Primavera de 2002

Imágenes claras en lodos no conductivos

Abandono y desmantelamiento

Soluciones de información de E&P

Oilfield Review

SMP-6097-S

Nuestro mundo y nuestra industria se hallan continuamenteen movimiento. La economía cambiante así como la inestabili-dad política y social del mundo de hoy en día, generalmenteobstaculizan los esfuerzos de la comunidad internacional paracoexistir en armonía. La ubicación geográfica de los yacimien-tos más grandes de hidrocarburos del mundo, en combinacióncon la volatilidad geopolítica de las distintas regiones, gene-ran enormes cuestiones de oferta y demanda que impiden laestabilización a largo plazo de los precios de la energía. Locierto es que se espera un aumento de la demanda mundial depetróleo de un 56%, o de 43 millones de bppd [6,8 millonesm3/d], durante las próximas dos décadas. Esto se debe princi-palmente a la fuerte demanda de combustibles para la energíay el transporte. Es imposible predecir el futuro, razón por locual las compañías deben continuar concentrándose en laexplotación eficiente y rentable de sus activos.

Nuestra industria siempre ha tenido el don para adaptarseal cambio global y para superar la adversidad mediante eldesarrollo de tecnologías nuevas y creativas. Durante los últi-mos 10 a 15 años, la creatividad y la tecnología han conducidoa nuevos esfuerzos significativos en exploración y producción.Los avances en sísmica 3D, fluidos de perforación, perforacióndireccional, tubería flexible, adquisición de registros y fractu-ramiento hidráulico—para citar sólo algunos—han ejercidoun impacto monumental en la capacidad de la empresa ElPaso Production Company y de nuestra industria, para encon-trar y optimizar económicamente la producción de las nuevasreservas. Los avances en un sector generalmente conducen aavances en otros sectores. Las compañías que se adaptanrápidamente para brindar nuevas tecnologías al mercado seayudan entre sí, estimulan el éxito de la industria y proveenvalor al accionista.

En nuestra constante búsqueda por nuevas reservas, esta-mos perforando y fracturando pozos en ambientes más profun-dos y más calientes. Estos ambientes extremos encierrandesafíos de perforación y producción importantes. Los lodosbase aceite y los lodos sintéticos ayudan, pero las evaluacio-nes de los pozos pueden ser intimidantes. En la evaluación deformaciones, las imágenes de la pared del pozo se han conver-tido en una parte importante de la base que soporta la carac-terización adecuada de yacimientos, pero la marcha haciaestos sistemas de lodo no conductivos ha debilitado de algúnmodo esta base. Como respuesta a nuestras necesidadesinmediatas, Schlumberger desarrolló rápidamente una herra-mienta innovadora para superar las deficiencias de los méto-dos de generación de imágenes convencionales (véase“Imágenes claras en lodos base aceite,” página 2).

Coastal Oil & Gas, ahora EL Paso, fue la primera compañía enutilizar esta nueva herramienta, y hemos observado beneficiosimportantes en áreas tales como el Sur de Texas, EUA, y enlos pies de monte canadienses. En estos ambientes hostiles, laherramienta ya ha brindado un mayor detalle estructural y unamejor identificación de las fracturas en comparación con mé-todos anteriores, proveyendo información importante para elanálisis petrofísico y para las técnicas de producción mejoradas.

El uso de espectroscopía de captura elemental también hacontribuido con los esfuerzos de El Paso. Esta interpretacióncuantitativa de la litología se basa en las concentraciones de

Tecnología segura en tiempos inciertos

los diferentes elementos, obtenidas a partir de los registros depozos. Tal interpretación, en combinación con el análisis ele-mental a partir de registros, ha conducido a una mejor evalua-ción de las litologías complejas en muchos de nuestros pozosinternacionales, y en Texas, como una parte integral del dise-ño de los tratamientos de fracturamiento hidráulico. Esta tec-nología también se ha empleado en nuestros yacimientos demetano de capas de carbón para obtener mediciones másexactas y más confiables del contenido de carbón (y, en con-secuencia, del contenido total de gas), así como para la deter-minación precisa de la mineralogía de las capas de carbón, locual permite una estimación del contenido de fracturas; unimportante indicador de la producibilidad de gas.

Finalmente, el valor de todas estas tecnologías emergentesde última generación disminuiría si no se proveyeran de mane-ra expeditiva a las compañías petroleras. El flujo de datos entiempo real y de un modo transparente, es de crítica importan-cia. Muchas veces, las decisiones vitales se hallan en el balancey, tiempo perdido significa dinero perdido. Los retrasos no anti-cipados pueden afectar adversamente la economía, ya que loscostos de desarrollo en ciertas áreas de nuestras operaciones,tales como el área marina del Golfo de México, pueden aproxi-marse a 200,000 dólares estadounidenses diarios. Vivimos en unmundo electrónico en el que las rápidas comunicaciones, la tec-nología de la información y la Internet constituyen segmentosintegrales de nuestro negocio (véase “Manejo de activos duran-te toda su vida útil a través de la Red,” página 42). Mientrasnosotros utilizamos aplicaciones de comunicación remota y laRed en forma rutinaria, la compañía El Paso ha avanzado unpoco más allá con la instalación de un Centro Dedicado alCliente (DCC, por sus siglas en inglés) de Schlumberger tresaños atrás. Todos los datos de la compañía EL Paso de más de250 pozos perforados anualmente, se transfieren directamenteal DCC para su rápida distribución y análisis petrofísico.

La tecnología ha enriquecido nuestra industria. Es respon-sable por la afluencia de técnicas de exploración y produccióninnovadoras, y contribuye a perfeccionar la economía deexploración y desarrollo. Actualmente, podemos concretartareas en cuestión de horas que previamente hubieran tomadodías o semanas. Lo que estamos experimentando hoy era ini-maginable cinco años atrás. Mientras vivimos y operamos entiempos fascinantes, no podemos dormirnos en nuestros laure-les tecnológicos. Esperemos que nuestros logros tecnológicosrepresenten entonces sólo “la punta del témpano” para el cre-cimiento y el futuro de nuestra industria.

Rennie DécouGerente a nivel mundial de operaciones geológicasEl Paso Production Company

Rennie Décou es gerente a nivel mundial de operaciones geológicas para ElPaso Production Company. Es de Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, donde recibió su licenciatura en geología de la Universidad Tulane. Durante su carrera, Rennietrabajó para The Louisiana Land & Exploration Company desde 1969 hasta 1997.Allí ocupó varios cargos gerenciales en exploración, adquisiciones y operacio-nes. Rennie se incorporó a Coastal Corporation, ahora El Paso, en 1998 y dirigelas operaciones geológicas y geofísicas de la compañía en todo el mundo.

Consejo editorialTerry AdamsAzerbaijan International Operating Co., Bakú

Antongiulio AlborghettiAgip S.p.AMilán, Italia

Abdulla I. Al-DaaloujSaudi AramcoUdhailiyah, Arabia Saudita

Syed A. AliChevron Petroleum Technology Co.Houston, Texas, EUA

Svend Aage AndersenMaersk Oil Kazakhstan GmBHAlmaty, República de Kazakhstán

George KingBPHouston, Texas

David Patrick MurphyShell E&P CompanyHouston, Texas

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Editor ejecutivo yeditor de producciónDenny O’BrienEditor consultorLisa StewartEditores senior Gretchen M. GillisMark E. Teel EditoresMark A. AndersenMatt GarberColaboradorRana Rottenberg

DistribuciónDavid E. BergtDiseño y producciónHerring DesignMike MessingerSteve FreemanIlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge StewartImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

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

E-mail: mail@linced.com; http://www.linced.com

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

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

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

© 2002 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de estapublicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medioalguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debidaautorización escrita de Schlumberger.

Dirigir la correspondencia editorial a:

Oilfield Review225 Schlumberger Drive Sugar Land, Texas 77478 USA(1) 281-285-8424Facsímile: (1) 281-285-8519E-mail: obrien@sugar-land.oilfield.slb.com

Dirigir las consultas de distribución a:

David E. Bergt(1) 281-285-8330Facsímile: (1) 281-285-8519E-mail: dbergt@sugar-land.oilfield.slb.com

Primavera de 2002Volumen 13Número 4

Schlumberger

2 Imágenes claras en lodos base aceite

La adquisición de imágenes de la pared del pozo en ambientes de fluidos deperforación base aceite y de lodos sintéticos ha sido virtualmente imposible,de modo que muchas compañías operadoras se han visto forzadas a prescindirde importantes datos geológicos. En la actualidad, una nueva herramientaoperada a cable supera los obstáculos para adquirir imágenes en pozos llenoscon fluidos no conductivos. Hoy, se puede examinar la estratificación de lasformaciones tanto con propósitos estructurales como estratigráficos, y se pue-den identificar las fallas y fracturas, lo cual ayuda a los operadores a descu-brir importante información acerca de sus yacimientos. Diversos estudios decasos demuestran la utilidad de la herramienta y cómo la misma cierra exito-samente la brecha existente en la tecnología de generación de imágenes de lapared del pozo.

58 Colaboradores

61 Próximamente en Oilfield Review

62 Nuevas publicaciones

64 Índice anual

Oilfield Review

1

28 El principio del fin: Revisión de las prácticas de abandono y desmantelamiento

Cuando los operadores abandonan pozos y campos envejecidos, deben equili-brar sus objetivos ambientales con los financieros. Muchos operadores estánreforzando los procedimientos de taponamiento y abandono de pozos (T&A)para asegurar que los yacimientos abandonados queden permanentementesellados. En este artículo, se examinan las prácticas de T&A y de desmantela-miento, y se presentan las nuevas tecnologías que refuerzan el término “per-manente” en las operaciones de T&A.

42 Manejo de activos durante toda su vida útil a través de la Red

La Internet está revolucionando las prácticas de trabajo en la industria deE&P. Utilizando herramientas que pueden operar en la Red, es posible optimi-zar rápidamente el desempeño del yacimiento y de la producción. La colabo-ración con alguien, en cualquier parte, reduce el ciclo de tiempo y los costos.El conocimiento se captura, maneja y comparte fácilmente. Las solucionesque se basan en la infraestructura de la Red están impulsando el manejo delos activos a una nueva era de eficiencia; desde la adquisición hasta la enaje-nación, pasando por la exploración, el desarrollo y la producción.

1. Bloys B, Davis N, Smolen B, Bailey L, Houwen O, Reid P,Sherwood J, Fraser L y Hodder M: “Designing andManaging Drilling Fluid,” Oilfield Review 6, no. 2 (Abril de 1994): 33–43.

2. Lummus JL y Azar JJ: “Oil-Base Muds,” en DrillingFluids Optimization, A Practical Field Approach. Tulsa,Oklahoma, EUA: PennWell Publishing Company (1986):200–229.

2 Oilfield Review

Imágenes claras en lodos base aceite

Philip Cheung Andrew HaymanRob Laronga Clamart, Francia

Greg CookThe GHK CompanyOklahoma City, Oklahoma, EUA

Greg FlournoyOklahoma City, Oklahoma

Peter GoetzMel MarshallEl Paso Oil y Gas CanadaCalgary, Alberta, Canadá

Steve HansenHouston, Texas, EUA

Malcolm LambBingjian LiCalgary, Alberta

Mark LarsenShreveport, Luisiana, EUA

Mark OrgrenAlliance Energy CorporationJones, Oklahoma

Jim ReddenM-I L.L.C. Drilling FluidsHouston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Ted Bornemann y Lindsay Fraser, Houston,Texas, EUA; Amy Bunger y Robert Elphick, Denver,Colorado, EUA; Mike Grace, Dallas, Texas; Didier Largeau,Patrick Perrin, Jay Russell y Patrick Vessereau, Clamart,Francia; Stephen Prensky, Silver Spring, Maryland, EUA; yJohn Rasmus y Don Williamson, Sugar Land, Texas.ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), ARI (generador de Imá-genes de Resistividad Azimutal), BorDip (programa compu-tarizado de cálculo automático de echados o buzamientos),CMR (herramienta Combinable de Resonancia Magnética),ECS (herramienta de Espectroscopía de CapturaElemental), ELAN (Análisis Elemental a partir de Registros),FMI (generador de Imágenes Microeléctricas de CoberturaTotal), FMS (Microbarredor de Formaciones), GeoFrame(programa de computación), GeoSteering (motor direccio-nal instrumentado de desplazamiento positivo), GVR(módulo de Resistividad GeoVISION), MDT (ProbadorModular de la Dinámica de la Formación), OBDT (sonda de

Una nueva herramienta proporciona imágenes de la pared del pozo en ambientes con

fluidos de perforación base aceite y con lodos sintéticos. Esta exclusiva tecnología

llena un vacío en los servicios de evaluación de formaciones y brinda a los expertos

en yacimientos una opción clara para evaluar pozos y campos de manera más precisa.

La pérdida de un solo elemento de informaciónque podría darnos la clave para llevar a cabo unatarea o solucionar un problema resulta frus-trante. La pieza que falta en el rompecabezaspuede parecer pequeña e insignificante, pero amenudo puede marcar la diferencia entre el éxitoy el fracaso. Ciertos escenarios de caracteriza-ción de yacimientos de hidrocarburos se aseme-jan a un rompecabezas, aunque son ciertamentemás complejos. Los equipos encargados de losactivos de las compañías petroleras que intentancrear modelos de yacimientos, a menudo, care-cen de información clave. Los geólogos, geofísi-cos, petrofísicos e ingenieros de yacimientospueden frustrarse frente a la imposibilidad deobtener suficientes detalles para su programa deevaluación de formaciones, lo que suma incerti-dumbre a decisiones ya de por sí complejas.

En la actualidad, las herramientas de genera-ción de imágenes de la pared del pozo constitu-yen una fuente común de conocimientosgeológicos y de yacimientos. Sin embargo, enfluidos de perforación base aceite y en lodos sin-téticos, una limitación técnica ha impedido quela industria evalúe completamente los yacimien-tos utilizando las herramientas de generación deimágenes. Para dar respuesta a esta crecientenecesidad, en 1997 la generación de imágenesen lodos no conductivos se convirtió en una prio-

ridad central del equipo de investigación y desa-rrollo (R&D, por sus siglas en inglés) deSchlumberger.

Los yacimientos complejos requieren unadetallada evaluación de la formación que sólo sepuede lograr con herramientas de generación deimágenes de la pared del pozo. En campos de todoel mundo, el análisis de estos datos es un procesode rutina, y los expertos en yacimientos han lle-gado a depender de la información proporcionadapor las imágenes. Si bien la tecnología de genera-ción de imágenes a partir de la microrresistividadha avanzado durante los últimos 15 años paracubrir una mayor porción de la pared del pozo,para lograr una mejor resolución y para tener sis-temas de medición más confiables, también sehan producido cambios en el ambiente del pozo enque deben operar estas herramientas.

Los avances en la tecnología de fluidos deperforación han conducido a nuevas y mejoresformulaciones de lodos base aceite (OBM, porsus siglas en inglés) y de lodos sintéticos (SBM,por sus siglas en inglés) que se utilizan en opera-ciones críticas, en las que los costos y riesgosson altos. Estos avances tecnológicos han dismi-nuido el riesgo de perforación y aumentado la efi-cacia de las operaciones de perforación,fomentando en gran medida la popularidad deestos sistemas de lodo.1

Medición de Echados en Lodos Base Aceite), OBMI (gene-rador de Imágenes Microeléctricas en Lodos Base Aceite),OFA (Analizador Óptico de Fluidos) RAB (ResistividadFrente a la Barrena), StrucView (módulo de GeoFrame parala generación de secciones transversales estructurales) yUBI (generador de Imágenes Ultrasónicas de la Pared delPozo) son marcas de Schlumberger. SIGMADRIL y SIGMADRIL IIson marcas de M-I L.L.C. ELIAS es una marca del Bureau deRecherches Geologique et Minieres (BRGM) de Francia.CAST y EMI son marcas de Halliburton. CBIL y STAR sonmarcas de Western Atlas.

Primavera de 2002 3

En muchas cuencas de hidrocarburos, sinembargo, la evolución de la tecnología de fluidosde perforación ha complicado los esfuerzos poroptimizar los programas de adquisición de regis-tros (perfilaje) y, por lo tanto, la obtención deinformación necesaria para evaluar los yacimien-tos complejos. Los ambientes no conductivos tor-nan ineficaces a las herramientas convencionalesde generación de imágenes de microrresistividad,limitando las opciones de los registros geológicosde alta resolución a herramientas ultrasónicas yde medición de echados (buzamientos) sola-mente. Las limitaciones de estas herramientasdesafortunadamente reducen su utilidad.

El nuevo dispositivo de generación de imáge-nes operado a cable permite que los expertospuedan detectar detalles importantes de los yaci-mientos aún en lodos no conductivos. La nuevaherramienta, el generador de ImágenesMicroeléctricas en Lodos Base Aceite OBMI, sebasa en métodos probados de adquisición de

registros de resistividad, e incorpora un patín degeneración de imágenes único en la industriapara proporcionar el primer servicio comercial degeneración de imágenes de resistividad en pozosllenos de lodos OBM y SBM.

En este artículo se examinan los factores res-ponsables de este reciente y decisivo avance enla generación de imágenes de la pared del pozo,los cuales son una combinación de las tenden-cias de la industria y la inventiva y perseveranciade los ingenieros, geólogos y científicos deSchlumberger. Aquí se explica cómo funciona lanueva herramienta de microrresistividad enambiente de pozo resistivo y se analizan las limi-taciones de la misma y las consideraciones parala interpretación de los datos. Diversas historiasde casos demuestran la utilidad de los nuevosconjuntos de imágenes y de sus interpretaciones,y explican cómo esta herramienta proporciona demanera efectiva información nueva y crucial parala evaluación de las formaciones.

Historia de los lodos OBM y SBMDurante la última mitad del siglo pasado, los flui-dos base aceite y las técnicas de generación deimágenes de la pared del pozo se han desarro-llado de manera independiente. La necesidad deuna herramienta más robusta de generación deimágenes en ambientes de lodos no conductivosse acrecentó a partir de la mayor utilización dedichos lodos debido a sus ventajas. Los lodosbase aceite se han utilizado desde la década de1920, mucho antes de la aparición de las prime-ras herramientas de generación de imágenes dela pared del pozo.2 Durante la década siguiente,la industria comenzó a experimentar más asidua-mente el uso de los lodos base aceite. En 1934,se añadió crudo al lodo de perforación para redu-cir el atascamiento de la sarta de perforación enOklahoma. Al año siguiente, Humble Oil Company(hoy ExxonMobil) utilizó petróleo en el lodo de per-foración para reducir el derrumbe de las lutitas y,en 1936, Shell Oil Company creó un programa de

investigación para desarrollar un fluido de perfora-ción base aceite.3 En 1937, se dieron a conoceraumentos en las velocidades de perforación, atri-buidos al petróleo agregado a los lodos de perfo-ración (abajo).

En 1950, los lodos OBM ya se comercializabany en la década de 1960 se comenzaron a utilizaremulsiones base aceite, o emulsiones inversas,en la cuenca de Los Ángeles, California, EUA.4 Elalto contenido de agua de estos lodos—40% de

de pozos de gas de gran profundidad en los piesde monte canadienses encontraron gruesas sec-ciones de lutita sometidas a esfuerzos excesivos.Los sistemas de lodo base agua (WBM, por sussiglas en inglés) presentaron reacciones adversascon estas lutitas, provocando derrumbes durantela perforación del pozo, pero los lodos OBM con-servaron la estabilidad del pozo, lo que permitióque los operadores superaran los límites técnicosanteriores en esta región.

Se continuó progresando a lo largo de ladécada de 1980, a medida que se desarrollabanaditivos para fluidos de perforación como res-puesta a las crecientes demandas y necesidadesde la industria. Las preocupaciones sobre elimpacto ambiental de los derrames de lodos OBMy la descarga de recortes en el mar, promovieronla introducción de aceites minerales de baja toxi-cidad. A fines de la década de 1980, la industriaadvirtió que inclusive la descarga de recortes deperforación humedecidos con aceites mineralespodría tener un impacto ambiental de larga dura-ción; esto condujo al primer desarrollo de fluidosde perforación sintéticos.5 Los dos primeros flui-dos sintéticos, ésteres y polialfaolefinas, se desa-rrollaron en 1990 y 1991 respectivamente. Lasalfaolefinas lineales aparecieron en 1994, y lasolefinas internas en 1996. Desde que se utilizaronpor primera vez los fluidos de perforación sintéti-cos a principios de la década de 1990, los inves-tigadores se han dedicado a mejorar los sistemasno tóxicos.

En esta misma década, también surgió la per-foración en aguas profundas; incentivada en losEstados Unidos por la Ley de Regalías en AguasProfundas.6 A medida que la perforación avan-zaba en aguas cada vez más profundas, la indus-tria debió enfrentar nuevos desafíos operativos yambientales. En ciertas provincias de aguas pro-fundas, los costos diarios de los equipos deperforación exceden los 300,000 dólares esta-dounidenses, y los costos totales de perforaciónpara ciertos pozos superan los 30 millones de lamisma moneda. Los lodos sintéticos se convirtie-ron en cruciales para el éxito de las perforacio-nes debido a su reducido impacto ambiental, a ladisminución de los riesgos y al aumento de la efi-ciencia. En los últimos diez años se han reempla-zado los fluidos de perforación base agua por losfluidos sintéticos y base aceite en el Golfo deMéxico (próxima página, a la izquierda).

Historia de la generación de imágenes de la pared del pozoLas técnicas de generación de imágenes de lapared del pozo con herramientas operadas a cablese desarrollaron mucho después de la aparición

4 Oilfield Review

Internacional Drilling Fluids (IDF) introduce el primer lodo 100% base aceite mineral en los primeros proyectos en aguas profundas del Golfo de México.

1987–

Las preocupaciones ambientales impulsan la legislación mundial que restringe el uso de lodos base aceite.

1988–

Se introduce la primera sustancia sintética, el éster.1990–

Se introduce la segunda sustancia sintética, la polialfaolefina.1991–

Se desarrollan los lodos sintéticos de alfaolefinas lineales.1994–

Aparecen los lodos sintéticos de olefinas internas.1996–

M-I L.L.C. introduce el sistema de fluidos de perforación SIGMADRIL, el primer lodo comercial base aceite conductivo diseñado para expandir las opciones de evaluación de formaciones, incluyendo la generación de imágenes de microrresistividad.

2000–

El noventa por ciento de los pozos del Mar del Norte utilizan lodos base aceite de baja toxicidad, por lo menos en un intervalo.

1986–

Los aceites minerales se utilizan por primera vez como una alternativa más limpia que el diesel en los sistemas de lodo base aceite.

1983–

El diesel se convierte en la base predominante de los sistemas de lodo base aceite.1980–

Los lodos base aceite se utilizan en forma creciente como medio para controlar lutitas reactivas.

1970–

Los lodos de perforación de emulsión de petróleo reciben aceptación.1950–

Se utiliza un lodo de perforación de emulsión base aceite en la cuenca de Los Ángeles, California.

1960–

Oil Base Drilling Fluids Company introduce en el mercado los lodos de petróleo comerciales.

1942–

La compañía Shell utiliza fluido de perforación base aceite.1938–

Se dan a conocer aumentos en las velocidades de perforación luego de agregar petróleo al lodo de perforación.

1937–

El Instituto Norteamericano del Petróleo (API, según sus siglas en inglés) publica normas estándar.

1938–

Se estudian las normas estándar para la prueba de los lodos de perforación.1936–

La compañía Shell inicia las tareas de investigación para desarrollar un fluido de perforación base aceite.

1936–

Humble Oil and Refining Company (en la actualidad ExxonMobil) utiliza petróleo para reducir el derrumbe de lutitas.

1935–

En California, EUA, se reconoce el daño ocasionado por los lodos de perforación.1932–

Se añade crudo al lodo de perforación para reducir el atascamiento de la sarta de perforación en Oklahoma, EUA.

1934–

Por primera vez se utiliza barita para densificar el lodo.1922–

Se propone la circulación de agua en una patente perteneciente a Robert Beart.1844–

1880

1840

1860

1900

1920

1940

1960

1980

2000

Una patente menciona la circulación de fluido de perforación para elevar los residuos.1860–

Se emite una patente similar al diseño del equipo de perforación rotativa.

1866–

Se utiliza lodo de perforación para controlar la presión en Oklahoma, EUA.1913–

Se descubre Spindletop en Texas.1901–

En Texas, EUA, se utilizan arcillas formadoras de lodo con la perforación rotativa.1890s–

El personal de perforación recibe capacitación sobre “Principios de control de lodos de perforación.”

1945–

> Acontecimientos de importancia en la historia del desarrollo de los fluidos de perforación.

agua emulsionada en petróleo refinado—loshacía menos inflamables y menos costosos quelos lodos OBM más concentrados. Durante ladécada de 1970, el uso de lodos OBM se hizo máscomún, ya que mejoraban el control de las arcillasreactivas durante la perforación. La estabilidadsin precedentes de los lodos de petróleo permitióa los operadores enfrentar ambientes de perfora-ción extremos: alta temperatura, alta presión ymedios corrosivos. Por ejemplo, las perforaciones

Schlumberger introduce la primera herramienta de generación de imágenes de microrresistividad diseñada para lodos no conductivos.

Halliburton introduce la herramienta de Imágenes Microeléctricas EMI; un dispositivo de generación de imágenes de microrresistividad con seis brazos y que alcanza una cobertura perimetral del 60% en pozos de 77⁄8 pulgadas.

Schlumberger introduce la herramienta LWD de Resistividad Frente a la Barrena RAB, la cual genera imágenes de la pared del pozo en tiempo real.

Schlumberger introduce el generador de Imágenes de Resistividad Azimutal ARI que emplea una medición de tipo lateroperfil.

Schlumberger introduce una herramienta de generación de imágenes de microrresistividad, el generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI que duplica la cobertura perimetral del Microbarredor de Formaciones FMS mediante el empleo de patines abatibles; hasta el 80% en un pozo de 77⁄8.

Schlumberger introduce el generador de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo UBI que también utiliza un transductor enfocado ultrasónico y con mayor tolerancia para lodos más pesados.

Halliburton introduce el servicio de generación de imágenes de la pared del pozo CAST, el cual también utiliza un transductor enfocado ultrasónico.

BRGM desarrolla la herramienta ELIAS de 2 pulgadas de diámetro que logra una cobertura perimetral del 100% en pozos de pequeño diámetro.

Atlas introduce el servicio de generación de imágenes de la pared del pozo CBIL, el cual utiliza transductores enfocados ultrasónicos.

Schlumberger introduce la segunda versión del Microbarredor de Formaciones FMS, el cual cuenta con cuatro patines de generación de imágenes para una mayor cobertura perimetral del pozo.

Schlumberger introduce la primera herramienta de generación de imágenes de microrresistividad, el Microbarredor de Formaciones FMS, el cual incluye dos patines de generación de imágenes y dos patines de medición de echados.

Shell desarrolla un visor de alta resolución de 33⁄8 pulgadas de diámetro que incorpora conversión analógica a imagen tipo raster y reprocesamiento digital de imágenes.

ARCO desarrolla un visor de alta resolución de 33⁄4 pulgadas de diámetro que digitaliza los datos analógicos registrados y reprocesa digitalmente las imágenes.

Amoco desarrolla un visor de alta resolución y de 33⁄8 pulgadas de diámetro que incor-pora conversión analógica a imagen tipo raster y reprocesamiento digital de imágenes.

Mobil desarrolla un visor analógico para pozos de 13⁄4 pulgadas de diámetro.

Mobil desarrolla un visor analógico para pozos de 33⁄8 pulgadas de diámetro.

Shell utiliza una cámara de televisión en blanco y negro dentro del pozo.

Birdwell fotografía la pared del pozo con una lente de 16 mm.

2001–

Western Atlas introduce la herramienta STAR, la cual cuenta con seis brazos de generación de imágenes mircrorresistivas combinados con un dispositivo de generación de imágenes acústicas.

1995–

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de los lodos OBM. Recién en 1958 se usaron porprimera vez dispositivos fotográficos, implemen-tados por Bridwell, para obtener imágenes de laroca dentro del pozo (abajo, a la derecha).7

En la década de 1960, los intentos por gene-rar imágenes de la pared del pozo se inclinaronpor el uso de cámaras de televisión. Un avancesignificativo tuvo lugar en 1968, cuando Mobildesarrolló la primera herramienta de generaciónde imágenes acústicas de alta frecuencia, elvisor de pozos. A diferencia de los dispositivosópticos anteriores, las herramientas acústicaseliminaban la necesidad de un fluido transpa-rente en el pozo—agua limpia, gas o aire—yampliaron notablemente la gama de aplicacionesde la generación de imágenes de la pared delpozo. En la década de 1980, los esfuerzos se con-centraron en lograr que los datos resultaran más

utilizables y, en consecuencia, se lograron avan-ces que abarcan desde la conversión analógica adigital y el reprocesamiento, hasta las herra-mientas digitales de transductores enfocados dealta resolución; dispositivos que funcionan comotransmisores y como receptores. No obstante, losdispositivos de generación de imágenes acústi-cas son extremadamente sensibles a la excentri-cidad de la herramienta, a la rugosidad del pozoy a la densidad del lodo, y a menudo resultaninsensibles a la estratificación de la formación.

En 1986, Schlumberger incursionó en otrocampo introduciendo el primer dispositivo degeneración de imágenes de microrresistividad, elMicrobarredor de Formaciones FMS. Esta herra-mienta permitía a los geólogos observar y anali-zar la estratificación de la formación, lasfracturas naturales y la porosidad secundaria en

una estación de trabajo de procesamiento deimágenes; y esto, con mucho mayor detalle queantes. La herramienta inicial incluía dos patinesde generación de imágenes y dos patines medi-dores de echado, pero, en cada pasada, sólopodía generar imágenes capaces de cubrir hastael 20% de un pozo de 77⁄8 pulgadas. Entonces,para obtener una cobertura perimetral razonabledel pozo se necesitaban múltiples pasadas de laherramienta. En 1988, el reemplazo de los dospatines de medición de echados por dos patinesadicionales de generación de imágenes duplicó lacobertura perimetral del FMS original.

El impulso para obtener una mayor coberturaperimetral del pozo continuaba a medida que lascompañías operadoras deseaban visualizar unmayor porcentaje del pozo en cada pasada, espe-cialmente al generar imágenes en pozos de alto

3. Gray R y Darley HC: “Development of Drilling FluidsTechnology,” en Composition and Properties of Oil WellDrilling Fluids, 4ta. edición, Houston, Texas, EUA: GulfPublishing Company (1980): 63.

4. Gray y Darley, referencia 3: 62–70.5. Bloys et al, referencia 1.6. Baud R, Peterson R, Doyle C y Richardson GE:

“Deepwater Gulf of Mexico: America’s EmergingFrontier,” US Department of the Interior, MineralManagement Service, OCS Report MMS 2000-022. (Abrilde 2000): 1–77.

7. Para una revisión completa de la evolución, los métodos,las aplicaciones, las limitaciones y los lineamientos de lageneración de imágenes de la pared del pozo, consulte:Prensky SE: “Advances in Borehole Imaging Technologyand Applications,” en Lovell MA, Williamson G y HarveyPK (editores): Borehole Imaging: Applications and CaseHistories, Geological Society Special Publication No. 159.Londres, Inglaterra: Sociedad Geológica (1999): 1–43.

> Acontecimientos significativos en el desarrollo de la generación de imágenes de la pared del pozo.

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WBM OBM SBM

199019952000

> Crecimiento del uso de los lodos sintéticos(SBM) en el Golfo de México estadounidensedurante la última década. Los lodos sintéticoshan reemplazado a los sistemas WBM y OBM enel Golfo de México estadounidense, luego deque el uso de sistemas de lodo base aceitedecayera a fines de la década de 1980, y debidoal aumento de la actividad en aguas profundas amediados de la década de 1990.

riesgo, en yacimientos heterogéneos o fractura-dos, o en rocas carbonatadas complejas. En 1991,el generador de Imágenes Microeléctricas deCobertura Total FMI, equipado con cuatro patinesde generación de imágenes y cuatro aletas abati-bles de generación de imágenes, duplicó una vezmás la cobertura perimetral de cada pasada de laherramienta. El generador de imágenes FMI logróuna cobertura perimetral del 80% en pozos de 77⁄8pulgadas de diámetro (izquierda).

La búsqueda de mayor cobertura perimetraldel pozo no era exclusiva de Schlumberger. En1989, el Bureau de Recherches Geologiques etMinieres (BRGM) de Francia, desarrolló la herra-mienta ELIAS de 2 pulgadas de diámetro, unaherramienta de generación de imágenes microe-léctricas de 16 patines que logró una coberturaperimetral del 100% en pozos esbeltos. En ladécada de 1990, tanto Halliburton como WesternAtlas lograron un 60% de cobertura perimetralen un pozo de 77⁄8 pulgadas con herramientas deseis brazos; el generador de ImágenesMicroeléctricas EMI de Halliburton en 1994 y laherramienta de generación de ImágenesAcústicas y de Resistividad Simultáneas STAR deWestern Atlas en 1995. Además de la mediciónmicroeléctrica, la herramienta de Western Atlasincluía un sensor de generación de imágenesacústicas.

Antes de 1995, se introdujeron otras herra-mientas de generación de imágenes acústicas,entre las que se incluyen el Barredor AcústicoCircunferencial CAST de Halliburton y el genera-dor de Imágenes Ultrasónicas de la Pared delPozo UBI de Schlumberger. Estas herramientasacústicas tienen resoluciones similares a algu-nos de los dispositivos de microrresistividad;cobertura perimetral del pozo del 100% y el

6 Oilfield Review

Patines degeneración de imágenes

Patines y aletasde generaciónde imágenes

62 electrodos 64 electrodos 192 electrodos

Microbarredor deFormaciones

de dos patines

Microbarredor deFormaciones

de cuatro patines Herramienta FMI

Dos patines Cuatro patines Cuatro patines y cuatro aletas

> Aumento de la cobertura perimetral del pozo con el tiempo. A medida que seobtienen más datos para generar imágenes de la pared del pozo, es posiblelograr una interpretación más completa de las características del yacimiento.En los dispositivos de generación de imágenes de microrresistividad de Schlumberger, se han ido incorporando progresivamente más electrodos y pati-nes para aumentar la cobertura perimetral del pozo.

AltoBajoDesempeño

Óptico

Ultrasónico

Microrresistividad

Análisis estratigráfico

Óptico

Ultrasónico

Microrresistividad

Análisis estructural

Óptico

Ultrasónico

Microrresistividad

Caracterización de fracturas

Óptico

Ultrasónico

Microrresistividad

Geometría del pozo, estabilidad y análisis de esfuerzos

Óptico

Ultrasónico

Microrresistividad

Aplicaciones en pozos horizontales

Óptico

Ultrasónico

Microrresistividad

Análisis petrofísico

OBM/SBMWBM

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OBM/SBMWBM

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OBM/SBMWBM

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Pesa

dos

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Aire

/Gas

> Técnicas de generación de imágenes de la pared del pozo con herramientas operadas a cable, aplicaciones y ambientes operativos. Las distintas técni-cas de generación de imágenes de la pared del pozo muestran distintos niveles de desempeño, dependiendo de la aplicación y del ambiente operativo. Losdispositivos de microrresistividad ofrecen una amplia gama de aplicaciones en lodos WBM, mientras que los dispositivos ultrasónicos representan laúnica opción para la generación de imágenes de la pared del pozo en lodos OBM y SBM. Existe una brecha en las posibilidades de la tecnología de gene-ración de imágenes en lodos OBM y SBM, particularmente en lodos pesados.

