y ventajas de DLIS y LAS resultanevidentes:• El formato LAS sólo tiene datos estáticos

sobre el pozo y sus parámetros asociados. Adiferencia de DLIS, no contiene informaciónacerca de herramientas, equipos, calibracio-nes u otros atributos.

• El formato LAS almacena números como valo-res ASCII y requiere cerca de tres veces másespacio de almacenamiento que el DLIS.

• Los archivos LAS se pueden abrir con un edi-tor de textos o de hoja de cálculo. Losarchivos DLIS requieren bibliotecas de soft-ware especiales.Protocolo WITS—El protocolo de

Especificación de Transferencia de Informaciónen el Pozo (WITS) fue diseñado en un esfuerzoconjunto patrocinado por la AsociaciónInternacional de Contratistas de Perforación(IADC, por sus siglas en Inglés) y es el protocolode aceptación general para compartir datosentre los diversos contratistas que operan en untaladro. Los registros convencionales ofrecendatos sobre las condiciones del taladro, estudiosdireccionales, cementación, evaluación básicade la formación y otras operaciones habituales.Además, se pueden incluir registros personaliza-dos que permiten intercambiar datos de

propiedad privada siempre que los datos inclui-dos hayan sido acordados por el emisor y elreceptor. El protocolo WITS constituye un for-mato adecuado para transmitir datos de perfo-ración debido a su capacidad de transferir datoscon profundidades estampadas en forma eficien-te y en tiempo real.

Formato SEG-Y—Hoy en día, los datos sísmi-cos de campos se registran en una serie de for-matos de la Sociedad de Geofísicos deExploración (SEG, por sus siglas en Inglés).1 Elformato SEG-Y ofrece un método simple y conve-niente para intercambiar conjuntos de datos,dado que casi todos los sistemas de computaciónque se utilizan en la industria sísmica cuentancon software capaz de leer este formato.

WellLogML—¿Será el futuro formato dedatos ASCII para la industria de E&P?El uso de Internet para intercambiar documen-tos comerciales (comercio electrónico) y datostécnicos en forma electrónica está creciendocon gran rapidez. Las organizaciones involu-cradas en el comercio electrónico coinciden enque el uso del Lenguaje de Marcación Extensible(XML, por sus siglas en Inglés) constituye lamejor forma de intercambiar información. Elestándar XML—definido por el Consorcio de laRed Mundial de Comunicaciones (W3C)—es unmétodo simple y fácil de comprender para codi-ficar información en textos sencillos. Debido a lasimplicidad del lenguaje XML y a su aceptaciónpor parte de la industria petrolera, se estádesarrollando un amplio espectro de herramien-tas para brindar soporte a la comunidad deusuarios. Tal es así que el soporte para el XMLse incluye entre las herramientas de escritoriomás difundidas, tales como Microsoft InternetExplorer 5.0 y Microsoft Office 2000.

Por otra parte, se ha comenzado a trabajar enla definición de un estándar XML para la indus-tria de E&P, llamado WellLogML. Con el formatoWellLogML, se pueden transmitir registros depozos, información de núcleos y ondas y otrosdatos relativos al hueco por medio de Internet,para luego desplegarlos utilizando un navegadorde la Red. WellLogML se puede incorporar fácil-mente dentro de otros programas de análisis deregistros, ya que existen varios analizadores sin-tácticos XML, editores y otros utilitarios, quecompañías como Microsoft e IBM ponen a dispo-sición de los usuarios en forma gratuita. El for-mato WellLogML también es un formato ASCII,por lo cual resulta fácilmente comprensible

Estándares prácticos de registros depozos—una nueva iniciativa de la industria petroleraSe trata de un nuevo proyecto que realizan enforma conjunta el departamento de Exploracióny Producción de Shell International en colabo-ración con Statoil, Norsk Agip, Norsk Conoco ySchlumberger, con el objetivo de establecerestándares para la creación de un conjuntoclaramente determinado de datos de registrosde pozos que resulte accesible a un ampliorango de profesionales de E&P.2 El proyecto sesustenta en el trabajo realizado en proyectosanteriores, incluyendo OSDD y el desarrollo delos estándares POSC. Como resultado de esteproyecto se esperan obtener los siguientes beneficios:• reducción de costos mediante perfecciona-

miento de los procesos• mejor identificación y caracterización de los

datos• mejor acceso a los datos• mayor eficiencia en la carga de datos• mayor rapidez en la preparación de los datos y

en la aceptación para su intercambio o venta• mayor accesibilidad y comprensión de los

datos de perfilaje por parte de profesionalesno expertos en petrofísica.Los consumidores de datos se encuentran

abrumados por la cantidad de datos quereciben. En la actualidad existen más de 50.000tipos diferentes de trazas de registros. Sinembargo, la mayoría coincide en que el númerode trazas de uso habitual es de alrededor de500. Además, los nombres de las trazas son com-plejos y cambian a un ritmo cada vez másrápido. Estos factores originan varios problemascon respecto a la carga y a la adquisición de losdatos, por ejemplo: cómo clasificar los datos‘útiles’ y cómo rastrear el nivel de proce-samiento de los datos.

Como resultado de esta confusión se pierdendatos, información e ingresos monetarios. Dehecho, no es inusual que los datos compradossean descartados, porque costaría más com-prenderlos que readquirirlos. Muchas veces serepiten estudios de campo completos a un costosignificativo, ya sea porque no se pueden identi-ficar los datos de los estudios anteriores, o bienporque los datos actuales no se comprenden enforma adecuada, o debido a una falta de con-fianza en los resultados, especialmente por laincapacidad de comprender los resultadosarchivados de los estudios anteriores.

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Otro importante operador utilizó el sistemaInterACT Remote Witness para evaluar el controlde calidad de los registros durante una operaciónde perfilaje efectuada en aguas profundas enNigeria. Durante la etapa de adquisición, el in-geniero de campo transmitió por teléfono losdatos de perfilaje desde el campo en Nigeriadirectamente al Centro de Evaluación Avanzadade Formaciones de Schlumberger ubicado enHouston, Texas. Tanto los analistas de registroscomo los consultores técnicos del operador y deSchlumberger se encontraban presentes en elmomento en que los registros llegaron desde lalocación del pozo y pudieron visualizarlos eimprimirlos en tiempo real. Los datos de laherramienta Combinable de Resonancia Magné-tica, (CMR, por sus siglas en Inglés) le permitie-ron al analista de registros del operador localizarzonas adicionales que contenían hidrocarburos.

El canal de comunicaciones de dos vías provistopor el sistema InterACT Remote Witness le per-mitió al analista comunicarles a los ingenieros deperfilaje cuando ya se habían adquirido suficien-tes datos críticos de alta calidad, y de este modose pudo minimizar el tiempo necesario para laadquisición de los datos. Por otra parte, se pudie-ron ahorrar los costos elevados del traslado hastaNigeria de los expertos del operador, quienescontinuaron con sus tareas en forma regular y conmínimas interrupciones.

En forma similar, Phillips Petroleum utilizó elsistema InterACT Remote Witness en sus oficinasde Bartlesville, Oklahoma, EE.UU., para seguir lasoperaciones de perfilaje en la Bahía de Bohia, enla zona marina de China. Los datos obtenidos conlas herramientas Platform Express y de ImagenSónica Dipolar (DSI, por sus siglas en Inglés) setransmitieron en tiempo real desde el sitio de

adquisición utilizando un enlace satelital entre lalocación del pozo y las oficinas. La disponibilidadde los datos de perfilaje en Bartlesville les per-mitió a los expertos visualizar e interpretar enforma inmediata los registros de porosidad yresistividad para identificar potenciales zonasproductivas. Una vez identificados los mejorespuntos para efectuar pruebas de presión y ob-tener muestras, se realizó una corrida adicionalde la herramienta MDT y, por medio de la apli-cación de conversación del software InterACTRemote Witness, pudieron comunicarse con elingeniero de perfilaje, que se encontraba en lalocación del pozo.

Otro ejemplo de un sistema de comunicaciónde datos punto a punto es el sistema InterACTRemote Command, que ha sido diseñado para losdatos de perfilaje durante la perforación y demediciones durante la perforación (LDW y MWD,por sus siglas en Inglés respectivamente). Se uti-liza ampliamente en muchas operaciones de per-foración direccional, ya que permite realizar unmonitoreo remoto en tiempo real por medio deuna réplica del sistema de adquisición de datosde Anadrill, instalada en las oficinas del opera-dor. Este sistema tiene las mismas funciones queel sistema que se encuentra en el pozo y permitedesplegar e imprimir los registros en tiempo realy los registros contenidos en la memoria,incluyendo el monitoreo en tiempo real de la he-rramienta de geonavegación GeoSteering, ade-más de la correlación y el análisis de los datosdireccionales respecto de la trayectoria planifi-cada para el pozo. También se puede controlar eldesarrollo de la operación con respecto a la infor-mación proveniente de pozos vecinos. El sistemaInterACT Remote Command utiliza la Especifica-ción de Transferencia de Información en el Pozo(WITS, por sus siglas en Inglés) e incluye pode-rosos utilitarios de comunicaciones, tales comocorreo electrónico, conversación y mensajes deaudio, para establecer comunicaciones de dosvías con el sitio de adquisición de los datos.

El Grupo de Tecnología de Petróleo de NorskHydro, con sede en Bergen, Noruega, utilizó elsistema de intercambio de datos InterACTRemote Command para guiar la trayectoria de lospozos que se estaban perforando en el campoNjord en el Mar del Norte, a través de forma-ciones altamente falladas. Resulta muy dificul-toso navegar huecos con trayectorias sinuosas ylos datos LWD y MWD que se obtienen entiempo real en la pantalla de la herramienta

Escritorio del operador

> Servicios de entrega de datos y herramienta GeoSteering. El acceso a todas las mediciones entiempo real obtenidas con las herramientas de perfilaje (arriba), despliegues numéricos (abajo a laderecha) y despliegues de orientación de la herramienta (abajo a la izquierda) le permiten al geólogoevaluar el programa de perforación y la posición del hueco. El despliegue de los registros muestra ungráfico de los datos LWD en tiempo real en función de la profundidad. Estos incluyen los rayos gamma(verde) en la pista 1, la resistividad por cambio de fase (rojo) y la resistividad de atenuación (verde) enla pista 2, y la densidad de la formación (rojo) y porosidad (verde) que aparecen en la pista 3. Los datosmecánicos de la perforación incluyen la tasa de penetración (rojo) que aparece en la pista 1, y lavelocidad de la turbina MWD para detectar agrandamientos (verde) en la pista 4. El desplieguenumérico puede mostrar el valor numérico real (cuadros) o un simple gráfico de barras (arriba a laderecha) de cualquier medición basada en el tiempo, como la presión de la bomba, el peso sobre lamecha en el fondo, la inclinación y el azimut de la mecha, la tasa de penetración, la presión anular enel fondo y la densidad equivalente del circulante. En cualquiera de estas mediciones se pueden implementar alarmas (cuadros rojos). El perforador utiliza el despliegue de orientación de la herramienta para evaluar cuán bien progresa la navegación del pozo. El despliegue del registro de orientación gravitacional (GTF) muestra la orientación del motor sobre la base de las lecturas del acelerómetro MWDS. Cuando las lecturas de GTF son de aproximadamente 0° de inclinación, quieredecir que tanto el motor como la mecha se dirigen hacia arriba.

3. Allen D, Dennis B, Edwards J, Franklin S, Livingston J,Kirkwood A, White J, Lehtonen L, Lyon B, Prilliman J y Simms G: “Modeling Logs for Horizontal Well Planningand Evaluation,” Oilfield Review 7, no. 4 (Invierno de 1995): 47-63.

GeoSteering permiten seguir el recorrido de lamecha y mantenerla dentro del yacimiento. Por logeneral, el operador perfora a través de bloquesde fallas en la sección del yacimiento y luego uti-liza datos LWD en tiempo real para determinar siel hueco todavía se encuentra dentro delyacimiento, o por encima o por debajo del mismo,después de penetrar un nuevo bloque. Los datosen tiempo real también ayudan a decidir la pro-fundidad final del pozo.

En la plataforma del campo Njord, los datosLWD se obtienen por medio del sistemaIntegrado de Evaluación de Perforación y Perfilaje(IDEAL, por sus siglas en Inglés), y luego se trans-fieren a un sistema remoto IDEAL, instalado en laoficina de perforación en Kristiansund, Noruega.Aquí, el ingeniero genera los registros en tiemporeal y los despliegues numéricos de los datos

LWD junto con los datos mecánicos de la per-foración (página anterior). Los resultados seenvían utilizando una conexión punto a puntoTCP/IP de la red interna de Norsk Hydro directa-mente a la PC del geólogo a cargo de las opera-ciones, que se encuentra en Bergen. Esta mismaPC también se podrá utilizar para archivar losregistros en tiempo real y los registros memo-rizados de la herramienta LWD. Los gráficos di-gitales llegan desde el taladro hasta la PC delgeólogo y en la oficina se realizan impresiones dealta calidad, que luego se utilizan en lasreuniones diarias. Los socios que se encuentranfuera de la red reciben estos gráficos de registrospor correo electrónico y pueden visualizarlos conel software PDSView.