Primavera de 2002 7

potencial de operar en lodos OBM. A pesar de losnotables avances, las herramientas acústicas amenudo no contribuyen al análisis de la estratifi-cación de la formación, lo cual es crítico para losgeólogos que intentan discernir el echado estruc-tural o la estratigrafía de un yacimiento.

Aplicaciones de las imágenes de la pared del pozoLa necesidad de mejorar las capacidades degeneración de imágenes de la pared del pozo enlodos no conductivos se hizo evidente a media-dos de la década de 1990. En aquel momento, losservicios de generación de imágenes de micro-rresistividad se empleaban en todo el mundo enpozos con lodos conductivos base agua. Las nue-vas aplicaciones geológicas y de ingeniería paraestas herramientas operadas a cable evoluciona-ron junto con los deseos de la industria de hallary explotar yacimientos de gas y de petróleo demanera más efectiva. La excepción notable fue-ron los pozos perforados con sistemas OBM ySBM (página anterior, arriba).

Las herramientas de generación de imágenesde microrresistividad se han vuelto imprescindi-bles para los geólogos, ya que les ayudan a obte-ner información integral sobre las complejidadesde los yacimientos controlados estratigráfica oestructuralmente, o mediante una combinaciónde ambos. A mayor escala espacial, las imáge-nes de la pared del pozo ayudan a los intérpretesa definir la posición estructural del yacimiento ya detectar características tales como pliegues yfallas. Los geólogos y los geofísicos utilizan losdetalles de las fallas y de los echados de la for-mación para refinar las interpretaciones sísmi-cas, con el objetivo de lograr una mayorcomprensión y un mejor mapeo del yacimiento,estimaciones de reservas más precisas y unamejor ubicación de los pozos de desarrollo.

Los geólogos evalúan los cambios verticales ylaterales del yacimiento mediante la identificacióny caracterización de eventos sedimentarios a granescala y de límites de secuencias estratigráficas através de los campos. Mediante el uso de datos deimágenes de microrresistividad adquiridos condispositivos tales como la herramienta FMI, tam-bién definen y determinan la orientación de even-tos sedimentarios menores, para comprender los

yacimientos controlados estratigráficamente.8 Unexamen detallado de la estratificación revela lahistoria de sedimentación en sucesiones vertica-les de tipos de sedimentos y tamaños de grano,contribuyendo a responder cuestiones sobre el ori-gen del yacimiento (abajo). ¿Fue depositado por elviento, en un sistema de agua dulce, en un sis-tema marino o en una combinación de ambientes?¿Fue depositado en aguas profundas o de pocaprofundidad? ¿En qué dirección progradaba el sis-tema sedimentario? ¿En qué dirección deberíaengrosarse o adelgazarse el yacimiento? Las res-puestas a preguntas como éstas ayudan a los geó-logos a determinar el tamaño potencial delyacimiento, las mejores ubicaciones para perforarpozos, y si se requieren pozos adicionales parauna explotación eficiente del yacimiento.

A menudo, existen yacimientos en los cualestanto los elementos estratigráficos como estruc-turales confinan los hidrocarburos (trampa com-binada). Una práctica habitual para visualizarestos yacimientos durante su sedimentación,consiste en quitarles el efecto del echado estruc-tural.9 Si la historia tectónica de las rocas incluyemúltiples episodios de deformación, puede nece-sitarse una reconstrucción integral para determi-nar la orientación relativa del yacimiento almomento de su sedimentación.

La mejor resolución vertical de las herramien-tas de generación de imágenes de microrresisti-vidad ayuda a los petrofísicos a responderpreguntas difíciles sobre tipo y distribución deporosidad, distribuciones de arena-arcilla, asícomo la correlación y orientación tanto de

8. Las características de sedimentaión observables en imáge-nes de la pared del pozo varían de la estratificación porcorrientes a superficies de erosión y secuencias de relleno.Serra O: “Information on Depositional SedimentaryEnvironments,” en Serra O: Sedimentary Environmentsfrom Wireline Logs, 2da. edición, Sugar Land, Texas, EUA:Schlumberger Educational Services (Agosto de 1989):119–233.

9. Los echados estructurales generalmente se toman de unasección constante y continua de lutitas marinas de aguasprofundas o de rocas depositadas en medios de baja ener-gía, representadas por capas planares paralelas deposita-das horizontalmente.

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A. Ambiente glaciar1. Manto de hielo 2. Morrena terminal 3. Nunatak 4. Delta 5. Morrena intermedia 6. Témpano de hielo 7. Glaciaciomarino

F. Ambiente fluvial–Sistema de meandros26. Canal 27. Canaleta 28. Banco cóncavo 29. Banco convexo 30. Laguna de media luna31. Banco erosionado 32. Barra de meandro

G. Ambiente de aguas someras–Carbonatos33. Arrecife 34. Pre-arrecife 35. Post-arrecife 36. Canal de marea

H. Ambiente clástico de mares profundos37. Cañón submarino 38. Corrientes de turbidez 39. Abanico abisal

I. Ambiente de delta40. Cuña de delta en progradación activa 41. Cuña de delta abandonada

E. Ambiente marino–siliciclástico somero18. Planicie de mareas 19. Delta de marea de inundación 20. Delta de marea de reflujo 21. Canal de marea principal 22. Complejo de barreras costeras 23. Pantano 24. Laguna 25. Isla de barrera

C. Ambiente de abanico aluvial14. Proximal 15. Medio 16. Distal

D. Ambiente eólico17. Cresta de playa

B. Ambiente fluvial–Sistema anastomosado8. Levee (albardón) 9. Pantano 10. Barra longitudinal 11. Barra transversal 12. Derrame 13. Llanura de inundación

> Ambientes de sedimentación. Los dispositivos de microrresistividad ayudan a definir ambientes espe-cíficos y a identificar sus características exclusivas. La comprensión de la relación entre las geoformasa escala de pozo y los ambientes de sedimentación a mayor escala es crucial al integrar la interpreta-ción de las imágenes de la pared del pozo dentro del proceso de modelado del yacimiento.

núcleos (testigos, coronas) de diámetro completocomo de núcleos laterales (muestras de pared, tes-tigos laterales). En ciertos casos, las imágenes dela pared del pozo suministran los detalles pararesolver aspectos de interpretación y de calidadde registros, tales como la presencia de fracturasinducidas durante la perforación o de areniscaslaminadas. En yacimientos de capas delgadas, lasimágenes de la pared del pozo de alta resoluciónpermiten a petrofísicos y geólogos determinar ladistribución de la arenisca productiva de alta cali-dad, conocida también como análisis de espesorneto. La exactitud de este análisis está limitadapor la resolución vertical de la medición, perotambién está relacionada con el espesor de lascapas de arenisca y de lutita. Las capas de are-nisca más delgadas y las laminaciones de lutitasrequieren mediciones de mayor resolución paracontabilizar adecuadamente la cantidad de are-nisca. Esta técnica de microrresistividad ha mejo-rado significativamente la capacidad de laindustria para calcular las reservas totales dehidrocarburos en yacimientos de capas delgadas.

Las imágenes de la pared del pozo ofrecen alos ingenieros de yacimientos y de terminación laoportunidad de observar los efectos de losesfuerzos locales. A menudo, los ingenieros exa-minan la ovalización del pozo causada por ruptura

y las fracturas inducidas mecánicamente durantela perforación para determinar la dirección de losesfuerzos tectónicos (arriba). Este análisismejora el diseño y la efectividad de la termina-ción del pozo; por ejemplo, orientando los dispa-ros (cañoneos, perforaciones, punzados) antes defracturarlo hidráulicamente.10

Las fracturas inducidas y la ovalización delpozo causada por ruptura también indican zonasdébiles de la formación, las zonas potenciales depérdidas de circulación y otros riesgos de inesta-bilidad del pozo que afectan las operaciones deperforación y de terminación. Los ingenieros deyacimientos modelan el comportamiento delyacimiento con más precisión cuando conocenlas tendencias de las fracturas naturales, ladirección de las fracturas hidráulicas o una ten-dencia estratigráfica que pueda definir una direc-ción de permeabilidad preferencial.11 Losingenieros de yacimientos necesitan tambiénconocer los detalles estructurales del yacimientoporque los contactos entre fluidos y la distribu-ción de los compartimentos del yacimiento influ-yen directamente en el desarrollo del campo.

Los echados de la formación obtenidos a par-tir de las imágenes de la pared del pozo, permi-ten determinar el espesor verdadero de lascapas, que es un dato esencial para el plan del

desarrollo del yacimiento y la planificación depozos vecinos, así como para definir los puntosde inicio de la desviación del pozo.

Las fracturas naturales habitualmente jueganun papel crucial en los yacimientos de gas y depetróleo, pudiendo ser el mecanismo primario decanalización que permita la migración de agua ode hidrocarburos hacia el pozo, y se detectan ycaracterizan mediante imágenes de la pared delpozo. En muchas regiones, los dispositivos degeneración de imágenes de microrresistividad seutilizan para evaluar si las fracturas naturalesestán abiertas, lo que permite el movimiento defluidos, o cerradas por mineralización, que res-tringe en consecuencia el flujo. Schlumbergerdesarrolló un método cuantitativo para calcular laapertura o el ancho de fracturas abiertas a partirde los datos del FMI o del FMS.12 A menudo, estainformación de apertura de la fractura, es compa-rable con los resultados de producción y ofreceuna manera efectiva de evaluar el potencial pro-ductivo de un yacimiento fracturado.

En menor escala, las herramientas de genera-ción de imágenes de microrresistividad revelan latextura y los tipos de porosidad de las rocas, yayudan a identificar y correlacionar tanto lasfacies clásticas como las carbonatadas. Estasinterpretaciones son más confiables si se las

8 Oilfield Review

Calibre 2 Imágenes FMI

Orientación norteCalibre 1

pulg 166

pulg 166

Prof.pies

0 120 240 360

XX050

Porosidad de densidadpie3/pie3 00.15

Inducción profundaohm-m 200020

Factor fotoeléctrico100

grados

Echado real de loslímites de la capa

0 90

grados

Echado real, BorDip DIP MSD

0 90

XX055

XX060

Herramienta de densidad afectada por un nódulo

denso en el lado SE del pozo

Fracturas inducidas durante la perforación, NE-SO

Herramienta de densidadafectada por una ovaliza-ción del pozo por ruptura en el lado SE del mismo

Resistivo Conductivo

Ovalización del pozo por ruptura, SE-NO

> Uso de imágenes FMI para determinar la dirección de los esfuerzos y para ayudar a explicar las res-puestas de los registros. Las fracturas inducidas durante la perforación se observan en las caras nores-te y sudeste del pozo, y se orientan paralelamente a la dirección del esfuerzo local máximo. La direcciónde la ovalización del pozo por ruptura confirma la dirección del esfuerzo y se orienta perpendicular-mente a la dirección del esfuerzo local máximo. Con frecuencia, las imágenes de la pared del pozo sumi-nistran el único medio para determinar la razón por la cual se producen ciertas respuestas de los regis-tros. En este caso, la herramienta de densidad responde a un nódulo de alta densidad a XX051 pies y a laovalización del pozo por ruptura a XX059 pies. Ambos eventos se ubican en el lado sudeste del pozo.

Primavera de 2002 9

integra con el análisis de núcleos de diámetrocompleto. Los servicios de generación de imáge-nes de la pared del pozo incluyen las medicionesde más alta resolución que pueden realizarsemediante las herramientas operadas a cable dehoy en día y, con frecuencia, se utilizan en com-binación con otras herramientas—tales como laherramienta Combinable de ResonanciaMagnética CMR, la de Espectrometría de CapturaElemental ECS y el programa de computación deAnálisis Elemental a partir de Registros ELAN deSchlumberger—para evaluar las complejidadesde la formación (derecha).13 Estas complejidadesconstituyen un desafío, especialmente en siste-mas de yacimientos carbonatados porososdebido a los cambios diagenéticos extensivosproducidos luego de la sedimentación.

Su enorme versatilidad ha convertido a losdispositivos de generación de imágenes en unaparte fundamental de la evaluación detallada deformaciones en ambientes de pozo conductivos.Los expertos de yacimientos en muchas discipli-nas utilizan las imágenes de microrresistividadde la pared del pozo para comprender el compor-tamiento de un yacimiento, desde su mayor hastasu menor escala, y desde su pasado distantehasta su producción futura.

Generación de imágenes durante la perforaciónEl análisis de las modernas técnicas de genera-ción de imágenes estaría incompleto si no semenciona el impacto de los métodos de genera-ción de imágenes durante la perforación (LWD,por sus siglas en inglés). La adquisición de datos

de imágenes en tiempo real tiene grandes venta-jas si se combina con el motor de fondoGeoSteering y con el control de la estabilidad delpozo en tiempo real. El acceso oportuno a lainformación mejora la calidad de las decisionescríticas tomadas durante las operaciones de per-foración.

Una amplia gama de tamaños de herramien-tas y diseños modulares agregan flexibilidad yreducen el tiempo no productivo de los equipos deperforación, lo que ha generalizado el uso de herra-mientas LWD. Los sensores de medición LWD secolocan cerca de la barrena, proporcionando infor-mación inmediata a los perforadores y geólogos.

10. Al-Qarni AO, Ault B, Heckman R, McClure S, Denoo S,Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B, Logan D, McNally AC,Norville MA, Seim MR y Ramsey L: “De las propiedadesde los yacimientos a las soluciones de estimulación,”Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 42–60.

11. Anderson B, Bryant I, Lüling M, Spies B y Helbig K:“Oilfield Anisotropy: Its Origins and ElectricalCharacteristics,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de1994): 48–56.Robertson D y Kuchuk F: “The Value of Variation,”Middle East Well Evaluation Review no. 18 (1997): 42–55.

12. Este método requiere que los datos de imágenes se cali-bren con una medición somera de resistividad. Para unarevisión más detallada de esta técnica, consulte: Luthi Sy Soulhaité P: “Fracture Apertures from ElectricalBorehole Scans,” Geophysics 55, no. 7 (Julio de 1990):821–833.

13. Akbar M, Petricola M, Watfa M, Badri M, Charara M,Boyd A, Cassell B, Nurmi R, Delhomme J-P, Grace M,Kenyon B y Roestenburg J: “Classic InterpretationProblems: Evaluating Carbonates,” Oilfield Review 7, no.1 (Enero de 1995): 38–57.Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi A, Allen D, Herron M,Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya R, Logan D,Steif D, Netherwood R, Russel SD y Saxena K:“Evaluación de yacimientos carbonatados,” OilfieldReview 12, no. 4 (Primavera de 2001): 20–41.

m3/m3

m3/m3

Volumen defluido ligado

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1365

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Porosidad totalAguaproducida

0.5 0 msec0.3 3500 mD

Permeabilidad Imagen FMI

1 1000 Resistivo Conductivo

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Porosidad efectiva

0.5 0

1 0

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Minipermeámetro

1 1000

mD1 1000

m3/m3

Vesícula %

0.5 0

0 120 240 360

m3/m3

Dist. de T2 de CMR

0 29

m3/m3

Análisisvolumétrico

0 1m3/m3 00.5

m3/m3 00.5

Macroporosidadde Hg

Permeabilidadde núcleo

Permeabilidadde núcleo

Orientación norte

Dist. de T2 de CMR

Corte de T2

0 29

Agua ligadaa la arcilla

Macroporosidad

Mesoporosidad

Microporosidad

Aguairreducible

Arcilla

Agualigada

Macroposoridadde FMI

Prof.pies

> Análisis completo de un yacimiento carbonatado de una zona marina de India Occidental. Cuandolas imágenes FMI se combinan con registros CMR, ECS, datos de núcleo y con un análisis ELAN, elresultado es una descripción más precisa del yacimiento carbonatado. Los registros ECS aportandatos clave para producir una descripción detallada de la litología y de la fracción de agua ligada(Carril 1). Los datos del registro CMR se usan para distinguir agua irreducible de agua móvil que estáasociada con los tamaños de poros más pequeños (Carril 2). El Carril 3 muestra las distribuciones deT2 del registro CMR. En el Carril 4 se compara la permeabilidad generada por ELAN (curva azul) conlas permeabilidades de núcleo, tanto de los tapones de núcleo (puntos celestes) como de muestrasde secciones de núcleo cada 1 cm, utilizando un minipermeámetro. Los datos FMI se utilizan paraevaluar las geometrías de poros de mayor tamaño. El Carril 5 muestra una comparación de macropo-rosidad calculada a partir de los datos FMI (mostrados en el Carril 6) y los métodos de medición denúcleos, incluidas la inyección de mercurio en tapones de núcleo y las mediciones de porosidadsecundaria en las secciones de núcleo.

Por ejemplo, en lodos conductivos, la herramien-ta de Resistividad Frente a la Barrena RAB per-mite a las compañías operadoras seleccionarinmediatamente los puntos de asentamiento delrevestidor y de extracción de núcleos. El módulode Resistividad GeoVISION GVR, mide una resis-tividad azimutal utilizando sensores de 1 pul-gada, integrados en el collar de la herramienta.El procesamiento de las imágenes de la pared delpozo proporciona datos sobre las capas de la for-mación y de las fracturas naturales (derecha). Elconocimiento en tiempo real de la geología y dela ubicación de la barrena con respecto al yaci-miento, permite un direccionamiento preciso dela barrena, lo cual es sumamente útil en pozoshorizontales y altamente desviados. La genera-ción de imágenes de la formación a través dezonas problemáticas también brinda a los perfo-radores e ingenieros la oportunidad de mitigarlos problemas de estabilidad del pozo, medianteel análisis de datos geomecánicos y la identifica-ción de los mecanismos de falla.

Otro dispositivo LWD de generación de imáge-nes, la herramienta de Densidad-Neutrón AzimutalADN de Schlumberger, se puede utilizar en lodosconductivos y no conductivos, y es útil para evaluarlas capas delgadas, la porosidad de la formación, laheterogeneidad litológica, la invasión desigual defiltrados y los contactos de fluidos. Los dispositivosLWD de generación de imágenes han probado serbeneficiosos para los perforadores ya que les per-miten afrontar situaciones de perforación comple-jas con planes de pozos cada vez más agresivos.

¿100% de cobertura perimetral?A medida que los fluidos de perforación baseaceite y sintéticos se desarrollaron y se difundiósu uso, las barreras técnicas para correr herra-mientas de microrresistividad en estos lodosparecían insuperables. En estos lodos, una capaaislante de lodo resistivo o revoque de filtración(enjarre) separa a los electrodos de microrresisti-vidad de la pared del pozo, e impide que los pati-nes puedan generar imágenes de la formación.La complejidad de la perforación en aguas pro-fundas exigió un nuevo enfoque para impulsarestas tecnologías.

Las operaciones de perforación en aguas pro-fundas requieren sistemas de lodo de perforaciónestables y que no dañen el medio ambiente; unaexigencia satisfecha por los sistemas de lodosintéticos. Al no poder generar imágenes de laformación mediante dispositivos de microrresis-tividad, las compañías se vieron obligadas a usarmétodos alternativos para evaluar los yacimien-tos, los que incluyen la extracción de núcleos dediámetro completo, dispositivos de generaciónde imágenes acústicas y herramientas de medi-

ción de echados en lodos base aceite. Estosmétodos alternativos pueden incrementar loscostos, e incluso generar datos marginales, inuti-lizables o insuficientes.

La extracción de núcleos de diámetro com-pleto es cara y lenta, y puede complicar en formasignificativa las operaciones de perforación. Loselevados costos de los equipos de perforacióncomplican aún más las cosas en aguas profun-das. A menudo, los operadores minimizan la lon-gitud de los intervalos muestreados, y larecuperación parcial de núcleos es habitual. Enintervalos altamente fracturados, la recuperaciónpobre y los barriles corta núcleos atascados, sonuna rutina. Cuando la extracción de núcleos essatisfactoria, se obtiene una excelente manerade examinar las propiedades petrofísicas y mine-ralógicas de la roca del yacimiento. No obstante,los núcleos de diámetro completo rara vez estánorientados, y en consecuencia poseen un usolimitado para la determinación de los echadosestructurales y estratigráficos verdaderos.

Los dispositivos de generación de imágenesacústicas de alta frecuencia han sido utilizadoscon éxito para la identificación de fracturas natu-rales, para obtener información de la geometríadel pozo y para el análisis de los esfuerzos loca-les. El tiempo de tránsito y la amplitud son lasmediciones clave, derivadas de un pulso de altafrecuencia disparado desde un transductor, quese refleja en la pared del pozo y luego vuelve altransductor.14 Las mediciones del tiempo de trán-sito y de la amplitud se ven afectadas por: el con-tenido de sólidos y la densidad del fluido deperforación, el tamaño del pozo y la excentrici-dad de la herramienta.

Las imágenes acústicas están dominadas porlos efectos de rugosidad y textura superficial, loque permite la observación de fracturas abiertas yvesículas (vacuolas, vúgulos, cavidades, oqueda-des), la ovalización del pozo por ruptura y caracte-rísticas relativas a la perforación. Diferentestexturas o impedancias acústicas pueden indicarlos límites de la capa. La estratificación de la for-mación es más fácilmente observable en pozoslisos y en rocas duras.

En la actualidad, la fuente de información deechados más común en pozos perforados con lodosOBM y SBM procede de las herramientas de medi-ción de echados en lodo base aceite. La sonda deMedición de Echados en Lodos Base Aceite OBDTde Schlumberger, por ejemplo, utiliza cuatro senso-res de microinducción para medir las variacionesen la conductividad de la formación. Idealmente, elprocesamiento provee datos para la computaciónrápida del echado estructural y para la localizacióny orientación de eventos estructurales significati-vos. El procesamiento de los datos OBDT a menudono suministra una cantidad suficiente de echadosprecisos, debido a que el ambiente del pozo afectaen forma adversa la medición. Por lo general, elexamen visual y la interpretación de los datos de lasonda OBDT son necesarios para extraer manual-mente información de echados en pozos perfora-dos con lodos OBM en el Golfo de México.

La práctica de desplazar los lodos OBM y SBMpor lodos conductivos base agua antes de la adqui-sición de datos para imágenes de microrresistivi-dad ha sido utilizada con un éxito limitado. Sinembargo, debido a que el cambio de lodosaumenta el riesgo de inestabilidad del pozo, senecesitaban otras soluciones.

10 Oilfield Review

1 pu

lg

Imagen FMI Imagen RAB

> Comparación entre imágenes RAB e imágenes FMI. Las imágenes RAB(derecha) identifican los estratos de formación necesarios para la determi-nación de los echados estructurales. La imagen FMI (izquierda) delinea losestratos más delgados y el fracturamiento fino (parte superior de la imagen).

Primavera de 2002 11

Visualización a través de la oscuridad resistivaLa capacidad de los dispositivos de generaciónde imágenes de microrresistividad para reflejareléctricamente las características de la pared delpozo, es análoga a la capacidad del ojo para ver.Para funcionar, el ojo humano necesita ciertatransparencia mínima en el medio circundante, afin de que la luz le llegue desde un objeto. Paraoperar en forma efectiva, las herramientas degeneración de imágenes de microrresistividadrequieren cierta conductividad mínima—medidaen siemens por metro (S/m)—en el medio cir-cundante, a fin de que la corriente pueda fluirhacia adentro y hacia fuera de los electrodos degeneración de imágenes. En pozos no conducti-vos, el intento de registrar imágenes mediantedispositivos de microrresistividad estándar esmuy similar al intento de ver a través de un vidriooscuro. De la misma manera que la luz reducidaoscurece la visión, la baja conductividad dificultala generación de imágenes de microrresistividad.

Un lodo base agua típico, es un millón deveces más conductivo que un lodo OBM prome-dio—10 S/m versus 10 microsiemens por metro(µS/m), respectivamente—lo que convierte en undesafío intimidante la tarea de medir la microrre-sistividad de la formación en pozos con fluidos deperforación base aceite.

Así como los avances en tecnología ópticaproveen amplificación lumínica para permitir lavisión nocturna frente a condiciones de ilumina-ción reducidas, la solución al desafío del lodoOBM requirió también un enfoque novedoso. Loscientíficos e ingenieros de Schlumberger desarro-llaron una novedosa técnica basada en los princi-pios ya probados de registros de resistividad, yprodujeron el generador de Imágenes Micro-eléctricas en Lodos Base Aceite OBMI.

Esta nueva herramienta emplea el método delos cuatro terminales para medir la resistividad.Los cuatro patines de generación de imágenesde la herramienta inyectan en la formación unacorriente alterna, I, entre dos electrodos inyecto-res de corriente ubicados por encima y pordebajo de cinco pares de pequeños electrodos.Se mide una diferencia de potencial, δV, entrelos electrodos de cada par. Para cada par deelectrodos, se deriva una resistividad de zonainvadida, Rxo, a partir del valor medido de δV, deuna I conocida y del factor geométrico de laherramienta, k. Esto puede describirse mediantela ecuación Rxo= k(δV/I) (izquierda).

En lodos no conductivos, los puntos de con-tacto eléctrico entre los patines de generación deimágenes—específicamente los electrodos decorriente y los pares de electrodos—y las pare-des del pozo son puntos de alta impedancia. Estaimpedancia de contacto se origina en la delgadapelícula de lodo de alta resistencia y revoque defiltración que se encuentran entre el patín y la

formación. Lo que comienza como una diferenciade potencial de cientos de voltios en el electrodoinyector, disminuye a sólo una fracción de mili-voltio en los pares de electrodos. La ejecución deesta sutil medición, simultáneamente con lageneración de los altos voltajes requeridosresultó ser un obstáculo técnico difícil. El equipode desarrollo de la herramienta OBMI diseñó eimplementó exitosamente un exclusivo patín degeneración de imágenes y su electrónica aso-ciada para despejar esta dificultad.

Hoy en día, se adquieren imágenes de altacalidad en lodos no conductivos por encima deuna amplia gama de valores de Rxo—de 0.2 a másde 10,000 ohm-m—cuando el alejamiento de lospatines de electrodos de la pared del pozo (stan-doff) se mantiene dentro de ciertos límites.15 Elmodelado matemático, los experimentos de labo-ratorio y las pruebas de campo de la herramientaOBMI contribuyeron a definir la sensibilidad de laherramienta respecto del alejamiento (arriba). Lasensibilidad al alejamiento se incrementa a me-dida que Rxo decrece, y secundariamente, a me-dida que la resistividad del lodo, Rm se incrementa.

Pares de electrodoso sensores

Electrodo inyectorde corriente

Electrodo inyectorde corriente

IδV

I

Rxo

Rxo = k(δV/I).k = factor geométrico ~ 10 m.

8 cm

37 c

m

> Diagrama esquemático del patín OBMI contrala pared del pozo en vista lateral (izquierda) y envista frontal (derecha). Se inyecta en la forma-ción una corriente alterna, I, entre dos electro-dos inyectores de corriente ubicados por encimay por debajo de cinco pares de pequeños elec-trodos. Se mide una diferencia de potencial, δV,entre los electrodos de cada par. Para cada parde electrodos, se deriva una resistividad de zonainvadida, Rxo, a partir del valor medido de δV, deuna I conocida y del factor geométrico de laherramienta, k. Esto puede describirse en laecuación Rxo=k(δV/I).

100,000

Resi

stiv

idad

de

la fo

rmac

ión,

ohm

-m

Alejamiento del patín de la pared del pozo, pulgadas

0.10 1

Ruido

Ruido

Ruido

Límite de la medición Rxo

Zona de trabajo

Mejores prácticas, fu

turo desarrollo

Velocidad deadquisición

de registros (perfilaje)

> Envolvente operativa de la herramienta OBMI. La envolvente operativa aproximada de la herramientaOBMI se describe en términos de la resistividad de la zona invadida (Rxo) y del alejamiento del patín deelectrodos de la pared del pozo (standoff). Para resistividades inferiores a 1 ohm-m, la señal medida essiempre pequeña y en consecuencia es susceptible al ruido, el cual puede minimizarse si se reduce lavelocidad de adquisición de registros (perfilaje) (900 pies/hora [271 m/hora] o 1800 pies/hora [549m/hora]). El alejamiento del patín disminuye también la señal, a la vez que introduce un ruido sistemáticoque no puede evitarse disminuyendo la velocidad de adquisición. El límite de exactitud para la mediciónde Rxo se encuentra por encima de 10,000 ohm-m, aunque las imágenes con valores de resistividad infe-riores a este valor aún son útiles para la interpretación estructural. El desarrollo permanente de ingenie-ría y la aplicación de un conjunto de mejores prácticas durante las operaciones de adquisición de regis-tros y de perforación apuntan a mejorar el desempeño en condiciones marginales.

14. La herramienta UBI de Schlumberger opera en dos fre-cuencias: 250 kHz o 500 kHz. La frecuencia menor—250kHz—tiene mayor penetración a través de lodos pesa-dos, una menor resolución, y se utiliza para la genera-ción de imágenes en lodos pesados.

15. El alejamiento (standoff) se define como la distanciaentre la superficie externa del sensor de una herra-mienta de registro y la pared del pozo.

En un típico lodo no conductivo, por ejemplo,donde Rxo es igual 10 ohm-m, un alejamiento de1.3 cm [0.5 pulgadas] puede comenzar a degradarla calidad de la imagen, pero si Rxo es menor que1 ohm-m, la degradación puede producirse conuna separación de 0.64 cm [0.25 pulgadas].16 Elalejamiento excesivo del patín de la pared de unpozo rugoso o el contacto pobre del patín apa-rece en las imágenes como áreas de alta resisti-vidad y se muestran en blanco. Las lecturasanómalas causadas por un alejamiento excesivoson detectadas por el programa de computaciónde la herramienta y se indican en una pantallaque da cuenta de la calidad de los registros, lacual se presenta con las imágenes (arriba).

Los cinco pares de electrodos en cada uno delos cuatro patines de la sonda OBMI entregancinco píxeles por patín de generación de imáge-nes. El tamaño del píxel es igual al espacio entrelos electrodos en cada par; en este caso, un píxelde 1.0 cm por 1.0 cm [0.4 pulgada2]. La resoluciónvertical de la herramienta es de 3.0 cm [1.2 pul-gada] y se define como la capa más delgada cuyoespesor puede medirse. La herramienta OBMIresponde a capas y rasgos menores a 3.0 cm,pero no puede determinar con precisión su espe-

sor (página siguiente). La resolución vertical de3.0 cm de la herramienta OBMI se ubica entre lasresoluciones de las herramientas FMI y RAB.17 Laherramienta OBMI, sin embargo, es el único dis-positivo de generación de imágenes de microrre-sistividad disponible para lodos no conductivos.

La nueva herramienta brinda también datoscuantitativos de Rxo de alta resolución con unerror máximo de 20% en zonas cuyo espesor esmayor a 25 cm [10 pulgadas] y donde Rxo varía de1 ohm-m a 10,000 ohm-m. Más allá de esterango de resistividad, las imágenes aún son úti-les para mostrar la geometría correcta y el con-traste relativo de los objetos, pero la medición deresistividad se hace menos confiable.18

Frente a límites de capa muy marcados, losresultados de la herramienta OBMI pueden sufrirdistorsiones y efectos de capas adyacentes;como ocurre con los procesadores de imágenesde microrresistividad convencionales y de latero-perfil, pero por razones que surgen de distintosprincipios de medición.19 La gravedad de la dis-torsión depende del espesor del estrato, del con-traste de resistividad entre la capa delgada cuyaimagen se ha generado y de las capas adyacen-tes, y de si la capa delgada es más resistiva o

más conductiva que la capa adyacente. En elcaso de una capa delgada de 3 cm rodeada pordos capas adyacentes equivalentes, un contrastede resistividad bajo de capa delgada a capaadyacente de 3:1 o 1:3, produce una Rxo de buenacalidad. Para contrastes de resistividad más ele-vados de capa delgada a capa adyacente (10:1 ysuperiores) se observan distorsiones que afectanel valor de Rxo medido tanto para la capa delgadacomo para las capas adyacentes. Estos efectosse producen hasta una distancia de 25 cm de lacapa delgada debido a que el espaciamientoentre los electrodos inyectores es de 25 cm.Cuando la capa delgada es conductiva y lascapas adyacentes son resistivas, los contrastesmás elevados generan menos distorsión quecuando la capa delgada es más resistiva que lacapa adyacente (página siguiente). Si bien la dis-torsión puede afectar el espesor medido de lascapas delgadas e introducir pequeños errores enel análisis de las mismas, la sonda OBMI ha sur-gido como la herramienta operada a cable másprecisa para efectuar un conteo total de areniscaen lodos no conductivos.

12 Oilfield Review

Acelerómetro dealta resolución,

Eje Z, Calibre 1m/s29 11 pulgadas6 16

Desviacióngrados0 100

Rayos gammaAPI0 150

Calibre 2pulgadas6 16

Impedancia Patín Akohm0 1000

Impedancia Patín Bkohm0 1000

Impedancia Patín Ckohm0 1000

Impedancia Patín Dkohm0 1000

Botón (electrodo) No. 3 Patín A del OBMI ohm-m0.1 10,000

Botón (electrodo) No. 9 Patín B del OBMI ohm-m0.1 10,000

Botón (electrodo) No. 3 Patín C del OBMI ohm-m0.1 10,000

Botón (electrodo) No. 3 Patín D del OBMI ohm-m0.1 10,000

Presión del patín OBMIporcentaje–20 130

Orientación relativagrados–40 360

Imagen LQC

OKSeñal débil

SaturaciónDespegue

Imagen OBMI

849

850

851

> Control de calidad del registro OBMI. La pantalla del control de calidad del registro (LQC, por sus siglas en inglés) OBMI identifica intervalos de datospoco confiables. De izquierda a derecha: En el carril de profundidad, la curva del acelerómetro muestra atascamiento de la herramienta. En el Carril 1, lacurva del calibre muestra rugosidad del pozo, y la curva de presión del patín indica que el operador de la herramienta debió reducir la presión del patínpara evitar el atascamiento de la herramienta, o incrementar la presión del patín para mejorar el contacto del mismo. En el Carril 2, la impedancia del in-yector indica el alejamiento de los cuatro patines. En el Carril 3, se muestra un sombreado de LQC codificado por colores para cada patín. El color verdeindica un aislamiento adecuado; el amarillo indica poco aislamiento, lo que ocasiona una señal débil, y el rojo indica la presencia de un aislamiento exce-sivo, o flotación del patín. El Carril 4 presenta la resistividad de un electrodo en cada patín, y el Carril 5 muestra la imagen OBMI.