Para poder tomar decisiones en tiempo realcon respecto a la perforación, es necesario que

exista una estrecha cooperación y una comuni-cación eficiente de los datos entre el equipo dela compañía de servicios y el equipo de la com-pañía operadora. En la zona sur del Mar delNorte, British Gas ha combinado la entrega dedatos de LWD punto a punto con técnicas desimulación teórica e interpretación para podertomar decisiones con respecto a la navegaciónde los pozos. La visualización precisa del carác-ter de la formación y de su estructura respectode la mecha de perforación permite mejorar laintrincada navegación durante la perforación depozos horizontales. El programa de SimulaciónTeórica Integrada (INFORM, por sus siglas enInglés) produce registros LWD sintéticos, que sepueden comparar con las lecturas reales de lasherramientas para generar un mapa de la forma-ción a medida que avanza la perforación.3

En primer lugar, los datos LWD adquiridos enla locación del taladro son transmitidos entiempo real al centro de procesamiento de datos,donde un analista de registros de geonavegaciónutiliza una PC con el sistema IDEAL instalado yconectada en red con una estación de trabajoGeoFrame para actualizar las simulaciones teóri-cas en tiempo real sobre la base de los datosadquiridos (izquierda). Este sistema combinadopermite la correlación de los registros LWDreales con los registros simulados, para confir-mar la ubicación del hueco. También calcula elbuzamiento o echado de la formación y genera unmodelo estructural actualizado de la secuenciaatravesada a medida que el pozo avanza.

Por último, el perforador o el operador com-paran esta información con las restriccionesgeológicas y de la perforación para guiar la nave-gación. Tanto los últimos resultados en tiemporeal de la correlación de la pantalla GeoSteering,como las interpretaciones de las imágenes y delos datos petrofísicos se distribuyen a tiempopara las reuniones de operaciones que se rea-lizan diariamente. El operador también mantieneun sitio en la Red, donde se publican todos losdatos en forma inmediata, para que el resto delpersonal involucrado en el proyecto, ya sea entierra firme o en el área marina, tenga acceso alos resultados obtenidos.

En uno de los pozos se corría el riesgo deperforar fuera del yacimiento debido a varios fac-tores: la delgadez relativa del yacimiento, la faltade contraste petrofísico entre las capas y lasincertidumbres en la conversión de la profun-didad sísmica. Se utilizó la estación de trabajoGeoFrame para procesar los datos de densidadazimutal memorizados previamente entre lascarreras de la mecha (página previa, cuadro).

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Adquisición de datos Pantalla INFORM

Sistema IDEAL

Sensores MWD/LWD

Centro de servicio de datos

Pantalla GeoSteering

Estación de trabajo GeoFrame

> Mapas GeoSteering con simulaciones teóricas. Las simulaciones teóricas producen registros LWDsintéticos junto con la trayectoria planificada del pozo que se comparan con los registros reales entiempo real (arriba a la derecha) para ayudar a guiar el proceso de perforación. Utilizando datosprovenientes de un pozo piloto o de pozos adyacentes se construye una o más columnas geológicasque representan la geología esperada del pozo. El modelo estructural 3D obtenido del operador secombina también con la columna petrofísica y con la trayectoria propuesta. Se predicen las respuestas de la herramienta en base a la secuencia de capas de la formación esperada, a las inclinaciones del hueco, al espesor de las capas, y a la resolución del sensor. En el cuadro blanco se muestra la imagen de densidad azimutal, procesada en una estación de trabajo GeoFrame; imagenque se utiliza para determinar el buzamiento de la formación.

(continúa en la página 46)

El Protocolo de Control de Transmisiones y elProtocolo de Internet (TCP e IP, por sus siglasen Inglés respectivamente), que por lo generalse mencionan en forma conjunta como TCP/IP,son protocolos desarrollados especialmente parapermitir que distintas computadoras compartanrecursos sobre una red. Dado que muchas apli-caciones de redes necesitan funciones idénticas,se han agrupado protocolos separados en lugarde repetirlos en cada aplicación. En la tecno-logía de la formación de redes se utiliza un sis-tema de superposición de varias capas deprotocolos. Cada una de estas capas requiere losservicios de la que se encuentra por debajo deella (abajo). En este artículo, se considera quelos grupos de protocolos de la red se dividen encuatro capas básicas.1

• El protocolo de aplicación es el conjunto dereglas que regulan los programas o serviciosque se utilizan en la red, tales como el correoelectrónico, el acceso a Internet o los paque-

tes de entrega de datos. Tanto el FTPdisponible comercialmente como el softwarede transmisión TRX, que es propiedad deSchlumberger para la transferencia de datosdigitales, constituyen ejemplos de servicios enel nivel de protocolo de aplicación. Ambos uti-lizan los protocolos TCP/IP para realizartransferencias de archivos.

• El Protocolo de Control de Transmisiones(TCP) es el responsable de descomponer lainformación en pequeños fragmentos y luegorecomponerla correctamente en el otroextremo. También se ocupa de reenviar todainformación que por algún motivo pudiera nollegar al extremo receptor.

• El Protocolo de Internet (IP) es responsablede rutear los fragmentos de información enforma individual hasta que llegan al destina-tario correspondiente. A este protocolo no leincumbe el contenido de la información ocómo se relacionan los datos entre sí antes odespués de la transmisión.

• El protocolo ambiental es el estándar para laconexión física, que comprende distintostipos de enlaces, tales como Ethernet,Sistemas de Interfaces para ComputadorasPequeñas (SCSI, por sus siglas en Inglés) ymodem entre otros.Los protocolos TCP e IP están construidos

sobre la base de conceptos tecnológicos sinconexiones, de manera tal que no es necesarioque exista una conexión directa entre el emisory el receptor. Este protocolo descompone lainformación en pequeños fragmentos llamadosdatagramas o paquetes. Cada uno de estos data-gramas recibe un número secuencial y se pasaal protocolo IP para ser enviado en forma indi-vidual hasta el otro extremo a través de la red.Mientras estos datagramas se encuentran entránsito, la red no sabe si existe alguna relaciónentre ellos.

Por ejemplo, es perfectamente posible que eldatagrama 7 llegue antes que el datagrama 6.Para asegurarse de que un datagrama ha lle-gado a destino, el receptor debe enviar un men-saje de "confirmación." Por ejemplo, enviar undatagrama con una confirmación de 1800 indicaque la computadora específica ha recibido todoslos datos hasta el datagrama número 1800. Si elemisor no recibe la confirmación dentro de unperíodo razonable de tiempo, el protocolo TCPenvía nuevamente el datagrama faltante.

El protocolo TCP controla el volumen de losdatos que se encuentran en tránsito en cual-quier momento dado, puesto que no resultapráctico esperar que se confirme la llegada decada datagrama antes de enviar el próximo. Porotra parte, una computadora no puede seguirenviando datos en forma indiscriminada, o bien

Protocolo TPC/IP

Protocolo de la aplicación

Protocolo TCP

Protocolo IP

Protocolo ambiental

Correo electrónico, Acceso a Internet, Software de entrega de datos

Garantiza que los comandos lleguen al protocolo de destino en forma completa y conforme a lo estipulado

Provee el servicio básico de transporte de los datos a destino

Maneja el modo específico de conexión física

Enlace real

> Esquema de superposición de los protocolos de redes.

44 Oilfield Review

1. Los detalles del modelo de referencia de la OrganizaciónInternacional de Estandarización (ISO, por sus siglas enInglés) pueden encontrarse en la mayoría de los libros de textos de comunicaciones, tales como Halsall F: Data Communications, Computer Networks and Open Systems, Cuarta edición. Harlow, Essex, Inglaterra: Addison-Wesley, 1998.

2. El término catenet fue introducido en las primeras publicaciones sobre redes interconectadas por paquetesy se refiere a la colección de redes interconectadaspor paquetes.

PC #1

PC #2

PC #3

PC #4

PC #5

Compuertade paso

PC #1

PC #2

PC #3

PC #4

PC #2 PC #3PC #1

PC #5 PC #6PC #4

LAN A LAN B

LAN C

Hacia otras redes

Compuertade paso

Compuertade paso

Compuertade paso

> Red de área amplia (WAN) construida a partir de tres redes de área local(LAN). Los portales o escudos de protección proporcionan seguridad entrecada computadora de la red.

10100011 10111001

ID de la red ID de la computadora anfitriona

11111010 00010100

> Típica dirección IP donde se observan ambaspartes: identificación de la red e identificaciónde la computadora anfitriona.

Primavera de 2000 45

podría ocurrir que una computadora rápidasupere la capacidad de absorber los datos deotra más lenta. Por lo tanto, cada extremoindica la cantidad de datos nuevos que seencuentra preparada para absorber en estemomento, por medio de un campo "ventana" encada mensaje de confirmación. A medida que lacomputadora recibe los datos, la cantidad deespacio vacío en la ventana disminuye y, cuandollega a cero, el emisor se detiene. A medida queel receptor procesa los datos, aumenta eltamaño de la ventana, lo cual indica que seencuentra preparado para recibir más datos.

Los protocolos TCP/IP se basan en el modelode red concatenada ("catenet"), que supone queexiste una gran cantidad de pequeñas redesindependientes conectadas entre sí por portaleso compuertas de paso (gateways) o ruteadores(derecha).2 Los datagramas muchas veces pasanpor varios ruteadores diferentes antes de llegara su destino final. En la mayoría de los casos,estas redes se establecen de manera que todaslas máquinas que se encuentran físicamente enciertos edificios o departamentos constituyen loque se denomina red de área local (LAN, por sussiglas en Inglés) y luego varias LANs se enlazanentre sí por medio del modelo de red concate-nada para formar una red de área amplia (WAN, por sus siglas en Inglés).

El enrutamiento necesario para lograr esta es-tructura es completamente transparente. En loque respecta al usuario, lo único necesario paraacceder a otro sistema es su "dirección deInternet." Esta dirección es un número de 32bits, que por lo general se escribe con cuatronúmeros separados por puntos, que el adminis-trador del sistema asigna a cada computadoraque forma parte de la red (derecha). La estruc-tura de esta dirección indica la red a la que per-tenece y la computadora anfitriona dentro de lared. La parte que indica la red se llama"Network ID" y la parte que identifica la compu-tadora dentro de la red se denomina "Host ID."

46 Oilfield Review

Esto permitió determinar el buzamiento de la for-mación, que se utilizó para actualizar el mapa delos modelos estructurales en la pantallaGeoSteering, los cuales le aportaron al analistauna interpretación inequívoca de la posiciónrelativa del hueco dentro de la formación. Setomó entonces la decisión de dirigir el pozo haciaabajo para penetrar la porción inferior delyacimiento.

La comunicación de datos punto a puntotambién se utiliza para monitorear los tratamien-tos de estimulación y fracturación de pozos.Schlumberger desarrolló el programa FracCAT, quees un sistema de adquisición de datos asistido porcomputadora y utilizado durante el tratamiento defracturación, que suministra datos de estimula-

ción—tasas de bombeo, presión y concentracióndel agente de sostén—en la locación del pozo. Noobstante, estas mediciones pueden alcanzar sitiosremotos utilizando un sistema de transmisión dedatos en tiempo real (RDT, por sus siglas en In-glés). Este sistema permite la comunicación di-recta entre el sistema de adquisición de datosinstalado en el pozo y un sistema remoto FracCATubicado en la oficina del operador o en el centrotecnológico regional, donde los expertos en esti-mulación pueden monitorear los parámetros deltratamiento en tiempo real, evaluar su evolución yparticipar en la toma de decisiones relativas al di-seño y ejecución del tratamiento.

En una oficina en Houston, se instaló un siste-ma FracCAT completo, que utilizan habitualmente

operadores como Coastal Oil and Gas y VastarResources, para monitorear los tratamientosrealizados en zonas marinas en el Golfo deMéxico. El servicio RDT les permite a los repre-sentantes del operador monitorear y apoyar lasoperaciones realizadas en el pozo sin necesidadde trasladarse hasta la locación del pozo, con locual se eliminan muchos viajes y tiempo deespera improductivos. Por ejemplo, por medio delsoftware FracCADE para el diseño y la evalua-ción de fracturaciones, los ingenieros de com-pletación pueden monitorear la evolución de untratamiento de fracturación y advertirle al equipode trabajo que deberá ajustar las tasas debombeo y las concentraciones del agente desostén para obtener óptimos resultados.

Schlumberger

Servidor de datos de la Red

Centro de administración de datos

Centro de distribución y entrega de datos

Servidor SNIC-FTP

Facsímile

Centro de entrega de productos

An

adri

ll

Sitio de adquisición de datos

Entrega rápida

Centro de servicios de datos

Escritorio del operador

> Estructura TransACT. Esta estructura de entrega de datos ofrece un sistema común de envío de datos a todos los segmentos de la industria de E&P, eincluye todas las formas de datos producidos, lo cual facilita la integración de los datos y la colaboración según resulte apropiado dentro de un enfoqueglobal. De ese modo se logra un impacto positivo sobre la secuencia de tareas, desde la locación del pozo hasta la optimización de la producción. Laentrega de los datos comienza en el sitio de adquisición (arriba a la izquierda), desde donde los datos se envían a través del centro de distribución TransACT al escritorio del operador (arriba a la derecha) o a otros destinos, como los centros de servicios de datos (abajo a la izquierda) y centros demanejo de datos (abajo al centro). El operador recibe los datos a través de la Red de Información de Schlumberger (SINet), utilizando una o más de lasopciones que incluyen el servicio de Interconexión de Redes de Schlumberger (SNIC), facsímiles, centros de entrega de productos y portales seguros deInternet, como el servidor de datos de la Red.