Primavera de 2002 13

Una cuestión de interpretaciónLa herramienta OBMI provee la resolución nece-saria para el análisis estructural detallado. Elanálisis estratigráfico a mediana y a gran escalatambién es posible, lo cual permite caracterizarpaquetes de estratificación más gruesos y máscontinuos que representan la sedimentación enuna variedad de ambientes.20 Sin embargo, lacapacidad de la herramienta para suministrar eldetalle necesario para interpretar completa-mente pequeños rasgos en o cerca de la pareddel pozo, depende del tamaño del objeto. Porejemplo, la imagen de una concreción generadapor una herramienta OBMI debería tener al

menos un diámetro de 3 cm para una estimaciónadecuada de su tamaño.21 Rasgos más pequeños,tales como estratificación fina y estratificacionesonduladas de pequeña escala pueden no serdetectados.22

La herramienta OBMI permite detectar fractu-ras y determinar su orientación. Sin embargo,como la medición se efectúa en lodos no conducti-vos, diversos factores afectan el análisis de lafractura. Al igual que con otros dispositivos degeneración de imágenes de microrresistividad, lasmediciones de resistividad OBMI se muestrancomo una imagen que utiliza colores más clarospara resistividades más elevadas, y colores más

oscuros para resistividades menores. En lodosconductivos, una fractura abierta rellena con lodoes conductiva y se ve oscura, mientras que unafractura cerrada, que habitualmente está másllena de minerales resistivos que conductivos, apa-recerá clara. Sin embargo, una fractura abiertallena de lodo no conductivo es resistiva y apareceen color blanco, lo cual dificulta la diferenciaciónentre las fracturas abiertas y las cerradas. Aunquees menos frecuente, las fracturas que aparecenoscuras en las imágenes OBMI indican la pre-sencia de minerales conductivos; por ejemplo,arcillas o pirita. Tales fracturas se interpretancomo inactivas, que no permiten el flujo de fluidos.

16. Cheung P, Pittman D, Hayman A, Laronga R, VessereauP, Ounadjela A, Desport O, Hansen S, Kear R, Lamb M,Borbas T y Wendt B: “Field Test Results of a New Oil-Base Mud Formation Imager Tool,” Transcripciones del42do. Simposio Anual sobre Adquisición de Registrosde la SPWLA, Houston, Texas, EUA, 17 al 20 de junio de2001, artículo XX.

17. Cannon D y Kienitz C: “Interpretation of AsymmetricallyInvaded Formations with Azimuthal and Radial LWDData,” Transcripciones del 40mo. Simposio Anual sobreAdquisición de Registros de la SPWLA, Oslo, Noruega,30 de mayo al 3 de junio de 1999, artículo G.Cryer J, Ford G, Grether B, Hartner J y Waters D: “DipInterpretation from Resistivity at Bit Images (RAB)Provides a New and Efficient Method for EvaluatingStructurally Complex Areas in the Cook Inlet, Alaska,”artículo de la SPE 54611 presentado en la ReuniónRegional Occidental de la SPE, Anchorage, Alaska,EUA, 26 al 28 de mayo de 1999.Bonner S, Bagersh A, Clark B, Dajee G, Dennison M,Hall JS, Jundt J, Lovell J, Rosthal R y Allen D: “A NewGeneration of Electrode Resistivity Measurements forFormation Evaluation While Drilling,” Transcripcionesdel 35to. Simposio Anual sobre Adquisición de Registrosde la SPWLA, Tulsa, Oklahoma, EUA, 19 al 22 de junio de1994, artículo OO.

18. Cheung et al, referencia 16.19. Una capa adyacente es una capa de formación por

encima o por debajo de la capa que está siendo medidacon una herramienta de adquisición de registros. El tér-mino se emplea en los registros de resistividad paradescribir las capas que están por encima o por debajode un yacimiento. El término se usa más frecuente-mente para pozos verticales, y se deriva de la imagentípica de la respuesta del registro de resistividad de unyacimiento: un yacimiento de elevada resistividad condos lutitas de baja resistividad por encima y por debajodel yacimiento. El término también puede utilizarse enpozos horizontales, si bien en este contexto el términocapa circundante es más común.

20. Para un panorama general de los ambientes sedimenta-rios, consulte: Serra, referencia 8.Para una revisión más detallada de los ambientes sedi-mentarios, consulte: Scholle PA y Spearing D:Sandstone Depositional Environments. Tulsa, Oklahoma,EUA: Sociedad Norteamericana de Geólogos dePetróleos, 1982.

21. Una concreción es una masa compacta de mineral,generalmente esférica o de la forma de un disco, incrus-tada en otra roca de distinta composición. Las concre-ciones se forman por precipitación de minerales (engeneral un carbonato como la calcita, pero a veces unóxido o hidróxido de hierro, como goetita, o una formamicrocristalina o amorfa de silicio) alrededor de unnúcleo, tal como una lámina o un trozo de concha o dehueso. Su tamaño varía de un diámetro de unos pocoscentímetros a 3 m [9.8 pies]. Se forman durante la diagé-nesis del depósito, generalmente poco después de queel sedimento que la encierra haya sido enterrado.

22. Las estratificaciones onduladas son ondulaciones en lasuperficie sedimentaria producidas a medida que elviento o el agua circulan y depositan arenisca.

101

100

Resi

stiv

idad

med

ida,

ohm

-m

10-1

-10 -8 -6 -4 -2 0

Respuesta frente a una capa de 3 cm—Rt de las capas adyacentes = 1 ohm-m

Respuesta frente a una capa de 3 cm—Rt de las capas adyacentes = 10 ohm-m

Distancia, pulgadas2 4 6 8 10

101

100

Resi

stiv

idad

med

ida,

ohm

-m

10-1

-10 -8 -6 -4 -2 0Distancia, pulgadas

2 4 6 8 10

Rcapa delgada = 3 ohm-mRcapa delgada = 10 ohm-mRcapa delgada = 30 ohm-m

Rcapa delgada = 3 ohm-mRcapa delgada = 1 ohm-mRcapa delgada = 0.3 ohm-m

> Respuesta modelada de la herramienta OBMI a través de una capa delgada de 3 cm de espesor. Laparte superior de la gráfica muestra la respuesta de la herramienta OBMI para tres diferentes resisti-vidades de una capa delgada, cuando la resistividad de las capas adyacentes es de 1 ohm-m. La parteinferior de la gráfica muestra la respuesta de la herramienta OBMI para tres diferentes resistividades,cuando la resistividad de las capas adyacentes es de 10 ohm-m. Ambas gráficas muestran cierta dis-torsión en la respuesta de la herramienta OBMI lejos de la capa delgada. Estos efectos de las capasadyacentes pueden observarse hasta una distancia igual al espaciamiento entre los electrodos inyec-tores; esto es a 25 cm de la capa delgada.

Además, los dispositivos estándar de generaciónde imágenes de microrresistividad en fluidos con-ductivos detectan fracturas conductivas en for-maciones resistivas sin dificultad. Lo opuestosucede cuando se generan imágenes con laherramienta OBMI en fluidos no conductivos,donde las fracturas, tanto naturales como induci-das, se identifican con más facilidad en forma-ciones conductivas tales como las lutitas.

Los pozos de los yacimientos carbonatadosfracturados de la cuenca profunda de Anadarkoen Oklahoma, EUA, enfrentan un ambiente rigu-

roso para adquirir incluso los registros más bási-cos. Los lodos base aceite, utilizados para mejo-rar la eficiencia de la perforación en esta cuenca,dificultan los intentos por generar imágenes de laformación. La herramienta OBMI se utilizó en unpozo para registrar las calizas Hunton y Sycamorea fin de determinar el echado estructural e identi-ficar rasgos estructurales y fracturas naturales.Se identificó un intervalo extensamente fractu-rado en la sección Hunton y se determinó la orien-tación de la tendencia del sistema principal defracturas. Dado que tanto las fracturas abiertas

como las mineralizadas son resistivas en lodosOBM y SBM, otros métodos, incluyendo otrosregistros, ayudaron a dilucidar que las fracturasde la caliza Hunton están rellenas de calcita.Unos metros más arriba se identificó y orientó unafalla normal no observada en las imágenes sísmi-cas. Además, se observó un cambio de echado através del plano de falla (abajo).

La herramienta OBMI inyecta corrientes eléc-tricas dentro de la formación que fluyen casiparalelamente a la pared del pozo. Por lo tanto,las diferencias de voltaje medidas en esa direc-

14 Oilfield Review

Falla normal

Muy fracturada

Rayos gammaAPI0 200

Calibre 2pulgadas4 14

grados

FlechasDesviación

del pozo

Orientación norte

0 120 240 360

XX770

XX780

XX820

Imagen OBMI estática

Conductivo Resistivo

0 20

Calibre 1pulgadas4 14

Orientación norte

Falla, orientación norte

0 120 240 360

Imagen OBMI dinámica

Conductivo Resistivo 0 grados 90

Fractura resistiva, orientación norte

Límite de la capa, orientación norte

Echado real de la falla

Echado real de lafractura resistiva

Echado real de loslímites de la capa

Prof.pies

> Fracturas naturales detectadas por la herramienta OBMI. En este pozo profundo en la cuenca Anadarko,la herramienta OBMI identifica claramente las fracturas naturales y suministra sus orientaciones. La ima-gen de la izquierda es la procesada estáticamente para detectar los cambios mayores a través del intervalototal registrado. La imagen de la derecha es la imagen procesada dinámicamente para visualizar pequeñosrasgos dentro del intervalo registrado. Las fracturas resistivas son más difíciles de detectar en la calizaresistiva Hunton. También se identificó una falla normal en la parte superior del pozo.

Primavera de 2002 15

ción permiten determinar la resistividad de la for-mación. En teoría, si los límites de la capa o lasfracturas se orientan en forma paralela al pozo,la caída de voltaje en la dirección del mismosería la misma independientemente de la resisti-vidad de la formación. En consecuencia, lascapas o fracturas que mantienen un echado altorespecto del pozo pueden ser indetectables odifíciles de observar. En la práctica, sin embargo,la nueva herramienta ha tenido pocas dificulta-des para generar imágenes tanto en fracturascomo en estratificaciones con echados aparentesde hasta 80 grados respecto del pozo.

Por otro lado, la apertura de la fractura no estan fácil de cuantificar. La gran mayoría de lasfracturas observadas en las paredes del pozotienen aperturas significativamente menoresque el ancho del píxel de la herramienta OBMI.Por esta causa, la apertura de la fractura nopuede observarse directamente. Para las imáge-nes OBMI, aún no se ha desarrollado un métodopara el análisis cuantitativo de la apertura de

fracturas, similar al usado en lodos conductivoscon los datos del FMI o del FMS.

A medida que se dispone de más imágenesOBMI, se manifiestan los desafíos especiales deinterpretación asociados con los lodos OBM. Porejemplo, la deshidratación de las lutitas por partede los lodos OBM y SBM lleva al fracturamiento oa la separación de las estratificaciones de lutitas.Estas grietas son invadidas por lodo no conductivoy, por lo tanto, aparecen como eventos brillantesen las imágenes OBMI (arriba). Contrariamente alas fracturas inducidas por los esfuerzos, las cau-sadas por la deshidratación de arcilla—particular-mente esmectita—se producen en agrupamientosde alta densidad y oscurecen la estratificación dela formación en las imágenes alrededor de toda lacircunferencia del pozo. Esto puede dificultar nota-blemente la interpretación geológica de los datosde las imágenes. Un registro de la herramienta deechados puede proporcionar echados de buenacalidad, pero muy engañosos debido a la presen-cia de fracturas por deshidratación.

Estas fracturas se han detectado en núcleos ypueden explicar la separación comúnmente obser-vada entre los registros de inducción profunda ysomera. Hasta ahora ha resultado difícil saber siestas fracturas se encontraban en la pared delpozo, porque no afectaban los registros acústicos.Por este motivo, las fracturas de deshidratacióntienden a ser finas y poco profundas, y al rellenar-las con un fluido muy resistivo, se vuelven detec-tables mediante dispositivos de resistividad.

Cuando los operadores no pueden dejar de usarlodos OBM o SBM, pero aún requieren imágenesde alta resolución, como las de la herramienta FMI,pueden recurrir a un fluido de perforación alterna-tivo. El sistema SIGMADRIL, un lodo OBM conductivo,diseñado por M-I L.L.C. ofrece las ventajas de losfluidos base aceite y las propiedades eléctricas delos sistemas de lodo conductivos. El análisis estra-tigráfico de pequeña escala, el análisis cuantitativode fracturas y otras técnicas de evaluación de for-maciones antes limitadas sólo a pozos conductivosahora son posibles con el uso de este nuevo lodo(véase “Un lodo base aceite diseñado para la gene-ración de imágenes,” página 16).

Generación de imágenes en pozos de aguas profundas Dado el enorme costo de perforar, terminar y pro-ducir pozos en las grandes profundidades oceáni-cas, la importancia de tomar la decisión correcta yhacerlo bien la primera vez aquí no tiene prece-dentes. Las pruebas a través de la tubería de per-foración (DST, por sus siglas en inglés) y las deproducción, conllevan riesgos ambientales y enor-mes costos en áreas de aguas profundas, lo cuallas hace indeseables. Los operadores tratan demaximizar su visión inicial del yacimiento a la vezque pretenden minimizar su exposición al riesgo.La necesidad de datos de evaluación de formacióne interpretaciones precisas de alta calidad y en elmomento adecuado, nunca ha sido mayor que enlas actuales operaciones en aguas profundas.

La mayoría de los pozos de aguas profundas,incluyendo los del Golfo de México estadouni-dense y los de las cuencas de aguas profundasen la costa occidental de África, se perforan uti-lizando lodos sintéticos. Esto limita seriamentelas opciones disponibles para la generación deimágenes de la pared del pozo. La herramientaOBMI ha sido extensamente utilizada en estasáreas, y se ha probado en aplicaciones significa-tivas que ayudan a ingenieros y geólogos a eva-luar los yacimientos de aguas profundas.

Más de la mitad de la producción de petróleoen el Golfo de México estadounidense procedeahora de áreas situadas en aguas profundas. Seespera que hacia fines de 2005, dos tercios de la

Echado real de las fracturas de

deshidratación

X880

Rayos gamma20 120 Imagen OBMI estática Imagen OBMI dinámica

X881

X882

X883

X884

X885

X886

X887

A090ohm-m0.2 20

A060ohm-m0.2 20

A020ohm-m0.2 20

A010Resistividad

ohm-m0.2 20

A030ohm-m0.2 20

Calibre 26 16

Calibre 1

FlechasDesviación

del pozo

pulg

API

pulg6 16

grados0 40

Factorfotoeléctrico

0 10 0 grados 10

Porosidad de densidad

pies3/pies30.6 0

Porosidadneutrón

Echado real del límite de la capa

pies3/pies30.6 0

Estratificaciónde la formación

Fracturas dedeshidratación

Prof.pies

> Fracturas de deshidratación de las lutitas en imágenes OBMI. Las fracturas de deshidratación (sinu-soides interpretadas en el carril de la imagen OBMI dinámica), pueden enmascarar la estratificaciónde la formación, dificultando el cómputo automático de los echados. En las lutitas, la complejidad delcómputo de echados en lodos SBM y OBM a partir de las imágenes OBMI es evidente, lo cual acen-túa la importancia de optar por computar los echados manualmente a partir de imágenes más claras.

(continúa en la página 18)

16 Oilfield Review

Los sistemas de lodo base aceite se desarrolla-ron para mejorar el desempeño durante la per-foración respecto de sus contrapartes baseagua. Las mayores velocidades de penetración yla mejor estabilidad del pozo, la inhibición delas lutitas y la mejor lubricidad que ofrecen los

fluidos base aceite, con frecuencia, los convier-ten en la única opción técnica y económica via-ble para aplicaciones exigentes tales como lasde los pozos de alcance extendido, los de aguasprofundas, y los pozos de alta temperatura y altapresión.

Los ingenieros y geocientíficos, a menudo,usan imágenes de microrresistividad para com-prender las características de los yacimientos ypara evaluar la capacidad productiva de uncampo. Históricamente, los fluidos de perfora-ción base agua eran la única opción para obte-ner registros de imágenes de la formación dealta calidad mediante técnicas de microrresisti-vidad. La baja resistividad del lodo, del revoquede filtración y del filtrado de los fluidos de perfo-ración conductivos base agua, permite el retornode una señal eléctrica potente desde la forma-ción, generando en consecuencia registros demayor claridad. Por otra parte, el fluido contami-nado con petróleo, el revoque de filtración y elfiltrado de los fluidos convencionales de emul-sión inversa—agua en una fase continua depetróleo—crean una barrera resistiva que blo-quea la corriente eléctrica, lo cual da comoresultado una imagen con defectos.

En respuesta a tal dilema, M-I L.L.C. ySchlumberger se embarcaron en un programade investigación de cinco años que llevó al desa-rrollo conjunto del fluido de perforación baseaceite conductivo, el sistema SIGMADRIL. El lodoSIGMADRIL emplea una fase continua eléctrica-mente conductiva que produce lodo, revoque defiltración y filtrado conductivos. El resultado esun fluido que brinda las características dedesempeño de la perforación de los lodos baseaceite, con la calidad de adquisición de regis-tros de la formación de un fluido de perforaciónbase agua. El ambiente de pozo conductivo pro-ducido por este nuevo lodo permite generar lasimágenes de microrresistividad de alta calidadque normalmente se asocian con los sistemas delodo base agua. Pruebas extensivas realizadasen el pozo de pruebas de Schlumberger enMeaux, Francia, ayudaron a producir un sistemade lodo que se ajusta de manera ideal a las ope-raciones del generador de Imágenes Microeléc-tricas de Cobertura Total FMI (izquierda).

El sistema contiene un paquete de químicospatentados y registrados que hacen que la fasecontinua de petróleo sea conductiva sin desesta-bilizar la emulsión. El sistema está formuladopara una filtración mínima mediante la incorpo-ración de un paquete exclusivo de control de fil-

Un lodo base aceite diseñado para la generación de imágenes

Baja resistividad

Capas de grava

Herramienta FMIPozo

Baja resistividad

Alta resistividad

Tubería metálica

Barrerade PVC

Salmuera OBM Fluido SIGMADRIL

> Pozo de prueba en Meaux, Francia. Para probar la respuesta de la herramienta FMI en tres fluidos dife-rentes, que incluían salmuera, OBM y lodo conductivo base aceite SIGMADRIL, se utilizó un pozo de 10 m[32.8 pies] de largo y 8 pulgadas de diámetro construido con una desviación de 60º. Para simular las capasde la formación, se utilizaron cinco capas de cemento de distintas resistividades. Las capas superior e infe-rior estaban compuestas de concreto de construcción de alta resistividad. Las tres capas intermedias decemento se componían de una capa central de alta resistividad rodeada por dos capas de baja resistividad.Además, en las bases de la capa superior de baja resistividad y de la capa intermedia de alta resistividad, seemplazaron capas de 5 cm [2 pulgadas] de grava de resistividad más elevada. El lodo OBM impidió la gene-ración de imágenes utilizables mediante la herramienta FMI. La prueba demostró que el lodo SIGMADRIL per-mitió obtener imágenes de alta calidad que identificaron tanto las delgadas capas resistivas de grava comolos quiebres sutiles observados tanto en el centro de la capa resistiva como en el centro de la capa menosconductiva, indicando dónde dichas capas fueron colocadas en dos etapas distintas.

Primavera de 2002 17

1 pie

Imagen FMI estática Imagen FMI dinámica

Falla pequeña

> Imágenes FMI en lodo conductivo base aceite SIGMADRIL. Las imágenes deeste pozo del Mar del Norte noruego demuestran la calidad y el detalle de lasimágenes en el lodo SIGMADRIL. En este caso, los datos del registro FMI indi-can una pequeña falla y capas delgadas.

tración que contiene un aditivo polimérico solu-ble no acuoso y un aditivo de ésteres líquidos.Las propiedades del fluido de perforaciónSIGMADRIL son idénticas a las de un típico sis-tema base aceite o sintético, salvo por su con-ductividad eléctrica que permite el uso deciertos dispositivos de resistividad.

El sistema se desplegó por primera vez en unpozo altamente desviado en el sector noruegodel Mar del Norte, donde el objetivo primarioera obtener datos geológicos detallados, inclu-yendo echados estructurales y sedimentarios,así como información sobre fallas y fracturas. Seescogió la herramienta FMI como el único dis-positivo capaz de proveer los resultados de reso-lución y cobertura perimetral del pozorequeridos con el mínimo riesgo para la calidadde los datos. La sección de interés, sin embargo,contenía lutitas altamente reactivas que hacíanextremadamente riesgosa la perforación con unsistema de fluidos base agua, con el probableresultado de la pérdida del pozo.

El operador desplazó el sistema original delodo con fluido SIGMADRIL en la sección de inte-rés de 81⁄2 pulgadas de diámetro y lo utilizó paraperforar hasta una profundidad final de 4755 m[15,599 pies]. El lodo SIGMADRIL demostró ser unsistema de fluido estable y de fácil manteni-miento, que se comportó como cualquier otrofluido de perforación base aceite de alta calidad.Las problemáticas lutitas se perforaron sin tiem-pos improductivos relacionados con el fluido. Seperforó el intervalo sin problemas, 41⁄2 días antesde lo previsto, lo que dio como resultado aho-rros de 1.5 millón de dólares estadounidenses.

La calidad de las imágenes de la formación yla interpretación geológica detallada fue tanbuena, y en ciertos casos aún mejor, que laslogradas con fluidos de perforación base agua(derecha). Se obtuvieron imágenes interpreta-bles de alta calidad en formaciones de resistivi-dad tan baja como 2 ohm-m. Esta resoluciónpermitió al operador definir claramente el yaci-miento, reduciendo el costo del desarrollofuturo. En un segundo pozo del Mar del Nortenoruego se registraron resultados similares.

dispositivos LWD de generación de imágenes deresistividad, tales como el módulo deResistividad GeoVISION GVR. En la prueba decampo inicial del lodo, que aún está en marcha,la calidad de las imágenes GVR fue excelente, yen el pozo no se experimentó problema algunode perforación relacionado con el lodo.

En la actualidad, M-I L.L.C.. está realizandouna prueba de campo con la segunda versión delsistema base aceite. El lodo conductivo baseaceite SIGMADRIL II está diseñado para ser un50% más conductivo que su predecesor. Estomejora aún más la calidad de las imágenes demicrorresistividad, a la vez que abre la puerta a

producción—cerca de 2 millones B/D (318,000m3/d)—proceda de estas áreas.23 Las áreas bajo lasal en aguas profundas con perspectivas petrole-ras han generado enorme interés. Habitualmente,los yacimientos bajo la sal son difíciles de detectar,de definir y de caracterizar mediante imágenes sís-micas, debido a que mucha de esta energía sís-mica se pierde en los límites de la estructura salinay no permite generar imágenes de los estratos bajola sal.24 La sal también dispersa la energía sísmica,lo que dificulta más la generación de imágenes sís-micas cuando se recurre a modelos que utilizan tra-yectorias rectilíneas.

La herramienta OBMI permite a los geólogosde aguas profundas descubrir detalles estructu-rales e identificar características importantestales como fallas y capas volcadas, brindandomayor claridad a aquellas secciones complejasdonde el procesamiento tradicional de imágenessísmicas puede resultar ambiguo. Las cuencas de

interés exploratorio en el Golfo de México pre-sentan estructuras complejas y fallas por debajode la acumulación salina en los estratos plega-dos del Jurásico Superior, a través de una sec-ción del Mioceno. Mediante imágenes OBMI, unoperador de aguas profundas confirmó la presen-cia de una falla normal que no había sido detec-tada previamente en imágenes sísmicas. La fallarepresentaba un rasgo estructural significativocon 150 m [500 pies] de salto (rechazo) vertical.Fallas como ésta entorpecen los esfuerzos dedesarrollo durante la perforación de pozos deproducción laterales, y pueden reducir las reser-vas recuperables si el yacimiento está formadopor compartimentos. El marco estructural mejo-rado que se deriva de las interpretaciones de lasimágenes OBMI puede incorporarse a los mode-los utilizados en el reprocesamiento sísmico, loque ayuda a definir la extensión del yacimiento yla futura estrategia de desarrollo.

Así como los primeros dispositivos de gene-ración de imágenes de resistividad revoluciona-ron el análisis estratigráfico en lodos WBM, laherramienta OBMI permite a los operadores deaguas profundas examinar las característicasestratigráficas y la estratificación interna enlodos no conductivos. Las imágenes OBMI permi-ten evaluar secuencias estratificadas, el carácterde la estratificación y los cambios abruptos en lasedimentación. En un pozo de aguas profundas,un operador del Golfo de México utilizó la herra-mienta OBMI e identificó una superficie de ero-sión basal que fue confirmada por un núcleo dediámetro completo (izquierda).

En operaciones en aguas profundas, el costode los sistemas de producción excede al de per-foración de pozos en el campo. La selección y eldiseño de estos sistemas de producción depen-den mayormente del comportamiento del fluidoproducido. En estos casos, se debe minimizar laformación de sólidos de asfalteno y cera. Lasmuestras de fluidos, obtenidas con herramientasoperadas a cable, tales como el Probador Modularde la Dinámica de la Formación MDT, se analizanpara determinar las propiedades del fluido. Sinembargo, cuando las muestras están contamina-das con más del 10% de filtrado de lodos OBM oSBM, la extracción de información crítica acercade las propiedades del fluido de producción setorna muy dificultosa y pone en riesgo el asegura-miento de las condiciones de flujo.25

Se han utilizado imágenes de la herramientaOBMI para la selección de las profundidades demuestreo con la herramienta MDT, a fin de mini-mizar el porcentaje de contaminación con filtradode lodos SBM y OBM en las muestras. En las are-niscas de aguas profundas del Golfo de México,la selección de profundidades para la toma demuestras de fluidos utilizando registros conven-cionales, puede suministrar ubicaciones no ópti-mas de la herramienta MDT. Gracias a suresolución de 3 cm, la herramienta OBMI puedeayudar a identificar la ubicación y naturaleza de

18 Oilfield Review

Imagen OBMI estática

ConductivoImagen del núcleoProf.pies Resistivo

XX002

XX001

XX000

Superficie de erosiónen foto del núcleo

Superficie de erosiónen imagen OBMI

Rayos gamma20 API 120

Calibre 26 16

Calibre 1

Flechas,Desviación

del pozo

pulgadas

pulgadas6 16

grados0 40

A090ohm-m0.2 200

A060ohm-m0.2 200

A020ohm-m0.2 200

A010Resistividad

ohm-m0.2 200

A030ohm-m0.2 200

Porosidad de densidad

pies3/pies30.6 0

pies3/pies30.6 0

Porosidadneutrón

> Imágenes OBMI de una superficie de erosión basal. Las imágenes OBMIde una herramienta de pruebas de campo anterior detectaron esta abruptasuperficie erosional (flechas) en este pozo de aguas profundas. La superficiede erosión fue confirmada mediante exámenes del núcleo. La fotografía delnúcleo se muestra en el Carril 3.

23. Lyle D: “Deepwater Production Surges Higher,” Hart’sE&P 74, no. 8 (Agosto de 2001): 90.

24. Farmer P, Miller D, Pieprzak A, Rutledge J y Woods R:“Exploring the Subsalt,” Oilfield Review 8, no. 1(Primavera de 1996): 50–64.

25. Andrews J, Beck G, Castelijns K, Chen A, Fadness F,Irvine-Fortescue J, Williams S, Cribbs M, Hashem M,Jamaluddin A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, RylanderE y Van Dusen A: “Cuantificación de la contaminaciónutilizando el color del crudo y del condensado,” OilfieldReview 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.Cuvillier G, Edwards S, Johnson G, Plumb D, Sayers C,Denyer G, Mendonça JE, Theuveny B y Vise C: “Solu-ciones para la construcción de pozos en aguas profun-das,” Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 2–19. 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 de2000): 2–19.

Primavera de 2002 19

dos y el uso del Analizador Óptico de Fluidos OFA,han contribuido a que un operador reduzca susniveles de contaminación de muestras del 10 a20% a menos del 5% (abajo). Estos niveles redu-cidos de contaminación mejoran la caracterizaciónde las propiedades del fluido y ayudan a asegurarel diseño óptimo de las instalaciones de produc-ción y tratamiento en áreas de aguas profundas.

Imágenes, núcleos y echadosLa experiencia reciente en el Golfo de Méxicoestadounidense ha demostrado que la medicióncon la herramienta OBMI es sólida. En compara-ción con los registros convencionales, esta nueva

herramienta entrega resultados de alta calidadque correlacionan muy bien con los núcleos dediámetro completo, lo que permite hacer conteode areniscas más precisos aún en capas delgadaspara las estimaciones del espesor neto y, en con-secuencia, de las reservas. Debido a que se tratade una herramienta de generación de imágenes,la sonda OBMI provee echados estructurales yestratigráficos más precisos, en comparación conlos obtenidos con métodos más tradicionales. Lasimágenes OBMI eliminan mucha de la ambigüe-dad de las interpretaciones de echados prove-nientes de datos procesados en pozos llenos delodos no conductivos.

Desviacióndel pozo Prof.

pies

X070

X080

X090

X100

X110

X120

X130

grados 100

Rayos gammaAPI 12020

A090Imagen OBMI estática

Imagen recta

ohm-m 20 Resistivo0.2 Conductivo

Rayos gamma

API Prof. pies12020

Resistividad profunda

ohm-m 200.2

Calibre 1

pulgadas 166

Porosidad neutrón

Vol/Vol 00.6

Porosidad de densidad

Vol/Vol 00.6

Calibre 2

pulgadas 166

Porosidad de densidadpies3/pies3 00.6

pies3/pies3 00.6Porosidad neutrón

Cruce

A060ohm-m 200.2

A030ohm-m 200.2

A020ohm-m 200.2

A010Resistividad

ohm-m 200.2

Calibre 2pulgadas 166

Calibre 1pulgadas 166

0 120 240 360

Resultados del muestreo defluidos con el probador MDT:

Muestra de fluidos MDTasistida por datos OBMIProfundidad = X097.0 piesTiempo de bombeo = 69.7 minVolumen de bombeo = 16.88 galContaminación con lodo SBM = 4.4%

Muestra de fluidos MDTProfundidad = X108.1 piesTiempo de bombeo = 77.0 minVolumen de bombeo = 11.28 galContaminación con SBM = 17.7%

X100

> Ajuste fino de las profundidades de muestreo de la herramienta MDT. Las imágenes OBMI permiten la diferenciación de tipos de límites de capas para laselección de puntos de muestreo de la herramienta MDT. Esto mejora las posibilidades de que se muestren rocas de mayor calidad, incrementando en con-secuencia el volumen de las muestras de fluidos y reduciendo la contaminación de las mismas. La profundidad de muestreo MDT mayor (rombos rojos),X108.1 pies, se seleccionó sin la ayuda de la herramienta OBMI y la muestra tuvo un elevado porcentaje de contaminación con lodo SBM. La profundidad demuestreo (rombos verdes) menor, X097.0 pies, se seleccionó apoyándose en imágenes OBMI (Carril 4) y la muestra se tomó entre las laminaciones. Se obtuvouna mayor cantidad de muestra, más limpia y en menos tiempo que cuando no se utilizaron las imágenes OBMI. La cercanía a las láminas de baja permeabili-dad reduce los efectos del flujo esférico, lo que permite una extracción más rápida de los fluidos de formación de la zona no invadida. Los resultados del pro-bador MDT respecto de la contaminación de muestras han mejorado notablemente desde la introducción de nuevas técnicas y procedimientos.

los límites de la capa—abrupto versus gradacio-nal—mejor que con los registros tradicionales, locual facilita la determinación óptima de las pro-fundidades de muestreo. Si se combina la infor-mación de los contactos de las capas a partir delos registros OBMI con los indicadores de produ-cibilidad de la herramienta CMR, se pueden tomarmuestras de las areniscas de alta permeabilidadde los puntos más cercanos a los límites de capasabruptos, lo que reduce los efectos del flujo esfé-rico en la probeta de la herramienta MDT.

Un mejor posicionamiento de la herramientaMDT mediante el uso de los registros OBMI yCMR, junto con tiempos de bombeo más extendi-

En el Golfo de México, los operadores han uti-lizado con éxito imágenes OBMI junto con medi-ciones de resistividad para caracterizar intervalosen los que no se han extraído núcleos, así comopara definir las relaciones entre espesor total yespesor neto.26 Para evaluar el nivel de detalle pro-visto por la herramienta OBMI, se obtuvieron imá-genes y núcleos de diámetro completo de unasección de areniscas del Pleistoceno. La correla-ción resultó excelente. Además, se identificaroncapas delgadas de hasta 1.3 cm [0.5 pulgadas] deespesor (arriba). Se pueden observar capas delga-das tanto en el núcleo como en la imagen OBMI alos XX84 pies de profundidad. El núcleo muestracon claridad capas de lutita intercaladas concapas de arenisca. La herramienta OBMI, limitadaa una resolución de 3 cm, sugiere que la lutita eslimosa. Esto introduce pequeños errores en el cál-culo de espesor neto, los cuales se tornan más sig-nificativos mientras más delgadas sean las capasdel yacimiento. En las areniscas del Pleistoceno

del Golfo de México, se utilizó la resistividadOBMI en combinación con datos de núcleos late-rales para mejorar la precisión del conteo de are-nisca neta. El incremento de arenisca netacalculado fue de 15 m [50 pies] superior a lo indi-cado por el análisis de registros convencionales.

Los cómputos automáticos de echados gene-ralmente resultan beneficiosos para las compa-ñías operadoras que requieren análisisestructurales de potentes secciones estratifica-das. Estos cómputos suministran un marco estruc-tural rápido de modo que las decisiones críticaspueden tomarse con celeridad. Sin embargo, enlodos no conductivos, los datos de la herramientade medición de echados, a menudo, deben proce-sarse e interpretarse manualmente, lo que tomademasiado tiempo para suministrar respuestasoportunas a decisiones críticas.

En un pozo del Golfo de México, se computa-ron echados estructurales con idénticos paráme-tros de procesamiento tanto para los datos OBDT

como para los datos OBMI adquiridos en elmismo intervalo de arenisca del Pleistoceno. Enel procesamiento de los datos OBDT se utilizó unsolo electrodo por patín, mientras que para pro-cesar los datos OBMI se utilizaron tres electro-dos por patín. El geólogo recibió tres veces másinformación de echados utilizables de la herra-mienta OBMI que de la OBDT. En algunas seccio-nes las magnitudes y direcciones de los echadosvariaron en gran medida con respecto a las de laherramienta OBDT. La comparación de los datosOBDT con las imágenes OBMI demuestran conclaridad cómo difieren las correlaciones de echa-dos entre las herramientas (página siguiente).Los trazos sinusoidales computados que semuestran en cada imagen demuestran las venta-jas de la claridad superior de las imágenes OBMI.Las imágenes mejoradas del pozo conducen acómputos de echados más precisos y a interpreta-ciones estructurales más rigurosas.

20 Oilfield Review

XX82

Prof.pies

Imagende núcleoConductivo

Imagen OBMI

Resistivo

Arenisca

XX83

XX84

XX85

XX86 262.87 48.69

263.24 48.87

263.70 49.18

264.10 49.34

264.30 49.47

A090ohm-m0.2 20

Porosidad de densidadpies3/pies30.6 0

Porosidad neutrónpies3/pies30.6 0

Rayos gammaAPI20 120

Calibre 1pulg6 16

Calibre 2pulg6 16

A010ohm-m0.2 20

Resistividad OBMIohm-m0.2 20

Lutita o arenisca con agua

Conteo total de arenisca

Conteo totalde limolita

Limolita

> Generación de imágenes en lodos no conductivos. Las imágenes OBMI (Carril 4) se comparan favo-rablemente con las de núcleo (Carril 5) y mejoran el conteo total de arenisca (Carriles 6 y 7) en lodosno conductivos. Se pueden identificar capas tan delgadas como de 1.3 cm [0.5 pulgadas] de espesor,pero éste no puede cuantificarse hasta que no llega a 3 cm [1.2 pulgadas]; por ejemplo en XX84.0 pies.Además, se pueden identificar límites de capas planares y no planares, tal como el límite de capa noplanar que se observa a los XX83.4 pies, tanto en el núcleo como en la imagen OBMI.

26. Cheung et al, referencia 16.

Primavera de 2002 21

0 90grados

20 120APIRayos gamma

pies

X570

X575

X580

X950

X955

X960

Prof.

FlechasDesviación

del pozo

6 16pulgadasCalibre 2

6 16pulgadasCalibre 1

0.2 20ohm-m 0 90grados

Echado verdadero de OBDT

0 90grados

Echado verdadero de OBMI

AO90

0.2 0 120 240 36020ohm-mAO10

0.2 20ohm-mResistividad OBMI

Resistivo ConductivoODBDT

OBDTOrientación norte

Orientación norte0 120 240 360

Resistivo ConductivoOBMI

Orientación norte

OBMIOrientación norte

> Echados computados a partir de datos OBDT y OBMI. La sección superior muestra que, en ciertoscasos, los echados computados a partir de los datos de la herramienta OBDT son comparables a loscorrespondientes a la sonda OBMI (Carril 4). La sección inferior revela diferencias significativas. Losdatos OBDT y las imágenes OBMI muestran diferencias considerables en la claridad de los dos juegosde datos. La claridad es crítica cuando se escogen sinusoides de echados en forma manual durante lainterpretación de los datos.

Estructuras complejasCiertas provincias geológicas han sufrido inten-sos plegamientos, fallamientos y levantamientosa lo largo de su historia tectónica. La ampliageneración de fallas de cabalgamiento (compre-sión, corrimiento) a lo largo de cinturones orogé-nicos ha creado trampas capaces de almacenarhidrocarburos, lo cual ha sido motivo de atrac-ción para compañías operadoras que buscanexplotar estos interesantes yacimientos.

Las compañías que operan en estos cinturo-nes plegados y cabalgados, a menudo dependende sistemas de lodo no conductivos para llevar acabo de manera exitosa programas de perfora-ción exploratoria y de desarrollo. En estos empla-zamientos estructurales, las lutitas reactivas alagua son particularmente problemáticas durantelas operaciones de perforación, por lo que setoman todas las precauciones para minimizar losproblemas de inestabilidad de las mismas. Loslodos OBM y SBM han resuelto exitosamenteestos problemas.

La utilización de lodos no conductivos ha difi-cultado la tarea de definición de la estructura conherramientas convencionales de medición deechados y generación de imágenes de la pared delpozo, y es exactamente en estos complicadosemplazamientos tectónicos donde más se nece-sita una imagen general clara. Para el éxito deestas áreas prospectivas, es de fundamentalimportancia la comprensión de las geometrías ycaracterísticas estructurales que a menudo tienenaltos echados, que son pequeñas y complicadas,y, por lo tanto, son un obstáculo para la genera-ción de imágenes de sísmica de superficie inter-pretables. A esta complejidad se suman losyacimientos profundos parcialmente cabalgadosque carecen de una respuesta sísmica clara. Laherramienta OBMI ha tenido un efecto positivo enestas áreas al ayudar a las compañías a definir yrefinar las geometrías estructurales en las cerca-nías del pozo. La nueva información de la herra-mienta OBMI se aplica al modelado geológico, locual mejora el control estructural y reduce elriesgo de exploración de estas áreas prospectivas.

La herramienta OBMI ha sido ampliamente uti-lizada por compañías que operan en los pies demonte canadienses de Alberta, Canadá. Estos piesde monte son parte de un cinturón plegado y cabal-gado más grande que se extiende a lo largo de lasMontañas Rocosas. La compresión horizontal hadeformado las capas de rocas sedimentarias, demodo tal que los mantos de cabalgamiento real-mente se superponen unos sobre otros, apilándosepara formar geometrías complejas y repetidas oimbricados cabalgamientos duplex (página si-guiente, arriba).27 Las imágenes sísmicas bidimen-sionales y tridimensionales son una importante

fuente de información del subsuelo, pero elterreno montañoso a menudo complica el pro-ceso de adquisición de datos. Por otro lado, lasimágenes sísmicas de estructuras profundasintensamente falladas y plegadas se deben refor-zar con información estructural detallada queproviene de un conocimiento preciso de los datosde echados y fallas geológicas cortadas por elpozo. En los lodos WBM, esto no sería un pro-blema, pero esta región requiere el uso de lodosOBM para mitigar los problemas asociados con

la inestabilidad de las lutitas. Por estas razones,la herramienta OBMI se ha convertido en unaparte esencial de los programas de evaluación deformaciones en los pies de monte canadienses.

El Paso Oil y Gas Canada Incorporated, enconjunto con Suncor Energy, se han centrado enlas rocas carbonatadas de la formación fractu-rada Turner Valley que se encuentran en la partenorte de los pies de monte de Alberta.Inicialmente, se perforó un pozo vertical primariocon lodo OBM y se obtuvieron registros con la

22 Oilfield Review

2500

2000

1500

Pozo primario

Falla de cabalgamiento

1000

Prof.,m

> Diagrama StrucView de la sección superior del pozo primario. Los datos OBMI(izquierda) fueron clave para la identificación de una importante falla de cabalga-miento (compresión, corrimiento) a 2800 m de profundidad. La trayectoria del pozoy los echados de la formación se muestran en una sección transversal (derecha).

Primavera de 2002 23

herramienta OBMI, tanto en la sección superiorcomo en la inferior. En una pasada, la herra-mienta OBMI detectó echados de la formación eidentificó la presencia de una importante falla decabalgamiento a 2800 m [9186 pies] de profundi-dad. Se examinó cuidadosamente la estratifica-ción de la formación con la herramienta OBMI, yse utilizaron los echados para generar una sec-ción transversal con el programa de generaciónde secciones transversales estructuralesStrucView de GeoFrame (página anterior). Lainterpretación obtenida con la ayuda del pro-grama StrucView se generó a través de la partesuperior del pozo primario y concordó muy biencon las imágenes de la sísmica de superficie.

La perforación se suspendió temporalmentepara correr la herramienta OBMI a 3582 m[11,750 pies] y nuevamente a 3665 m [12,020pies], debido a que la cima de la formación apa-recía a 150 m por debajo del valor pronosticado.Utilizando la nueva información de echados y dedatos sónicos, la compañía El Paso fue capaz deposicionar correctamente los datos de registrosobre la imagen sísmica tridimensional con sólomover las cinco trazas sísmicas en la direcciónechado arriba.

Los datos de echados de alta confiabilidad dela zona que sobreyace al yacimiento TurnerValley indican que el pozo en realidad no habíaatravesado la cresta estructural y, por lo tanto, nose encontraba en una posición ideal para iniciarel pozo horizontal a lo largo del yacimiento. Engeneral, los yacimientos fracturados mantienenuna óptima productividad a lo largo de la crestade estas estructuras debido a la presencia defracturas de tensión abiertas. Los datos de laherramienta OBMI y las imágenes sísmicascorregidas fueron clave para diseñar la trayecto-ria del pozo desviado, desde el cual se podríaperforar un pozo horizontal más efectivo a lolargo de la cresta estructural.

Se corrió la herramienta UBI a través de lasección superior del pozo desviado; se escogió laherramienta UBI en lugar de la OBMI debido aque esta última no se encontraba disponible paradicha aplicación. Se adquirió suficiente informa-ción de echados durante esta carrera para confir-mar la posición de la cresta estructural de esteyacimiento. Se combinaron estos datos con losde la herramienta OBMI para construir otra sec-ción transversal con la ayuda de la aplicaciónStrucView, incorporando el pozo primario y eldesviado (derecha).

1

1

1

2

2

2

3

3

3

Despegue inferior

Despegue superior

Piso del cabalgamiento

Imbri

cado

Techo del cabalgamiento

1

2

3

> Evolución de un sistema plegado y cabalgado. La formación de sistemas de pliegues duplex tienecomo resultado estructuras complejas, altos echados y secciones repetidas. Las leyendas 1, 2 y 3representan tanto los tiempos de la secuencia teórica como la ubicación física de las fallas de cabalga-miento que forman un sistema duplex. La falla superior es la más antigua y la falla inferior es la másjoven.

3000

Falla de cabalgamientoprincipal

Falla decabalgamiento

principal

Falla decabalgamiento

secundaria

Pozodesviado

FormaciónTurner Valley

Pozo primario

Prof.,m

3500

> Diagrama de la aplicación StrucView para la sección inferior del pozo primario y del desviado. Losdatos OBMI (izquierda) ayudaron a identificar la presencia de la falla de cabalgamiento superior prin-cipal y confirmaron la presencia de la falla de cabalgamiento secundaria. La falla de cabalgamientoinferior se encontraba debajo de la profundidad final del pozo y se identificó a partir de imágenes sís-micas. Los conjuntos de datos OBMI interpretados muestran incremento en la magnitud del echadoen la proximidad de la falla de cabalgamiento principal que se encuentra más abajo, y los echadosmás pronunciados se observan en la falla de cabalgamiento principal (pozo desviado). Con toda lainformación disponible, se perforó el pozo desviado hacia la cresta estructural y éste quedó en unaposición óptima para perforar el pozo horizontal de producción.

27. Mitra S: “Duplex Structures and Imbricate ThrustSystems: Geometry, Structural Position, and HydrocarbonPotential,” The American Association of PetroleumGeologists Bulletin 70, no. 9 (Septiembre de 1986):1087–1112.

La gran proximidad que hay entre la partesuperior del pozo desviado y el pozo primario,permitió la comparación de imágenes UBI conimágenes OBMI. Tanto los datos de la herra-mienta UBI de la porción superior del pozo des-viado como los de la sonda OBMI del pozoprimario adyacente al pozo desviado mostraronfracturamiento natural. Las imágenes UBI indica-ron que las fracturas estaban abiertas, pero pro-porcionaron menos información sobre laestratificación de la formación, mientras que lasimágenes OBMI revelaron un abundante detalleacerca de la estratificación (izquierda).

Después de examinar todos los datos deechados estructurales en combinación con lasimágenes sísmicas corregidas, la compañía ElPaso pudo iniciar con confianza el pozo horizontalde producción. Tras fijar un revestidor intermedio,se perforó un tramo horizontal de 675 m [2215pies] de longitud, el cual se completó con éxitoen las secciones altamente fracturadas de la for-mación Turner Valley.

En otra parte de los pies de monte canadien-ses, la herramienta OBMI ayudó a una compañíaoperadora a profundizar su conocimiento acercade una estructura plegada y cabalgada compli-cada y repetitiva, lo cual ayudó a mejorar elpotencial del campo. Perforados con lodos OBM,los pozos en este emplazamiento, por lo general,penetran dos yacimientos de areniscas delCretácico. La arenisca superior es productivacuando se fractura naturalmente por procesos deplegamiento y fallado que mejoran la permeabili-dad de la zona. Es menos probable que la are-nisca inferior produzca debido a que loscabalgamientos inferiores han sufrido menoresdesplazamientos y deformaciones, dando comoresultado una menor permeabilidad y un menormejoramiento de la porosidad como consecuen-cia de las fracturas naturales.

Los echados precisos a través de estos mantosde cabalgamiento apilados, ayudan a computar elespesor verdadero de las areniscas, así como tam-bién la posición de las areniscas y de las fallas quelas separan. Esta información permite que los geó-logos determinen si se encuentra o no presente lasección repetida completa, a partir de la cual sepuede evaluar de manera razonable el diseño, losriesgos y la economía del pozo desviado. Las herra-mientas de medición de echados convencionalesraramente han proporcionado esta informaciónesencial en los pies de monte canadienses(izquierda).

El modelo geológico inicial para la areniscainferior mostró un escenario de cabalgamientosimple con muy poco arrastre y magnitud deechado mínimo que, en términos generales, eraequivalente al echado regional. Las imágenes

24 Oilfield Review

Imágenes OBMIEchados computados manualmente

Imágenes UBI

3204

3205

3206

3207

3208

Prof.,m 0 grados 90

Estratificación

Fracturas

> Comparación entre imágenes OBMI e imágenes UBI. Las imágenes OBMI (Carril 1) proporcionan uncuadro detallado de los estratos de la formación (flechas). Las imágenes UBI (Carril 3) permiten identifi-car algunos estratos e indican que las fracturas naturales están abiertas.

X220

Imagen OBMI dinámicaImagen OBMI

estática

FlechasDesviación

del pozo Prof.,m

X221

X222

X200

X400

grados0 90

mmCalibre 2

125 375

mmCalibre 1

125 375

APIRayos gamma0 150

FlechasDesviación

del pozogrados0 90

mmCalibre 2

125 375

mmCalibre 1

125 375

APIRayos gamma

Imagen OBMI estática

Echados OBMI computadosmanualmenteProf.,

m 0 90

grados

Echados computados pormínimos cuadrados

0 90grados

0 150

> Zona de fallas en los pies de monte canadienses. Una falla de cabalgamiento corre a través de laarenisca superior a X221 m (izquierda) y es la responsable de la sección repetida que se observa aX200 m (derecha). Se observa una falla en escalón a X320 m. Las imágenes OBMI permiten el cálculomanual de los echados (Carril 3), que es más preciso que el cómputo automático a partir de datos de laherramienta de medición de echados (Carril 4). Por otro lado, estas imágenes ayudan a identificar másclaramente las fallas en la sección.

Datos enbruto

Referencia: verdadera Ancho de la sección transversal: 10 pulgadasColor de la sección transversal: negro

Datos utilizados

para lasección

transversal

Pliegue similarcilíndrico

Echado ap. = 3.0Azimut ap. = 69.0

Dir. sec. trans. = 342

0Prof.,pies 90 Sección transversal

Pozo

0 90

10,500

11,000

> Sección transversal generada con la aplicación StrucView del flanco superior de un pliegue inverti-do en el campo Potato Hills. Los echados computados manualmente del registro OBMI (Carril 1) seingresaron a la aplicación StrucView y permitieron la visualización de esta estructura. GHK actual-mente considera que este yacimiento es más amplio y con menos compartimentos de lo que se pen-saba anteriormente.

Primavera de 2002 25

sísmicas caracterizaron exitosamente los estra-tos con echados pequeños, pero no eran del todoclaras cerca de las fallas y de los pliegues.Debajo de la falla superior, el flanco invertidomuestra grandes magnitudes de echados de laformación y un intenso fracturamiento, lo cualdificulta la interpretación precisa de los datossísmicos y de los echados. Sin una imagen cohe-rente, se supuso que la segunda arenisca seríacontinua, inclinándose moderadamente debajode la falla superior, y que se trataba de un yaci-miento de baja calidad.

A partir del trabajo realizado con las imágenesOBMI, la compañía operadora y Schlumberger reco-nocieron que un pliegue de gran importancia seextendía hacia la falla de cabalgamiento superior yque la segunda arenisca, ahora invertida, constituíauna nueva zona de interés productivo (abajo). A dife-rencia de las segundas ocurrencias de areniscas enpozos típicos, la arenisca altamente fracturada delCretácico dentro del flanco invertido da origen a unexcelente yacimiento, aumentando la produccióndel campo y las estimaciones de reservas. El modelogeológico utilizado en la exploración y en el desa-rrollo del campo cambió fundamentalmente de unaestructura de cabalgamiento simple a un modelocomplicado; pero más preciso, que implica unevento de plegamiento inicial, seguido por una seriede fallas de cabalgamiento y fallas relacionadas.

El campo Potato Hills en la cuenca Arkoma deOklahoma, EUA, ejemplifica cómo se combinanlas fallas de cabalgamiento, plegamiento y frac-turamiento para crear un campo extremadamenteprolífico. El campo tiene tres años de antigüedad

y es propiedad de la empresa The GHK Company.El mismo ha producido 92,000 MMpc [2600 millo-nes de m3] de gas de 34 pozos. Si bien la mayorparte de este gas ha sido producido de la are-nisca Pennsylvanian Ratcliff en el Grupo Jackfork,otro horizonte más profundo compuesto por nódu-

los de pedernal (chert, horsteno, ftanita) de laFormación Bigfork del Ordovícico, es actualmentede gran interés. En el campo Potato Hills, laherramienta OBMI resultó sumamente útil paradefinir la estructura en las cercanías del pozo enel pedernal Bigfork y en las formaciones aleda-ñas. Para perforar la porción de las montañasOuachita de la cuenca Arkoma, se utilizan lodosbase aceite debido a la presencia de lutitas ines-tables en toda la sección. Estas lutitas, Stanley,Missouri Mountain y Polk Creek—superpuestasal pedernal Bigfork—y la lutita Womble—debajodel pedernal Bigfork—han sido sometidas aesfuerzos por el extenso plegamiento y cabalga-miento ocurridos durante la Orogenia Ouachita.

El conocimiento de las complejidades estruc-turales locales del campo es extremadamenteimportante para ubicar los pozos en forma ade-cuada y para comprender el comportamiento delos pozos. A menudo, las imágenes sísmicas bidi-mensionales existentes no suministran esta infor-mación. En un pozo en particular, los resultadosde los registros OBMI, combinados con registrosconvencionales y con una interpretación asistidapor la aplicación StrucView, ayudaron a definir unpliegue invertido en la sección del pedernalBigfork (arriba). Un panorama más claro de lageometría estructural ha demostrado a GHK queel yacimiento es más amplio y de menos compar-timentos de lo que se creía anteriormente.

Posición de la arenisca en

la interpretación anterior

Falla de cabalgamiento

2 1Primera

ocurrencia

Segundaocurrencia

Posición de la arenisca enla interpretación actual

> Escenario estructural que describe dos modelos y las trayectorias de pozoteóricas resultantes. Tras el plegamiento primario resultante de la compresión,se inicia la generación de la falla de cabalgamiento. De manera subsiguiente,se produce una segunda falla en escalón, aumentando la complejidad del mo-delo. La trayectoria 1 del pozo (rojo) representa el modelo geológico previo,mientras que la trayectoria 2 del pozo (verde) representa el nuevo modelo.

En el pasado, GHK utilizó otros métodos paraextraer información estructural de los pozos de estaárea prospectiva, sólo con éxito moderado. Por ejem-plo, las herramientas de medición de echados con-vencionales no han generado información deechados repetible. Los echados calculados utilizandoherramientas operadas a cable de distintas compa-ñías eran significativamente distintos en pasadasconsecutivas sobre un mismo intervalo del pozo.

Las herramientas de generación de imágenesultrasónicas utilizadas en el campo Potato Hillshan proporcionado resultados desalentadores.Estos dispositivos acústicos proveyeron imáge-nes de una calidad aceptable de las fracturas

naturales, pero generaron información de bajacalidad acerca de los echados de las capas,debido a la insensibilidad relativa de las herra-mientas ultrasónicas a la estratificación de laformación.

A diferencia de las herramientas convencio-nales de medición de echados, la herramientaOBMI proporcionó la calidad de datos necesariapara que GHK identificara y diferenciara los lími-tes, las fallas, las fracturas y los planos de estra-tificación (arriba). La imagen OBMI estáticaayudó a localizar los cambios litológicos y lasfallas, mientras que la imagen dinámica se utilizópara calcular las orientaciones de las fracturas,

los planos de estratificación y las fallas.28 Lacapacidad de visualizar las características claveen las imágenes OBMI permitió que GHK utilizarasólo los datos significativos en sus análisis, ygeneró la confianza para que integraran dichosdatos a sus modelos geológicos y de yacimientos.

26 Oilfield Review

Conductivo Resistivo

0 360120 240

Imagen OBMIProf., pies

2835

2840

Rayos gamma

API0 150

grados

Echado verdadero de la falla

0 90

Orientación del tope del pozo

Conductivo Resistivo

0 360120 240

Imagen OBMI

Orientación del tope del pozo

Calibre 2

Desviacióndel pozo

pulgadas5 15

grados0 50

Calibre 1

pulgadas5 15grados

Echado verdaderodel límite de capa

0 90

Falla inversa menor

> Utilización de imágenes OBMI para caracterizar una falla en el campoPotato Hills. Dos pasadas de la herramienta OBMI produjeron una excelentecobertura perimetral del pozo e identificaron claramente una falla inversamenor (flecha), ubicada por encima de los yacimientos principales.

28. En la generación de imágenes estáticas, se asignancolores a los valores de resistividad a todo un conjuntocompleto de datos, permitiendo que el intérpreteobserve los cambios generales a través de grandesintervalos. En el procesamiento dinámico de imágenes,los colores se reasignan a intervalos fijos, normalmentecada uno o dos pies. Este procesamiento dinámico orealzado crea el máximo contraste en las imágenes, per-mitiendo la observación de detalles finos tales como laestratificación cruzada.

Primavera de 2002 27

Visión del futuroA medida que la información sobre los yacimien-tos de hidrocarburos se ha vuelto más detallada,la industria ha desarrollado maneras de aprove-char las mediciones mejoradas y convertirlas enconocimientos para una explotación más renta-ble y menos riesgosa. Si bien los obstáculos físi-cos para la generación de imágenes deyacimientos a través de sistemas de lodo no con-ductivos, pusieron temporalmente los numerososbeneficios de la generación de imágenes de lapared del pozo fuera del alcance de los expertosen yacimientos, esto ya no es así.

Mediante el desarrollo y las pruebas decampo de la herramienta OBMI, la calidad de losdatos ha mejorado continuamente con cada cam-bio en el diseño. La calidad de la imagen hoy endía está posibilitando análisis estructuralesintensivos, y la herramienta ahora se está utili-zando en un conjunto cada vez más creciente deaplicaciones estratigráficas. A medida que crecela experiencia con los datos del registro OBMI,los geólogos e ingenieros desarrollarán aún másaplicaciones para responder las preguntas claveacerca de sus yacimientos. La herramienta OBMIpermite efectivamente que la generación de imá-

genes de la pared del pozo sea una opción parala evaluación de formaciones con lodos OBM ySBM (arriba). La combinación de la informaciónde registros OBMI con el conocimiento actual yotras tecnologías nuevas y emergentes, ayudaráa que las compañías encuentren las piezas quefaltan para completar una clara imagen del yaci-miento; una imagen que valga la pena enmarcar,aún cuando se haya logrado a través de lodosbase aceite. —MG

Oper

ada

a ca

ble

LWD

UBI

FMI

OBDT

OBMI

RAB

ADN

Caracterización de eventos estratigráficos

Oper

ada

a ca

ble

LWD

UBI

FMI

OBDT

OBMI

RAB

ADN

WBMLigero Pesado

OBM/SBMLigero Pesado

Análisis de capas delgadas

Oper

ada

a ca

ble

LWD

UBI

FMI

OBDT

OBMI

RAB

ADN

Caracterización de eventos estructurales

Oper

ada

a ca

ble

LWD

UBI

FMI

OBDT

OBMI

RAB

ADN

Caracterización de fracturas

Oper

ada

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ble

LWD

UBI

FMI

OBDT

OBMI

RAB

ADN

Orientación del núcleo

Oper

ada

a ca

ble

LWD

UBI

FMI

OBDT

OBMI

RAB

ADN

WBMLigero Pesado

OBM/SBMLigero Pesado

Geometría del pozo, estabilidad y análisis de esfuerzos

Oper

ada

a ca

ble

LWD

UBI

FMI

OBDT

OBMI

RAB

ADN

Análisis de porosidad y porosidad dual

Oper

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LWD

UBI

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OBMI

RAB

ADN

WBMLigero Pesado

OBM/SBMLigero Pesado

Análisis de litofacies

Oper

ada

a ca

ble

LWD

UBI

FMI

OBDT

OBMI

RAB

ADN

Pozo horizontal y aplicaciones de GeoSteering

PobreBueno Desempeño

> Cierre de la brecha de generación de imágenes de la pared del pozo en pozos llenos de lodo no conductivo. Con una resolución de 3 cm, la herramientaOBMI permite examinar estratificaciones y eventos estratigráficos y mejorar la precisión de los análisis de conteo de areniscas. Además, ofrece la capacidadde identificar pequeños eventos estructurales, incluso en lodos SBM y OBM pesados. Los dispositivos acústicos de generación de imágenes, tales como laherramienta UBI, son importantes en lodos no conductivos porque permiten examinar de manera detallada la geometría del pozo, las características relacio-nadas con los esfuerzos y las fracturas naturales. Su efectividad disminuye cuando aumenta el peso del lodo. Las herramientas LWD de generación de imáge-nes mantienen su importancia en pozos horizontales o altamente desviados, especialmente cuando se requieren respuestas en tiempo real para las operacio-nes de “geodireccionamiento.” Sin embargo, las imágenes RAB no se pueden adquirir en lodos no conductivos.

1. Pittard A: “Field Abandonment Costs Vary WidelyWorldwide,” Oil & Gas Journal 95, no. 11 (17 de marzo de 1997): 84, 86–91.“Heavy Deck Removal Vessel Under Review for Frigg,Ekofisk,” Offshore 61, no. 10 (Octubre de 2001): 88, 90.

28 Oilfield Review

El principio del fin: Revisión de las prácticasde abandono y desmantelamiento

Ian BarclayJan PellenbargFrans TetteroPetroleum Development Oman LLCMuscat, Sultanato de Omán

Jochen PfeifferOklahoma City, Oklahoma, EUA

Harold SlaterPanCanadian Energy CorporationCalgary, Alberta, Canadá

Timo StaalMuscat, Sultanato de Omán

David StilesCalgary, Alberta

Geoff TillingPhillips Petroleum CompanyUnited Kingdom Limited Woking, Inglaterra

Chris WhitneyUnocal CorporationSugar Land, Texas, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Leo Burdylo, Dan Domeracki, Roger Keese,James Garner, Erik Nelson y Keith Rappold, Sugar Land,Texas, EUA; Erick Cunningham, Clamart, Francia; AlanSalsman, Calgary, Alberta, Canadá; y Lisa Stewart,Ridgefield, Connecticut, EUA.CemSTONE, FlexSTONE, LiteCRETE, SqueezeCRETE,TubeCLEAN y UniSLURRY son marcas de Schlumberger.

La industria petrolera prevé un aumento en la actividad de las operaciones de aban-

dono de pozos y de desmantelamiento de plataformas. A medida que las regulaciones

se tornan más estrictas y complejas, los abandonos realizados técnicamente son

esenciales para la protección del medio ambiente en el largo plazo. Si bien las nue-

vas tecnologías y técnicas le dan un nuevo sentido al término “permanente” cuando

se habla de abandono, los operadores buscan minimizar los costos de abandono y

desmantelamiento ya que estas erogaciones no son recuperables.

La vida de un pozo atraviesa numerosas etapas. Eldescubrimiento de un nuevo yacimiento de petró-leo o de gas, luego de meses o años de explora-ción y perforación renueva al equipo técnicoresponsable del proyecto. El logro de la primeraproducción representa otra meta importante. Eléxito en las operaciones de recuperación mejo-rada puede hacer que esta etapa de la produccióntenga una buena recompensa desde los puntos devista financiero y técnico. La etapa que nadieparece disfrutar es la de terminación de la pro-ducción, y la del abandono de los pozos y de lasinstalaciones de producción. Aunque se suponeque el abandono significa la terminación perma-nente, algunas prácticas de abandono puedentener efectos que se hacen sentir durante muchosaños más que la relativamente breve vida produc-tiva de un pozo promedio.

El abandono de pozos se está haciendo cadavez más frecuente a medida que los yacimientosvan envejeciendo y alcanzando sus límites pro-

ductivos y económicos. El costo de desmantelarlas 6500 plataformas marinas, existentes en elmundo, se estima entre 29 y 40 mil millones dedólares estadounidenses para las próximas tresdécadas.1 En tierra firme, decenas de miles depozos habrán de abandonarse algún día.

Los operadores responsables buscan ahoraequilibrar sus responsabilidades respecto delmedio ambiente con las exigencias de los accio-nistas. La remediación de las operaciones defec-tuosas de taponamiento y abandono (T&A) escostosa y supone una carga pesada tanto para elmedio ambiente como para la reputación de lascompañías. Las equivocaciones locales en lasoperaciones de T&A pueden afectar la reputa-ción de toda la industria petrolera. Con estasinquietudes en mente, muchos operadores estánmejorando sus procedimientos de abandono depozos y campos, a fin de asegurarse de que losyacimientos abandonados quedan, en efecto,permanentemente sellados y las instalaciones sedesmantelan de manera apropiada. En este artí-culo se examinan las prácticas de T&A y de des-mantelamiento; se explica cómo los abandonosbien ejecutados protegen el medio ambiente y sepresentan nuevas tecnologías que refuerzan elsignificado del término “permanente” en las ope-raciones de abandono. También se discuten losdesafíos y las prácticas de abandono permanentey se examinan las operaciones de abandono depozos y plataformas en Omán, Canadá, el Golfode México y el Mar del Norte.

Primavera de 2002 29

Desafíos y soluciones en el abandono de pozosEl objetivo principal al abandonar un pozo es elaislamiento permanente de todas las formacio-nes del subsuelo atravesadas por el pozo.Aunque sellar yacimientos agotados constituyeuna importante preocupación en los procedi-mientos de T&A, en las operaciones de aban-dono lo ideal es aislar tanto las zonasproductivas como otras formaciones. El aisla-miento total evita que el gas, el petróleo o elagua migren hacia la superficie o fluyan de unaformación del subsuelo a otra. Los expertos pien-san que una alta proporción de sellos colocadosen los pozos pueden ser defectuosos.2

Las fugas que se presentan en los sellos supo-nen un riesgo para el medio ambiente—los recur-sos hídricos subterráneos y el mar o el suelo quelos cubre—y hay que repararlos, pero las opera-ciones correctivas de taponamiento son difíciles ycostosas. El sellado correcto de un pozo resultamucho más fácil si se planea desde el comienzo,

incluso si el costo inicial aparente es más alto. Sedebe considerar el abandono del pozo en las eta-pas iniciales de diseño ya que la calidad de lascementaciones primarias entre el revestimiento ylas formaciones es un factor clave en el éxito delabandono del pozo años más tarde (abajo).3

Durante décadas, los ingenieros en petróleos hanconfirmado que el cemento Portland es el mejormaterial para sellar los pozos abandonados. Esduradero, confiable, se encuentra disponible entodo el mundo y es relativamente económico. Laremoción completa del lodo de perforación y delrevoque de filtración (enjarre) durante las opera-ciones de cementación primaria, disminuye elriesgo de la creación de un microanillo o unacanalización en la lámina de cemento. Con estose consigue una mejor adherencia entre las for-maciones, el cemento y la tubería de revesti-miento. La contracción que se presenta al fraguarel cemento Portland común puede crear pequeñasgrietas y espacios que podrían convertirse en tra-yectorias de flujo.

Cualquier deficiencia en la cementación pri-maria tiende a afectar el aislamiento en el largoplazo. Asimismo, grandes fluctuaciones en la pre-sión y la temperatura dentro del pozo puedenafectar negativamente la integridad del cementoo causar la pérdida de adherencia. Los esfuerzostectónicos también pueden fracturar el cementofraguado. Cualquiera que sea la causa, la pérdidade la integridad del cemento puede dar lugar a lamigración de fluidos, al deterioro del aislamientode la formación o al colapso de la tubería de reves-timiento, incluso cuando se coloca cemento dealta calidad que inicialmente provee un buen sello.

Nuevos cementos flexibles brindan una inte-gridad de más largo plazo que el cementoPortland común porque resisten el agrietamientopor esfuerzos tectónicos y la formación de micro-anillos. Con la introducción de la tecnología decementación FlexSTONE en el año 2000, se incor-pora una distribución optimizada de partículas fle-xibles dentro de la matriz del cemento para queésta se adapte a las variaciones de presión y

30 Oilfield Review

Densidad erróneaRemoción deficiente del lodo y del revoque de filtración Gelificación prematura Pérdida excesiva de fluido

Lechada altamente permeable Contracción significativa del cemento Falla del cemento por esfuerzos tectónicos Adherencia interfacial deficiente

> Parámetros que afectan el sellado durante una cementación primaria. La densidad incorrecta del cemento puede dar lugar a un desequilibrio hidrostático.La eliminación deficiente del lodo y del revoque de filtración (enjarre) permite que el gas fluya hacia arriba por el espacio anular. La gelificación prematuraconlleva la pérdida de control de la presión hidrostática. La pérdida excesiva de fluido permite que ingrese gas en la columna de la lechada. Las lechadasaltamente permeables conducen a un aislamiento de la formación deficiente y a una baja resistencia al flujo de gas. La contracción significativa del cementoy la falla del cemento bajo esfuerzos tectónicos crea fracturas y microanillos que permiten la migración de fluidos. La adherencia deficiente en la interfazentre el cemento y la tubería de revestimiento o entre el cemento y la formación también puede ocasionar fallas.

Primavera de 2002 31

temperatura, lo que crea un aislamiento de la for-mación que va más allá de la vida del pozo4. Laresistencia a la corrosión, la baja permeabilidad, laflexibilidad y la capacidad de expansión lineal pos-terior a la hidratación, hace que los sistemasFlexSTONE sean ideales para cementaciones pri-marias y para trabajos de abandono de calidad(derecha).

Si hay migración de fluidos en un pozo quetiene que ser abandonado, el primer desafío con-siste en localizar la trayectoria de migración de losfluidos. Típicamente, los líquidos del subsuelomigran a través de componentes de terminación

del pozo, tapones con fugas, cementaciones forza-das (a presión) deficientes, fallas en la cementa-ción primaria o a través de la roca sello. Esta rocade cobertura puede estar deteriorada por la pre-sencia de fracturas naturales o por tratamientos deestimulación por fracturamiento. Cuando existenmúltiples yacimientos, la identificación del puntode fuga permite remediar la situación.5 El conoci-

miento del estado de la cementación primaria y delas reparaciones es de fundamental importancia.Para un abandono de pozo exitoso, el personal queparticipa en la operación debe entender la geolo-gía, la geometría y la accesibilidad del pozo, losdispositivos de terminación de pozo y su estado, lapresión del yacimiento y las posibles trayectoriasde migración de los fluidos (izquierda).