Otros proveedores de servicios de adquisiciónde datos en la industria del petróleo y el gas hanimplementado sistemas especializados de en-trega de datos punto a punto. Por ejemplo, BakerHughes desarrolló el sistema de DespliegueRemoto de Registros (RLDS, por sus siglas enInglés) que corre fuera de su sistema de adquisi-ción de datos ECLIPS.4 Este sistema ofrece trans-misión de registros y de datos en tiempo real enuna dirección, desde el pozo hacia las estacionesde trabajo remotas, en donde se pueden realizarinterpretaciones básicas y presentaciones per-sonalizadas. La transmisión se realiza sobre unaamplia variedad de canales de comunicación;desde modems para acceso telefónico hastaenlaces satelitales.

Entrega de datos multipunto por redesinternasExiste una poderosa alternativa frente a los sis-temas de entrega de datos punto a punto, que esel sistema multipunto.5 Este dinámico sistema haestado en funcionamiento durante 15 años en elcentro de entrega de datos de Schlumberger enSedalia, Colorado, EE.UU. Si bien el sistema detransmisión y los sistemas de software y hard-ware del servidor han evolucionado con el trans-curso del tiempo, el concepto global sigue siendoel mismo.

En la actualidad, Schlumberger posee nuevecentros de entrega de datos en todo el mundo:Sedalia, Colorado; Calgary, Alberta, Canadá;Muscat, Omán; El Cairo, Egipto; Aberdeen,Escocia; Stavanger, Noruega; Perth, Australia;Kuala Lumpur, Malasia; y Caracas, Venezuela.

Schlumberger ha denominado sistemaTransACT a la estructura global de entrega dedatos construida alrededor de estos centros. Estaestructura fue desarrollada especialmente parapermitir operaciones seguras y confiables detransmisión, monitoreo, procesamiento, rastreo yentrega de datos de campos petroleros a losclientes, además de soportar la creación del pro-ducto final (impresiones, cintas, CDs) y filtrar losarchivos y la conversión de formatos en los casosnecesarios (abajo).6

En el entorno de los campos petroleros exis-ten factores que complican la transmisión de losdatos. La transmisión, por lo general, se realizaen tiempo real o con posterioridad a la adquisi-ción, a través de enlaces de baja calidad y bajoancho de banda, por lo cual los métodos de trans-misión convencionales muchas veces no resultanadecuados. La estructura de entrega de datosTransACT utiliza soluciones personalizadas concapacidad para realizar transmisiones seguras yconfiables desde los sitios de adquisición. El sis-tema utiliza nuevos y robustos algoritmos decompresión de datos y cuenta con capacidad pararecuperar errores de transmisión, en particularcuando existen enlaces de baja calidad. Una deestas soluciones personalizadas es el softwarede transmisión TRX, que permite la transferencia

> Comunicaciones de datos desde el sitio de adquisición. El mapa muestra la cobertura del servicioInmarsat (arriba) para todas las regiones hasta aproximadamente 70° de latitud en los hemisferiosnorte y sur. Los equipos de perfilaje MAXIS (Sistema Múltiple de Adquisición y Generación de Imágenes) (abajo) mantienen la transmisión de los datos a la Red de Información de Schlumberger(SINet), conectados a través de diversos enlaces de comunicación, que incluyen Ethernet, Inmarsat,VSAT, ISDN y modems celulares.

Primavera de 2000 47

4. Para más información acerca de ECLIPS, por favorconéctese a http://www.bakerhughes.com; sitio de Baker Hughes.

5. Murchie S, Provost JT, Burke T, Karr G, Alam SO,Scheibner D y Citerne A: “Innovations in Global Electronic Data Delivery,” artículo de la SPE 56686, presentado en la Conferencia Anual de la SPE, Houston, Texas, EE.UU, Octubre 3-6, 1999.

6. Para mayor información y las últimas noticias en materia de entrega de datos, por favor conéctese al sitiode Schlumberger, http://www.connect.slb.com.

7. Clark R, Danti B, Guthery S, Jurgensen T, Kennedy K, KeddieJ y Simms D: “Building a Global Highway for Oilfield Data,”Oilfield Review 5, no. 4 (Octubre de 1993): 23-35.

eficiente de datos digitales, y es el protocolo quese utiliza en la mayor parte de los sistemas detransmisión de datos de Schlumberger.7

En el siguiente ejemplo se muestra cómoactúa el sistema TransACT. Un ingeniero de per-filaje que se encuentra en un pozo puede enviarun conjunto de instrucciones—denominadas "ór-denes"—al centro de entrega de datos TransACTutilizando un navegador de la Red (arriba). Unavez que ingresa la orden y los archivos de datosson transmitidos al centro de distribución, elingeniero se encuentra libre y puede abandonarla locación del pozo. Los ingenieros de campo ylos gerentes autorizados pueden conectarse conel centro de distribución TransACT desde cual-quier lugar y en cualquier momento para mo-nitorear el progreso y el estado de las entregas.

48 Oilfield Review

El centro de distribución entonces ejecuta laorden, redistribuye los datos y los archivos gráfi-cos a los clientes, a los socios y a otros desti-natarios según lo requerido, para lo cual utilizauna variedad de medios de acuerdo con lasnecesidades de los clientes. El sistema TransACTincluye las siguientes opciones:

SNIC—El servicio de Interconexión de Redesde Schlumberger (SNIC, por sus siglas en Inglés)es una de las opciones de entrega de datos másutilizadas en el sistema TransACT. Establece unaconexión entre la Red de Información deSchlumberger (SINet), la red de área amplia(WAN, por sus siglas en Inglés) provista porOmnes, y la estación de trabajo del operador. Losdatos son colocados en el sistema SNIC, que esun servidor FTP seguro, y los operadores accedenal mismo a través de una línea privada dedicadaentre sus redes y el sistema SNIC. Existe un doblecontrol de acceso: en primer lugar, los escudos deprotección de comercio electrónico deSchlumberger, que limitan el acceso al sistemaen base a la dirección IP y, en segundo lugar, elnombre del usuario y su contraseña, que tambiénson requisitos para acceder al servidor.

Centro de entrega de productos—Con fre-cuencia, el operador necesita copias en papel,informes, películas, CDs y cintas, los que sepueden generar en un centro de entrega de pro-ductos (PDC, por sus siglas en Inglés) ubicado enlas inmediaciones del operador y que se dis-tribuyen por correo estatal o por correo privado.

El PDC produce una entrega más rápida y produc-tos finales de mejor calidad, y reduce el tiempode trabajo del personal en el pozo (izquierda).

Archivo—El uso de comunicaciones por redinterna de Schlumberger entre el sistemaTransACT y la base de datos LogDB permite elflujo automático de datos desde el centro deentrega TransACT al sistema de manejo de datosde Schlumberger, donde se procede a archivar yrecuperar los datos posteriormente (arriba).

Fax—Los facsímiles digitales son muy utiliza-dos para la entrega de datos. Dado que la trans-misión se origina en un archivo gráfico digital, elfax recibido es de alta calidad. Este facsímile di-gital, o digifax, goza de gran popularidad ya queno es necesario contar con equipos especiales pa-ra recibirlos. Además, las máquinas de fax por logeneral utilizan papel continuo, lo que las hace a-decuadas para la recepción de registros de pozos.La limitación de los faxes consiste en que los da-tos no se pueden reutilizar o modificar fácilmente.

Entrega por DataLink DropBox—Este modo deentrega coloca los datos en un servidor de la Reden un enclave seguro—virtualmente ubicado

fuera de la red interna de Schlumberger—defácil acceso a través de Internet. Cuando lleganlos datos desde el campo, los operadores recibenuna notificación por correo electrónico y enton-ces utilizan su navegador de Red con un númerode cuenta y una contraseña para recuperar losdatos mediante protocolos HTTP estándar o pro-tocolos HTTPS seguros. Esta opción de entregatiene la ventaja de que les permite a numerososusuarios, incluyendo a los socios del proyecto, elacceso a los datos desde diferentes lugares y enforma simultánea.

Correo electrónico—El correo electrónico seutiliza con frecuencia para adjuntar gráficos digi-tales pequeños o conjuntos de datos limitados. Eltamaño máximo de archivos anexos permitidovaría según la compañía, pero por lo general esde unos pocos MB, lo cual limita el uso de estemecanismo de entrega. Asimismo, como losmensajes de correo electrónico normalmente nose encuentran encriptados, podría ponerse enriesgo la seguridad de los datos. El correo elec-trónico se utiliza para notificar a los usuarios deque han recibido datos por otros métodos de

> Centro de distribución de productos (PDC, porsus siglas en Inglés). En esta fotografía seobserva el PDC de Aberdeen, en donde se realizan miles de impresiones por año. En estelugar se pueden copiar los datos en impresiones a color, películas, cintas digitales de audio (DAT) y CD-ROM para su distribución final.

Centro de distribución y entrega de datos

An

adri

ll

Schlumberger

Servidor de datos de la Red

Centro de administración de datos

Sitio de adquisición de datos

> Flujo de datos de TransACT a LogDB. El manejo de los datos constituye una parte integral de laestructura de entrega de los datos de registros. El sistema de entrega de datos TransACT copia enforma periódica los archivos de datos de registros (DLIS y PDS) que se encuentran en el distribuidorcentral de comunicación de datos (abajo a la izquierda) al sistema de manejo y archivado de datos,utilizando el protocolo de transferencia TRX junto con un archivo de texto descriptivo. El proceso delreceptor de la base de datos utiliza el archivo de texto descriptivo para importar los archivos de datosde registros que deberá escanear, cargar y archivar. Durante todo este proceso, el sistema de la basede datos actualiza constantemente un informe en Lenguaje de Marcación de Hipertexto (HTML)(arriba a la derecha), que el operador consulta desde el distribuidor central de comunicación de datos.

envío más seguros. Por ejemplo, cada vez que secompleta una transacción por medio de SNIC oDropBox, automáticamente se envía un correoelectrónico al usuario.

La estructura TransACT es completamentetransparente para el usuario de los datos. Losdatos de Schlumberger se envían a tiempo y deuna manera eficiente y totalmente rastreable,con mínima intervención de personas. Muchas delas tareas que se realizaban en forma manual enel sitio de adquisición de datos ahora se hantransferido a un centro automatizado de entregade datos TransACT (derecha), lo cual tiene unagran incidencia en la eficiencia de las opera-ciones. Las funciones de compresión y recu-peración que ofrece el protocolo TRX garantizanque las transferencias se realicen en forma rá-pida y confiable. Dado que los procedimientos detransferencia son completamente transparentes,el ingeniero puede poner más atención en el con-trol de calidad de los registros.

Una vez que el ingeniero genera la ordenTransACT correspondiente, el centro de distribu-ción de datos completa en forma automática elproceso de entrega de datos. Una orden habitualpuede incluir operaciones de conversión dedatos, entrega de datos en distintos formatos yvarios de los métodos de envío disponibles(derecha). En el momento en que la herramientade perfilaje llega al zapato del revestidor, latransmisión de los datos ya se ha completado.Los envíos se completan en unos pocos minutossin ningún tipo de intervención; el CD y las copiasen papel realizadas en el PDC se envían porcorreo al operador.

Sperry-Sun Drilling Services también ofreceun sistema de envío de datos multipunto para unaamplia variedad de servicios y sensores queincluyen MWD, perforación direccional, fluidosde perforación y servicios de bombeo. El SistemaIntegrado de Tecnología e Ingeniería de laInformación (INSITE, por sus siglas en Inglés) lepermite al operador visualizar y analizar los datosen tiempo real y en un formato personalizado enel taladro, o bien desde sus oficinas u otros sitiosremotos.8 Este sistema también soporta lascomunicaciones en tiempo real con sistemas deotros proveedores utilizando el formato deEspecificación de Transferencia de Informaciónen el Pozo (WITS). Toda la información seencuentra dentro de una base de datos que satis-face los requisitos de Conectividad Abierta deBase de Datos (ODBC, por sus siglas en Inglés).

0

2000

4000

6000

8000

10.000

12.000Ordenes individuales por mes

0

20

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80

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120

140

160Volúmenes de transferencia mensuales en 1999, en GBytes

Ene Mar May Jul Sept Nov

Ene Mar May Jul Sept Nov

> Estadísticas de la actividad de TransACT en Norteamérica. Los gráficosmuestran el número mensual de órdenes de entrega de datos (arriba), y elvolumen total de los datos transferidos (abajo) por el centro de entrega dedatos TransACT ubicado en Sedalia, Colorado. Este centro maneja todo elmercado de EE.UU., tanto en tierra firme como en áreas marinas.

Convertir datos de entrada de formato DLIS a formato LAS, filtrando todos los canales no esenciales como lo indica el operador.

Entregar el archivo LAS al geólogo del operador en Houston a través de SNIC (notificación automática por correo electrónico de la llegada del archivo).

Entregar copias gráficas del registro a tres socios por medio del utilitario DropBox (notificación automática por correo electrónico a los socios). Ellos pueden recuperar los registros en forma segura a través de Internet, utilizando sus navegadores de Red y los correspondientes nombres de usuarios y contraseñas.

Enviar un facsímile de la copia del registro a la oficina de perforación del operador para que pueda evaluar de inmediato las necesidades de revestimiento y cementación.

Enviar a la oficina del operador diversos productos generados en el PDC de Houston: copias a color de los registros, un CD con el archivo DLIS original, el archivo LAS filtrado y otros gráficos digitales; tales como los de control de calidad y gráficos XY.

Una vez completadas las entregas anteriores, notificar por correo electrónico al gerente de servicios de campo de Schlumberger.

Archivar automáticamente todos los datos en la base de datos LogDB.

> Típica orden de TransACT.

8. Más información acerca de INSITE e INSITE-ANYWHEREpuede encontrarse en el sitio de Sperry-Sun DrillingServices: (http://www.sperry-sun.com).