2. Mientras que las estimaciones de la proporción de selloscon escape varían ampliamente de una región a otra, enuna encuesta realizada en 1993 en el área deLloydminster, al oeste de Canadá, Husky Oil advirtió queel 45% de los pozos investigados tenían problemas demigración de gas. Sobre la base de su investigación, lacompañía calculó que remediar estos pozos podría cos-tarle entre 15,000 y 150,000 dólares estadounidenses.Para mayor información sobre este tema, consulte:Schmitz RA, Cook TE, Ericson GMJ, Klebek MM, RobinsonRS y Van Stempvoort DR: “A Risk Based ManagementApproach to the Problem of Gas Migration,” artículo de laSPE 35849, presentado en la Conferencia Internacionalsobre Salud, Seguridad y Medio Ambiente, NuevaOrleáns, Luisiana, EUA, 9 al 12 de junio de 1996.

3. El cemento primario es la lámina inicial de cemento colo-cada alrededor de un revestimiento o de una tubería col-gada (cañería perdida, liner). Los principales objetivos delas operaciones de cementación primaria incluyen el ais-lamiento de la formación con el objetivo de evitar lamigración de fluidos hacia el espacio anular, servir desoporte al revestimiento o tubería colgada y proteger elrevestimiento de los fluidos corrosivos existentes en lasformaciones.

Yacimientosno productivos

Empacador de producción

Disparos

Roca sello (de cobertura) del yacimiento

Cemento

Terminación

> Consideraciones para el abandono de un pozo.Los diseños de abandono deben tener en cuentalas características geológicas, tales como eltipo y el estado del yacimiento y de la roca sellodel mismo. El diseño también ha de considerar elestado y la configuración del cemento, los dis-paros (perforaciones, cañoneos, punzados), lastuberías y los dispositivos de terminación delpozo. La roca sello (de cobertura), el cemento ylos equipos de terminación constituyen frecuen-tes trayectorias de migración de los fluidos quedeben identificarse y sellarse para obtener unaislamiento eficaz de largo plazo.

Expa

nsió

n lin

eal,

%

0.00.1

Cementosalino

Cementoenergizado

0.0

Cementode

mortero

CementoFlexSTONE

Proporción T/E

Cemento convencionalSistema FlexSTONE

Fuerza deadherencia,MPa tras 4semanas

de fraguado

Permeabilidad,µD

0.7

3.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

Prop

ieda

des

de a

isla

mie

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del p

ozo

0

4

6

8

10

2

12

> Propiedades de cementos aptos para el aislamiento. Los nuevos sistemas de cementación ofrecenuna mayor expansión lineal que otros sistemas de cemento expansivo (izquierda). Los sistemasFlexSTONE también ofrecen mejores propiedades críticas para el aislamiento del pozo, incluidas larelación entre el esfuerzo de tensión y el módulo de Young (T/E), la fuerza de adherencia y la bajapermeabilidad (derecha).

Para mayor información sobre la cementación primaria,consulte: Bonett A y Pafitis D: “Getting to the Root of GasMigration,” Oilfield Review 8, no. 1 (Primavera de 1996):36–49.

4. Para mayor información sobre cementos flexibles, con-sulte: Le Roy-Delage S, Baumgarte C, Thiercelin M yVidick B: “New Cement Systems for Durable ZonalIsolation,” artículo de las IADC/SPE 59132, presentado enla Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, NuevaOrleáns, Luisiana, EUA, 23 al 25 de febrero de 2000. Thiercelin MJ, Dargaud B, Baret JF y Rodriguez WJ:“Cement Design Based on Cement MechanicalResponse,” artículo de la SPE 38598, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, SanAntonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997.

5. El análisis con isótopos del gas de dos formaciones sedi-mentarias en el área Lloydminster demostró que la forma-ción más superficial era más propensa a los problemasde migración de gas. Para mayor información acerca deeste ejemplo, consulte: Schmitz et al, referencia 2.

Otro desafío en los procedimientos de T&A esque los documentos que detallan la vida del pozo,tales como los registros y diagramas esquemáti-cos de pozos, pueden no encontrarse disponibles.La información sobre la geología puede haberseperdido o ser imposible de conseguir debido a quepueden transcurrir décadas entre la primera pro-ducción y el abandono del pozo. Además, es fre-cuente que los pozos cambien de propietario.

Los operadores han de ajustarse estricta-mente a las regulaciones locales para el aban-dono de los pozos (abajo). En algunas regiones,las agencias reguladoras otorgan el permiso paraprocedimientos específicos de abandono y super-visan las etapas clave de las operaciones. El cum-plimiento exige una planificación cuidadosa y unacoordinación apropiada, las cuales, para algunosoperadores, pueden verse facilitadas gracias abases de datos y programas de computaciónespecializados.6 Las regulaciones han ido cam-biando considerablemente con el pasar deltiempo, y para poderles seguir el paso se requiereexperiencia en aspectos de ingeniería, medioambiente, jurídicos y de seguridad.

En muchas regiones existen normas y regla-mentos vigentes que constituyen los requisitospara el abandono de pozos. En las áreas en las cua-les las autoridades reguladoras no proporcionan lasregulaciones mínimas, los operadores tienden aguiarse por sus propias normas internas. La mayo-ría de estas reglas son similares porque muchas deellas se originaron en el Mar del Norte, en dondelos objetivos de protección del medio ambientetienen una gran influencia sobre las operaciones.

Abandono de pozos sin equipo de perforación o de reparaciónLa preparación es uno de los ingredientes funda-mentales para el abandono de un pozo, y com-prende una evaluación detallada de la geologíade las inmediaciones del pozo, y de las singula-res condiciones mecánicas del mismo. En uncaso sencillo, el abandono del pozo comienza conla limpieza de la tubería de producción y lacementación, o cementación forzada de los dis-paros (cañoneos, perforaciones, punzados). Unavez que se dispara la tubería por encima delempacador de producción, se hace circularcemento entre la tubería de producción y la derevestimiento. A niveles superficiales de lazapata de revestimiento, se efectúan disparosque atraviesan los diferentes revestimientos y sehace circular cemento en todos los espacios anu-lares abiertos a fin de obtener una barrera decemento de pared a pared. Por último, se disparala tubería de producción a una profundidadmenor—quizás 150 m [490 pies]—y se coloca untapón de cemento de superficie. Una vez que sehan colocado y probado todos los tapones decemento, se retiran el cabezal del pozo y elmuñón de la tubería de revestimiento.

En la realidad, casi todas las operaciones deabandono son mucho más complicadas. Los pro-gramas de abandono de varios pozos en tierrafirme demuestran tanto la complejidad de lasoperaciones como las ganancias en eficiencia yel ahorro de costos que se obtienen cuando seutiliza una unidad de tubería flexible en lugar deun equipo de reparación o de perforación.7

Aunque los primeros trabajos se hicieron entierra en la Bahía Prudhoe en Alaska, EUA, en1983, los procedimientos de reparación de pozossin equipos de terminación de pozos se han idoadaptando para ejecutar operaciones de aban-dono de todo el mundo.8 Las operaciones deabandono con tubería flexible también se han lle-vado a cabo en áreas marinas durante más deuna década, pero la remoción de las plataformasde producción suele requerir la movilización deequipos pesados para levantar los componentes(véase “Abandono de campos y desmantela-miento de plataformas,” página 37).9

Son claras las ventajas del abandono emple-ando una unidad de tubería flexible para un pro-grama de abandono de varios pozos. Para áreasmarinas, este equipo es menos costoso y amenudo es mucho más fácil de movilizar; en tie-rra, el beneficio reside en el ahorro de tiempo quese obtiene respecto de una operación convencio-nal. La tubería flexible permite el emplazamientopreciso de tapones de cemento, incluso en pozosdesviados. Además, las operaciones con tuberíaflexible se pueden realizar sin matar el pozo, o sinquitar la tubería de producción o el cabezal delpozo.

En varios yacimientos de petróleo y de gasterrestres agotados en Omán, la compañíaPetroleum Development Oman LLC (PDO) inicióun programa de abandono de varios pozos conSchlumberger (página siguiente). La preocupa-ción principal era lograr el abandono apropiadode todas las zonas productivas, así como prote-ger los acuíferos a la vez que se minimizaban loscostos y los riesgos.

PDO comenzó su proyecto de abandono contubería flexible en noviembre de 2000 luego deun informe de investigación sobre materialespara taponamiento permanente y aplicacionescon tubería flexible. Luego de un estudio inicialde la bibliografía, una revisión del inventario depozos de PDO reveló la existencia de 60 pozos deexploración sobrantes ubicados en todas susconcesiones. PDO decidió comenzar el proyectode abandono de los 60 pozos en el sur de Omán,donde las presiones de formación se encuentranpredominantemente a niveles hidrostáticos oinferiores.

PDO preparó el alcance del trabajo y losrequerimientos de equipos para la licitación delcontrato y pronto se hizo evidente que la comple-jidad y variedad de las actividades de abandonorequería un enfoque de servicios integrados. Unelemento clave de este programa de abandonocon tubería flexible consiste en coordinar todoslos servicios del pozo a fin de maximizar la efi-ciencia. Idealmente, el contratista líder deberíarealizar por lo menos el 80% del trabajo y prefe-

32 Oilfield Review

Ejemplos de regulaciones de T&A

Alberta, Canadá2

El abandono de pozos descubiertos y entubados exige: Aprobación previa de las autoridades reguladorasPlanes que cumplan las normas de regulación, incluidos requisitos especiales en arenas petrolíferas y en áreas que tienen problemas de migración de gasCumplimiento de los requisitos de tiempo y notificación

Regulaciones específicas para el abandono de pozos:

Texas, EUA1

Notificación por escrito de la intención de taponar y los procedimientos propuestosComienzo de las operaciones de taponamiento dentro de límites de tiempo definidosTaponamiento a cargo de la Comisión de Ferrocarriles de Texas y reembolso por el operador bajo ciertas condiciones

Return-Path: <1stmail@fccuhouston.org>

Received: from smtprelay03.wamu.net ([32.85.29.199]) b

y

m

ail01.wamu.net (Netscape Messaging Server 4.15 mail01 Aug 8

2

000 13:22:32) with ESMTP id GQ57IU00.VUH for

<

tanya.messinger@wamu.net>; Fri, 18 Jan 2002 08:37:42 -0800

Received: from twmuws002-smtpin02.wamu.net ([127.0.0.1]) b

y

s

mtprelay03.wamu.net (Netscape Messaging Server 4.15 smtprelay03

A

ug 8 2000 13:22:32) with ESMTP id GQ57HS00.O5G for

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Mrs. Messinger,

Both you and the third person would be coapplicant on the loan. B

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a second application with the third person filling in the coapplicant section only.

Thank you and have a great day,

FCCU

Comisión de Ferrocarriles de Texas, http://204.65.105.13/texreg/archive/January42002/adopted/16.ECONOMIC%20REGULATION.html#372Comisión de Energía y Servicios Públicos de Alberta (EUAB, por sus siglas en inglés): Well Abandonment Guide, marzo de 1996.http://www.eub.gov.ab.ca/bbs/products/guides/g20-1996.pdf

1

2

> Algunos ejemplos de regulaciones para el abandono de pozos. Ciertas regulaciones quehan sido diseñadas para proteger los recursos hídricos y de hidrocarburos, comprendennormas sobre el tipo de cemento utilizado y del emplazamiento de los tapones de cementoen el pozo, a qué profundidad de la superficie hay que cortar los revestimientos y cómodebe quedar demarcada la ubicación del pozo. La restauración de la superficie a su estadooriginal forma también parte del trabajo. En áreas no sujetas a regulación, los operadoressuelen ceñirse a sus propias normas.

Primavera de 2002 33

rentemente llevar a cabo dos de las actividadesmás críticas: las operaciones de disparos y lascementaciones.

PDO desarrolló cinco criterios principalespara el desempeño óptimo del abandono contubería flexible:• Equipo supermóvil—Todos los equipos,

incluido un campamento móvil, estarían monta-dos sobre ruedas para lograr una movilizaciónmás rápida, dado que las unidades deberíantrasladarse cada cuatro a seis días.

• Operaciones auto-soportadas—El contratistase hace cargo de casi todas las actividades,tales como el suministro de materiales, eltransporte y los servicios de los subcontratis-tas, con participación mínima del operador.PDO sólo suministra la programación, el trans-porte aéreo, las instalaciones de comunica-ción, algunos químicos para lodos y unrepresentante local.

• Concepto de localización seca, también cono-cido como descarga cero—No se drenan flui-dos en o cerca del pozo. Esto elimina la

posibilidad de reparar o reconstruir presas dedesechos en las localizaciones de abandono. Sibien es inevitable la circulación y acumulaciónde fluidos durante el trabajo, todos los fluidosse almacenan en tanques. La localización secaacelera el trabajo de abandono y de restaura-ción en alrededor de diez días por pozo, porqueno se pierde tiempo limpiando las presas dedesechos o esperando que se seque la locali-zación. Anteriormente se requerían hastavarios meses para esta actividad.

• Trabajo en una sola etapa—Cada pozo sevisita una sola vez y el trabajo de abandono sedebe llevar a cabo durante esa visita. Cualquierregreso al sitio causa demoras sustanciales ala siguiente operación.

• Kilometraje mínimo—Los traslados de equi-pos se optimizan para reducir el tiempo ymejorar el transporte. Dado que las concesio-nes de PDO cubren un territorio de aproxima-damente 110,000 kilómetros cuadrados[41,000 millas cuadradas], la ejecución de lostraslados según las normas de salud, seguri-dad y medio ambiente (HSE, por sus siglas eninglés) es un requisito esencial.

Entre septiembre y diciembre de 2001 seabandonaron 18 pozos, con ahorros promedios de30% respecto de procedimientos previos deabandono. Los pozos tenían hasta 25 años deantigüedad y producían de areniscas y calizas devarias edades geológicas, por lo que había queplanificar y ejecutar el abandono de cada pozoacorde con sus características únicas propias.

Aunque las lecciones aprendidas en cadapozo se incorporaron a las operaciones ejecuta-das en los siguientes pozos, los procedimientospodían sufrir cambios significativos de un pozo aotro. Típicamente, la necesidad de tales cambiossólo se tornó evidente después de la primeraentrada al pozo. De esta manera, el trabajo deabandono difiere en gran medida para pozos nue-vos, en los cuales es posible planificar las opera-ciones futuras. En el abandono de pozos viejos,existe un plan inicial que exige comunicaciónconstante entre el campo y la base de operacio-nes una vez comenzado el trabajo, porque elestado del pozo en la superficie y en el fondodifiere en cada caso. Por estas razones, es pre-ciso contar con representantes idóneos en lalocalización, y que el personal del contratista seadedicado y experimentado y capaz de enfrentarlos constantes cambios dictados por las condi-ciones del pozo.

Los desafíos encontrados hasta la fechaincluyeron la presencia de petróleo crudo pesadoy espeso en la tubería de producción y en elespacio anular “A”—el espacio que queda entrela tubería de producción y la primera tubería de

revestimiento—que hizo imposible el paso delcable conductor. La corrosión del revestimientomás externo en algunos pozos exigió el tapona-miento adicional a través del espacio anularexterno de cada pozo. Algunos pozos tenían másde un espacio anular, lo que obligó a efectuar dis-paros a través de tuberías dispuestas en formaconcéntrica. Por otra parte, algunos pozos teníanbuenas condiciones para la inyección de fluidos,lo cual simplificó la descarga del fondo del pozomediante la inyección forzada de los colchonesde limpieza hacia la formación.10 Esta inyecciónforzada ahorró tiempo y esfuerzo en comparacióncon el manejo de los colchones de limpieza en lasuperficie. Todas estas situaciones crearon lanecesidad de una programación detallada paracada pozo individual.

Sin embargo, algo común a todos los abando-nos es la necesidad de realizar la operación demanera impecable la primera vez y proteger elmedio ambiente en todas las etapas de la opera-ción. Según esto, todas las localizaciones semantienen “secas” para acelerar la restauracióna su estado natural. Se deben transportar todoslos fluidos de desecho para disponer de ellos deforma segura en las áreas designadas por PDOpara tal efecto. Se hace una excepción con lossobrantes de cemento, cuyos desechos no repre-sentan peligro alguno. Los fluidos empleados enel sitio se almacenan en tanques. Dado que lasdisposiciones gubernamentales locales vigentesno son estrictas, las políticas y normas de aban-dono de PDO se desarrollaron en línea con las dela Asociación de Operadores de Áreas Marinasdel Reino Unido (UKOOA, por sus siglas eninglés), estipuladas para el Mar del Norte y simi-lares a las normas aceptadas por el gobiernoholandés.

6. Woody F: “Streamlining Abandonments for CostReduction,” artículo de la SPE 66497, presentado en laConferencia Ambiental de Exploración y Producción delas SPE/EPA/DOE, San Antonio, Texas, EUA, 26 al 28 defebrero de 2001.

7. Bigio D, Rike A, Christensen A, Collins J, Hardman D,Doremus D, Tracy P, Glass G, Joergensen NB y StephensD: “Coiled Tubing Takes Center Stage,” Oilfield Review 6,no. 2 (Octubre de 1994): 9–23.

8. Harrison T y Blount CG: “Coiled Tubing Cement SqueezeTechnique at Prudhoe Bay, Alaska,” artículo de la SPE15104, presentado en la 56va. Conferencia Regional deCalifornia, Oakland, California, EUA, 2 al 4 de abril de1986.

9. Hoyer CWJ, Chassagne A, Vidick B y Hartley IP: “APlatform Abandonment Program in the North Sea UsingCoiled Tubing,” artículo de la SPE 23110, presentado enla Conferencia Europea de Operaciones Marinas de laSPE, Aberdeen, Escocia, 3 al 6 de septiembre de 1991.

10. La inyección forzada (bullheading) se refiere a la técnicade bombear líquidos a la fuerza hacia la formación.Además de las operaciones de eliminación de fluidos, sepuede realizar esta operación cuando hayan entradofluidos de la formación al pozo durante un evento con-trolado, o cuando no es posible que se produzca la cir-culación normal, tal como sucede después de que elpozo colapsa. Durante estas operaciones, el fluido suelepenetrar a las formaciones más débiles.

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0 150 300 km

100 200 millas

Muscat

Campo Jisr

EMIRATOSÁRABES UNIDOS

OMÁN

M a rA

r áb

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O m á n

G

o l f o d e

G o l f o d e

A r a b i a

> Ubicación del campo Jisr, en elSultanato de Omán.

El abandono del pozo Jisr-1 ubicado en el surde Omán, presentó una dificultad de grado pro-medio para el programa de abandono de pozos dePDO (derecha). La operación comenzó con el tras-lado de la unidad de tubería flexible hacia la loca-lización del pozo (página siguiente, arriba). Dadoque el pozo tenía 12 años de antigüedad, todaslas válvulas del árbol de Navidad se respaldaroncon válvulas nuevas, y se armaron los prevento-res de reventón de la tubería flexible para asegu-rar el control del pozo. Los equipos de detecciónde gas y otros equipos de seguridad se instalaronantes de entrar al contrapozo (antepozo).11

A continuación, se extrajo el tapón del colga-dor de la tubería de producción, utilizado para lasuspensión temporal del pozo. La tubería de pro-ducción y el espacio anular “A” se limpiaron conchorros de líquidos de limpieza enviados haciaabajo de la tubería y hacia arriba del espacio anu-lar. El líquido limpiador contiene surfactantes yácidos que eliminan el lodo, el petróleo y la para-fina. La limpieza es de una importancia críticaporque los sellos dentro del pozo pueden despla-zarse si el lodo u otros materiales lo hacen des-pués del emplazamiento de tapones de cemento.Además, el cemento no formará un sello hidráu-lico perfecto con materiales que están cubiertosde hidrocarburos.

La tubería de producción y el colector de sedi-mentos del revestimiento de 95⁄8 pulgadas se lim-piaron con una herramienta lanza-chorros de altapresión corrida con tubería flexible. Luego se des-plazaron los fluidos alojados de la tubería de pro-ducción y del espacio anular “A” con salmuera,aplicando un gradiente de presión de 11.4 kPa/m[0.5 lpc/pie]. Los chorros de alta presión han pro-bado ser un método efectivo—que no daña elmedio ambiente—para limpiar la tubería de pro-ducción y el colector de sedimentos, porque losdesechos que se generan son mínimos. En casosde seria contaminación con petróleo, se bombeae inyecta crudo liviano y tapones de TubeCLEANa través de los disparos que lo permitan. Esto nofue necesario en el Pozo Jisr-1, donde un baño de2 m3 [13 bbl] de surfactante, con tiempo de con-tacto de 10 minutos, se consideró suficiente paralimpiar el espacio anular “A.”

El equipo de operaciones colocó un bacheespaciador de bentonita en el fondo del pozo contubería flexible a fin de que sirviera de base parael tapón de cemento. En el pozo Jisr-1 se disparóa 342 m [1122 pies] por encima del tapón decemento base. PDO requiere que el tapón de ais-lamiento del yacimiento se emplace desde 50 m[164 pies] por debajo del disparo más profundohasta 50 m por encima del tope del yacimiento.Para cumplir con este requisito a un costo

mínimo, se colocó un espaciador de bentonita de280 m [920 pies] en el fondo del pozo comorelleno. El primer tapón de cemento se emplazócon tubería flexible de tal manera que cubrieralos disparos. Más arriba en el pozo—a la mismaprofundidad de la zapata del revestimiento de133⁄8 pulgadas—se colocó un segundo tapón,luego de haber fijado un tapón puente dentro dela tubería de producción de 31⁄2 pulgadas, utili-zando tubería flexible. Se dispararon la tuberíade producción de 31⁄2 pulgadas y el revestimientode 95⁄8 pulgadas y se colocó un tapón de cementode pared a pared. A continuación, se fijó un tapónpuente a 155 m [508 pies], y se disparó la tuberíaa 150 m. Por último, se bombeó el tapón decemento de superficie. A diferencia de los proce-

dimientos de los tapones previos de cemento,según las normas de PDO, no es necesario probara presión el tapón de superficie.

En casi todos los pozos de este programa deabandono, los contrapozos tienen cerca de 2.6 m[8.5 pies] de profundidad. Una vez que se cortó elcabezal del pozo a 50 cm [1.6 pies] por encimadel suelo del contrapozo, se soldó una placa deacero de 10 mm [0.4 pulgadas] de grosor almuñón del revestimiento, y se instaló unpequeño poste con el número del pozo para mar-car la localización por encima de la superficie.Luego, se llenó el contrapozo temporalmente conarena hasta la restauración final de la localiza-ción. La operación concluyó con el desmontaje dela unidad de tubería flexible y el traslado del con-

34 Oilfield Review

Prof.,m

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637

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13371382

1425

1778

Dammam

Rus

Umm el Radhuma superior

Umm el Radhuma medio

Shammar

Aruma

Natih

Nahr Umr

Clásticos del mesozoico

Gharif superior

Gharif medio

Areniscas basales

Al Khlata

Revestimiento de133⁄8 pulgadas

Revestimiento de133⁄8 pulgadas

Revestimiento de95⁄8 pulgadas

Revestimiento de95⁄8 pulgadas

Tope de llenado, 20 mTapón #3, 150 m

Tapón #1, 1255 a 1460 m

Disparos, 1401 a 1408 mBache espaciador de bentonita, 1460 a 1743 m

Sarta para matar el pozode 31⁄2 pulgadas, 1377 m

Antes del abandono Después del abandono

Disparos en varios revestimientos, 944 a 947 m

Tapón #2, 797 a 947 m

Tapón puente, 952 m

Disparo en la tubería de producción, 155 mTapón puente, 155 m

> Esquema del pozo Jisr-1 antes (izquierda) y después del abandono (derecha).

Primavera de 2002 35

junto del cabezal del pozo y toda la chatarra fuerade la localización (abajo). Esta operación se llevóa cabo en cinco días, incluido el traslado de launidad de tubería flexible que tomó dos días. Elemplazamiento de los tapones de cemento con-sumió la mayor parte del tiempo restante. Lostraslados de unidades de tubería flexible entrepozos situados a poca distancia suele tomar de 6a 10 horas. Los traslados a distancias superioresa 15 kilómetros [9.3 millas] obligan a reubicar elcampamento de trabajo.

Este programa de abandono de varios pozosva a continuar durante gran parte del año 2002.Las operaciones de abandono más complicadasestán planificadas para el final del programa conel objetivo de sacar provecho de la experienciaadquirida en las operaciones previas. Los equi-pos de operaciones siguen enfrentando otrosdesafíos. Dado que los traslados de unidadesconsumen una gran parte del tiempo de opera-ción, la obtención del equipo “supermóvil” y eluso de equipos multifuncionales apropiados paraestas operaciones, contribuirán a incrementar laeficiencia. Además, la principal actividad diariaes el emplazamiento de los tapones de cementoen el pozo, por lo que hay considerable interés endesarrollar tiempos de fraguado de cemento cor-tos pero seguros.

En una operación como la del abandono depozo con tubería flexible, en la cual los beneficiosresiden en el ahorro de tiempo, los tiempos deespera de fraguado del cemento constituyen ungran obstáculo. Los diseños de la lechada semodifican a menudo para reducir los tiempos debombeo y espesamiento a medida que aumentala experiencia de campo. Los tiempos convencio-nales actuales de bombeo de lechadas a travésde tubería flexible alcanzan las 3 horas y lostopes del cemento se han tocado con la sarta alas once horas. Se están considerando las lecha-das UniSLURRY con el objetivo de reducir aúnmás este tiempo. Los sistemas UniSLURRY sepueden emplear en todas las operaciones decementación en un amplio rango de temperaturay densidad, con lo que se cubre la mayor parte delos requerimientos de cementación de los cam-pos petrolíferos. La familia de lechadasUniSLURRY se compone de aditivos para contro-lar las pérdidas de sólidos o líquidos, así como deretardadores líquidos. Su versatilidad simplificala logística de las operaciones de cementaciónporque se reducen el número y la cantidad de

aditivos que se tienen que transportar y, en unmomento dado, almacenar en la localización delpozo. Los aditivos reducen de manera sinérgicalas concentraciones de aditivo sin que se modifi-que la calidad de la lechada.

A medida que los equipos de operación sepreparan para abandonar los pozos más difíciles,PDO está considerando el uso de sistemas flexi-bles de la familia CemSTONE. Es de esperar quela tecnología de aislamiento de la formación delargo plazo FlexSTONE aumente la resistencia alagrietamiento bajo condiciones cambiantes delyacimiento, y que proporcione un tapón de aban-dono más duradero que los tapones usuales decemento. Otra ventaja del sistema de lechadaFlexSTONE es que se puede diseñar para que seexpanda, con lo cual se elimina cualquier posiblecontracción de volumen que pudiera dar lugar a

la pérdida del aislamiento. La expansión y la fle-xibilidad aseguran una adherencia excelente conel revestimiento y evitan el desarrollo de unmicroanillo entre el revestimiento y el tapón decemento, con lo que el pozo permanece apropia-damente abandonado con el correr del tiempo.Otra mejora adicional es el desarrollo más rápidode resistencia a la compresión por la optimiza-ción de la distribución del tamaño de las partícu-las que ofrece el sistema FlexSTONE encomparación con lechadas convencionales, loque redunda en un menor tiempo de espera hastael fraguado para someter los tapones a pruebasde presión. Las pruebas de laboratorio han con-firmado el desarrollo más rápido de la resistenciaa la compresión. El sistema FlexSTONE es uno delos tantos sistemas que se van a emplear duranteel proyecto de abandono de PDO.

11. El contrapozo es una excavación ubicada por debajo delequipo de perforación que sostiene el cabezal del pozo,y los adaptadores de la tubería de revestimiento. La pro-fundidad del contrapozo permite el acceso a las válvulasmaestras del árbol de Navidad desde el nivel delterreno.

> Localización típica de T&A en Omán. Losequipos móviles, tales como la unidad detubería flexible (color naranja) permiten lle-var a cabo los trabajos de T&A en aproxima-damente cinco días (arriba). Los camellosvisitan los sitios de vez en cuando (abajo).

> Localización restaurada típica en el desierto de Omán después del abandono.

Placatransparente

Placaporosa

Jeringa que contiene lalechada que se va a inyectar

Medio espaciador, en el cual se delimita un “canal”

Papel de filtro

Punto de inyección Punto de inyección

Lechada estándar de microcemento Lechada SqueezeCRETE

> Dispositivo para probar lechadas y sus resultados. Las lechadas de cemento se inyectan en un ex-tremo de un dispositivo de prueba (arriba). La hendidura que queda entre las dos placas representa uncanal o imperfección que hay que reparar. La lechada estándar de microcemento (abajo a la izquierda)formó un puente de 30 mm [1.2 pulgadas] dentro de la hendidura estrecha. La lechada SqueezeCRETE(abajo a la derecha) penetró toda la longitud—225 mm [8.9 pulgadas]—de la hendidura de 120 µm deprofundidad y creó un sello completo.

Las lechadas ligeras LiteCRETE constituyenuna posible solución para el aislamiento entreacuíferos, donde las grandes pérdidas de fluidoshacen impráctico el uso de lechadas convencio-nales.12 También se está investigando la des-carga de apuntalantes (agentes de sostén) y degranulado de bentonita para aislar secciones delpozo que se encuentran más allá del alcance dela tubería flexible convencional, ya sea comoconsecuencia de restricciones del pozo o debidoa la profundidad. El uso de resinas para sellar lossistemas de transmisión de presión de 1⁄8 pulga-das y líneas de control, ha sido probado con éxitoen condiciones de taller y se encuentra a laespera de un pozo candidato adecuado para unaprueba completa de campo.13 Este procedimientopermitirá abandonar pozos con líneas de controlmediante operaciones con tubería flexible, en vezde utilizar un equipo para extraer los dispositivosde terminación. El desarrollo de resinas tambiénpuede conducir a tapones cortos, de bajo volu-men, con tiempos de fraguado rápidos que pue-dan reemplazar los costosos empacadoresinflables y los tapones puente mecánicos.

Corrección de abandonos defectuososEn algunos casos los procedimientos iniciales deabandono del pozo no consiguen sellar el yaci-miento por completo o de forma permanente y,en consecuencia, es necesario realizar operacio-nes correctivas adicionales.14 Esto es especial-mente problemático en pozos de gas porque elgas puede pasar con facilidad a través de esca-pes de escala microscópica. Incluso los cementos

Un ingrediente clave en el sellado de losescapes de gas fue la cementación con el sis-tema SqueezeCRETE, en el cual se utilizan ópti-mas distribuciones del tamaño de partículas parapenetrar en las grietas diminutas y llenarlas.17 Laextremadamente baja permeabilidad delcemento fraguado y su resistencia al agrieta-miento mejoran el desempeño de la tecnologíaSqueezeCRETE.

Antes de utilizar la nueva tecnología decementación en el campo, pruebas de laboratoriode los sistemas comunes y lechadasSqueezeCRETE demostraron que el microce-mento regular perdió agua con rapidez y sólopenetró una corta distancia en la hendiduraestrecha antes de formar un puente en el dispo-sitivo de pruebas.18 Por el contrario, el sistemaSqueezeCRETE penetró de forma regular toda lalongitud del dispositivo—225 mm [8.9 pulga-das]—sin canalizarse o puentearse (abajo).

El proceso de bombeo forzado ultra-lentorequirió velocidades de bombeo de 5 L/min [0.03bbl/min] a fin de limitar la presión por fricción eintroducir la mayor cantidad posible de lechadaen la grieta. El contenido de agua en la lechadaSqueezeCRETE es mucho menor que el de laslechadas típicas de cemento Portland, por lo quelas partículas sólidas llenan los vacíos con más

36 Oilfield Review

Edmonton

Calgary

CampoBantry

CampoKillam Norte

ALBERTA

> Campos Bantry y Killam Norte, Alberta, Canadá.

primarios de alta calidad, en ocasiones, nologran sellar los microanillos en las interfacestubería–cemento o cemento–formación. Lacorrección es esencial para la protección de losrecursos hídricos del subsuelo.

Quizás los esfuerzos más persistentes porsellar los pequeños escapes de gas en pozos detierra firme tienen lugar en el occidente deCanadá.15 PanCanadian Energy Corporation, porejemplo, está trabajando persistentemente en lamejora de sus operaciones de cementación depozos. Recientemente, ha concentrado susesfuerzos en la optimización de la cementaciónde remediación para el abandono permanente depozos. En colaboración con Schlumberger,PanCanadian ha sellado trayectorias de escapede gas en pozos abandonados en Alberta, utili-zando una técnica de bombeo ultra-lento encementaciones forzadas.16

En un pozo del yacimiento Killam Norte, dosintentos de cementación forzada no consiguierondetener la migración de gas hacia la superficie.La misma operación se efectuó dos veces sinéxito en otro pozo del yacimiento Bantry (arriba ala izquierda). Ambos pozos fueron abandonadospermanentemente después de operaciones exito-sas de cementación forzada ultra-lenta con tec-nología avanzada.

Primavera de 2002 37

facilidad sin tener que aplicar presión moderada-mente alta para forzar la salida de agua de lalechada. El mantenimiento de una presión relati-vamente baja reduce la posibilidad de que elrevestimiento o la tubería de producción seexpandan a medida que se bombea a través deellos y luego se relajen cuando se libera la pre-sión. Incluso cambios menores en la forma delrevestimiento durante las operaciones de cemen-tación pueden dar lugar a la formación de unmicroanillo. Se continuó el bombeo mientras elcemento fraguaba para evitar la migración de gashacia el cemento.

Las pruebas subsiguientes de migración degas en los pozos de los campos Killam Norte yBantry confirmaron que los escapes de gas sehabían sellado y que los pozos cumplían los requi-sitos regulatorios para el abandono. Dado que hayque abandonar decenas de miles de pozos de gassólo en el occidente de Canadá, y muchos otros enel resto del mundo, la tecnología y las técnicasinnovadoras de remediaciones con cementoadquieren cada vez mayor importancia para elabandono exitoso permanente de los pozos quepresentan escape de gas.

Abandono de campos y desmantelamiento de plataformasUna vez que los pozos individuales han sido tapo-nados y abandonados, las tuberías, instalacionesy otras estructuras presentes en el campo debendesmantelarse y trasladarse. La superficie deberetornarse a su condición original; estas opera-ciones pueden ser difíciles en tierra firme, pero

en áreas marinas, especialmente en aguas pro-fundas, los procedimientos de T&A y el desman-telamiento pueden llegar a ser actividadesmonumentales que exigen una cuidadosa coordi-nación de varios equipos especializados.

El desmantelamiento de las plataformas deproducción en áreas marinas está sujeto a exten-sas regulaciones en todo el mundo.19 Las decisio-nes sobre cuándo y cómo desmantelar lasplataformas implican aspectos complicados deprotección ambiental, seguridad y costo. La dis-ponibilidad limitada de los equipos de levanta-miento de cargas pesadas requiere unacuidadosa planificación anticipada para removerlas plataformas. Lo usual es programar las ope-raciones de manera de poder evitar las malascondiciones climáticas.