Primavera de 2000 49

50 Oilfield Review

El usuario no necesita una aplicación especial en su computadora para visualizar y descargar los datos. Prácticamente todos cuentan con un navegador de Red.

Los datos se encuentran a disposición de cualquier usuario autorizado. Esto constituye un avance con respecto al mecanismo de entrega punto a punto, en el cual los datos llegan al sistema de un único usuario. La Red permite una distribución multipunto y en forma simultánea en cualquier lugar de la misma.

Se evitan los problemas de los escudos de protección. La mayor parte de los operadores tienen puertos en sus escudos de protección abiertos al tráfico de la Red por HTTP y HTTPS (encriptados). Los datos no son "empujados" al usuario, sino que el usuario extrae los datos a través de cualquier escudo de protección que pudiera existir.

Se mantiene la seguridad de acceso. Los servidores de la Red tienen mecanismos convencionales para la autenticación y el control de acceso. Estos mecanismos por lo general comprenden nombres de usuarios y contraseñas o certificaciones digitales.

El usuario tiene control completo sobre la entrega de los datos y se garantiza que estos lleguen a tiempo. Si los datos llegan al servidor de la Red en tiempo real, el usuario dispone de acceso a los mismos en forma inmediata. Si, por el contrario, no se encuentra disponible cuando llegan los datos, estos permanecen allí y se pueden visualizar en cualquier momento.

El servidor de la Red puede proporcionar un único punto de contacto para diversos servicios de pozos petroleros, tales como perforación, perfilaje, fracturación y producción, a los que se tiene fácil acceso a través de una única interfaz.

> Ventajas de la entrega de datos por medio de la Red.

Esto permite el uso de aplicaciones comercialesestándar tales como Microsoft Office para acce-der directamente a la base de datos y generargráficos e informes.

Las compañías de servicios no son las únicasque se encuentran dedicadas al desarrollo de sis-temas de entrega de datos multipunto por mediode redes privadas. Los operadores también estándesarrollando enlaces directos entre los sistemasde monitoreo de la perforación y los sistemas demanejo e interpretación de datos. Una soluciónpersonalizada hace uso de una interfaz única paralos operadores y las distintas compañías de per-foración y compañías de servicios. Como partedel esfuerzo de investigación y desarrollo queStatoil ha llevado a cabo y que se traduce en elProyecto de Posicionamiento de Huecos, sedesarrolló el sistema de Automatización de laPerforación en Tiempo Real (DART, por sus siglasen Inglés) para conectar directamente los siste-mas de adquisición de datos ubicados en la loca-ción del pozo con la base de datos interna delproyecto de Statoil (abajo). El objetivo del pro-yecto consiste en desarrollar conceptos de inte-gración de aplicaciones e intercambio de datosen tiempo real para perfeccionar el proceso mul-tidisciplinario de toma de decisiones y obtenergarantías de alta calidad y la eficaz verificaciónde las distintas operaciones de campo.

En las instalaciones de Statoil Gullfaks en el Mardel Norte se está probando una aplicación paradescargar datos en tiempo real y datos del histo-rial de perforación en la base de datos delproyecto. El enfoque DART de Statoil pretendeser tan abierto como sea posible para poderestablecer con las compañías de servicios unaplataforma común de transferencia de datos eintegración de aplicaciones.

Entrega de datos por InternetLa creciente popularidad de las opciones de en-trega de datos de Schlumberger—DataLink oDropBox—ha llevado al desarrollo de un sistemaintegrado de mecanismos de entrega de datos através de Internet. Lo que hace a estos sistemasparticularmente atractivos es que utilizan tec-nología comercial ampliamente aceptada, talescomo el acceso a Internet y los navegadores deRed (arriba). Hoy en día, estos sistemas deentrega de datos petroleros basados en la Redproporcionan alta calidad en materia de seguri-dad, puesto que utilizan los sistemas de encrip-tado y autenticación del usuario comúnmenteempleados en operaciones bancarias y comer-ciales por Internet (ver "La seguridad de laentrega de datos de E&P por Internet," derecha).

Schlumberger

ABC

DEF

XYZ

Otros proveedores de servicios

InterACT

Web Witness

RigLink

DART Link

Baker HughesInteq

Sperry-Sun

INSITE

Posicionamiento del hueco

MWD QA/QC

Landmark

Open Works

HuecoRegistros MWD

> Sistema de Perforación Automatizada en Tiempo Real (DART). Statoil desarrollóenlaces directos entre sus sistemas de manejo e interpretación de datos y los sistemas de monitoreo de la perforación. El sistema DART se utiliza en la actualidadpara conectar directamente los sistemas de adquisición de datos ubicados en lalocación del pozo con la base de datos interna del proyecto de Statoil.

9. Bhatt D, Kingston J, Bragstad H y O’Neill D: “InteractiveExploration,” Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 22-31.

La selección de una solución independientede la plataforma para el sistema DART hace posi-ble la integración de distintas aplicaciones desoftware estableciendo formatos estandarizadosde comunicación de datos en línea y de informes.Statoil ha finalizado el primer prototipo del sis-tema DART que comprende datos MWD y LWD.

Con la colaboración del departamento deServicios de Seguridad Global y Privacidad deIBM, Schlumberger realizó una evaluación delos riesgos que implica la entrega de datos deE&P por Internet.1 Un equipo de trabajo estudiólas relaciones que existen entre las actividadescomunes de Internet, tales como colaboración,acceso a la producción, publicaciones y comer-cio electrónico, y los requerimientos de laentrega de datos en el entorno de los campospetroleros. Por medio de este estudio se logrócomprender de qué manera los principales ries-gos de seguridad de Internet, tales como el robode información, los errores de programación y elrechazo podían incidir sobre los objetivos de laentrega de datos.

Dentro de un sistema de entrega de datos deE&P, los principales requisitos de seguridad son,en orden de prioridad: en primer lugar, la auten-ticación, el control de acceso y la confidenciali-dad, luego la integridad de los datos y, porúltimo, la disponibilidad del sistema. Una vezidentificadas las necesidades, los peligros y losrequisitos de seguridad, se pudieron determinarvarios objetivos de tecnologías y procesos paradesarrollar un sistema seguro de entrega dedatos por Internet:• verificación de la aplicación de los controles

de seguridad que incluyen identificación yautenticación y controles de acceso sobre losrecursos

• proceso adecuado de inscripción y regis-tración de los clientes que protegen aSchlumberger y a sus clientes

• encriptación de los datos para lograr confi-dencialidad e integridad para la transmisiónde los datos

• políticas y procedimientos formales conrespecto a las operaciones, la administracióny las auditorías.

Las recomendaciones suministradas por IBMcon respecto al proceso y a la política fueronorganizadas utilizando como marco de referen-cia el Código de Práctica Estándar Británico7799 para el Manejo de la Seguridad de laInformación. Los estándares establecidos eneste código resultan de sumo valor para opera-ciones internacionales.

Es interesante notar que los operadorestienen políticas sumamente divergentes en loque respecta a la seguridad de los datos, ya quemuchas compañías están dispuestas a sacrificareste aspecto en aras de la eficiencia. A lo largode los años se han desarrollado muchos métodosde envío de datos de uso habitual, como el fax oel correo electrónico, por una cuestión de prac-ticidad y eficiencia, pero ofrecen una seguridadlimitada. En otros casos, muchas veces se pasanpor alto otras opciones más seguras. Por ejem-plo, cuando se descargan datos del sistemaDataLink DropBox basado en la Red, los ope-radores tienen la opción de utilizar el HTTPSencriptado, que es más seguro que el HTTP con-vencional. Muchos operadores no utilizan ladescarga encriptada, porque la política de lacompañía se opone al uso de HTTPS. Es muyprobable que, con el correr del tiempo, laseguridad de los datos se convierta en unaspecto importante dentro de la cultura delcampo petrolero tanto como la seguridad de losempleados, y que los procedimientos de seguri-dad de los datos lleguen a constituir una prác-tica establecida en toda la industria petrolera.

La seguridad de la entrega de datos de E&P por Internet

Primavera de 2000 51

El sistema InterACT Web Witness fue dise-ñado para proporcionar acceso seguro a Interneta los datos de registros en tiempo real por mediode un navegador de la Red. Los datos se envíanen tiempo real desde los sistemas de adquisiciónen el pozo (IDEAL o MAXIS) a un servidor de laRed. Una vez que los datos se encuentran en elservidor, diversos usuarios autorizados puedenacceder a los mismos simultáneamente, y cadausuario puede modificar en forma interactiva lavisualización de los datos—listados de tablas,gráficos y despliegues—y elegir los parámetrosde presentación, tales como escalas, colores yunidades. Este mecanismo de entrega de datosse puede instalar en Internet o bien dentro de unared interna del operador.

El servicio SuperVISION es otro sistema deentrega de datos a través de Internet, que lespermite a los operadores monitorear el progresode los proyectos de adquisición de datos sísmi-cos.9 Ofrece un método seguro y eficiente deenlace con la información de adquisición—informes, imágenes, mapas, despliegues de con-trol de calidad y de gráficos en línea, seccionessísmicas y resultados de pruebas—y le permiteal usuario el acceso estructurado a estos resulta-dos, en cualquier momento del día o de la noche,y desde cualquier lugar del mundo. Gracias a estesistema, los operadores pueden tomar decisionesen forma rápida en base a datos de la misma cali-dad que los que podrían ver si se encontraranpresentes en el sitio de adquisición.

En las inmediaciones de la línea costera deAfrica Occidental, Geco-Prakla realizó un levanta-miento 3D en el campo Azobe, para lo cual se uti-lizó la embarcación Seisranger a 8 km [5 millas]de Port Gentil, Gabón (abajo). La adquisición de

1. Para mayor información acerca de los Servicios deSeguridad Global y Privacidad de IBM, conéctese ahttp://www.ibm.com/security/html/consult.html.

Sitio del levantamiento en Azobe

Gabón

A F R I C A

> Ubicación de un levantamientosísmico marino en Gabón.

datos se inició a fines de noviembre de 1999 y seesperaba finalizar para fin de año; sin embargo, lazona de 550 km2 [212 millas cuadradas] de super-ficie presentó muchas dificultades. Al encontrar-se cerca de la costa, el agua era relativamentepoco profunda y peligrosa, a lo cual había quesumarle el problema de las actividades de nave-gación y pesca que se desarrollaban en lasinmediaciones de la embarcación mientras se ob-tenían los datos. El área donde se realizaba ellevantamiento era invadida continuamente pordetritos—en su mayoría islotes de cespederas—que golpeaban los cables receptores de adquisi-ción. Al mismo tiempo, las fuertes corrientesagravaban los problemas haciendo aún más difí-cil controlar los equipos de adquisición. Frente aestas difíciles condiciones de trabajo, los geofísi-cos de apoyo con base en el Reino Unido se preo-cuparon especialmente por revisar la informacióndisponible en forma constante y trataron de com-pletar las operaciones de adquisición lo másrápido posible sin poner en peligro la calidad delos datos. Existían cuatro fracciones críticas deinformación:• gráficos para monitorear la profundidad del

cable y poder garantizar las respuestas deamplitud y frecuencia óptimas de los objetivosgeológicos

• gráficos del error medio cuadrático (RMS, porsus siglas en Inglés) de la amplitud para moni-torear el ruido del cable y asegurar unarelación adecuada entre la señal y el ruido

• apilado en bruto que proporcionaba una indi-cación de la calidad de los datos que se esta-ban procesando

• navegación y cobertura sísmica para garantizaruna buena superposición con los levantamien-tos realizados en el área con anterioridad y de-terminar la necesidad de disparos de relleno.Los gráficos de navegación y cobertura sís-

mica revelaron la existencia de una coberturaincompleta, provocada probablemente por el des-plazamiento de la embarcación y los cables re-ceptores múltiples debido a las fuertes corrientesmarinas (derecha). El servicio SuperVISION lesayudó a los geofísicos a controlar estos datoscríticos con tal celeridad que las tareas de reme-diación se pudieron realizar en forma inmediata,por lo cual no fue necesario efectuar una visitaposterior al área e incurrir en los altos costos aso-ciados con la misma.

En otros lugares, el sistema de monitoreoremoto SuperVISION les ayuda a los operadores ya las empresas contratistas a colaborar en los pro-cesamientos de datos sísmicos, ya que les permiteprocesar los resultados en forma inmediata, yvisualizar cada etapa en un navegador basado enla Red. En un proyecto del Mar del Norte,TransCanada utiliza el servicio SuperVISION paraproporcionar imágenes de los resultados de variosmodelos de velocidad en sus migraciones deprofundidad antes del apilado de las señales ypara evaluar la efectividad del proceso de posmi-gración. Resulta más rápido publicar los resulta-dos en la Red que enviar papeles. Asimismo, eloperador puede evaluar cada modelo y cada etapadel procesamiento. Herman Kat, un científico deTransCanada, dice: "El sistema SuperVISION es degran ayuda para monitorear la adquisición dedatos sísmicos y su procesamiento. El acceso a losdatos resulta fácil y la visualización de los datosdisponibles es mucho mejor que la que ofrecen losanexos de correo electrónico. La entrega de datos

a través del sistema SuperVISION representa unverdadero paso hacia adelante."

La entrega de los datos en forma eficaz tam-bién es importante para el manejo del yacimientoen el largo plazo. Desde hace ya más de 20 añosse pueden obtener datos de presión, temperaturay tasas de flujo por medio de los sensores insta-lados en forma permanente en el fondo del pozo,sobre la sarta de completación (ver "Monitoreoen el fondo del pozo: su evolución," página 20).Es posible incrementar el valor de estos datosmediante nuevos sistemas de acceso a los datosde monitoreo de fondo y mediciones de superfi-cie a través de Internet y a pedido del usuario(próxima página). El sistema WellWatcher,basado en la Red, posibilita la adquisición y laentrega de los datos a diversos usuarios entiempo real: se trata de un sistema de monitoreoy comunicación de la producción diaria del pozo,que les permite a los operadores hacer uso deestas mediciones para optimizar el rendimiento yla producción de los yacimientos.