El abandono de campos y el desmantela-miento de plataformas marinas comprenden elabandono de todos los pozos de los campos. Lasformaciones permeables del subsuelo se aíslande forma permanente entre sí y de la superficie.Todos los pozos se taponan y el revestimiento secorta a alguna profundidad por debajo del lechomarino, cumpliendo con lo especificado en lasregulaciones locales. También hay que desman-telar y remover las tuberías de superficie. Talestuberías se pueden reutilizar, vender como chata-rra o tratar como desecho.

A continuación se deben desmantelar las ins-talaciones de superficie y otras estructuras, locual puede implicar la remoción parcial o com-pleta, o el derribamiento en el sitio. Esto sepuede comenzar quitando la cubierta o parte

superior de la plataforma, seguido por la remo-ción de la estructura de soporte—conocida comola estructura metálica de una plataforma fijacolocada sobre pilotes incrustados en el fondodel mar—o se puede desmontar la estructuracompleta en una sola pieza. Dependiendo delmétodo seleccionado, pueden requerirse exten-sas operaciones de buceo para cortar la estruc-tura en trozos. Por último, hay que remediar losdaños sufridos por el lecho marino.

En general, la remoción de la plataforma esla parte más onerosa de las operaciones de des-mantelamiento debido al costoso equipo que sedebe movilizar para manipular las cargas.20 Loscontinuos avances en tecnología de levanta-miento de carga harán que, en el futuro, la remo-ción de plataformas se convierta en unaoperación más segura, rápida y fácil.21 Casitodas las plataformas marinas han sido diseña-das para un uso determinado, por lo que las ope-raciones de desmantelamiento se planificanpara cada configuración y condición específica.

Reflotación de la plataforma MaureenLa plataforma Maureen, instalada en el sectorbritánico del Mar del Norte en 1983 por la firmaoperadora Phillips Petroleum Company UnitedKingdom Limited y sus socios, se diseñó de modotal que pudiese reciclarse. Debido a que lasreservas del campo Maureen eran marginales, laplataforma se construyó para ser reflotada, tras-ladada e instalada para producir petróleo en otrocampo una vez que se agotara el campo Maureen(arriba). En el año 2001, luego de ocho años deplanificación y preparación, la plataforma fuereflotada y reubicada con todo éxito en Noruega,donde espera ser reutilizada o desmantelada.22

12. Para mayor información sobre cementación ultraligera,consulte: Al Suwaidi A, Hun C, Bustillos JL, Guillot D,Rondeau J, Vigneaux P, Helou H, Martínez Ramírez JA yReséndiz Robles JL: “Ligero como una pluma, duro comouna roca,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 2–15.

13. Una prueba de taller consiste en la simulación de laoperación de un campo petrolífero utilizando equipo realy no de laboratorio. Por ejemplo, las pruebas de taller delos sistemas de cementación suelen comprender el mez-clado y bombeo de un pequeño lote (tanda) con el fin devalorar las características de la lechada antes de mez-clarla y bombearla en un pozo.

14. Para mayor información sobre cementación de remedia-ción, consulte: Marca C: “Remedial Cementing,” enNelson EB: Well Cementing. Sugar Land, Texas, EUA:Schlumberger Dowell (1990): 13-1 – 13-28.

15. Para mayor información sobre abandono de pozos enAlberta, Canadá, consulte:http://www.eub.gov.ab.ca/bbs/products/catalog/g1-pubs.htm#guides.

16. Para mayor información sobre la técnica de cementa-ción forzada a velocidad ultra-lenta, consulte: Slater HJ,Stiles DA y Chmilowski W: “Successful Sealing of VentFlows with Ultra-Low-Rate Cement Squeeze Technique,”artículo de las SPE/IADC 67775, presentado en la Con-ferencia de Perforación de las SPE/IADC, Amsterdam,Holanda, 27 de febrero al 1 de marzo de 2001.

17. Para mayor información sobre la tecnologíaSqueezeCRETE, consulte: Boisnault JM, Guillot D,Bourahla A, Tirlia T, Dahl T, Holmes C, Raiturkar AM,Maroy P, Moffett C, Pérez Mejía G, Ramírez Martínez I,Revil P y Roemer R: “Concrete Developments inCementing Technology,” Oilfield Review 11, no. 1(Primavera de 1999): 16–29.

Amsterdam

Aberdeen

Campo Maureenbloque 16/29a

M a r d e lN

o r t e

0

0 150 300 km

100 200 millas

REINOUNIDO

> Ubicación del campo Maureen, Mar del Norte.

Farkas RF, England KW, Roy ML, Dickinson M, Samuel My Hart RE: “New Cementing Technology Cures 40-Year-OldSqueeze Problems,” artículo de la SPE 56537, presentadoen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPEde 1999, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre de 1999.

18. Las pruebas y dispositivos de laboratorio se describenen detalle en Slater et al, referencia 16: 2.

19. Para mayor información sobre desmantelamiento de pla-taformas marinas, consulte: Anthony NR, Ronalds BF yFakas E: “Platform Decommissioning Trends,” artículo dela SPE 64446, presentado en la Conferencia y Exhibicióndel Petróleo y el Gas de la SPE de la región del PacíficoAsiático, Brisbane, Australia, 16 al 18 de octubre de 2000.Byrd RC y Velásquez ER: “Partial Removal Best Optionfor Large US Pacific Deepwater Platforms,” Offshore 61,no. 10 (Octubre de 2001): 84, 86, 160. Griffin WS: “Evolution of the Global DecommissioningRegulatory Regime,” SPE Production & Facilities 14, no. 2(Mayo de 1999): 83–87.

20. Chapman LR, Coats A y Lajaunie C: “Containing FieldAbandonment Costs in the Gulf of Mexico,” Offshore 55,no. 11 (Noviembre de 1995): 54-55, 101.

21. “Customized Barges, Hinged Arms Form Single-LiftRemoval Concept,” Offshore 61, no. 10 (Octubre de2001): 92.“Heavy Deck Removal Vessel Under Review for Frigg,Ekofisk,” Offshore 61, no. 10 (Octubre de 2001): 88, 90. Bradbury J: “Find the Right Solution for Cessation,”Hart’s E&P 74, no. 11 (Noviembre de 2001): 45.

22. Bradbury J: “Majestic Maureen Makes It,” Hart’s E&P74, no. 8 (Agosto de 2001): 75, 76, 78, 80. Para mayor información acerca del campo Maureen,consulte: http://www.phillips66.com/maureen/.

A diferencia de las otras plataformas de pro-ducción del Mar del Norte, la plataforma Maureenreposaba sobre una estructura gravitacional deacero en lugar de la típica estructura de concreto.Sus tres tanques de almacenamiento le sirven desoporte a la plataforma.23 Los tanques de almace-namiento cumplen un doble propósito porquehacen las veces de tanques de lastre cuando la pla-taforma es remolcada. Sus instalaciones incluyentodo el equipo necesario para perforar, producir yalmacenar petróleo, además de alojar al personal.Los principales componentes de la plataforma—laestructura gravitacional de acero y la cubierta—seconstruyeron en tierra firme y se armaron cerca dela costa antes de remolcarlas hasta el campo. Seinstaló una columna articulada de carga (CAC) paratrasladar el petróleo hasta los buques cisterna por-que la construcción de un oleoducto hasta la costaera demasiado costosa.

La plataforma soportaba 13 pozos de produc-ción y siete pozos de inyección de agua en elcampo Maureen, con una producción de 223millones de barriles [3.5 millones de m3] de petró-leo entre 1983 y 1999.24 Además, se vinculó unpozo submarino único del campo Moira a la pla-taforma Maureen. A medida que la producciónfue declinando, Phillips comenzó a estudiaropciones para el desmantelamiento.

En general, el desmantelamiento de las plata-formas implica múltiples operaciones.25 Antes decomenzar cualquier operación, las agencias regu-ladoras exigen pruebas de que los planes deabandono cumplirán con las normas ambientalesy de seguridad. El primer paso es cesar la produc-ción y abandonar cada pozo. A continuación, sedesmantela la plataforma, luego de lo cual puederemoverse. El tamaño, la profundidad del agua yla condición estructural de la plataforma ejercen

una fuerte influencia sobre los planes de desman-telamiento y remoción. Las opciones más fre-cuentes para el desmantelamiento de lasplataformas marinas comprenden la remocióntotal o parcial, el derribamiento en el sitio o lareutilización. Como sucede en casi todas las ope-raciones en áreas marinas, la disponibilidad deequipos y las condiciones climáticas son factoresfundamentales. Luego de las operaciones de des-mantelamiento, hay que estudiar el sitio a fin degarantizar la seguridad de la navegación y la pro-tección del medio ambiente.

La remoción total de las instalaciones enáreas marinas deja el lecho marino libre deescombros, lo cual es deseable para la pescapero tiende a ser costoso. La remoción parcialreduce los costos pero exige un minucioso escru-tinio de la estructura remanente a fin de asegu-rar la navegación. Esta opción en la actualidad

38 Oilfield Review

> Reflotación de la plataforma Maureen.

Primavera de 2002 39

sólo es válida para estructuras mayores de10,000 toneladas métricas [11,000 toneladas] enel área de la Comisión OSPAR.26 El derribamientode una plataforma en el sitio, tema que se exa-mina más adelante en este artículo, es conside-rablemente menos costoso que la remoción, peroes ilegal en el Mar del Norte y en las áreas delnoreste del Océano Atlántico que estén regula-das por la Comisión OSPAR. La operación tendríaque garantizar que la plataforma no presentariesgos ambientales y que cae como está pre-visto. Algunas plataformas bien mantenidas sedejan instaladas o se trasladan a otra localiza-ción para su posible reutilización.

Los estudios de la plataforma Maureen revela-ron más de 60 posibles opciones de remoción. Deellas, seis se consideraron factibles, y todasrequerían la reflotación de la plataforma antes depoder realizar las subsiguientes operaciones dedescarte. Las simulaciones por computadora delas operaciones de reflotación, incluyendo aspec-tos tales como la fatiga de los materiales, confir-maron que las operaciones se podían realizar sinproblema.27 Los estudios confirmaron que era fac-tible reutilizar la plataforma, incluso luego deprestar servicio durante 18 años, debido al exce-lente estado de las instalaciones.28

Se abandonaron todos los pozos y se cortarontodos los conductores y tubos ascendentes antesde reflotar la plataforma. Se extrajo el agua demar contenida en los tanques de almacena-miento con bombas para asegurar la flotabilidad.Las operaciones de reflotación comenzaroninyectando agua por debajo de la plataformapara levantar la estructura del lecho marino. AkerOffshore Partner llevó a cabo la operación dereflotación en cerca de 60 horas sin incidentes(página anterior). Los arreglos operacionalesincluyeron la preparación de extensos planes decontingencia—en especial para conseguir flota-bilidad adicional, si fuese necesario—y la vigi-lancia constante de la velocidad de ascenso y delas presiones de los tanques para alcanzar elcalado deseado para el remolque.

A pesar de haber ofrecido la plataforma en elmercado mundial durante varios años, Phillips noha conseguido identificar una opción para la reu-tilización completa de la plataforma Maureenque satisfaga sus cinco criterios: de regulación,técnicos, comerciales, ambientales y de progra-mación. También se han evaluado opciones dereutilización parcial, siendo la más viable la deAker que pretende convertir las bases de la pla-taforma y parte de la CAC en un muelle de aguaprofunda en Stord, Noruega.

Derribamiento de una plataforma marinaEn algunas regiones, es posible abandonar lasplataformas en su sitio para formar un “arrecifeartificial.” El derribamiento de una plataforma ensu sitio exige un gran trabajo de preparación paragarantizar la seguridad y el cuidado del medioambiente. En el Bloque 254 del área Main Pass,

en el Golfo de México, se derribó la plataformade producción en su sitio en agosto del año 2000(arriba). En las operaciones, cuya planificación ycoordinación por parte del operador Unocaltomaron varios meses, participaron contratistasde operaciones marítimas, servicios de ingenie-ría y de buceo.

LUISIANABloque 254, Main Pass

MISSISSIPPI ALABAMA

FLORIDA

G o l f od e

Mé

xi

c

o

> Ubicación de la plataforma Main Pass 254, en el Golfo de México.

23. Tilling G: “Refloating Maureen Oil Platform (110,000 Tons)for Re-Use in Waters Away From the North Sea,” artí-culo de la SPE 29938, presentado en la ReuniónInternacional de la SPE sobre Ingeniería en Petróleos,Pekín, China, 14 al 17 de noviembre de 1995.

24. La producción resultó ser sustancialmente mayor que laprevista en el momento del descubrimiento. VéaseTilling, referencia 23: 6.

25. Para mayor información sobre la remoción de instalacio-nes, consulte: Della Greca A: “Offshore Facility Removal:How to Save Cost and Marine Resources,” artículo de laSPE 36936, presentado en la Conferencia Europea de laSPE sobre Petróleo, Milán, Italia, 22 al 24 de octubre de1996.

26. La Comisión OSPAR para la Protección del MedioAmbiente Marino del Atlántico Noreste, anteriormentelas Comisiones de Oslo y de París, trabaja en la preven-ción y eliminación de la contaminación marina. Paramayor información, visite: http://www.ospar.org/.

27. Denise J-P y Tilling GM: “InteractiveHydrodynamic/Structural Analysis for Refloating a VeryLarge North Sea Structure: Maureen Alpha Platform,”artículo de la SPE 36937, presentado en la ConferenciaEuropea de la SPE sobre Petróleo, Milán, Italia, 22 al 24de octubre de 1996.

28. Tilling, referencia 23: 2.

40 Oilfield Review

> Derribamiento de una plataforma en su sitio. Esta secuencia fotográfica muestra el hundimiento controladode la plataforma que duró sólo 37 segundos desde el primer movimiento hasta la inmersión completa.

Primavera de 2002 41

Desde el comienzo, Unocal trabajó con variasagencias para asegurarse de que todas las opera-ciones cumplirían las normas vigentes. Tambiéndesde el comienzo, la compañía decidió no utilizarexplosivos para derribar la plataforma debido a laabundancia de vida marina en el área. A continua-ción, el equipo tuvo que preparar todos los aspec-tos de las operaciones de desmantelamiento yderribamiento.

La plataforma, que reposaba sobre 85 m [280pies] de agua, se instaló en 1975. Seis pozos pro-ducían hacia los tanques montados sobre lascubiertas, por lo que no había que desmontar ole-oducto alguno. Sin embargo, la compañía decidióderribar la cubierta y la estructura metálica almismo tiempo, una operación que no se habíaintentado antes en el área.

Las operaciones de abandono comenzaroncon el desmantelamiento y la remoción delequipo y de la tubería de producción, incluidas larecuperación y el desecho apropiado de todos losfluidos. A continuación, se abandonaron todoslos pozos de producción siguiendo las normas delServicio Estadounidense de Manejo de

Minerales (MMS, por sus siglas en inglés).Durante el abandono de los pozos, los buzos cor-taron todos los pozos y las patas de la plata-forma. Al cortar los pozos abandonados, seeliminó la posibilidad de dañar los tapones decemento por debajo de la línea de lodo mediantela transmisión de esfuerzos a lo largo del revesti-miento durante el derribamiento. El corte de laspatas creó puntos débiles para facilitar el derri-bamiento. Antes de cortar del todo los pilotes, lastripulaciones instalaron aparejos (jarcias) a fin deproporcionar la fuerza necesaria para derribar laplataforma. El personal permaneció en la plata-forma durante todas las operaciones para garan-tizar la seguridad después de retirar la asistenciade navegación. Los buzos trabajaron durante 205horas y terminaron su trabajo en 26 días.29

En ese momento, la plataforma estaba listapara el derribamiento. Una embarcación anclada,equipada con dos cabrestantes de 500 toneladas[181 tonne] cada uno, proporcionó la fuerza hori-zontal. Los primeros intentos fallaron a causa deproblemas en el sistema de aparejos, por lo quela tripulación eliminó el lastre de los tanquessubmarinos de agua de perforación a fin de redu-cir la fuerza horizontal requerida para el derriba-miento. El tercer intento tuvo éxito en derribar laplataforma, la cual se sumergió por completo en37 segundos (página anterior). Los buzos vigila-ron y filmaron la plataforma derribada para con-firmar su ubicación exacta y se instaló una boyapara marcar tal ubicación (abajo).

Se ha presentado al menos un caso en el cualse abandonaron varios pozos y una plataformaluego de que un buque mercante colisionara conella. En un accidente ocurrido en el Golfo de Suezen 1989, los cabezales de pozo y la plataformaresultaron dañados hasta tal punto que debiódeclararse su pérdida total.30 Los objetivos princi-pales del operador consistían en controlar lospozos, minimizar la contaminación y desmantelarlas estructuras dañadas sin afectar la seguridad.Un andamiaje erigido sobre la plataforma colisio-nada permitió el acceso de los trabajadores a lasválvulas, de manera tal que se detuvo el derramede petróleo una semana después del accidente.Luego de remover la cubierta superior de la pla-taforma, se trasladó al sitio un equipo de perfo-ración para respaldar las operaciones deabandono de los pozos. Finalmente, dos años ymedio más tarde, se pudo desmantelar el restode la plataforma. Este suceso excepcionalsubraya la necesidad de contar con planes decontingencia para casos en que haya que aban-donar prematuramente pozos o plataformas.

Abandonos futurosLa “vida del pozo” conceptual se extiende clara-mente más allá de la fase de producción. Lo ideales que los procedimientos modernos de aban-dono de pozos consigan aislar para siempre lasformaciones del subsuelo. Los productores depetróleo y de gas reconocen la importancia delabandono permanente verdadero, el cualcomienza desde el diseño del pozo, continúadurante la cementación primaria y termina conlos procedimientos adecuados de abandono. Lacreación de un presupuesto común para cada unade estas operaciones desde el comienzo del pro-yecto ayuda a asegurar que se lleven a cabo enforma adecuada.

El abandono de campos, que por lo generalimplica más de un pozo, exige una estrecha coor-dinación de muchas operaciones diferentes paraasegurar el aislamiento del subsuelo en todos lospozos, la remoción del equipo e instalaciones desuperficie y el restablecimiento de la superficie asu estado primitivo. Gracias a las nuevas tecno-logías de cementación primaria y correctiva, ope-raciones de disparos y evaluación de lacementación, además de la intervención contubería flexible y con línea de acero (slickline), lascompañías de E&P y Schlumberger están prepa-radas para emprender los diversos proyectos deabandono de pozos y campos que se presentenen el futuro. —GMG

100 pies

115 1⁄2 pies 20 pies 129 1⁄3 piesSección derribada Estructura principal

Boya

> Plataforma derribada. En este diagrama, preparado después de un estudio posterior al derribamiento,se ilustran las posiciones estables de reposo de la estructura principal y la sección derribada a más de30 m [100 pies] bajo el nivel del mar.

29. Para mayor información sobre el abandono de la plata-forma Main Pass 254, consulte: Whitney CD: “ToppledPlatform In-Place Creates Reef in US Gulf,”Oil & GasJournal 98, no. 45 (6 de noviembre de 2000): 53, 54, 56, 58,59.

30. El Laithy WF y Ghzaly SM: “Sidki Well Abandonment andPlatform Removal Case History in the Gulf of Suez,” artí-culo de la SPE 46589, presentado en la ConferenciaInternacional de la SPE sobre Salud, Seguridad y MedioAmbiente en la Exploración y la Producción de Petróleoy Gas, Caracas, Venezuela, 7 al 10 de junio de 1998.

1. Algeroy J, Morris AJ, Stracke M, Auzerais F, Bryant I,Raghuraman B, Rathnasingham R, Davies J, Gai H,Johannessen O, Malde O, Toekie J y Newberry P:“Control remoto de yacimientos,” Oilfield Review 11, no. 3(Otoño de 1999): 18-29.Bratton T, Edwards S, Fuller J, Murphy L, Goraya S,Harrold T, Holt J, Lechner J, Nicholson H, Standifird W yWright B: “Prevención de problemas durante la perfora-ción,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 32–51.

42 Oilfield Review

Manejo de activos durante toda su vida útil a través de la Red

Mike BoscoMark BurgoyneMichael DavidsonMike DonovanKen LandgrenPaul PickavanceKeith TushinghamJon WineHouston, Texas, EUA

Steve DecaturBPHouston, Texas

Shane DufaurAustin, Texas

Jon InghamGatwick, Inglaterra

Gilberto LópezPetróleos de Venezuela S.A.(PDVSA) E&PTía Juana, Venezuela

Alessandro MadrussaDavid SeabrookLuanda, Angola

Hugo MoránGilberto SegoviaOjeda, Venezuela

Romer MorilloCaracas, Venezuela

Rodulfo PrietoPetróleos de Venezuela S.A.(PDVSA) E&PCaracas, Venezuela Por su colaboración en la preparación de este artículo, se

agradece a Lester Bayne, Caracas; Paolo Censi y CarolynTurner, Houston; George Karr, Austin; Rod Laver, Gatwick,Inglaterra; Denny O´Brien, Sugar Land, Texas; ChristophRamshorn, Cambridge, Inglaterra; y Nick Swinstead,Londres, Inglaterra.CADE Office, CoilFRAC, DecisionPoint, Drilling Office,ECLIPSE, FieldView, Finder, FMI (generador de ImágenesMicroeléctricas de Cobertura Total), FracCAT, GeoFrame,iCenter, InterACT, LiveQuest, LiveQuest Inside, MindShare,OBMI (generador de Imágenes Microeléctricas en LodosBase Aceite), OFM, PERFPAC y VirtualProspect son marcasde Schlumberger. ISO-AIIPAC es una marca deExxonMobil; la tecnología se autoriza exclusivamente a

Perder tiempo significa perder oportunidades y reducir el flujo de fondos. El uso de

la Red (Web) Mundial de Comunicaciones para comunicarse y colaborar ahorra

tiempo y, a la vez, aumenta la cantidad de información inmediatamente disponible

en el banco de conocimientos de una compañía. Un nuevo sistema de soluciones

de información ofrece herramientas de interacción seguras y confiables para todas

las etapas del ciclo de exploración y producción.

La industria de exploración y producción enfrentacada vez más presiones para reducir los costosde descubrimiento y producción, aumentar lasreservas recuperables y maximizar el valor de losactivos. La industria debe descubrir y desarrollarnuevos yacimientos y mejorar los porcentajes derecuperación de los yacimientos existentes—delpromedio tradicional de 35% a 60% o más aún—y a la vez controlar los costos. Además, las nue-vas áreas de interés tienden a hallarse en aguasprofundas y áreas remotas, donde los costos ylos riesgos son altos, y el desarrollo de los cam-pos se vuelve cada vez más complejo.

Las mejoras en eficiencia y productividad sonesenciales. Según la demanda actual, cada puntoporcentual de aumento de la recuperación equi-vale al consumo de un año. Al mismo tiempo quelos operadores se concentran en sus negociosespecíficos de exploración y producción (E&P, porsus siglas en inglés), tercerizan muchas de susactividades, mediante lo cual redefinen los rolestradicionales entre las compañías operadoras ylas de servicios.

Esta focalización en las actividades específi-cas ha conducido a muchas compañías de E&P areducir el desarrollo de tecnologías propias. Ensu lugar, las compañías establecen ventajas com-petitivas a través de desarrollos conjuntos o deluso de las tecnologías disponibles de un modoinnovador. Las interpretaciones de levantamien-tos sísmicos de alta definición, las nuevas medi-ciones de registros, y las mejores simulaciones ymodelados de yacimientos proveen herramientaspara optimizar el desempeño de los yacimientos.El monitoreo de los datos de producción y deyacimientos con sensores permanentes conecta-dos a equipos de control, está cambiando elmanejo de la producción.1

Esta transformación central en el negocio deE&P crea la posibilidad de que cualquier persona,en cualquier lugar pueda acceder inmediata-mente a los datos, así como a conocimientosconfiables y validados, requeridos para tomar de-cisiones bien fundadas. Esto requiere una nuevatecnología de la información (TI), nuevas secuen-cias de tareas e individuos muy bien preparados.

Schlumberger. IP Anywhere es una marca de WirelessMatrix. Internet Explorer y Windows son marcas deMicrosoft Corporation. Netscape Navigator es una marcade Netscape Communications Corporation. UNIX es unamarca registrada de The Open Group en Estados Unidos yotros países.

El sector de servicios debe proveer algo más queservicios y productos tradicionales; la informa-ción es clave para el futuro. Las nuevas solucio-nes se basan en datos proporcionados en tiemporeal y en la colaboración técnica dentro y entrecompañías.

Gran parte de la industria de E&P carece de lainfraestructura para clasificar, verificar, interpre-tar y convertir la actual abundancia de datos eninformación, conocimiento y finalmente, en deci-siones bien fundadas. El éxito operacional y finan-ciero depende de la habilidad de una compañíapara tomar decisiones efectivas y aplicar accio-nes correctivas cuando se las requiera. Los siste-mas de manejo de conocimientos fundados en lasmejores prácticas, ayudan a evitar que se repitanlos errores y mejoran consistentemente la calidaden las operaciones globales.2

Las herramientas diseñadas para aprovecharla infraestructura de la Red han madurado hastatal punto que muchos aspectos del manejo deyacimientos se pueden controlar a través de laRed Mundial de Comunicaciones (WWW, por sussiglas en inglés). La Red permite la colaboración yel acceso a los datos en tiempo real, así como alos datos archivados. Las herramientas de manejode conocimientos pueden examinar la informa-ción disponible de una compañía, ofreciendo unaventaja competitiva.

El reciente deceso de tantas compañías“dot.com” da cuenta de la importancia quereviste la comprensión del proceso fundamentalde negocios de una industria para tener éxito enla Internet. Schlumberger posee años de expe-riencia ofreciendo servicios a la industria de E&P,brindándole una comprensión profunda de los pro-cesos de negocios de la industria. Su presencia anivel mundial significa que goza de conectividaden aquellos lugares donde se descubren y produ-cen hidrocarburos. Schlumberger fue la primeracompañía en la industria que utilizó un sistema deentrega de datos al cliente basado en la Internet.3

Schlumberger Information Solutions (SIS), unaunidad operativa de Schlumberger OilfieldServices, brinda una combinación única de herra-mientas para generar una solución de informaciónglobal, efectiva e integrada para la industria delpetróleo y del gas. Entre ellas cabe mencionar:• tecnología de la información para conectar a los

usuarios con los datos • manejo de la información para manejar y mani-

pular cantidades masivas de datos• herramientas computarizadas de toma de deci-

siones para transformar datos en informaciónútil para su posterior análisis

• servicios de consultores expertos para ayudara las compañías petroleras a concentrarse ensus actividades específicas.

Este artículo describe las herramientas de SISpara mejorar el manejo de un yacimiento a lolargo de su vida útil. Estas herramientas interac-tivas de colaboración, que se basan en la infra-estructura de la Red, están simplificando laforma de trabajar de la industria de E&P, desdelas rondas de licitaciones y adquisiciones hastala perforación y el manejo de yacimientos,pasando por la evaluación de áreas prospectivas.

Adquisición de una propiedad: Salas virtuales de datosEl ciclo de vida de un yacimiento, a menudo,comienza cuando un propietario de derechosminerales en un área concede a las compañías deE&P permiso para explorar. En casi todas las par-tes del mundo, las compañías compiten por losderechos de exploración en rondas de licitacionesmanejadas por los gobiernos. Las agencias encar-gadas de la concesión de licencias ofrecen típica-mente información técnica y económica acerca delos bloques o concesiones a las compañías califi-cadas. Las compañías de E&P analizan las opor-tunidades y envían propuestas a la agenciagubernamental, la cual a su vez, otorga los permi-sos de exploración a los oferentes ganadores.

En vez de obtener propiedades a través delicitaciones gubernamentales, una compañíapuede comprarlas directamente a otra compañíaque desee vender sus propiedades. El proceso deadquisición y enajenación (desinversión) (A&D,por sus siglas en inglés) ha sido tradicionalmentelento y complejo. Cuando una compañía petroleraposeía propiedades para enajenar, ya sea ellamisma o un intermediario, reunía la informaciónnecesaria para que los oferentes evaluaran la

condición técnica y económica de una propiedad.Se compilaba una cantidad limitada de informa-ción sobre una propiedad en un folleto y seenviaba por correo a una audiencia seleccionadapor la compañía petrolera o por el intermediario.Las partes interesadas firmaban un acuerdo deconfidencialidad para poder acceder a un con-junto de carpetas, denominado libro de datos,que contenía generalmente cientos de páginasde información técnica y económica de una pro-piedad.

A los que seguían interesados después deexaminar el libro de datos se les permitía acce-der—sólo una compañía a la vez—a una sala dedatos que contenía cajas o gabinetes de archivosllenos de información técnica y financiera deta-llada. Estas partes hacían sus ofertas y, luego delas negociaciones pertinentes, la compañía dueñade la propiedad firmaba un contrato con el ofe-rente ganador. Con frecuencia, la revisión adicio-nal del estado de la transacción (due diligence)precedía al cierre del trato. Este proceso en sutotalidad podía ser demoroso (abajo).

Si las negociaciones se completan másrápido, los ingresos se generan también másrápido. La Red brinda posibilidades para acelerary hacer más eficiente este proceso. IndigoPool,una compañía de Schlumberger, publica informa-ción sobre rondas de licitaciones y negocios deA&D de todo el mundo. El sitio IndigoPool.comsirve como plataforma para que compradores yvendedores comuniquen grandes volúmenes deinformación técnica compleja, y proporciona unlugar de trabajo seguro y neutral para operacio-nes de A&D o concesiones de propiedades depetróleo y de gas, ventas de datos y servicios.

44 Oilfield Review

Inve

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Tiempo

Listado del sitio en la Red

Libro de datos confidenciales

Sala segura de datos en línea Sala física de datos

Folleto despachado por correoMemorando de la información

> Aceleración del proceso de adquisición y enajenación (desinversión) (A&D,por sus siglas en inglés) con transacciones en línea. El tradicional proceso deA&D (en rojo) requiere tiempo para preparar y enviar materiales a los inver-sionistas potenciales. El acceso a la sala de datos está limitado a un inversio-nista a la vez. En el nuevo proceso (en verde), el sitio IndigoPool.com esseguro y más ampliamente accesible. Múltiples inversionistas pueden obser-var datos confidenciales simultáneamente. Los negocios se pueden concretarmás rápidamente utilizando este sitio de la Internet.

Primavera de 2002 45

Los usuarios autorizados pueden evaluar lasoportunidades potenciales en línea desde cual-quier lugar del mundo. Utilizando un buscador grá-fico o navegador de la Internet, un compradorpuede observar inmediatamente la cobertura de unlevantamiento sísmico especulativo u otros datosde exploración de los vendedores—actualmentecerca de 20—que publican esta información en elsitio IndigoPool.com. Este sitio reemplaza alfolleto, al libro de datos físico y a la sala de datos.Esta información se encuentra al alcance de unnúmero mucho mayor de inversionistas interesa-dos en el mundo entero (derecha).

Como parte del proceso de evaluación, elcomprador tiene la oportunidad de adquirir datosadicionales según se requiera para la evaluación.El libro de datos y la sala de datos de A&D enlínea de IndigoPool constituyen medios podero-sos para exponer estas oportunidades a unaaudiencia global (abajo a la derecha). El libro dedatos en línea provee un resumen de informacióndel activo en cuestión—similar al conjunto decarpetas presentadas en el proceso de A&D tra-dicional—tales como informes de producción,registros clave y mapas estructurales.

La sala física de datos que contiene cajas deinformación técnica ha sido reemplazada con unasala de datos en línea. Esta parte del sitio con-tiene gran cantidad de datos de pozos, datos deproducción y operacionales, informes financieros,interpretaciones geológicas y geofísicas, y acuer-dos legales y de tierras. Una mejor organizaciónde datos y un acceso más amplio a los datos brin-dan a un gran número de compradores potencia-les un escenario más claro del valor del activo.Gran cantidad de inversionistas potenciales pue-den acceder a esta información simultáneamenteutilizando IndigoPool, con lo cual se reduce signi-ficativamente el tiempo desde la presentación dela oferta hasta la firma del acuerdo.

IndigoPool puede proporcionar un mercadeodirecto de los activos mediante mensajes exclu-sivamente dirigidos por correo electrónico. Porejemplo, un anuncio sobre ofrecimientos porparte de una importante compañía de E&P parapropiedades en Australia, Egipto, Trinidad yFrancia generó un tráfico de 600 receptores dife-rentes el mismo día en que éste fue distribuido.

La difusión de ofrecimientos a través del serviciode IndigoPool permite contactar a más inversio-nistas potenciales que lo que una organizaciónde mercadeo interna de una compañía puedelograr normalmente.

Desde que IndigoPool comenzó a operar enabril de 2000, el tráfico diario de usuarios haaumentado progresivamente. A fines del año2001, entre 600 y 900 usuarios accedían al sitiodiariamente.

Alternativas de exploraciónLuego de su fusión con Amoco y de hacerse cargode ARCO y Vastar, BP contó con una gran exten-sión de superficie en la plataforma continental delGolfo de México estadounidense, pero con insufi-ciente personal de exploración para evaluar com-pletamente estas áreas. BP temía que algunas deestas concesiones expiraran sin haberlas podidoevaluar. El problema potencial se resolvió con elsistema en línea VirtualProspect, un desarrollo

2. Amin A, Bargach S, Donegan J, Martin C, Smith R,Burgoyne M, Censi P, Day P y Kornberg R: “Creación deuna cultura de intercambio de conocimientos,” OilfieldReview 13, no. 1 (Verano de 2001): 48-65.Brown T, Burke T, Kletzky A, Haarstad I, Hensley J,Murchie S, Purdy C y Ramasamy A: “Entrega de datos atiempo,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000):34–55.

3. “Schlumberger Data Management,” en Outsourcing:Creating Value, a supplement to Oil and Gas Investor(Abril de 2001): 16–17.

> Navegación en el sitio IndigoPool.com. Los usuarios pueden acceder a lainformación seleccionando ubicaciones en un mapa o investigando camposde textos.

< Libro de datos y sala de datos. La infor-mación de alto nivel se provee en el librode datos (izquierda). Los inversionistasinteresados pueden obtener el acceso alos detalles de las propiedades—talescomo este registro de pozo (derecha)—en la sala de datos en línea.

adquisición puede resultar prohibitivamentecara. Aún cuando se justifique la compra, el man-tenimiento del programa de computación de unacompañía y la consiguiente actualización de lasaplicaciones puede ser desalentador.

La evolución de la Red como un espacio detrabajo interactivo ha generado un nuevo tipo denegocios; el servicio de provisión de aplicaciones(ASP, por sus siglas en inglés). Esencialmente, unASP otorga el derecho de utilización de un pro-grama de computación a clientes a cambio de unpago periódico o de un plan de pago por utiliza-ción. El servicio ASP de Schlumberger se deno-mina LiveQuest. Un cliente puede escogerconectarse a un centro LiveQuest con una líneadedicada o a través de la Internet. Para ello, sólonecesita un navegador tal como NetscapeNavigator o el explorador Internet Explorer deMicrosoft.

La solución del servicio LiveQuest permiteacceder fácilmente a los programas de computa-ción de la industria petrolera, e incluye:• programa de computación de geología y geofí-

sica, incluyendo la mayor parte de la serieGeoFrame

46 Oilfield Review

Manejo de datosManejo de proyectosServicios adicionales

Servicio LiveQuest

Copias de seguridad Carga de datos Manejo del sistema

Servicio LiveQuest

Servidor de cómputos Servidor debase de datos

Servidor deaplicaciones Servidor de Red

Firewall de LiveQuest

Firewalldel cliente

PC o Estación de trabajo

Graficadorlocal

> Servicio LiveQuest. Los usuarios sentados frente a sus PCs de escritorio o estaciones de trabajo,acceden al servicio de provisión de aplicaciones (ASP, por sus siglas en inglés) LiveQuest utilizandoun navegador de la Red. El centro de servicios LiveQuest mantiene los datos y las aplicaciones yrealiza los cómputos. Los resultados se envían a los usuarios como páginas de la Red, en las cualespueden observar y graficar los resultados. La comunicaciones y los datos se hallan protegidos tantopor el firewall (escudo de protección) del cliente como por el firewall de LiveQuest.

conjunto de BP e IndigoPool, que expone los datosa una extensa audiencia de consultores externos.El programa VirtualProspect se inició a fines delaño 2000. Los consultores examinaron la informa-ción en línea y enviaron propuestas para desarro-llar áreas prospectivas. BP otorgó contratos para42 áreas prospectivas en cinco propiedades delGolfo de México en base a estas propuestas.

Luego del trabajo de interpretación realizadopor los consultores seleccionados, BP compró losderechos para 10 de las áreas prospectivas porcerca de 300,000 dólares estadounidenses. BPestima que, colectivamente, estas áreas podríancontener más de 28,000 MMm3 [1 Tpc] de gas.Esto representa 5700 MMm3 [200,000 MMpc] derecursos de riesgo ponderado. El valor actualneto de las reservas arriesgadas varía entre 50 y100 millones de dólares estadounidenses, asu-miendo los términos estándar y los costos actua-les de desarrollo en el Golfo de México. Si lasáreas prospectivas resultan exitosas, los consul-tores percibirán bonos adicionales. Los oferentescuyas propuestas no fueron aceptadas por BPpueden obtener una compensación adicionalarrendando las áreas prospectivas en represen-tación de BP.

BP ha conducido dos rondas adicionales conVirtualProspect. Muchos de los consultores invo-lucrados en la primera ronda también participa-ron en las rondas subsiguientes. El sistemaVirtualProspect permitió a BP evaluar estas pro-piedades por completo en menos de un año; unavance dramático sobre lo que podría haberselogrado internamente.

Otro camino para las herramientas de evaluaciónLas compañías efectúan amplias evaluaciones depropiedades y áreas prospectivas, que requierenuna variedad de componentes y programas decomputación. Algunas aplicaciones, en particularel programa de interpretación sísmica, estándiseñadas para correr en estaciones de trabajomodernas que utilizan el sistema operativo UNIX.Muchas aplicaciones de análisis económico y deingeniería de producción corren sólo en PCs deescritorio o portátiles. Un ingeniero o geocientíficopuede necesitar dos computadoras para ejecutar laaplicación requerida para un trabajo determinado.

Si las aplicaciones no se utilizan con frecuen-cia o se hallan disponibles sólo en una plataformade computación no utilizada por una compañía, su

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• herramientas de manejo de yacimientos, inclu-yendo el programa de computación ECLIPSE

• programa de computación de evaluacioneseconómicas y análisis de riesgos de Merak

• herramientas de manejo de la producción,incluyendo los programas de computaciónFieldView y OFM

• herramientas de manejo de datos, incluyendoel sistema Finder

• la aplicación integrada de perforación DrillingOffice.

El servicio LiveQuest se actualiza continua-mente, incorporando siempre la última versión delas aplicaciones que soporta.

Los datos utilizados en los proyectosLiveQuest se mantienen seguros en el mismolugar que la aplicación, por lo cual, se elimina lanecesidad de transferir extensos conjuntos dedatos para ejecutar las aplicaciones. Las aplica-ciones se ejecutan en computadoras de últimageneración en los Centros de Datos deSchlumberger ubicados en Calgary, Alberta,Canadá; Houston, Texas, EUA, y Aberdeen,Escocia. Los expertos de Schlumberger alrededordel mundo brindan soporte de interpretación yasisten con la utilización de las aplicaciones delservicio LiveQuest.

La interfaz segura de LiveQuest envía infor-mación hacia la computadora de escritorio de unusuario (página anterior). Los usuarios observanlos mismos despliegues a través de la interfaz delservicio ASP que los que se observan utilizandouna versión local del programa de computación.Como los resultados de la aplicación se entreganen una computadora de escritorio estándar, lasimágenes de pantalla pueden cortarse y pegarsefácilmente dentro de un procesador de textos ode un programa de presentaciones.

Las compañías que compran el servicioLiveQuest cuentan con la flexibilidad de incre-mentar o disminuir rápidamente el número deusuarios autorizados y de aplicaciones a las quepueden acceder conforme lo requieran las opor-tunidades de negocios que se les presenten. Losusuarios sólo necesitan una conexión a laInternet, lo cual simplifica su colaboración conlos proyectos. Aún aquellas localizaciones conacceso a conexiones lentas (módem) pueden ins-talar y comenzar trabajos o verificar los resulta-dos desde muchas aplicaciones.

Algunas compañías desean mantener un con-trol estricto de sus datos; otras compañías no tie-nen permitido sacar datos fuera de algunospaíses. En esos casos, una alternativa a las múl-tiples computadoras de escritorio es la aplicaciónLiveQuest Inside, que opera los servidores, lasaplicaciones y efectúa el almacenamiento de losdatos dentro de la red privada de la compañía.

Los servicios LiveQuest ASP se hallan dispo-nibles a través de IndigoPool. Waterous & Co., unbanco de inversiones independiente y global,recientemente enajenó varias propiedades pro-ductoras en Medio Oriente para un cliente utili-zando el sitio IndigoPool.com. El banco sirvió deenlace al servicio LiveQuest, permitiendo a losoferentes potenciales, analizar información en lasala de datos en línea utilizando la serie de apli-caciones de manejo de la producción OFM.

Waterous se especializa en asesoría finan-ciera y servicios de gestión para la industriaenergética. La compañía posee una asociacióntecnológica con IndigoPool para desarrollar unamplio acceso a través de la Red a informacióntécnica clave, a los datos y a una variedad deherramientas de evaluación para respaldar com-pletamente la compra y venta en línea de losactivos de petróleo y de gas.

Colaboración y captura de conocimientoNo hace mucho tiempo, la primera etapa de cual-quier proyecto de desarrollo de un campo involu-craba la búsqueda de datos e informes viejosimpresos. Aún entonces, gran parte del trabajose rehacía, muchas veces desde el principiomismo. El manejo del conocimiento ha maduradoen la industria hasta tal punto que los resultadosde un estudio generalmente se aplican a otrosestudios futuros. Las herramientas y centros dedatos de una compañía operadora o compañía deservicios, tales como el sistema Finder deSchlumberger, ayudan a los operadores a mane-jar información, mediante el archivado de la ver-sión final de los datos y de las interpretaciones.

La nueva herramienta MindShare mejora lacaptura del conocimiento y agiliza el intercambioy la publicación de la información. La arquitec-tura única sustentada por una base de datos per-mite a múltiples usuarios el acceso seguro yglobal al contenido del proyecto. Casi todo tipode información del proyecto se puede guardar,incluyendo documentos de texto, hojas de cál-culo, imágenes, presentaciones, mensajes decorreo electrónico, capturas instantáneas de sec-ciones sísmicas, planes de perforación y resulta-dos de simulaciones. El usuario puede disponerde la información en su escritorio utilizandohipervínculos con los detalles de información delproyecto. Todos los usuarios autorizados puedenobservar y editar las mismas fuentes, las cualesse hallan almacenadas en un área común.

Diseñada específicamente para soportar lassecuencias de trabajo de interpretación en múlti-ples plataformas de E&P, la aplicación MindShareposee la misma interfaz y es tan fácil de usar enuna plataforma UNIX como en aquéllas que correnbajo Windows. La herramienta MindShare per-mite utilizar la función de arrastrar y soltar entodas las plataformas; común en las PCs, pero noen los ambientes UNIX. Se pueden capturar imá-genes de la pantalla del usuario y soltarlas fácil-mente dentro del proyecto. Los cambios en lainformación guardada se reflejan inmediatamenteen las pantallas de las computadoras de los otrosusuarios (arriba). Con la activación de ciertas fun-ciones, se pueden mantener y personalizar copiasde cierta información para diferentes usuarios sinafectar la versión original.

> Utilización de MindShare para el intercambio de información de un proyecto. Cuando un usuario, talcomo un ingeniero de perforación, modifica información en el sistema MindShare (arriba), todas las pá-ginas vinculadas al proyecto se actualizan instantáneamente. En este caso, el resumen de informacióndel perforador se halla vinculado a una página del estado del proyecto. La nueva información se actua-liza automáticamente, aún para los usuarios que están conectados en ese mismo momento (abajo).

Debido a que la herramienta MindShare estácontrolada por una base de datos, y que los usua-rios pueden organizar sus datos durante un pro-yecto, es posible crear fácilmente resúmenes einformes de progreso. Estos informes se actuali-zan automáticamente cuando se agrega o cambiainformación en cualquier otra parte del proyecto.Es posible adaptar las plantillas de los informes apropósitos específicos. Teniendo en cuenta la ele-vada movilidad del personal de E&P, la herra-mienta MindShare ofrece un repositorio activo yesencial para la secuencia de tareas del proyecto.

Actualmente, miembros de un equipo de unproyecto trabajan generalmente en diferentesdistritos y para distintas compañías de E&P o deservicios. Los firewalls (escudos de protección)mantienen la seguridad pero impiden el inter-cambio de información entre las compañías. En la aplicación MindShare, el acceso a cadatópico guardado está designado independiente-mente para cada usuario o grupo de usuarios, yasegurado por sus nombres de conexión o con-traseñas. Este sistema constituye un balanceideal entre accesibilidad y seguridad. No esnecesario mantener múltiples copias de uninforme de un proyecto adaptado a diferentespropósitos, porque la misma fuente puede ali-mentar múltiples usos.

La información también se encuentra disponi-ble para los usuarios registrados a través de unainterfaz de navegador de la Red. Ellos puedenobservar cualquier información para la cual tie-nen luz verde desde cualquier computadoraconectada a sus redes de trabajo. Schlumberger

utilizó el sistema en Luanda, Angola, para proveersoporte a una importante compañía de E&P. El sis-tema MindShare reemplazó a los archivos impre-sos que contienen parámetros de carga de datossísmicos o de gráficas, lo cual permite una recu-peración rápida de imágenes digitales o informesmensuales. Además, cada miembro del personalde soporte podía acceder a una página de infor-mación de contacto desde la misma interfaz.

Un archivo MindShare independiente registrainformación para una solución de manejo de datosde producción que se está desarrollando para lamisma compañía de E&P. El archivo captura el cono-cimiento logrado por el equipo encargado de suimplementación para luego transferirlo al cliente.

La oficina de Luanda también implementó unaaplicación MindShare destinada a rastrear datospara uso de Schlumberger. El sistema tiene deta-lles importantes acerca de programas de calidad,salud, seguridad y medio ambiente, incluyendo elrastreo de revisiones médicas del personal, nor-mas de conducción de vehículos, reglamentacio-nes locales y diagramas de organización.

Portales personalizadosEl ambiente de información dentro del negocio deE&P se ha vuelto rico y complejo. Un vasto arre-glo de datos de activos se almacena en un bancode conocimientos de la compañía. Los datos entiempo real y la información actualizada del pro-yecto, quizás organizada utilizando el programade computación MindShare, fluye continuamente.Los datos pueden analizarse utilizando aplicacio-nes locales o remotas del servicio LiveQuest ASP.

Existen formatos especializados para datos delevantamientos sísmicos en dos o tres dimensio-nes, informes de perforación, registros de pozos,estudios de caracterización de yacimientos, infor-mes para el gobierno y datos económicos. Losmismos datos se pueden utilizar en formatos lige-ramente diferentes para propósitos distintos. Sepuede guardar información similar en variosmomentos, pero cabe la pregunta: ¿Son los datosguardados recientemente siempre los más exac-tos? La combinación de la conectividad de la Redcon una serie especializada de herramientas demanejo de datos ayuda a capturar, almacenar ydistribuir los datos validados a los usuarios.

La información es un activo. El manejo apro-piado de este activo puede tener un impacto posi-tivo en la eficiencia operacional y en losresultados financieros de una compañía. Paramantener la calidad y validez de los datos, es cru-cial contar con personal petrotécnico de TI conexperiencia en la carga y el manejo de conjuntosde datos de la industria de E&P. Schlumbergerposee muchos años de experiencia convirtiendodatos entre distintos formatos, y controlando lacalidad de los datos de ingeniería y petrofísica.Los Centros de Manejo de Datos de Schlumberger,ubicados en cada región del mundo, proveen ser-vicios de manejo de datos que abarcan desde asis-tencia contratada para el sistema interno de unacompañía hasta soluciones que implican una com-pleta tercerización, pasando por proyectos dealianzas de servicios. Estos centros constituyen lacolumna vertebral de la red interna deSchlumberger que conecta a 75,000 usuarios con800 sitios distribuidos en 100 países (izquierda).

Schlumberger diseñó el sistema de manejointegrado de datos Finder para capturar, guardar,archivar, acceder y entregar información corpora-tiva de E&P. El sistema refleja años de desarrollode aplicaciones de computación y experienciapráctica en el manejo de datos. Este sistema per-mite que los mejores datos disponibles seanaccesibles para realizar estudios e informes. Elpróximo paso en la evolución de soluciones demanejo de la información proviene de un desa-rrollo conjunto por parte de SIS y Statoil. Lanueva tecnología provee sistemas escalablesque pueden operar en la Red, se integran consecuencias de tareas de interpretación y sirvende interfaz transparente para aplicaciones devarios proveedores. Este conducto para datos dealta calidad en tiempo real, ayudará a garantizarque la información correcta se encuentre dispo-nible oportunamente para la gente apropiada.

El almacenamiento inteligente de datos essólo el primer paso en el manejo de datos. Paraque la información resulte útil, los geocientíficos

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> Conectividad de la red interna de Schlumberger. La red original (en rojo) se ha extendido debido aotras conexiones adicionales (en azul) y enriquecido con un mayor ancho de banda para abarcarregiones productoras de petróleo y de gas distribuidas alrededor del mundo (puntos verdes). Los dis-cos satelitales indican las ubicaciones de las estaciones terrestres para la comunicación satelital.

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e ingenieros deben saber que ésta existe, ydeben ser capaces de encontrarla. Para ello esnecesario combinar las buenas herramientas debúsqueda con arreglos lógicos, a fin de optimizarla facilidad de acceso. El usuario puede usar uncatálogo de tarjetas electrónicas para encontrarun libro específico en una biblioteca, pero mien-tras explora las pilas que contienen ese libro,puede encontrar un tesoro inesperado y relacio-nado en un estante cercano.

Este mismo concepto se aplica para datospetrotécnicos indexados y organizados demanera apropiada. Los usuarios deberían encon-trar rápidamente todos los datos importantes,aún sin estar enterados de la existencia de tal ocual información antes de acceder a la base dedatos. La dificultad técnica radica en crear un sis-tema que sea lo suficientemente flexible comopara reunir la información que se necesita paravarios usuarios, independientemente del formatode los datos, y sin hacer algo tan complejo quesea imposible de mantener.

Una solución—el portal de informaciónempresarial (EIP, por sus siglas en inglés)—vamás allá de las características contenidas en losportales de la Red o páginas de inicio que ofrecenmuchas compañías al público general. Cuando losusuarios se dirigen al portal estándar de la Red enbusca de información sobre tópicos tales comopapeles que cotizan en las Bolsas de Valores,programas televisivos, condiciones climáticas yde viaje, la información fluye en una sola direc-ción; hacia los usuarios. Contrariamente, el EIPextiende el acceso bidireccional entre los usua-rios y las fuentes de información, aplicaciones yconocimiento.

Schlumberger combinó la tecnología de EIP conlos servicios de manejo de datos, los programas decomputación y la experiencia de la industria deE&P, y creó la nueva solución DecisionPoint, la cualestá basada en la infraestructura de la Red. Estaárea de trabajo digital permite tomar decisionesmás rápidas y exitosas en todos los niveles opera-tivos y provee acceso personalizado a:• información en formatos estructurados, tal

como información financiera, operacional,logística y de producción, levantamientos sís-micos y datos de pozos

• información en formatos no estructurados;mensajes por correo electrónico, presentacio-nes, archivos de escritorio e informes especia-les categorizados y catalogados para facilitarsu búsqueda.

• información y servicios de la Internet, inclu-yendo portales de la industria, sitios de la Redpúblicos y gubernamentales, y recursos regla-mentarios

• aplicaciones a través del uso bajo demanda delservicio LiveQuest ASP

• bancos de conocimientos, incluyendo directo-rios corporativos que proveen acceso y facilidadde búsqueda al personal, repositorios de mejo-res prácticas y lecciones aprendidas, y recursosde aprendizaje, mentores y grupos de discusión.

Gran parte de esta información se puede catego-rizar y catalogar para facilitar su búsqueda.

La información de MindShare es accesiblecomo si se tratara de un componente más del por-tal DecisionPoint. Si un gerente está monitoreandovarios proyectos, él puede acceder directamente acada proyecto a través de hipervínculos entre elportal y los archivos de trabajo de cada proyecto, opuede extraer un informe personalizado del estadode los proyectos desde esos archivos.

Tanto los portales EIP como los estándarescomparten un atributo importante: la personaliza-ción. Cada usuario puede decidir qué informaciónserá desplegada en un portal personal. Dado quese proporcionan decenas de componentes indivi-duales a los usuarios, ellos pueden crear millonesde combinaciones para páginas personalizadas delportal, lo que conduce a una selección esencial-mente ilimitada en diseño.4 Desafortunadamente,

eso podría significar que la conversión de datosde su formato original al formato de cualquierusuario posible podría requerir millones de tra-ducciones de datos.

Un portal es simplemente una puerta deentrada. El lado de la puerta de entrada de losdatos y el lado de la puerta de entrada del usua-rio se pueden manejar independientemente.Esto simplifica el problema de traducir el for-mato original de cada componente posible enun sitio de la Red personalizado. En un lado dela puerta, los datos se convierten de su formatooriginal a un formato común para el portal(arriba). En el otro lado, una solicitud de infor-mación se traduce de ese formato común al for-mato que necesita el usuario para eldespliegue, la visualización o el análisis de losdatos. Si se trata al portal como un medio detraducción, se pueden proporcionar millones deselecciones de diseño con unas relativamentepocas rutinas de conversión.

4. Las personalizaciones permiten muchas variaciones conun conjunto de componentes reutilizables. Para un caso,en el cual los usuarios pueden escoger entre 60 compo-nentes de portales, y se les permite seis componentespor página, el número de combinaciones está dado porel coeficiente del binomio, 60! / (6! (60-6)! ) = 50,063,860.

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Interfaz de acceso a los datosObjetos dedatos de E&P

Componentes delportal de E&P

Conectores

Repositorios deinformación de E&P

> Portal de acceso a los datos. Los conectores convierten los datos de los repositorios de informaciónde E&P a un formato común utilizado por la interfaz del portal. Los usuarios configuran las pantallas in-dividualizadas utilizando los componentes del portal de E&P. Los conectores del lado del usuario con-vierten los objetos de los datos—datos de producción y de pruebas de pozo, información del pozo einformes de perforación—del formato de la interfaz al formato necesario para el despliegue o el análi-sis de los datos.

La personalización permite a cada individuoenfatizar información específica y crítica, adap-tada a cada trabajo y secuencia de tareas. Todoslos miembros de la organización pueden colabo-rar con la misma información validada y en elanálisis de los datos. La información se encuen-tra disponible para todos ellos tan pronto comose publica, lo cual disminuye el ciclo de tiempopara prácticamente cualquier proceso de lasecuencia de tareas de E&P.

Una compañía en Sudamérica poseía uncampo complejo con un programa de perforaciónbastante agresivo. El gerente general quiso ras-trear los indicadores clave de desempeño de laperforación y de las finanzas de su unidad denegocios. La solución incluía optimizar la planifi-cación de la producción utilizando la base dedatos Finder y un portal DecisionPoint, con enla-ces a los indicadores clave de desempeño(izquierda). El sistema optimizó los flujos de infor-mación necesarios para determinar esos indica-dores. El servicio DecisionPoint redujo los cuellosde botella existentes en el flujo de información yen la disponibilidad, lo cual permitió tomar deci-siones más efectivas.

El portal de un gerente de exploración debe-ría contener algunos de los mismos indicadoresque utiliza un gerente general, pero debería con-centrarse más en los objetivos del departamentode exploración. Cada grupo de geocientíficos,ingenieros o analistas financieros de la compa-ñía puede poseer un portal que se concentre endiferentes tópicos. El proceso DecisionPointotorga a todos los usuarios la información vali-dada más reciente. Por ejemplo, se puede opti-mizar la comunicación entre los gruposinvolucrados en la perforación de un pozo. Así,se disminuye el tiempo no productivo entre ungrupo que completa una tarea y otro grupo querecibe la información necesaria para iniciar lasiguiente tarea. A través del mantenimiento dela información validada en un banco de datos, seeliminan los retrasos en la transmisión de infor-mes desde el sitio del equipo de perforaciónhasta la oficina. Los requisitos reglamentarios sepueden rastrear fácilmente y poner a disposicióndel equipo a cargo del proyecto.

Un portal DecisionPoint se vincula explícita-mente a los procesos que controlan el desem-peño del negocio, reduciendo o eliminando loscuellos de botella de la información. El accesoinmediato a los datos, la información, las aplica-ciones, la gente y el mercado, faculta a todospara tomar importantes decisiones en cualquiermomento, y en cualquier lugar.

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> Tipos de portales. Un portal de manejo de activos (izquierda) provee un resumen de información dealto nivel acerca de los proyectos en ejecución. Un portal técnico, en este caso para un ingeniero deproducción (derecha), proporciona un enlace gráfico a una unidad de producción. Los portales tam-bién pueden proveer información tal como precios del petróleo crudo y enlaces al servidor InterACT.Las pestañas en la parte superior permiten el acceso a otras páginas de DecisionPoint con mecanis-mos de búsqueda y manejo de la secuencia de tareas, herramientas de aprendizaje y colaboración.

Operaciones de yacimiento

Monitoreo de los datos a través dela técnica de lapsos de tiempo

Operaciones de producción

Optimizaciónde la producción(días a semanas)

Optimización deldesempeño del

yacimiento(meses a años)

“Ciclo rápido” Optimización de la producción (días a semanas)

“Ciclo lento” Optimización del desempeñodel yacimiento (meses a años)

Modelado del yacimientoPlanificación del desarrollo del campoImplementación en el campoMonitoreo del yacimiento

Monitoreo de gran cantidad de datos

Actualización de modelos y del planIdentificación de los controladoresEjecución del planMonitoreo de los resultados versus el plan

> Optimización del yacimiento y de la producción. Las operaciones de producción seoptimizan continuamente, con ciclos de tiempo de días a semanas. Esto afecta al modelodel yacimiento, pero los proyectos de optimización más importantes se llevan a cabomenos frecuentemente, generalmente cada unos pocos años. El mantenimiento de unacondición óptima requiere no sólo el monitoreo de una gran cantidad de datos sino tam-bién períodos más prolongados de la técnica de monitoreo por lapsos de tiempo.

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Optimización del desempeñoLa optimización de las operaciones de campotiene una influencia directa en el flujo de fondosde una compañía. El proceso se puede visualizarcomo algo que abarca un ciclo de optimización dela recuperación de un yacimiento a largo plazo yun ciclo de optimización de la producción a cortoplazo (página anterior, abajo). Luego del descubri-miento de un campo, el ciclo exterior a largo plazocomienza con la evaluación y el desarrollo inicialdel yacimiento. Después de producir por untiempo, en general, los yacimientos se reevalúan,incluyendo el control a gran escala tal como elque permiten los levantamientos sísmicos 4D contécnicas de lapsos de tiempo y los de multicom-ponentes, y un nuevo modelado del yacimiento. Elciclo de tiempo para una actualización de impor-tancia del modelo abarca de meses a años, perolos datos del yacimiento y de la producción se uti-lizan continuamente para revisar los modelos delyacimiento y guiar las decisiones en los pasoscorrectivos a seguir para mejorar la producción.

El ciclo exterior incluye un ciclo de producciónque representa las decisiones y acciones diariaspara mantener el activo operando al máximo de supotencial. Idealmente, el tiempo de retroalimenta-ción se traduce en horas o días. Los datos de con-trol, tales como las presiones de fondo de pozo ylos gastos (tasas de flujo, velocidades de flujo,caudal, rata), se pueden obtener frecuentemente ydeben analizarse e interpretarse rápidamente.Asimismo, las decisiones correctivas deben ejecu-tarse de inmediato. Desafortunadamente, la eva-luación rápida es por lo general difícil de lograrporque los datos pueden no hallarse accesiblesoportunamente. En esos casos, se pierden oportu-nidades y dinero.

El proceso se puede dividir en cuatro elemen-tos distintos pero relacionados. En primer lugar,los yacimientos de hidrocarburos proveen unafuente esencial para generar valor. En segundolugar se encuentran los pozos, construidos paraacceder de la manera más óptima a los hidrocar-buros, y emplazados para asegurar la recupera-

ción eficiente y rentable. En tercer lugar se hallanlos sistemas de producción e instalaciones demanejo para procesar la producción y transpor-tarla hasta el punto de ventas. Finalmente, perono por ello menos importante, figuran los siste-mas de monitoreo y transmisión de datos. Eldominio entero se debe observar como un sis-tema único, con cada vínculo como un elementovital para su éxito.

En el pasado, la transmisión de los datos hasido el cuello de botella que sufrían los ingenie-ros para obtener información. Ahora, el servicioremoto de comunicaciones InterACT ofreceacceso seguro, bidireccional y en tiempo real alos datos del campo petrolero (arriba). El espaciode trabajo de colaboración en línea otorgaacceso a la información del proyecto a través dela Internet o de una red interna para personalautorizado, promoviendo el trabajo en equipo enel proceso de toma de decisiones. El sistemaentrega todo tipo de datos en cualquier formato,

Enlaces de comunicación

SatéliteRed internaTeléfono celular

MicroondasInternet

ServidorseguroInterACT

Enlaces de comunicación

Operacionesde terminación

Monitoreo de la producción

Operacionesde perforación

Adquisición de registros (perfilaje)

Monitoreo defondo de pozo

> Transferencia de datos en tiempo real a través del servicio InterACT. La información de las operaciones de campo—inclu-yendo operaciones de terminación, tales como el fracturamiento, la perforación, los sensores permanentes de fondo de pozoy las instalaciones de superficie—se transmite en tiempo real a un servidor seguro InterACT. Los enlaces de comunicaciónincluyen enlaces satelitales o de microondas, redes internas o la Internet, así como teléfonos celulares. Los mismos enlacesde comunicación se conectan desde el servidor InterACT a los usuarios en sus hogares o en sus oficinas, a salas de confe-rencias iCenter o a asistentes personales digitales.

tales como reportes de perforación, informaciónde perforación direccional, informes de lodo,registros durante la perforación y registros con-vencionales, datos de estimulación de pozos,datos procesados de registros, fotografías elec-trónicas y una amplia variedad de datos de pro-ducción. La arquitectura que cataloga los datosdel servicio InterACT permite a las compañíasacceder y manejar los datos tanto de las opera-ciones remotas como locales.

El servicio de entrega de datos InterACT es unsistema intuitivo, fácil de utilizar, que no requierela instalación de un programa de computaciónespecializado. Los datos pueden transmitirsedesde el equipo de perforación, el cabezal delpozo, una embarcación o un camión hacia unacentral segura de distribución de la Red, utili-zando el sistema InterACT.

Los datos del sitio del pozo se pueden trans-mitir a través de cualquier canal de conectividadexistente, aún mediante un teléfono celular. Latecnología digital de última generación y los pro-tocolos únicos de transferencia de datos permitenal sistema InterACT completar las transferenciasde un modo confiable, aún con conexionespobres, típicas de localizaciones remotas. Lasopciones flexibles de actualización renuevan losdatos a intervalos predeterminados; tan frecuen-temente como a cada segundo. Los umbrales queel usuario puede configurar pueden a su vez, serdeterminados para condiciones o eventos opera-tivos específicos. Cuando se da una condiciónpredeterminada, se genera y almacena unaalarma o un indicador en un perfil individual.

Utilizando una conexión InterACT, un equipode expertos puede acceder a la información ycolaborar en el proceso de toma de decisionesdesde prácticamente cualquier lugar, mejorandola eficiencia a la vez que se reducen los costos deviaje y de equipo de perforación. El acceso a losdatos en oficinas u hogares no requiere modifica-ciones o cambios en las configuraciones de losfirewalls de una compañía. Luego de conectarseal sitio InterACT a través de un navegador, losusuarios localizan datos mediante el escrutiniode un pozo o la exploración del sitio. La seguridadde los datos se mantiene utilizando las mejorestécnicas de encriptación disponibles de la indus-tria, la sólida autenticación del usuario y los rígi-dos controles de acceso. Los informes, losregistros, y los gastos de producción se puedentransmitir en tiempo real y observar en una com-putadora de escritorio o en un asistente personaldigital (PDA, por sus siglas en inglés). Los archi-vos de datos se pueden generar para importacióndesde otras aplicaciones locales para su uso omanejo posterior.

El servicio InterACT provee información demediciones y de operaciones de perforación entiempo real. Los datos WITS (Especificación deTransferencia de Información del Pozo) oWITSML (Estándar XML de Transferencia deInformación del Pozo), que son estándares de laindustria para el formateo de datos del pozo, secargan a una base de datos almacenada en elservidor a través de un vínculo seguro. El sistemaInterACT soporta algo más que decisiones deperforación en tiempo real. Cualquier dato WITSo WITSML se puede cargar a la base de datos yobservar más tarde; los expertos no necesitanestar en el sitio o en línea todo el tiempo.

Los despliegues interactivos permiten a losusuarios observar datos históricos y en tiempo

real en presentaciones gráficas o numéricas. Losregistros se pueden observar utilizando unaescala de tiempo o de profundidad. Las trayecto-rias de pozos o gráficas direccionales y unarepresentación de la consola de un perforadoracompañan el progreso de la perforación. El sis-tema InterACT fue el primero en la industria endesplegar en forma remota una resistividad deun registro adquirido durante la perforación ouna imagen nuclear en tiempo real.

Un ingeniero de campo puede cargar datos deregistros gráficos o digitales en el espacio deInterACT en el sitio del pozo. Los usuarios enáreas remotas pueden analizar o manipular entiempo real los datos de registros convencionalesy adquiridos durante la perforación, o más tarde,

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iDrilling

iWitness

iVision

iProduction

iGeology iProject

Salas de visitantes

Recepción

Servidores

Sala de estar o área de reunión

> Complejo iCenter de Houston. El teatro central iVision contiene equipos de visualización y progra-mas de computación de última generación para reuniones de aproximadamente 35 personas. Lassalas satelitales también contienen equipos de visualización modernos adaptados especialmente alas tareas de E&P.

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utilizando el visualizador gráfico de registrosincluido en el servicio InterACT. Durante operacio-nes tales como la adquisición de muestras de unyacimiento, los expertos de diferentes localizacio-nes pueden tomar decisiones inmediatas en cues-tiones críticas utilizando los datos en tiempo real.

El sistema InterACT está integrado con el sis-tema de adquisición en el sitio del pozo FracCATde Schlumberger. Este sistema ha sido diseñadopara monitorear los trabajos de estimulación depozos en forma remota. Los datos de estimula-ción transmitidos al servidor están disponiblespara su despliegue en tiempo real en formatosgráficos o numéricos.

Durante la fase de producción, los problemasdel pozo pueden indicarse, por ejemplo, bus-cando cambios en la presión del cabezal de latubería de producción, en la presión de fondo depozo y en las presiones y temperaturas de unmúltiple o distribuidor de la producción.Normalmente, esta información se transmitecada pocas horas, conforme lo especifique eloperador. Sin embargo, si existe una lecturafuera de tolerancia, se puede configurar el sis-tema para aumentar la frecuencia de transmisióna fin de capturar los datos de importancia. El sis-tema InterACT puede enviar alarmas a través deuna conexión de la Internet o de un número deteléfono preestablecido; una característica útilen localizaciones remotas sin una conexiónrápida para la transmisión de datos.

Visualización en ambientede colaboraciónCuando aparecieron las primeras estaciones detrabajo gráficas 3D de gran capacidad a princi-pios de la década de 1990, los geocientíficos sereunían alrededor del monitor de una computa-dora en la oficina de alguno de ellos para rotar einterpretar despliegues de secciones sísmicas. Elpoder de visualización de los datos la convirtió enuna importante herramienta para la exploración yluego para el desarrollo del yacimiento. Parafines de la década de 1990, importantes compa-ñías de E&P y de servicios habían desarrolladosalas especialmente diseñadas para la visualiza-ción de datos complejos. En los últimos dos años,la capacidad para vincular salas de visualizaciónremotas ha mejorado las oportunidades para unambiente de colaboración.

Con la mejora de estos medios, los usos parala visualización se expandieron desde la interpre-tación sísmica hasta casi cualquier aspecto delnegocio de E&P. Schlumberger desarrolló variossitios de visualización, denominados ambientesde colaboración iCenter. El centro en Houston esuna central de distribución (Hub) para el manejo

interactivo del campo (página anterior). Las ins-talaciones específicamente diseñadas para estepropósito incluyen un gran teatro; la sala iVision,capaz de acomodar hasta 35 personas. Esta salase creó para la visualización en 3D y para sesio-nes de colaboración y de videoconferencias conotras localizaciones de Schlumberger y de losclientes.

Las pantallas que utilizan proyectores con luzbrillante son más fáciles de ver en una sala ilu-minada; los participantes pueden tomar notas outilizar otros materiales mientras observan laspresentaciones. Un retro-proyector y una panta-lla permiten que las discusiones se lleven a caboalrededor de la pantalla sin alterar la proyección.

La presentación se puede configurar paravisualizar imágenes estéreo utilizando cristalescon lentes de izquierda y derecha, polarizados endiferentes direcciones (abajo). Este sistema esté-reo “pasivo” es menos fatigante para el especta-

dor y, a diferencia de una presentación “activa,”no requiere interacción entre cada conjunto delentes y la unidad de control.