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Sequence 1

Sequence 1Sequence 3Sequence 5Sequence 7Sequence 9Sequence11

Sequence 3Sequence 5Sequence 7Sequence 9

Sequence 11

> Gráfico de cobertura sísmica. El mapa muestra la posición del barco (curvas blancas) y la cobertura del levantamiento. El área más clara en el mapa (arriba a la derecha) muestra que en el comienzo de la tercera secuencia no se logró una cobertura completa. Es muy probable que ese día las fuertes corrientes marinas hubieran desviado la embarcación o los cables receptores.

Locacióndel pozo

Equipo de adquisición

en superficie

Software de adquisición

y control

Almacenamiento central Análisis de los datos Análisis de los datos

Administración de los datos

Oficinas de ingeniería de las compañías operadoras Oficinas de Schlumberger y de otros proveedores

Cable

Sondas

Entrega de los datos

Escudo de protección

> Sistema de entrega de datos de monitoreo permanente a diversos usuarios. La arquitectura del sistema WellWatcher les permite desplegar y analizar los datos obtenidos con los sensores de fondo instalados en forma permanente a varios usuarios que cuentan con un navegador de la Red. El sistema de adquisición de datos en la locación del pozo envía los datos en tiempo real en forma continua o,casi en tiempo real, según un esquema programado o a pedido del usuario. Estos dos modos no son exclusivos. El sistema de entrega de datos soporta todos los sistemas de adquisición de WellWatcher (WellWatcher, PumpWatcher y FloWatcher para flujo multifásico).

Primavera de 2000 53

Desde principios de 1998, BPAmoco y RedaProduction Services han utilizado el sistemaWellWatcher en el Mar del Norte para monito-rear parámetros de superficie, de fondo y debombas electrosumergibles. El campo Forties deBP Amoco se encuentra en producción desdeprincipios de la década del 70, sin embargo, enlos últimos diez años, se ha mantenido la produc-ción declinante mediante el levantamiento artifi-cial por gas y las bombas electrosumergibles. ElCampo Forties tiene cinco plataformas: Alpha,Bravo, Charlie, Delta y Echo. La mayor parte delas bombas electrosumergibles se encuentraninstaladas en los pozos de la plataforma Echo,que es una plataforma no tripulada y diseñadaoriginalmente sin instalaciones de procesa-miento. La operación remota se realiza desde laplataforma Alpha.

Se han instalado ocho sistemas de monitoreopermanente con sensores de presión y de tem-peratura en cuatro de las plataformas. Los datosprovenientes de estos sistemas se encuentran

disponibles para los ingenieros autorizados de BPAmoco, de Reda y del sistema WellWatcher, quetrabajan en oficinas separadas en tierra firme, pormedio de una interfaz que permite visualizar losdatos WellWatcher con un navegador de la Red(próxima página). Los ingenieros tienen la posibi-lidad de controlar la operación de las bombaselectrosumergibles en forma remota. Los pará-metros de monitoreo continuo en tiempo real,tales como las presiones y las temperaturas deaspiración y descarga de la bomba, permiten con-trolar en forma remota la operación de las bom-bas electrosumergibles durante el críticoarranque luego de un período de cierre. Por ejem-plo, la posibilidad de monitorear los parámetrosde las bombas electrosumergibles cuando se pro-ducen cambios en el suministro de energía ysobrecarga en el arranque de las mismas, ayudaa prevenir que la bomba opere bajo condicionesque podrían provocar una falla prematura, ade-más del costo de reemplazo y de una innecesariapérdida de producción.

Al disponer de los datos en tiempo real, losingenieros de pozos pueden también diferenciarcorrectamente los problemas de completación delos problemas originados en la bomba, y de esamanera planificar en forma efectiva las tareas dereparación necesarias. Los ingenieros de yaci-mientos tienen la posibilidad de monitorear elcomportamiento del yacimiento en tiempo realbajo condiciones estáticas y de fluencia. Los cie-rres imprevistos les permiten realizar análisis dela recuperación de la presión y observar sus efec-tos en otros pozos del yacimiento. El operador dela bomba electrosumergible puede evaluar rápi-damente cualquier posibilidad de que surjancondiciones operativas adversas y aconsejar a-cerca del mantenimiento de los parámetros ópti-mos para el sistema de extracción del pozo, conlo cual se asegura la continuidad del flujo de fon-dos para todos los socios de la operación.

A menudo los operadores buscan solucionesde entrega de datos adaptadas a necesidadesespecíficas. En 1998, las compañías petroleras

de Noruega, incluyendo Amoco Norge, BP Norge,Norske Shell, Norsk Hydro, Phillips PetroleumCompany Norway, Saga Petroleum y Statoil, juntocon la Dirección de Petróleo de Noruega acor-daron establecer una red externa privada deno-minada red de Enlace Seguro de InformaciónPetrolera (SOIL, por sus siglas en Inglés) (próximapágina). El objetivo era facilitar el intercambio dedatos a lo largo de la vida de un campo petrolero,dado que estos operadores trabajan en estrecharelación con las compañías de servicios. Lacreación de conexiones individuales entre todaslas partes involucradas para lograr una eficaz en-trega de los datos no se considera una soluciónadecuada. Antes de la creación de la red SOIL, losdatos se enviaban a los operadores en cintas o setransferían al servidor del operador a través delíneas dedicadas.

La transferencia de archivos de grandesdimensiones, tales como archivos de datos sísmi-cos, a través de Internet puede resultar proble-mática debido a las limitaciones del ancho debanda y a la inestabilidad de los enlaces. Por otraparte, si se utilizan líneas dedicadas hay quetener en cuenta los trabajos adicionales necesa-rios para establecer estas líneas, además de lastareas relativas a la seguridad de la red. Unasolución especial como la red externa SOIL puedeproporcionar mejor ancho de banda, mayor esta-bilidad de enlaces y más seguridad con respectoa Internet, y al mismo tiempo sirve de enlaceentre diversos socios comerciales. Este tipo deredes ofrece una gran ventaja a los sistemas deentrega de datos, tales como el servicioSuperVISION que se utiliza para monitorearproyectos de adquisición y procesamiento dedatos sísmicos. En el año 2000, se han instaladodos nuevos portales SuperVISION, seguros y deúltima generación, que proporcionan comunica-ciones para la entrega de datos entreSchlumberger y sus clientes. Uno de estos por-tales está dedicado a brindar servicios a losclientes a través de la red SOIL. Este servidor estáubicado en el Centro de Soluciones de Oslo,Noruega, donde SINet tiene un enlace con la redSOIL. El otro portal, que funciona a través deInternet, se encuentra ubicado en el Centro deConectividad de Schlumberger con sede enHouston, Texas.

Desde principios de los años 90, PetrolinkServices Ltd. también ha suministrado sistemasde entrega de datos en el Mar del Norte, que hansido ampliamente utilizados por las principalescompañías petroleras. Desde entonces, Petrolinkha extendido sus servicios por todo el mundo.

Si bien no se encuentran directamente relaciona-dos con la adquisición de datos, son contratadospor los operadores para manejar la transmisiónde datos desde la locación del pozo a las oficinasdel operador en tierra firme. Ofrecen un serviciode transmisión rápida posterior a la adquisiciónde todos los datos relacionados con el pozo,desde cualquier ubicación en tierra firme o enzonas marinas a cualquier sitio en el mundo, paralo cual utilizan satélites con acceso telefónico yde enlace fijo, redes de microondas, radio y telé-fonos comunes.10

Hoy en día, estos sistemas están formadospor servidores de la Red seguros conectados aInternet, que utilizan el software Lotus Notes.Este programa permite presentar datos en formaautomática para cargarlos y descargarlos a travésde Internet, utilizando un navegador queproporciona intercambios de datos encriptados.Los datos se mantienen como registros indivi-duales dentro de una base de datos estructurada,lo cual le permite al usuario ordenarlos por fecha,tipo de registro, taladro o pozo. En el caso de lasredes privadas, el servidor de la Red puede co-nectarse directamente a la locación de un pozo oa otra ubicación remota, lo cual les permite a losoperadores interactuar en forma directa con elservidor y cargar datos a los que se tiene accesopor medio de la red interna propia del operador.

De lo contrario, el servidor puede estar conec-tado a través de un escudo de protección a otroservidor con una conexión directa a Internet, parapermitir la transmisión de datos y el acceso acualquier usuario que presente el perfil de se-guridad adecuado.

Baker Hughes Inteq también cuenta con elsistema RigLink basado en un navegador, que uti-liza varios servidores seguros de la Red en todoel mundo, y que facilita las comunicaciones dedatos entre la locación del pozo y los desplieguesremotos en la oficina del operador. Al igual queRigLink, el sistema INSITE-ANYWHERE deSperry-Sun es un sistema de análisis de datos entiempo real, que les permite a los usuarios visua-lizar la información disponible mediante una co-nexión a Internet y un navegador de la Red.

Equilibrio entre la seguridad y la facilidadde usoLa evolución de los mecanismos de entrega elec-trónica de datos de E&P continuará siendo impul-sada en forma conjunta por las necesidades delmercado y el crecimiento tecnológico. Internetjugará un papel aún más importante y más com-plejo, y su crecimiento con respecto a la entregade datos de campos petroleros estará supeditadoa dos factores: facilidad de uso y seguridad. Sibien estas dos características, por lo general,

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10. Para mayor información acerca de Petrolink ServicesLtd., por favor conéctese a: http://www.petrolink.co.uk.

> Despliegue testigo de bomba electrosumergible. El menú de despliegue testigo de la bomba electrosumergible (arriba) identifica el campo, el pozo y todos los canales de datos disponibles y el tiempo del rango de despliegue correspondientes al campo y al pozo seleccionados. El despliegue seleccionado en este ejemplo muestra la presión de aspiraciónde la bomba electrosumergible (azul) y la temperatura (rojo) registradas cada 10 segundosa lo largo de una hora. Una herramienta de acercamiento le permite al operador expandircualquier área dentro del cuadro para observar los detalles del historial de monitoreo de los parámetros.

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presentan aspectos conflictivos—cuanto más se-guro sea un sistema determinado, más complejoy difícil de operar será y viceversa—la industriapetrolera deberá hacer un esfuerzo para encon-trar la solución óptima en cada caso.

Asimismo, a medida que las corporacionestoman más conciencia de los problemas rela-cionados con la seguridad electrónica, la infra-estructura de entrega de datos debe proporcionarsoluciones tecnológicas para permitir tomar deci-siones en forma segura desde una ubicaciónremota. Como ejemplos se pueden mencionar eluso de nombres de usuarios y contraseñas paraingresar en sitios de repositorios de datos, y eluso de sistemas de encriptación, en especial enlos casos en que los datos se mueven a través deInternet. Existen otros métodos más sofisticadosde autenticación, como la Infraestructura Públicade Claves (PKI, por sus siglas en Inglés) y las tar-jetas inteligentes, que se utilizan para sistemasmás avanzados.

La mayoría de las redes de compañías petro-leras, por lo general, están protegidas porescudos de protección de comercio electrónico y,como resultado de ello, las transacciones sonmás seguras. Cada escudo de protección bloqueatodas las transferencias de archivos y envíos dedatos no autorizados provenientes de una redexterna, a menos que se encuentre específi-camente programado para aceptar dicha tran-sacción "penetrando" el escudo de protección.

La mayoría de las organizaciones de Tecnologíade la Información (IT, por sus siglas en Inglés) noaceptan esta alternativa, dado que implica unatransgresión a la seguridad.

Los avances tecnológicos realizados en elcampo de las Redes Privadas Virtuales (VPN, porsus siglas en Inglés) indican que pronto las VPNconstituirán la opción más indicada como solu-ción para este problema. Por medio de dicha tec-nología, los escudos de protección serán más"inteligentes" y en lugar de limitarse a rechazarciegamente todas las transacciones entrantes,exigirán la identificación correspondiente alemisor de la transmisión.

La identificación o autenticación se puedenrealizar por medio de "certificados digitales"—que serían una encarnación digital de un pasa-porte para viajes virtuales—expedidos por unaagencia confiable y con el formato de una largasucesión de caracteres digitales. Al igual que lospasaportes verdaderos, los certificados digitalescontienen ciertas características que permitenque el escudo de protección—la oficina de inmi-graciones del mundo virtual—verifique que nohayan sido falsificados. De esta forma, los escu-dos de protección pueden garantizar que latransacción entrante proviene de un individuoconfiable, generalmente un empleado autorizado,y le concede acceso a la red. La forma mássegura y conveniente para almacenar un certifi-cado digital es dentro de una tarjeta inteligente

y, muy probablemente, en poco tiempo más seincluirá un lector de tarjetas inteligentes entodas las computadoras comerciales.

Dado que la información debe viajar todavía através de enlaces públicos, será necesario el usode codificación o encriptación para asegurar suintegridad. En este entorno, se supone que la tec-nología PKI será la opción más comúnmenteaceptada. A cada individuo se le entregará—unavez más a través de una agencia de confianza—una "clave personal digital," de la que existe sólouna copia. La agencia también pondrá a su dis-posición a través de Internet una "clave pública"correspondiente. Cualquier usuario puede utilizarla clave pública para codificar datos, los que unavez codificados sólo podrán ser visualizados porel poseedor de la correspondiente clave privada.El lugar más práctico y conveniente para almace-nar la clave privada será la tarjeta inteligente.

Viaje por la senda de alta velocidadEn los últimos años se han producido innume-rables desarrollos en las comunicaciones y en laentrega de datos en todos los ámbitos de laindustria de E&P. El mundo asimila muy rápida-mente los nuevos avances en las transaccionesbasadas en la Red, que están modernizandotodas las formas de trabajo. Las interfaces deentrega de datos basadas en navegadores de laRed tienen un tremendo impacto sobre la mayorparte de la secuencia de decisiones críticas.Optimizar el flujo de los datos hacia aquellos quelos utilizan es una forma de aumentar la eficien-cia operativa y de reducir los costos.

Como consecuencia de los avances realiza-dos en la tecnología de las comunicaciones, seestá pasando de un proceso de trabajo centradoen los activos a un nuevo proceso centrado en losexpertos o en los responsables de la toma de de-cisiones, lo cual facilita la colaboración, la inte-gración, la búsqueda de conocimientos y, comoresultado de ello, un mejor manejo de las deci-siones. En un artículo de próxima aparición enOilfield Review, se completará la historia sobrelos servicios de datos y se explicará de qué ma-nera las plataformas avanzadas de integración einterpretación de datos se combinan con la tec-nología de visualización 3D para ayudarles a losoperadores y a las compañías de servicios a to-mar decisiones inteligentes, apoyadas en unamayor cantidad de información y de conocimien-tos, en lo que respecta a la evaluación, el desa-rrollo y el manejo de los yacimientos. —RH

Norsk Hydro

Phillips Petroleum Schlumberger Well Services

KvaernerOil and Gas

Services

Statoil en EE.UU.

Enlace Seguro de Información Petrolera

(SOIL)

Statoil en Noruega

> Enlace Seguro de Información Petrolera (SOIL). La red SOIL de Noruega es una rama de una redque conecta diversas compañías petroleras y proveedores de servicios dentro de la industriapetrolera noruega. Esta red externa y de alta velocidad proporciona una infraestructura paracomunicaciones y servicios de datos, que incluyen correo electrónico, servicios de directorio,servicios de Red y comercio electrónico; todos con garantía de seguridad.

Trevor Brown trabaja como geólogo consultor en Unocal Indonesia, con sede en Balikpapan, Kalimantan Oriental. Es responsable de la exploración en aguas profundas. Durante los primeroscinco años de su carrera trabajó en Woodside OffshorePetroleum en Perth, Australia. Comenzó a trabajarcomo consultor de Unocal Indonesia en 1991 y seincorporó a la empresa en 1998. Trevor se graduó conhonores en geología en la Universidad de Melbourne,Australia.

Thomas Burke se desempeña como paladín de sistemas de adquisición y, como tal, se ocupa delplaneamiento de productos y despliegue en el campodel hardware y el software del sistema de perfilaje enel Centro de Productos de Schlumberger con sede enAustin, Texas, EE.UU. Se incorporó a la compañía en1994, y se desempeñó como ingeniero de campo enHolanda y en Indonesia durante tres años. En 1997 y1998 estuvo a cargo de la sede de Tanggu, en laRepública Popular de China. Thomas se graduó conhonores en ingeniería en la Universidad Heriot-Wattde Edinburgo, Escocia. Además, obtuvo el doctoradoen ciencias de la ingeniería en el Trinity College de laUniversidad de Oxford, Inglaterra.

Alan Christie es gerente de desarrollo de negocios submarinos, con base en el Centro de Completacionesde Yacimientos de Schlumberger con sede enRosharon, Texas. Comenzó a trabajar en 1974 enHenry Balfour & Co., en Leven, Escocia, como técnicoprincipiante. Durante tres años se desempeñó comoingeniero industrial y tuvo a su cargo el diseño deproyectos, el mejoramiento de métodos y sistemasexperimentales de equipamiento. En 1981 se incorporó a Flopetrol Johnston para trabajar en pruebas de pozos y operaciones con líneas de arrastreen Medio Oriente. Ocho años más tarde pasó a trabajar como ingeniero de pozos submarinos paraShell Expro en Aberdeen, Escocia, y manejó operaciones marinas y contratos que involucraban loscampos Osprey, Gannet, Brent South y Pelican. En1995 fue nombrado jefe de proyecto, en el departamento de servicios de pozos submarinos paraHalliburton, y posteriormente se incorporó a Schlumberger en 1996. Alan se educó en el KirkcaldyTechnical College de Fife, Escocia.

John Cromb es ingeniero senior de perforación enaguas profundas en Texaco Worldwide Explorationand Production con base en Houston, Texas. Su trabajo actual se concentra en el diseño de completaciones para un desarrollo marino conceptualen Africa Occidental. John comenzó a trabajar comoingeniero de yacimientos para Texaco en la oficina deNueva Orleans, Luisiana, EE.UU. Su carrera ha abarcado desde la ingeniería de yacimientos paracampos de aguas someras hasta el diseño y la ejecución de completaciones submarinas. Su experiencia también incluye trabajos en ingeniería de producción, completación, reacondicionamiento y perforación de pozos. John se graduó en ingenieríaquímica en la Ohio State University de Columbus,EE.UU.

Joseph Eck es gerente de desarrollo de negocios paralos sistemas de monitoreo permanente WellWatcher*y, como tal, es responsable del crecimiento del negocio del producto WellWatcher en América delNorte. Con base en Houston, Texas, trabaja en el sector de completaciones y productividad de pozos en Schlumberger. Trabajó, además, como gerente de mercadeo para las operaciones de la Costa del Golfode México entre 1993 y 1997 en Wood Group Production Technology en Houston. Allí contribuyó adesarrollar los sistemas de sondas permanentes en elGolfo de México y participó en la venta de lasprimeras sondas permanentes instaladas en pozossubmarinos en el Golfo de México. Desde su ingresoen Schlumberger (1997), Joe ha contribuido alaumento de las ventas de sondas permanentes en elGolfo de México. Se graduó en ingeniería en petróleoen la Luisiana Tech University de Ruston.

Ufuoma Ewherido es geólogo senior en Mobil Producing Nigeria Unlimited con sede en Lagos. Suministra apoyo técnico y geocientífico en los campos estratigráficos en aguas profundas, Etim yAsasa, que opera Mobil. Allí se ocupa del manejo deyacimientos, perforación de pozos de relleno, reacondicionamientos y evaluación de cuencas profundas potenciales de hidrocarburos. Se graduó en geología en la Universidad de Benin en Nigeria, ymás tarde realizó el servicio nacional en la Universidad Estatal de Ogun de Nigeria. En 1989 seincorporó a United Geophysical en Warri, Nigeria,como sismólogo. Dos años más tarde pasó a trabajaren Mobil en Lagos; en un principio, se desempeñócomo geólogo de operaciones (desde 1991 hasta 1994)y luego como geólogo de producción, suministrandodatos geocientíficos para los planes de desarrollo denuevos campos y redesarrollo de campos en producción (desde 1994 hasta 1996). Luego fue transferido a Dallas, Texas, donde pasó dos años trabajando en la caracterización de yacimientosestratigráficos en aguas profundas, sísmica integrada,producción de pozos y datos de presión para construirmodelos geocelulares 3D. Antes de ocupar su cargoactual, se desempeñó como geólogo en jefe, con baseen Lagos, para los campos Etim y Asasa (1998 y 1999).Es autor de varios trabajos sobre el uso de modelosgeológicos y sondas permanentes en el campo Edop,en el área marina de Nigeria.

John Ford trabaja como ingeniero de yacimientos enel campo Baldpate para la empresa Amerada Hess Corporation en Houston, Texas. Durante 13 años sedesempeñó como ingeniero de yacimientos en Sun Oilen Dallas, Texas. John se graduó en ingeniería enpetróleo en la Universidad A&M de Texas, ubicada enCollege Station.

Leigh Fry es ingeniero de producción en Shell Offshore Inc. con base en Nueva Orleans, Luisiana, yasignado al área Enchilada. En 1982 se incorporó aShell en Nueva Orleans y trabajó como ingeniero deproducción en diversos campos en tierra firme de lasáreas de Luisiana y Golfo de México. Leigh se graduóen ingeniería mecánica en la Northern Arizona University, con sede en Flagstaff, EE.UU.

Ivar Haarstad trabaja en el Centro de Investigaciones de Statoil en Trondheim, Noruega,desde 1997. Como ingeniero en el proyecto de posicionamiento de pozos, sus principales responsabilidades incluyen el desarrollo de jTARGET,un método para el diseño de objetivos geológicos y deperforación con análisis de incertidumbres y evaluación de riesgos, y el sistema de automatizaciónde la perforación en tiempo real (DART, por sus siglasen Inglés). Comenzó su carrera como ingeniero decampo y luego fue designado coordinador de proyectopara el Estudio de Racal-Decca para la empresaNorge AS (entre 1981 y 1984). Allí se ocupaba principalmente de tareas de navegación y posicionamiento, movimiento de taladros, estudiossísmicos, instrumentación hidroacústica, montaje detuberías e instalaciones marinas. También trabajócomo supervisor senior para Bentech AS. Antes deingresar en Statoil, realizó trabajos de investigacióncientífica para IKU Petroleum Research AS en Trondheim, donde se ocupaba de los sistemas denavegación con posicionamiento global y diferencial.Ivar obtuvo su maestría en geodesia en el InstitutoTecnológico Noruego en Trondheim.

John Hensley trabaja actualmente como especialistasenior en petrofísica en el Departamento de serviciosde apoyo mundial para tareas de exploración dePhillips Petroleum, con sede en Bartlesville, Oklahoma, EE.UU. Se ocupa del planeamiento yoperaciones de perfilaje, control de calidad de los registros, control de costos e interpretaciónpetrofísica. También se encarga de las bases de datosde registros para los equipos de exploración internacional de la compañía. Se incorporó a Phillipsen 1975 y anteriormente trabajó en Texaco (1970 a1971). John se graduó y obtuvo su maestría en físicaen la Universidad A&M de Texas en College Station.

Rodney Hensley trabaja para BP Amoco Corporationen Houston, Texas. Desde 1999 se ha desempeñadocomo líder del equipo de la embarcación de perforación en aguas profundas Enterprise, ademásde otros cuatro proyectos importantes en aguas profundas. Su experiencia previa incluye su trabajoen Conoco en Texas y Oklahoma y como gerente deperforación en Texas International Co. en OklahomaCity, Oklahoma. Además fue ingeniero de perforaciónsenior para British Petroleum en Houston, Texas y,anteriormente, había estado a cargo del programa deperforación direccional de la compañía en EE.UU.Entre 1991 y 1994, trabajó con el grupo de BP Drillingand Floating Production en Aberdeen, Escocia. Al año siguiente regresó a Houston para incorporarse algrupo de aguas profundas. Durante los tres años siguientes trabajó para Amoco Deepwater BusinessUnit en Nueva Orleans, Luisiana, como superintendente de perforación para varios proyectosde aguas profundas en el Golfo de México. Allí también fue gerente de construcción de la embarcación Discover Enterprise de Amoco. Rodneyse graduó en ingeniería mecánica en la UniversidadTech de Texas de Lubbock.

Colaboradores

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Stéphane Hiron se encuentra a cargo de los sistemasde adquisición permanente para el monitoreo y control de yacimientos en el Centro de ProductosRiboud de Schlumberger, con sede en Clamart, Francia, donde anteriormente estuvo a cargo deldesarrollo de completaciones inteligentes. Se incorporó a la compañía en 1985 en Melun, Franciacomo ingeniero de desarrollo electrónico y, después decuatro años, fue transferido al departamento de tecnología del subsuelo con sede en Clamart. En elproyecto Programa de Perforación Profunda en Alemania Continental, coordinó los distintos desarrollos para unidades de malacates especiales y el desarrollo de nuevas versiones de herramientas y telemetría para altas temperaturas. También sedesempeñó como líder del proyecto de la herramientade medición de flujo GradioVenturi* y como jefe de lasección de sensores de presión. Stéphane se graduó eningeniería electrónica en la Ecole Supérieured’Ingénieurs en Electrotechnique et Electronique enParís, Francia.

Ewan Kent es gerente de proyecto y mercadeo delgrupo de operaciones submarinas en Aberdeen, Escocia. Se encuentra a cargo de los servicios de control de completaciones e intervenciones de pozospara Europa, Africa y Asia. Se incorporó a Schlumberger en 1996 como ingeniero de desarrollosubmarino, responsable del diseño de una nueva generación de árboles de completaciones submarinas,el sistema SenTREE7*. Con anterioridad había trabajado en equipamiento de producción submarinacomo ingeniero senior para ABB Vetco Gray. Ewanrealizó estudios avanzados en ingeniería mecánica yde producción en la Universidad Napier de Edinburgo,Escocia, y se graduó como ingeniero en la Open University de Milton Keynes, Inglaterra.

Ashley Kishino es gerente de desarrollo de productospara los sistemas de bombeo sumergibles Reda, conbase en el Centro de completaciones de yacimientosde Schlumberger en Rosharon, Texas. En la actualidades responsable de iniciar el grupo de R&E de fuentesde energía submarinas en Rosharon. Su puesto anterior fue como gerente de áreas submarinas,fuentes de energía y pruebas. Se incorporó a la compañía en 1981 como ingeniero de campo, y tuvovarios destinos dentro de América del Norte. En 1989se trasladó del trabajo de campo al centro de productos de Houston, donde trabajó primero en fabricaciones y sostenimiento mecánico y, posteriormente, en el Probador Modular de laDinámica de la Formación (MDT*, por sus siglas enInglés). Ashley posee dos patentes, y se graduó comoingeniero mecánico en la Queen’s University enKingston, Ontario, Canadá.

Alex Kletzky es ingeniero senior en el Centro de Productos de Austin, Texas de Schlumberger, donde se ocupa del mercadeo de los sistemas y servicios de comunicaciones. Se incorporó a la compañía en 1988después de graduarse en ingeniería electrónica en la Universidad de Buenos Aires, en Argentina. Durantelos primeros ocho años de su carrera, Alex trabajó en Wireline & Testing, donde se especializó en la evaluación de formaciones y servicios de producción,habiendo ocupado distintas posiciones, desde operaciones de campo hasta posiciones de gerencia enel Lejano Oriente, Europa y América del Sur. Posteriormente trabajó dos años como paladín de producto en el área de sistemas de adquisición ycomunicaciones de Wireline & Testing.

Leo Koot ingresó en Shell en 1988 después de graduarse y recibir su maestría en ingeniería enpetróleo en la Universidad de Delft, Holanda. Desdeentonces ha ocupado diversos puestos en ingeniería depozos, tanto en tierra firme como en áreas marinas,trabajando en varias compañías del grupo Shell (ReinoUnido, Namibia y Malasia). Actualmente, está basadoen Sarawak, Malasia y se desempeña como primeringeniero de pozos dentro de la unidad de negocios degas de Shell Berhad, y además es jefe del proyecto F23de exploración y desarrollo en la zona submarinasudoeste.

Brian McBeath trabaja como ingeniero de ventas deSchlumberger, en Aberdeen, Escocia, desde 1999.Ingresó en la compañía en 1991 y se desempeñó comotécnico de campo, operador principal y supervisor depruebas de pozo. Si bien la mayor parte de sus puestosde trabajo han sido en el Mar del Norte, tambiénestuvo asignado en Noruega, Nigeria y Colombia.Durante su entrenamiento como ingeniero mecánico,recibió un diploma en ingeniería mecánica de unaescuela superior nacional.

Jafar Mohammed trabaja como ingeniero deyacimientos en Mobil Producing Nigeria en Lagos.Como responsable del campo Edop, tiene a su cargo elmonitoreo permanente del comportamiento de lasoperaciones de inyección, el desarrollo del perfil deinyección del campo para el futuro inmediato, ademásde participar en los estudios de campo en curso.Comenzó su carrera en 1987 como ingeniero de procesos en la Compañía Nacional de Fertilizantes deNigeria, ubicada en Port Harcourt. Al año siguienteingresó en la sección de ingeniería de yacimientos deMobil Producing Nigeria en Lagos. Durante los seisaños siguientes participó en el relevamiento del comportamiento de campos y de yacimientos, en eldiseño y el análisis de pruebas de presión transitoria,la evaluación de reservas y el análisis de riesgos. Entre1994 y 1996, se desempeñó en el departamento de aplicación computarizada y el manejo de datos deMobil, donde tenía a su cargo la base de datos y actuaba como contacto en el sector de ingeniería deyacimientos y de operaciones. Entre 1996 y 1999,coordinó las actividades y el manejo del yacimiento del campo Usari para el departamento técnico deMobil Joint Venture. Jafar se graduó con honores eningeniería en petróleo en la Universidad de Port Harcourt, Rivers State, Nigeria.

Stuart Murchie comenzó su carrera en Schlumbergeren 1984, trabajando en Flopetrol Johnston. En 1988,pasó a Wireline & Testing, donde ocupó distintas posiciones de manejo de operaciones de campos enAsia. En 1996 fue designado gerente de servicios deevaluación, con base en Montrouge, Francia. En 1999fue trasladado a Houston, Texas para consolidar losservicios de datos de GeoQuest y las funciones dedesarrollo de interpretación en Oilfield Services.Recientemente fue nombrado vicepresidente y gerentegeneral de Data and Consulting Services. Stuart segraduó en ingeniería mecánica en la Universidad deDundee, Escocia.

Rotimi Ogunlowo comenzó su carrera como ingenieroen petróleo en Mobil Producing Nigeria en 1987,después de graduarse en ingeniería en petróleo en laUniversidad de Ibadan, Nigeria. En 1989 ingresó enShell Petroleum Development Company como ingeniero en petróleo de campo y trabajó en tareas deperforación, completaciones, reacondicionamientos ypruebas de la dinámica de la formación. Desde 1990 seha desempeñado como ingeniero de yacimientossenior en Mobil Producing Nigeria en Lagos. Sus principales responsabilidades incluyen el manejo y elmonitoreo de campos y yacimientos. Rotimi también seocupó de la evaluación del comportamiento del primerpozo horizontal desarrollado por Mobil en esta área.

Leo Osugo es gerente de desarrollo internacional de WellWatcher desde 1998, con sede en Clamart, Francia. Ingresó en Schlumberger en 1983; trabajócomo ingeniero de campo en el Reino Unido, Dinamarca, Noruega y Suecia. Además fue asignadocomo ingeniero de registros de producción en Shekou,China (entre 1990 y 1991); jefe de ingeniería de registros eléctricos en Pescara, Italia (entre 1991 y1993), gerente de servicios de campo de Wireline enPort Harcourt, Nigeria (entre 1993 y 1996) y gerentede la división de SSMA en el área afromediterránea(entre 1996 y 1997). Antes de ocupar el cargo actual,se desempeñó como gerente de operaciones de WellWatcher en Aberdeen, Escocia. Leo se graduó con honores en ingeniería mecánica en la Universidad de Surrey, Inglaterra.

Tony Oyewole es ingeniero de yacimientos y se ocupade los sistemas de monitoreo permanente WellWatcherpara Schlumberger en Lagos, Nigeria. Sus principalesresponsabilidades son suministrar soporte de interpretación, ventas y mercadeo y desarrollar aplicaciones de ingeniería de yacimientos y estrategiasde ventas y mercadeo para los sistemas WellWatcheren el GeoMarket* de Nigeria. Comenzó su carreracomo ingeniero de proyectos trabajando como gerentede proyecto industrial en Hycone Associates enIbadan, Nigeria (entre 1990 y 1991). Se incorporó aSchlumberger en 1996 como ingeniero de yacimientosasistente en la división Nigeria, donde se ocupó deldiseño e interpretación de pruebas de pozos, evaluación del comportamiento de completaciones ysoporte de interpretación para la herramienta MDT yla herramienta RFT* (Probador de Formaciones porRepetición). Tony se graduó en ingeniería industrial eingeniería de producción y obtuvo una maestría eningeniería en petróleo, en la Universidad de Ibadan,Nigeria.

Primavera de 2000 57

Un asterisco (*) indica marca de Schlumberger.

(continúa en la próxima página)

en 1985 y, cuatro años más tarde, fue transferido aCamco Subsea en Aberdeen. Ocupó el cargo de gerente de operaciones en 1996 y su aporte fue fundamental en el desarrollo de la ingeniería detuberías flexibles y del lubricador para intervencionessubmarinas (SIL). En la actualidad se ocupa deinvestigar mejoras para el SIL en el área de aguasprofundas y de pruebas de pozos. Además, está desarrollando un enfoque integrado para este producto dentro de Schlumberger. Es ingeniero calificado en ingeniería mecánica y obtuvo una distinción especial de Escocia en administración y undiploma en estudios de administración de empresasde la Open University de Milton Keynes, Inglaterra.Hamish se encuentra finalizando su maestría enadministración de empresas en el Instituto Tecnológico Robert Gordon de Aberdeen.

Tony Veneruso se encuentra a cargo de actividadesde confiabilidad y pruebas en el grupo de completaciones avanzadas, dentro del Centro de completaciones de yacimientos de Schlumberger consede en Rosharon, Texas. Entre 1990 y 1997, trabajóen el centro de productos Riboud de Schlumberger enClamart, Francia, donde estuvo a cargo del proyectode desarrollo del sensor de presión de instalación permanente y del sistema de superficie asociado, y fue consejero científico para el departamento de ingeniería de mediciones de presión en el fondo delpozo. Entre 1987 y 1990, estuvo a cargo del desarrollode DataLatch*, registrador de presión de fondoacoplado inductivamente y operado con baterías delitio para realizar pruebas de pozos en el Centro deCañoneo y Pruebas de Schlumberger en Rosharon,Texas. Además trabajó tres años en Flopetrol Johnston en Sugar Land, Texas, desarrollando instrumentación para pruebas de pozos y registradores de fondo y baterías para herramientasde perfilaje durante la perforación (LWD). Antes deingresar en la industria petrolera, trabajó 18 años enlos Laboratorios Sandia en Albuquerque, Nueva México, EE.UU., donde manejó el lanzamiento del programa de instrumentación para perfilaje geotermal. Es ingeniero profesional registrado graduado en el Instituto Politécnico de Nueva York de Brooklyn, EE.UU., y obtuvo su maestría y doctorado, ambos en ingeniería eléctrica, en la Universidad de Nueva México en Albuquerque. Poseevarias patentes relacionadas con los sistemas de monitoreo de presión y temperatura en el fondo delpozo, completaciones inteligentes y confiabilidad.Tony ha dado numerosas conferencias y ha publicadodistintos artículos sobre ingeniería de la confiabilidad.

Alain Vidal es el gerente de operaciones en el ReinoUnido para Testing & Reda, con base en Aberdeen,Escocia. Cuando ingresó en Flopetrol Johnston en1980 en Arabia Saudita, trabajó en servicios de pruebas. Entre 1985 y 1986, trabajó en Dubai, Emiratos Arabes Unidos, como supervisor de pruebasasignado a varios proyectos del Medio Oriente. En1987 se especializó en perfilaje eléctrico de producción como ingeniero de campo. Durante los próximos cinco años trabajó en Dubai yposteriormente en Holanda como gerente de servicios de pruebas y producción. Fue designadoingeniero de ventas en Testing & Production para eldistrito de Europa continental en 1994. Luego fuetransferido a Noruega como gerente de mercadeo yventas para el segmento de pruebas de pozos (1994 a1997). Antes de ocupar su cargo actual, era gerentetécnico de pruebas de pozos, con base en Montrouge,Francia (1997 a 1999).

Próximamente en Oilfield Review

Cañoneos de alto rendimiento. Este artículo reseñalos últimos avances en la tecnología de cañoneo—equipamiento de superficie, cargas moldeadas y trans-portadores—y el criterio para seleccionar el sistema de cañones que satisfaga las necesidades específicas del pozo. Los avances más recientes incluyen cargas que dejan un orificio grande para empaques con grava y fracturación, cargas de penetración profunda para atravesar las zonas dañadas, el control de los residuos de las cargas en pozos horizontales, cañones bajados a través de la tubería de producción y capaces de operara altas temperaturas y a altas presiones, y ultra-altas densidades de disparo para prevenir el arenamiento.

Sistemas de perforación direccionables. Los sistemas direccionables rotativos permiten perforar huecos complejos, que incluyen pozos horizontales y dealcance extendido, mientras que evitan los problemas de deslizamiento y rotación que se producen durante la perforación convencional. En este artículo se describe la tecnología del sistema direccionable rotativo y se presentan ejemplos que demuestran de qué manera estos sistemas resuelven los problemas de perforación yreducen los costos.

Construcción de pozos en aguas profundas. Hoy endía se descuben muchos campos con alta productividadpotencial en aguas ultraprofundas, donde los sedimentosson blandos, por lo cual la construcción de los pozos sehace sumamente difícil. En este artículo se examinan losdesafíos que presenta la construcción de pozos en aguasprofundas y se ofrecen soluciones para ciertos problemas,tales como la identificación de peligros en zonas pocoprofundas, la predicción de la presión de poro y la producibilidad.

Control de agua. Cuando aumenta el volumen de agua producida o aparece agua en un lugar inadecuado,se originan graves problemas para las operaciones depozos de petróleo y gas. El exceso de agua reduce laproductividad, aumenta las tasas de corrosión y obliga alos operadores a expandir los sistemas de tratamiento yevacuación de agua. Mediante el estudio de casos yejemplos de campo se muestra cómo se pueden diagnosticar y monitorear los complejos problemas quepresenta el agua. En estos casos, se pueden aplicar soluciones comprobadas, con el fin de mejorar en forma significativa la producción de crudo y de gas y reducir los costos.

Diseño y selección de mechas de perforación. Losoperadores y los contratistas responsables de la perforación se muestran más satisfechos cuando logranminimizar el costo del pozo por metro perforado: eltiempo de perforación por cada reemplazo de la mecha yel precio de la mecha dividido por los metros perforados. En este artículo se examinan las mechas tricónicas, lasmechas de diamante y las de un compuesto policristalinode diamante, además de las mechas para extracción denúcleos. También se comentan novedades en el campo dela metalurgia que permiten construir mechas especialespara formaciones específicas, con lo cual se logra mejorarsu rendimiento. Mediante la utilización de mejores mate-riales de sellado, y el monitoreo del alineamiento y lasvibraciones, a menudo se puede perforar una seccióncompleta del hueco con una única mecha.

Colaboradores (continuación de la página anterior)

Cary Purdy es gerente general de PetrotechnicalOpen Software Corporation (POSC) en Houston,Texas. Comenzó su carrera en la industria petroleraen 1976 como ingeniero de campo en SchlumbergerWell Services. Cuando dejó la compañía, trabajó enlas áreas de exploración y explotación en empresas petroleras y en una importante empresa independiente. Antes de ingresar en POSC en 1991, sedesempeñaba como consultor de investigación senioren Mobil Research and Development en Dallas, Texas.Cary participa activamente en la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo (AAPG), en laSociedad de Ingenieros de Petróleo (SPE) y en laSociedad de Analistas Profesionales de Registros dePozos (SWPLA). Fue presidente internacional de laSWPLA y en la actualidad ocupa el cargo de presidente de la Fundación SPWLA. Cary se graduó en geología y física en la Bowling Green State University en Ohio.

Anchala Ramasamy trabaja como petrofísica en BPAmoco en Aberdeen, Escocia, donde tiene a su cargoel soporte petrofísico para el proyecto de completaciones inteligentes, con especial énfasis enarreglos eléctricos, métodos de perfilaje óptico einstalación de sensores permanentes en pozos y suintegración con otras disciplinas. También se ocupadel proyecto de cegado de agua y gas de BP Amoco,dentro del cual se especializa en el análisis de registros nucleares y de producción de hoyos revestidos, con el fin de reducir los riesgos e incertidumbres del yacimiento. Comenzó su carreraen Schlumberger en 1990 como ingeniera de campopara las operaciones de Shell en Aberdeen y luego enla Kuwait Oil Company en Kuwait. En 1994 se incorporó a GeoQuest en Aberdeen para trabajar en el procesamiento y análisis de datos de clientes múltiples dentro del ambiente de GeoFrame*. Dosaños más tarde pasó a trabajar como petrofísica operativa dedicada a la adquisición de datos para elcampo Andrew de BP, y en 1998 fue transferida a BPAmoco. Anchala se graduó con honores en ingeniería aeronáutica en la City University de Londres,Inglaterra.

Sam Simonian trabaja como paladín de producto de monitoreo de flujo en Schlumberger desde 1999, conbase en Clamart, Francia. Supervisa el soporte de losasuntos relacionados con mediciones de flujo en todoel mundo y en todo tipo de ambientes, desde la formación a la superficie. Comenzó a trabajar en 1988como ingeniero de sistemas en British Aerospace enHartfield, Inglaterra. Al año siguiente ingresó comoingeniero de desarrollo en el Centro de investigaciones de Schlumberger de Cambridge,Inglaterra, donde contribuyó al desarrollo de nuevastecnologías para la medición de flujos multifásicos,además de algoritmos para la interpretación de datosobtenidos con instrumentación. Entre 1995 y 1998,trabajó en Anadrill en Houston, Texas, como ingeniero senior, responsable del diseño y desarrollode turbinas hidráulicas de alta potencia y sistemas de telemetría a través del lodo para herramientas de medición durante la perforación (MWD). Es autor de diversos trabajos técnicos y posee variaspatentes. Sam se graduó en ingeniería mecánica yaeronáutica en la City University de Londres,Inglaterra. Además es ingeniero mecánico certificadoe ingeniero europeo.

Hamish Stewart es el gerente de operaciones subamarinas en el grupo de intervención de pozos ycompletaciones de Schlumberger en Aberdeen, Escocia. Ingresó en Autocon, subsidiaria de Camco,

58 Oilfield Review

Esta teoría presenta posibilidadesinteresantes a los profesionales dentrode la física, biología y geocienciaglobal, como también a los explo-radores de hidrocarburos. Para lamayoría de los profesionales conmente abierta, puede ser una expe-riencia agradable reinterpretar suspropias observaciones dentro de estemarco completamente nuevo.

Lunde G: Journal of Petroleum Geology 22,

no. 4 (Octubre de 1999): 462-463.

Developments in PetrophysicsM.A. Lovell and P.K. Harvey (eds)Geological Society Publishing HouseUnit 7, Brassmill Enterprise Centre,Brassmill LaneBath, Somerset BA1 3JN Reino Unido1997. 408 páginas. $125,00 ($75,00 para miembros de la AAPG)ISBN 1-897799-81-0

Estos trabajos de una conferencia rea-lizada en 1995, representan una valiosarevisión de la realidad actual en temasrelacionados con la petrofísica,incluyendo sísmica, perfilaje, flujo defluidos, mojabilidad, microestructura,mecánica de la roca y métodos de mi-neralogía, junto con análisis, adminis-tración y visualización de datos.

Contenido:

• A Non-Contacting Resistivity ImagingMethod for Characterizing WholeRound Core While in Its Liner

• One-Man Operable Probe Permeameters

• Network Analogues of Wettability at the Pore Scale

• Pore-Structure Visualization in Microdioritic Enclaves

• Pore-Size Data in Petrophysics: A Perspective on the Measurement of Pore Geometry

Our Evolving Planet: Earth History in New PerspectiveKarsten M. StoretvedtAlma Mater Forlag ASP.O. Box 4213 NygårdstangenN-5028 Bergen, Noruega1997. 456 páginas. 585 NKISBN 82-419-0221-2

El libro plantea preguntas clave relacionadas con el entendimiento dela tectónica de las placas y esboza unmodelo global alternativo—tectónicaglobal.

Contenido:

• A Needed Change of Scene

• Global Theories Before Wegener

• The Notions of Continental Drift and Polar Wander

• The Legacy of Palaeomagnetism

• The Seafloor Spreading Hypothesis;Negative Tests and Other Problems

• The Subduction Paradox

• Chain of Intriguing Observations

• Crustal Evolution in New Perspective;Dynamo-Tectonic Implications

• Introduction to a New Mobilistic System

• The Atlantic Continents: Palaeogeog-raphy and Related Tectonic Problems

• Antarctica and Australia in NewPalaeogeographic/Tectonic Settings

• Phenomenological Diversity Interlinked

• The Evolving Earth: Suggested Development Pattern in Substance

• References, Index

• Acoustic Wave Propagation and Permeability in Sandstones with Systems of Aligned Cracks

• A Simple But Powerful Model for Simulating Elastic Wave Velocities in Clastic Silicate Rocks

• Measurements of the RelationshipBetween Sonic Wave Velocities andTensile Strength in Anisotropic Rock

• Prediction of Petrophysical Properties from Seismic Quality-Factor Measurements

• Estimation of Aspect-Ratio Changeswith Pressure from Seismic Velocities

• Petrophysical Estimation from Downhole Mineralogy Logs

• Petrophysical Estimation of Perme-ability as a Function of Scale

• Prediction of Petrophysical Parame-ter Logs Using a Multilayer Backprop-agation Neural Network

• The Partitioning of Petrophysical Data

• Electrical Conductivity, SpontaneousPotential and Ionic Diffusion inPorous Media

• Fractal Geometry, Porosity and Complex Resistivity: From RoughPore Interfaces to Hand Specimens

• Fractal Geometry, Porosity and Complex Resistivity: From Hand Specimens to Field Data

• Tortuosity: A Guide Through the Maze

• Feature Recognition and the Inter-pretation of Images Acquired fromHorizontal Wellbores

• Scattering Attenuation as a Functionof Depth in the Upper Oceanic Crust

• An Application of the Moiré Methodto a Study of Local Strains DuringRock Failure in Tension

• Index

Pese a que el material no se hallatotalmente actualizado, los pocos añosde atraso carecen de importancia...elnúmero de trabajos de alta calidaddentro de este volumen me permitenrecomendarlo sin dudas, tanto comouna referencia académica, como unsoporte al petrofísico industrial.

Glover PWJ: Journal of Petroleum Geology 22, no. 4

(Octubre de 1999): 459-460.

Geologic Applications of Gravityand Magnetics: Case HistoriesR.I. Gibson and P.S. Millegan (eds)Society of Exploration GeophysicistsBox 702740Tulsa, Oklahoma 74170 EE.UU. 1998. 162 páginas. $44,00ISBN 1-56080-078-X

Esta publicación conjunta de la SEG y laAAPG es una colección de trabajos con-cernientes a la aplicación directa detécnicas de gravimetría y magne-tometría en varios escenarios, particu-larmente en la exploración petrolera.Este libro también contiene 26 casosreales completos.

Contenido:

• Preface/Introduction

• General/Planning/Large Scale

• Basin Studies

• Plays/Field Studies

• Mining and Environmental

• State of the Art

• Glossary

• Bibliography, Index

Mediante la discusión de temasactuales y criterios de diseño, le per-mite a los trabajadores medir los prosy contras de las diferentes tendenciaspara el uso de la gravimetría y la mag-netometría en un área determinada.

La SEG y la AAPG han tenidomucho éxito al combinar la aplicaciónde geología y geofísica en un solo volumen.

Bartel DC: The Leading Edge 18,

no. 7 (Julio de 1999): 856.

Primavera de 2000 59

NUEVAS PUBLICACIONES

Military Geology in War and PeaceJames R. Underwood, Jr. and Peter L. Guth (eds) Geological Society of America, Inc.P.O. Box 9140Boulder, Colorado 80301 EE.UU.1998. 245 páginas. $76,00ISBN 0-8137-4113-0

Este libro abarca varios aspectos de lageología militar durante los pasadosdoscientos años. También contienenumerosos capítulos sobre la aplicaciónde sensores remotos para el análisis deterrenos y la colección de datos geológi-cos para las operaciones militares.

Contenido:

• Military Geology in War and Peace:An Introduction

• Geology and Military Operations,1800-1960: An Overview

• British Military Geologists ThroughWar and Peace in the 19th and 20thCenturies

• American Geologists at War:World War I

• Military Geology Unit of the U.S. Geo-logical Survey During World War II

• British Applications of Military Geol-ogy for ‘Operation Overlord’ and theBattle in Normandy, France, 1944

• Engineer Intelligence and the PacificGeologic Mapping Program

• Military Geology Branch of the U.S.Geological Survey from 1945 to 1972

• Dearly Bought Ridges, Steep AccessValleys, and Staging Grounds: TheMilitary Geology of the Eastern DMZ,Central Korean Peninsula

• Clandestine Tunnel-4, Northern Punchbowl, Korean Demilitarized Zone

• Swords into Plowshares:Military Geology and National Security Projects

• Military Geology and the Gulf War

• Background and Recent Applicationsof Military Geology in the BritishArmed Forces

• Geology Education in the U.S. Army

• Recent Activities in Military Geologyat the U.S. Geological Survey

• Remote Sensing, Terrain Analysis,and Military Operations

• A Proposed Method for CharacterizingFracture Patterns in Denied Areas

• Playas and Military Operations

• Role of Geology in Assessing Vulnera-bility of Underground Fortificationsto Conventional Weapons Attack

• Location of Sites for Airstrips inNorth Greenland

• Selected Military Geology Programsin the Arctic, 1950-1970

• Hydrogeological Assessments ofUnited Nations Bases in BosniaHercegovina

• Military Geology in Support of NationAssistance Exercises in Central andSouth America

• Potable Water Well Design forHumanitarian Civic Action WellDrilling Missions

• Military Geology Should Be Upgradedas the U.S. Army Stands Down

• Index

Este es un libro muy fascinante eintroduce algunas aplicaciones degeología no expuestas durante nuestroentrenamiento académico. Recomen-daría este libro a personas que poseenun interés en la historia militar y/ogeología aplicada.

Ehinger RF: AAPG Bulletin 83, no. 11

(Noviembre de 1999): 1876.

Petroleum Well ConstructionMichael J. Economides, Larry T. Watters and Shari Dunn-Norman (eds)John Wiley & Sons605 Third AvenueNueva York, Nueva York 10158 EE.UU.1998. 622 páginas. $295,00ISBN 0-471-96938-9

Este libro presenta la realidad actual enla construcción de pozos y discute vir-tualmente cada técnica para perfec-cionar el rendimiento y la confiabilidadde los nuevos pozos.

Contenido:

• Introduction to Drilling and Well Completions

• Directional Drilling

• Horizontal, Multilateral and Multibranch Wells in Petroleum Production Engineering

• Measurement-While-Drilling (MWD),Logging-While-Drilling (LWD), and Geosteering

• Drilling Fluids

• Rock Mechanics in Wellbore Construction

• Casing and Tubing Design

• Primary Cementing

• Formation-Fluid Migration After Cementing

• Cement-Sheath Evaluation

• Remedial Cementing

• Completion Fluids

• Perforating

• Completion Hardware

• Inflow Performance/Tubing Performance

• Artificial-Lift Completions

• Well Stimulation

• Sand Stabilization and Exclusion

• High-Permeability Fracturing

• Water Control

• Designing Well Completions for the Life of the Field

• Index

Recomiendo este libro paracualquier persona que posea algúninterés profesional en la construcciónde pozos o temas relacionados.

Este libro es notable, ya quemuchos aspectos de la construcción de pozos se discuten dentro de unúnico volumen.

Jelmert TA: Journal of Petroleum Science &

Engineering 23, no. 1 (Mayo de 1999): 67-68.

Seals,Traps, and the Petroleum SystemR.C. Surdam (ed)American Association of Petroleum GeologistsP.O. Box 979Tulsa, Oklahoma 74101 EE.UU.1997. 317 páginas. $134,00 ($89,00 para miembros de la AAPG)ISBN 0-89181-347-0

Los 18 trabajos en estas Memorias dela AAPG proveen ejemplos de los bienestablecidos conceptos de sellos ytrampas, junto con los resultados de lainvestigación reciente.

Contenido:

• Seal Characteristics: Processes Controlling Sealing Capacity

• Traps: Hydrocarbon Seals in a Regional Context

• Pressure Seals and Fluid Compartments

• Appendix, Index

El libro proporcionará una útilreferencia a los estudiantes de

geología del petróleo y exploradores,en la búsqueda, continuamente exi-tante pero crecientemente técnica, delpetróleo y el gas.

Hindle A: Journal of Petroleum Geology 22, no. 4

(Octubre de 1999): 460-462.

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