La flexibilidad es un componente esencial dela conectividad iCenter. La comunicación y lacolaboración en tiempo real entre el personalasignado al equipo de perforación o personal ensitios remotos y el iCenter, se hallan disponiblesa través de una red interna, la Internet, por cableo satélite. La sala está cableada a la red internade Schlumberger, y los participantes se puedenconectar a los propios sistemas de su compañíaa través de la Red. Las decisiones de críticaimportancia ya no tienen que esperar más hastaque alguien regrese a una oficina remota paraobtener información; la recuperación de informa-ción y la toma de decisiones puede ser inme-diata. El centro de Houston se encuentradisponible las 24 horas del día, siete días a lasemana.

> Visualización estéreo en Stavanger. Se observa un modelo geológico utili-zando lentes polarizadas especiales, que convierten la imagen estéreo pasi-va en una representación tridimensional. La consola (primer plano) controlael despliegue de la videoconferencia en la pantalla principal.

Además, la instalación de Houston contienesalas satelitales alrededor del teatro iVision dise-ñadas específicamente para acomodar a losexpertos de los equipos de clientes y deSchlumberger. Las salas se hallan configuradaspara acceder datos en tiempo real a través delsistema InterACT y luego procesar, formatear ydesplegar información importante para la tomade decisiones. Algunas secuencias de tareasincluyen:• reconocimiento sísmico• simulación de yacimientos• construcción de un modelo terrestre mecánico• planificación del pozo• construcción del pozo• terminación del pozo y optimización de la pro-

ducción.En la sala iWitness, el personal puede comuni-

carse con un equipo de perforación, entregar yrecibir datos en tiempo real, y desarrollar reco-mendaciones de análisis de fracturamientos utili-zando el programa CADEOffice para laconstrucción, la producción y la intervención delpozo. Desde su comienzo en agosto de 2001, lasala iWitness ha sido utilizada para 55 trabajosque requerían transferencia de datos a través deInterACT. La sala ha resultado sumamente útil paraapoyar terminaciones marinas, porque evita quelos ingenieros tengan que viajar a localizacionesremotas a fin de monitorear tratamientos críticos.

El personal de perforación planifica pozos einteractúa con operaciones del programaPerforación Sin Sorpresas en la sala iDrilling.5 Losingenieros monitorean los datos del campo y delpozo en tiempo real en la sala iProduction, y con-trolan las operaciones desde la sala a fin de opti-

mizar el desempeño de las mismas. La salaiGeology está configurada para interpretar datosde imágenes de la pared del pozo obtenidas condispositivos tales como el generador deImágenes Microeléctricas en Lodos Base AceiteOBMI (véase “Imágenes claras en lodos baseaceite,” página 2) y el generador de ImágenesMicroeléctricas de Cobertura Total FMI, en unaimagen proyectada a gran escala, lo cual hacemás fácil la interacción con clientes que cuandose utiliza una pantalla pequeña de computadora.La sala iProject ofrece un espacio de trabajoamplio para que los equipos multidisciplinariostrabajen juntos y tomen decisiones conjuntas,integrando las secuencias de tareas o proyectoscomplejos de campos petroleros. Las herramien-tas de simulación de yacimientos, tales como elprograma de computación ECLIPSE, se encuen-tran disponibles en la sala iProject.

La instalación iCenter contiene la másmoderna tecnología de equipos y programas decomputación combinada con la experiencia delpersonal interno. Cuando se combinan con datosen tiempo real transferidos desde las localizacio-nes de los pozos utilizando el programa de comu-nicaciones remotas InterACT, estas herramientasde visualización y colaboración ayudan a losclientes a tomar mejores decisiones. Los equiposmultidisciplinarios pueden comunicarse a travésde un lenguaje visual común, evitando así muchasde las complejidades del negocio de E&P.

Los ambientes iCenter se pueden escalar adiferentes tamaños y usos. Las instalacionesiCenter de colaboración están diseñadas para lainterpretación geofísica, el manejo de yacimien-tos y la planificación de proyectos. Actualmente

hay instalaciones similares a la sala iVision deHouston en Stavanger, Noruega; Ridgefield,Connecticut, EUA; y Cambridge, Inglaterra.

Con la ergonomía, la facilidad de uso y lacolaboración como requisitos primarios,Schlumberger Industrial Design desarrolló el con-cepto de comunicación por videoconferenciaiCenter, el cual utiliza pantallas con múltiplesventanas para facilitar el proceso de intercambiode información y de colaboración en formaremota. Estos centros se pueden vincular consalas de videoconferencias de clientes paraintercambiar datos e información en tiempo real.Éstos se han instalado en las oficinas corporati-vas de Schlumberger en Nueva York, Nueva York,EUA, y París, Francia, y en las instalaciones deOilfield Services en Sugar Land, Texas.

Schlumberger Industrial Design completórecientemente una instalación de colaboracióniCenter para Amerada Hess en Aberdeen, Escocia.Actualmente está trabajando en instalaciones decolaboración iCenter para Schlumberger en PortHarcourt, Nigeria, y Gatwick, Inglaterra, y paraSonatrach en Hassi Messaoud, Algeria.

Innovaciones en Venezuela Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) es un pio-nero en la utilización del manejo de la informa-ción para mejorar sus operaciones. A fines de ladécada de 1990, PDVSA formó alianzas conSchlumberger para poner en efecto varios cam-bios en sus operaciones de TI.

PDVSA reconoció oportunidades para mejorarla eficiencia operacional organizando y archi-vando datos de exploración y explotación.Schlumberger y PDVSA trabajaron en conjuntopara preservar con éxito un gran volumen dedatos nuevos y para transferir tanto informaciónantigua como nueva al sistema de manejo dedatos Finder y a una base de archivado de datosrecientemente diseñada, conocida dentro dePDVSA como Ambiente Integrado. Éste es el pro-yecto de manejo de datos tercerizado más grandede E&P en el mundo. Utilizando este sistema,PDVSA estima que el ahorro en tiempo y en pér-dida de datos suma 314 millones de dólares esta-dounidenses por año. Esta alianza en manejo dedatos se discute en “Ambiente Integrado deDatos,” página 56.

PDVSA formó una alianza separada conSchlumberger denominada PRISA (Perforación yRehabilitación Integral con Servicios en Alianza)para mejorar la producción del campo CostaneroBolívar en el Lago de Maracaibo (arriba a laizquierda). El contrato exigía a Schlumberger per-forar 90 pozos por año y llevar a cabo reparacio-nes en 250 pozos durante los 10 años delacuerdo. Dentro del Proyecto PRISA, PDVSA

54 Oilfield Review

V E N E Z U E L A

C O L O M B I A

Lago de Maracaibo

Campo Costanero Bolívar

M a r C a r i b e

Maracaibo

> El campo Costanero Bolívar en el Lago de Maracaibo, Venezuela.

Primavera de 2002 55

supervisa todas las operaciones mientrasSchlumberger las diseña y ejecuta. Schlumbergerse encarga de reducir el tiempo de las operacio-nes, mientras que PDVSA se concentra en incre-mentar la producción. El trabajo en equipo entreel operador y el contratista ha sido muy impor-tante para el éxito de la alianza.

Durante los últimos 70 años, el campoCostanero Bolívar ha sido explotado intensa-mente tanto en el zona lacustre como terrestre.Este campo altamente complejo comprende yaci-mientos despresurizados que todavía contienencantidades significantes de petróleo; las reservasremanentes se estiman en 2.5 billones de barri-les [397 millones m3]. Debido a la complejidaddel campo y a las bajas presiones de la forma-ción, se requieren tecnologías de última genera-ción para producir estas reservas remanentes demanera rentable.

PDVSA tenía cinco objetivos para la alianzacon Schlumberger en el campo CostaneroBolívar:• reducir los tiempos operativos en un 30%• disminuir los costos operativos de los pozos en

un 20%• observar medidas estrictas y constantes de

conservación del medio ambiente, incluyendodescarga cero en el Lago de Maracaibo

• máxima recuperación de hidrocarburos en yaci-mientos de baja presión

• implementación de innovaciones tecnológicaspara obtener los objetivos deseados.

El campo posee un gran número de pozosexistentes y a construir que requieren unidadesde perforación y reparación que puedan movili-zarse fácilmente entre los pozos. Los equipos deperforación multipropósito especialmente pues-tos en servicio, diseñados por Schlumberger, lle-garon por primera vez a Venezuela en 1999.6 Lasunidades, que son livianas y modulares, puedenincorporar tecnología de última generación para

encarar las necesidades específicas del campo.Actualmente, el Proyecto PRISA opera seis uni-dades multipropósito en el Lago de Maracaibo,las cuales han aumentado la producción en cercade 125,000 barriles [19,870 m3] de petróleo pordía mediante la incorporación de pozos nuevos yreparaciones de pozos existentes (abajo).

Dentro del acuerdo del Proyecto PRISA, sepueden introducir nuevas tecnologías sólo cuandose espera que éstas aumenten la productividaddel yacimiento. Se han aplicado 100 nuevas tec-nologías, muchas de ellas por primera vez enVenezuela, y otras por primera vez en el mundo.Éstas incluyen las siguientes aplicaciones:• empaque de grava en pozos horizontales7

• re-entrada en pozos de radio corto en el áreaLagunillas Lago

• lodo con microburbujas de aire estabilizadas—afrones—para prevenir y mitigar las pérdidasde circulación

• perforación y empaque en un solo viaje al pozoutilizando el sistema de control de producciónde arena PERFPAC8

• terminaciones CoilFRAC, ISO-AIIPAC y sin filtro degrava.9

La alianza ha mostrado mejoras cuantifica-bles en producción; más de 6000 barriles por día[950m3/d] por encima de lo pronosticado porPDVSA antes de comenzar el proyecto. La siner-gia entre Schlumberger y PDVSA ha ido mejo-rando firmemente a medida que se establecíanlas fortalezas y responsabilidades de cadaequipo. En el Proyecto PRISA los tiempos de ope-ración se han reducido mucho más del 30% fijadocomo objetivo. En algunos pozos, los objetivosfijados a diez años se obtuvieron en sólo dos.

Parte de la mejora en la eficiencia operacio-nal se debió a las tecnologías de la información yde comunicaciones. Schlumberger creó un sitioen la Red para el Proyecto PRISA que estábasado en el Distribuidor de Conocimientos; el

índice de navegación de la red interna deSchlumberger. Esta interfaz segura permite alpersonal del Proyecto PRISA acceder a los sitiosseleccionados de propiedad de PDVSA y deSchlumberger. En estos sitios, se encuentran dis-ponibles los datos del proyecto, incluyendo pro-gramas de construcción de pozos, informesfinales de pozos, informes de perforación, pro-gramas de estimulación y reparación, documen-tos técnicos elaborados durante la ejecución delproyecto, y presentaciones de los foros tecnoló-gicos del Proyecto PRISA. En el sitio se publicatambién un informe diario.

En el corazón del sistema se halla la interfazInterACT de Schlumberger que conecta sitios depozos y oficinas. Esta tecnología hace del PRISAHub una fuente de datos operacionales entiempo real y un verdadero sistema de manejodel conocimiento. El objetivo del PRISA Hub con-siste en integrar los datos de geología y de sís-mica 3D de yacimientos con datos operacionalesde perforación y reparación de pozos.

PDVSA y Schlumberger presentaron los resul-tados operacionales del Proyecto PRISA en unforo interno de tecnología en marzo de 2001. Enesta reunión se presentó un prototipo de la SalaVirtual PRISA. Similar a una instalación iCenter,esta sala combina el acceso a la información devarios dominios técnicos en un solo ambiente.Esta sala virtual proveerá la visualización 3D delos datos del yacimiento, de levantamientos sís-micos y del pozo, y de los datos adquiridosdurante las operaciones en tiempo real. Con estesistema, los geólogos e ingenieros pueden obser-var las operaciones clave sin tener que viajar alcampo.

La demostración del prototipo incluyó elmonitoreo en tiempo real de una operación deempaque de grava llevada a cabo en el equipo dereparaciones PRISA-112. Durante esta opera-ción, el sistema InterACT transmitió las presio-

5. Bratton et al, referencia 1.6. Adamson S, Cupello F, Hicks J, Keenleyside M, Formas D,

Gabillard C, Gamarra F y Sánchez A: “MultipurposeService Vessels: Versatile Toolkits for Well Intervention,”Oilfield Review 8, no. 3 (Otoño de 1996): 34–43.

7. Foxenberg B, Troncoso J, Tiffin D, Steven B, Ripa G,Pitoni E, McPike T, Godwin K, Cooper S, Price-Smith C,Parlar M, Bixenman P, Bennett C, Dickerson R, Ali S yDesroches L: “Empaques de grava en pozos horizontalesde alta productividad,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoñode 2001): 52–75.

8. Behrmann L, Brooks JE, Farrant S, Fayard A,Venkitaraman A, Brown A, Michel C, Noordermeer A,Smith P y Underdown D: “Técnica de diseño de los dis-paros para optimizar la productividad,” Oilfield Review12, no. 1 (Verano de 2000): 54–79.

9. Degenhardt KF, Stevenson J, Gale B, González D, Hall S,Marsh J y Zemlak W: “Aislamiento y estimulación selecti-vos,” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 60–80.

01999 2000 2001

50

100

150

Núm

ero

de p

ozos

200

250Perforaciones y terminacionesReparaciones

> Actividad de perforación y reparación en el Lago de Maracaibo para el Pro-yecto PRISA en el campo Costanero Bolívar.

nes y los gastos a una estación de trabajo en unaoficina situada a unos 3.3 km de distancia [2millas] (arriba). Las operaciones que se estabanllevando a cabo en todos los pozos perforados yreparados también se mostraron utilizando lasconsolas de perforación y reparación. Los datosen tiempo real se comprimieron y transmitieronvía satélite. Una vez que los datos llegaron a laSala Virtual, se decodificó, procesó y presentó lainformación (próxima página, abajo).

La alianza PRISA utilizó el sistema InTouch deSchlumberger; repositorio de mejores prácticas,lecciones aprendidas y otros conocimientos pararesolver los problemas operacionales. Ademásde la base de datos en línea, el sistema InTouchcuenta con soporte técnico las 24 horas del día,365 días al año, desde un centro de soporte deSchlumberger ubicado en Houston. El centro uti-liza una comunidad global de expertos para res-ponder las preguntas que surgen en proyectos deSchlumberger en cualquier lugar del mundo. Paralos problemas urgentes, los tiempos de res-puesta de la solución pueden llegar a ser tan cor-tos como de una hora.

El sistema InTouch ayudó a superar la bajaproductividad del Pozo LL-648 del YacimientoLGINF-05, en el área Lagunillas Lago. La evalua-ción de las verdaderas causas del pobre desem-peño de un pozo se llevó a cabo utilizandoinformación de todos los pozos del campo. Seobservó que el daño de la formación se debíaposiblemente a amplias reparaciones efectuadasdurante los últimos 30 años, incluyendo cincoestimulaciones forzadas utilizando arena en unalechada base aceite, siete empaques de grava y

la utilización de agua del lago durante las opera-ciones de control del pozo. Asimismo se detectóque se habían disparado arenas pobres, y enalgunos casos zonas erróneas. La base de datosde las mejores prácticas del sistema InTouch quese encuentra disponible en todo el mundo pro-porcionó varias recomendaciones para estos pro-blemas. Entre ellas cabe mencionar:• recuperar los dispositivos de terminación con

empaque de grava y limpiar con fluido filtradocon partículas remanentes de 2 o 3 micrones

• correr nuevos registros de resistividad y derayos gamma y redefinir los intervalos de dis-paro

• identificar el contacto agua-petróleo utilizandolos nuevos registros de resistividad y de rayosgamma

• analizar la posibilidad de realizar un trabajo deestimulación antes de empacar con grava.

Este proyecto proporcionó tres nuevas leccio-nes para incluir en la base de datos de manejo deconocimientos. La primera lección indica quecuando los registros originales de resistividad yde rayos gamma o de potencial espontáneo sonviejos, deben considerarse poco confiables paracorrelacionar la profundidad de disparo. Si no secuenta con un registro de correlación confiable,debe analizarse la conveniencia de correr unnuevo registro antes de disparar. La segunda lec-ción fue verificar los intervalos a ser disparadoscon registros de correlación, e informar cualquierdiferencia al ingeniero a cargo de la reparación.La tercera lección sugiere que debe remediarseel daño de la formación antes de llevar a cabocualquier tarea de empaque de grava.

Ambiente Integrado de DatosAntes de la creación del Ambiente Integrado,PDVSA poseía datos esparcidos en un grannúmero de bases de datos no vinculadas entre sí.El Ambiente Integrado creó una fuente unificadapara una gran variedad de tipos de datos: datosdel pozo, datos sísmicos, datos de propiedadesde los fluidos y geoquímica, datos ambientales ymapas, informes técnicos, y datos de proyectosde estudios integrados.

Schlumberger proveyó el personal de la orga-nización de Manejo de Datos de PDVSA (PDM,por sus siglas en inglés), que creó el AmbienteIntegrado. La organización PDM ofrece soporte amás de 2800 usuarios en PDVSA y una cartera demás de 100 aplicaciones especializadas, con ser-vicio al cliente y mesas de ayuda en 16 oficinasde PDVSA, distribuidas en 14 ciudades. La orga-nización soporta las operaciones diarias e incluyeun grupo a cargo de proyectos especiales paradesarrollar aplicaciones, extender e integrarmodelos de datos y brindar liderazgo tecnológico.

PDM asegura que PDVSA tenga acceso a lasmás recientes tecnologías disponibles en laindustria. En esta alianza entre Schlumberger yPDVSA se han desarrollado varias tecnologías.Entre ellas se pueden mencionar:• un sistema para la visualización, la consulta y

el manejo de imágenes satelitales• un sistema integrado para manejar datos de

instalaciones de superficie para los campos depetróleo y de gas

•una interfaz de la Red para proveer accesodirecto a los datos del sistema AmbienteIntegrado

• un sistema de reservas personalizado paraestimar, contabilizar, informar y manejar todoslos tipos de datos de reservas de la compañía(petróleo, gas y bitumen)

• un sistema que utiliza la infraestructura de laRed para compartir información de proyectosdenominado Project Net.

El éxito de Project Net llevó a queSchlumberger desarrollara el ambiente de colabo-ración MindShare. Esta herramienta permitió aPDVSA manejar proyectos grandes y complejosmientras compartía la información entre el perso-nal del proyecto y la gerencia de la compañía através de la red interna de la empresa, utilizandoun navegador de la Red.

En la primera prueba, se utilizó Project Net enun programa destinado a examinar 24 oportuni-dades en Venezuela, que condujo a ocho áreasprospectivas. Se utilizó Project Net para organi-zar toda la información relacionada con este pro-yecto, incluyendo mapas, interpretaciones einformes finales. Los participantes documentaronlas mejores prácticas y las lecciones aprendidas

56 Oilfield Review

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5

6Presión del tratamientoPresión del espacio anularGasto de la lechadaConcentración de apuntalante en la superficieConcentración deapuntalante en el fondo del pozo

> Monitoreo en tiempo real de un trabajo de empaque de grava del Proyecto PRISA. A medida que sedesarrollaba la operación, se monitoreaban las condiciones en el equipo de perforación desde la ofi-cina PRISA. La presión del tratamiento de bombeo de la lechada (en rojo) indicó un arenamiento cercade las 17:20, de manera tal que se detuvo el bombeo de la lechada (en rosado). Se utilizaron las bom-bas del equipo de perforación (no se muestran los parámetros) para remover el exceso de arena concirculación inversa; la prueba indicó que se había logrado un buen empaque de grava a las 18:20. Lapresión del espacio anular (en dorado) fue de cero mientras duró la operación, confirmando que elempacador mantuvo su sello. Se observa un retraso entre la concentración de apuntalante (agente desostén) en la superficie (en verde) y en el fondo del pozo (en azul).

Primavera de 2002 57

para proyectos futuros. El personal del proyectopudo acceder a la información de importanciaalmacenada en un archivo digital centralizado.

Las pantallas de resúmenes de datos ayuda-ron a la gerencia a rastrear los indicadores clavede desempeño del proyecto, tales como las ero-gaciones planificadas y las verdaderas (arriba). Enun segundo nivel de pantallas, se encontrabandisponibles detalles más completos. Por ejemplo,se siguió y manejó el progreso de cada elementodel proyecto. Los miembros del equipo de trabajopudieron observar rápidamente el estado de los

tópicos importantes utilizando un sistema de lucesde “tráfico” verdes, amarillas o rojas. Project Netayudó a fomentar un ambiente de colaboración através de la ejecución del proyecto.

Transformación de las secuencias de tareasLa caja de herramientas de SchlumbergerInformation Systems provee muchas opcionesnuevas para manejar el negocio de E&P. Los cam-bios ya se están implementando en la industriapara acomodar el nuevo paradigma céntrico de

información, pero hay claras necesidades a satis-facer antes de que la industria pueda percibir losbeneficios de esta nueva manera de trabajar.Muchas localizaciones carecen de una poderosainfraestructura de TI. En localizaciones remotas,la conectividad con ancho de banda grande estodavía una rareza. La obtención de información,más rápidamente, desde el cabezal del pozohasta donde se encuentran los encargados detomar las decisiones es clave para optimizar eldesempeño de los proyectos. A pesar de quetrasladar conjuntos de datos antiguos a unapoderosa base de datos tal como el sistemaFinder puede significar un tremendo trabajo, lainformación y las lecciones del pasado conteni-das en esos datos debe ser accesible.

El lidiar con los problemas conflictivos de laseguridad de los datos y la accesibilidad de losdatos es una tarea continua. La colaboración efi-ciente requiere accesibilidad, pero sin el pro-grama de computación apropiado, los firewallscorporativos dificultan el intercambio de informa-ción. Los sistemas deben poseer una sólidaautenticación de seguridad para poder garantizarla confidencialidad de los datos. La tecnología detarjetas inteligentes es una solución que ya seencuentra disponible.

Las nuevas tecnologías y aplicaciones basa-das en la infraestructura de la Red serán prontouna parte integral del negocio diario. Ellas pene-trarán cada aspecto de la exploración y la pro-ducción de hidrocarburos, tornándose finalmentetan esenciales y obvias que nadie las notará.Entonces, la transformación a la empresa digitalestará completa. —MAA

> Despliegue en la Sala Virtual de una operación llevada a cabo en el equipo de perfo-ración. Los parámetros de la operación en curso pueden verse desde la oficina PRISApara cualquier equipo de perforación y reparación en el campo Costanero Bolívar.

> Manejo de proyectos de PDVSA. Schlumberger desarrolló el programa de computación Project Net para ayudar a PDVSA a manejar proyectos talescomo este “Proyecto para la generación de áreas prospectivas y oportunidades.” La parte izquierda de cada pantalla constituye una barra de navegación.La pantalla del nivel superior (izquierda) sigue el progreso físico del proyecto y el presupuesto desde el mes de enero hasta el mes de agosto en 1999. Lasluces de tráfico en la parte inferior indican el estado de los indicadores clave para el proyecto. Una pantalla con mayor nivel de detalle (derecha) descom-pone los elementos críticos para una de las áreas prospectivas, Lago Central, en puntos más pequeños, incluyendo el sistema de advertencias medianteluces de tráfico y espacio para comentarios.

Ian Barclay trabaja como ingeniero de fluidos y decementación en el proyecto de abandono de pozos dela compañía Petroleum Development Oman LLC(PDO) en Muscat, Sultanato de Omán. Allí se dedica ala obtención y aprobación de materiales modernospara taponar pozos. Comenzó su carrera con BaroidLtd. en 1978. Durante los siguientes 11 años ocupócargos de oficina y de campo relacionados con fluidosde perforación en Libia, Italia, África Occidental y elMar del Norte. Desde 1989 hasta 1996, ocupó varioscargos como consultor en fluidos de perforación en elMar del Norte. En 1996, ingresó en Total Oil Marinecomo supervisor de cementación y lodos, y supervisólos fluidos de perforación y operaciones de cementa-ción. Antes de incorporarse a PDO se desempeñócomo ingeniero ambiental de lodo y cemento paraShell Expro (UK) Ltd. (de 1998 a 2000). Ian posee unalicenciatura en ciencia pura de la Universidad deAberdeen en Escocia.

Mike Bosco se desempeña como gerente técnico demercadeo en IndigoPool. Allí apoya los esfuerzos deventas, maneja proyectos clave y es el primer puntode contacto para los clientes. Ingresó en GeoQuest en1999 como geocientífico y fue transferido a IndigoPoolen el año 2000 para apoyar la implementación delsitio IndigoPool.com en la Red. Desde entonces haparticipado en el desarrollo y la prueba de todas lasmejoras y publicaciones de dicho sitio. Antes de ingre-sar en GeoQuest, Mike trabajó como geólogo paraUnion Pacific Resources y BHP Petroleum. Mike esautor de muchos trabajos y posee una licenciatura engeología de la Universidad George Mason en Fairfax,Virginia, EUA, y una maestría en geología de laUniversidad A&M de Texas en College Station, EUA.

Mark Burgoyne trabaja en mercadeo de programasde computación para GeoQuest en Houston, Texas,EUA. Ingresó en Schlumberger en 1990 y previamentese desempeñó como ingeniero a cargo de las operacio-nes de campo de China en Dowell (de 1996 a1997).Mark posee una licenciatura en ingeniería química dela Universidad de Adelaide, Australia del Sur,Australia.

Philip Cheung trabaja en el Centro de ProductosRiboud de Schlumberger en Clamart, Francia, dondeactualmente participa como físico y consultor técnicoen el equipo de la Plataforma Modular de Generaciónde Imágenes. Desde que ingresó en Schlumberger en1982, ha trabajado en Londres, Inglaterra, en progra-mas de procesamiento de registros sónicos y sísmicos,y en el Centro de Investigaciones Doll deSchlumberger en Ridgefield, Connecticut, EUA, en ladeterminación de la permeabilidad a partir de lasondas Stoneley. Desde 1988 ha permanecido enClamart, donde se ha desempeñado como consultortécnico y jefe de sección responsable de los productosde interpretación de las herramientas de medición deechados y generación de imágenes de la pared delpozo. Philip posee una licenciatura en física de laUniversidad de Oxford, y un doctorado en física teó-rica de la Universidad de Warwick, ambas enInglaterra.

Gregory Cook es el gerente de exploración de TheGHK Company. Trabaja en Oklahoma City, Oklahoma,EUA. En 1972, luego de recibir una licenciatura y unamaestría en geología de la Universidad del Estado deOklahoma, se desempeñó como geólogo de explora-ción con la compañía Cities Service Oil Company. Susresponsabilidades incluyeron exploración en el áreamedia continental y en la cuenca de los Apalaches. En1974 trabajó como geólogo petrolero independienteestableciendo una sociedad desde 1974 hasta 1997;esto involucró la perforación de pozos de exploracióny desarrollo, principalmente en la cuenca Anadarko.Greg ingresó en GHK en 1998 como gerente de explo-ración; pero también supervisa las operaciones deperforación, terminación y producción.

Michael Davidson es un consultor de gestión que tra-baja actualmente en IndigoPool en Houston, Texas.Ingresó en Schlumberger en 1999 como director dedesarrollo de estrategias y negocios para IndigoPool.Previamente trabajó para BP, donde se desempeñócomo director de tecnología de la información (TI)para todo el mundo con la responsabilidad de planifi-car la integración de TI entre BP y Amoco. Desde quecomenzó su carrera con BP Exploration en 1975,Michael ha ocupado muchos cargos como gerente deexploración, gerente de desarrollo de recursos ygerente de geología de desarrollo en el Mar del Norte,EUA, Francia, Latinoamérica e Inglaterra. Michaelposee una licenciatura (con mención honorífica) engeología de la Universidad de Edinburgo, Escocia.

Steve Decatur es director de personal de subsuelo yde desarrollo en BP. Reside en Houston, Texas. Él haejercido varios cargos dentro de la compañía desdeque ingresó en Amoco en 1979. Steve recibió unalicenciatura en sicología de la Facultad Westminsteren Nuevo Wilmington, Pennsilvania, EUA, en 1971, yuna maestría en geología de la Universidad EstatalKent en Ohio, EUA, en 1979.

Michael Donovan se desempeña como gerente en elsegmento de Servicios de Soluciones de Datos yConsultoría de Schlumberger en Houston. Con sedeen Houston, él ha sido el responsable del manejo desoluciones para clientes desde el año 2000. Se incor-poró a la compañía como ingeniero de campo para laadquisición de registros en 1980 en Fairmont, WestVirginia, EUA, y cuatro años más tarde comenzó a tra-bajar como ingeniero de ventas. En 1990 fue transfe-rido a Bakersfield, California, EUA, como ingeniero deventas y luego ocupó el cargo de gerente de distrito enServicios Especiales de la Costa del Golfo. Posterior-mente se desempeñó como ingeniero de ventas enDallas-Fort Worth. Desde 1997 hasta 1998, fue el líderde desarrollo de negocios de adquisición de registrosde Texaco North America, y el siguiente año supervisóel desarrollo de la alianza de negocios de adquisiciónde registros. Antes de ocupar su cargo actual, sedesempeñó como gerente de aplicaciones de tecnolo-gía para la evaluación de yacimientos y como gerentede mercadeo de evaluación de formaciones paraNorteamérica. Mike posee una licenciatura en inge-niería mecánica del Instituto Politécnico Rensselaer,Troy, Nueva York, EUA.

Shane Dufaur se desempeña como campeón de pro-ductos para proyectos de comunicaciones y entregade datos de Schlumberger Oilfield Services en elCentro de Tecnología de Austin en Texas. Actúa comodefensor del usuario, contacto de mercadeo y enlaceentre ingeniería, operaciones y los clientes. Ingresóen la compañía en 1991 como ingeniero de campojunior en Japón y Sumatra, y luego se desempeñócomo ingeniero de campo en Kalimantan y en el áreamarina de Vietnam. Desde 1996 hasta 1998, trabajócomo gerente de servicios de campo en Australia.Luego de desempeñarse como instructor senior en uncentro de entrenamiento en Indonesia, pasó dos añosen el departamento de entrenamiento y desarrollo deSchlumberger Oilfield Services en París y Houston.Shane posee una licenciatura en ingeniería (con men-ción honorífica) de la Universidad de Auckland enNueva Zelanda.

Greg Flournoy es un intérprete y geólogo deSchlumberger para la región continental central delos EUA. Es responsable de interpretar registros de laherramienta de medición de echados, del generadorde Imágenes Microeléctricas de Cobertura TotalFMI*, del Microbarredor de la Formación*, del gene-rador de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del PozoUBI*, y del generador de Imágenes Microeléctricas enLodos Base Aceite OBMI* para clientes en la región.Desde 1982 hasta 1988, se desempeñó como geólogoconsultor para muchas compañías de petróleo y degas en la plataforma oriental de la Cuenca Pérmica yen el norte de Texas. Luego de diplomarse en 1991, seincorporó a Oryx Energy Co. en Dallas, Texas, comogeólogo de exploración. Desde 1994 hasta 1998, sedesempeñó como geólogo en GeoMarine, Inc. enPlano, Texas. Ingresó en Schlumberger en 1999 comogeólogo e intérprete de la herramienta FMI enMidland, Texas. Greg posee una licenciatura en geolo-gía de la Universidad Hardin-Simmons, Abilene,Texas, y una maestría en geología de la UniversidadBaylor en Waco, Texas.

Peter Goetz es actualmente geólogo principal en elequipo de los pies de monte del sur en El Paso Oil andGas Canadá en Calgary, Alberta, Canadá. Comenzó sucarrera en Hudson´s Bay Oil and Gas Co. Ltd. en 1979y desde entonces ha trabajado para muchas compa-ñías importantes y medianas, la más significante BowValley Energy Inc., en varias cuencas canadienses.Actualmente, se dedica a la exploración y el desarro-llo de áreas prospectivas estructurales dentro de lospies de monte de Alberta, en la Cuenca OccidentalCanadiense. Peter posee una licenciatura (con men-ción honorífica) de la Universidad de Waterloo enOntario, Canadá y un doctorado de la UniversidadCarleton en Ottawa, Canadá.

Steve Hansen se desempeña actualmente como geó-logo líder en Schlumberger Applied Interpretation &Development en Houston, Texas. Desde que ingresóen Schlumberger y durante más de 20 años, mientrasresidía en Texas y el Lejano Oriente, trabajó en lainterpretación de imágenes y registros de echados.Steve, entrenado como ingeniero de campo en servi-cios de pozo abierto y pozo entubado, ha ejercido tam-bién funciones como ingeniero de campo y de ventas

Colaboradores

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tanto en servicios de evaluación como de producción,concentrándose en la interpretación de registros deechados y herramientas de generación de imágenes.Steve posee una licenciatura en ingeniería geológicade la Universidad de Arizona en Tucson, EUA, y unamaestría en geología de la Universidad de Texas de laCuenca Pérmica en Odessa.

Andrew Hayman es el físico principal del departa-mento de evaluación de formaciones en el Centro deProductos Riboud de Schlumberger en Clamart(SPRC, por sus siglas en inglés), Francia. Él contri-buyó al desarrollo del generador de ImágenesMicroeléctricas en Lodos Base Aceite OBMI*.Actualmente trabaja en herramientas de generaciónde imágenes de la pared del pozo de la próxima gene-ración y continúa apoyando los proyectos de evalua-ción de la cementación y de interpretación deimágenes ultrasónicas. Anteriormente, se desempeñócomo físico en SRPC trabajando en el desarrollo deherramientas de generación de imágenes para la eva-luación del cemento y la corrosión, así como en lageneración de imágenes de la formación. También sedesempeñó como físico para British Steel Corp. enCorby, Inglaterra (de 1980 a 1985). Posee muchaspatentes y es autor de numerosas publicaciones.Andrew posee una licenciatura en física de laUniversidad de Bristol en Inglaterra, una maestría enfísica médica de la Universidad de Aberdeen enEscocia, y un doctorado de la Universidad de laCiudad en Londres, Inglaterra.

Jon Ingham es gerente de desarrollo de negocios delReino Unido de Soluciones de Producción enSchlumberger Information Solutions. Allí es el respon-sable de promover soluciones de producción (inclu-yendo la optimización de la producción en tiempo realy las evaluaciones económicas) a los clientes en elReino Unido. Ingresó en Schlumberger Wireline en1982. Trabajó en África del Norte y Occidental,Marruecos y el Mar del Norte. Se incorporó a GeoQuesten 1996 como campeón de productos GeoFrame* en elReino Unido. Desde 1997 hasta 1998, se desempeñócomo gerente del Centro de Entrenamiento Europeo.En 1999 ocupó el cargo de gerente de soporte de apli-caciones de GeoQuest en el Reino Unido, antes de ocu-par su posición actual en 2001. Jon posee unalicenciatura (con mención honorífica) en ingenieríacivil de la Universidad de Leeds, además de una maes-tría en administración de empresas de la Escuela deNegocios de Manchester, ambas en Inglaterra.

Malcolm Lamb es geólogo de desarrollo e interpreta-ción senior para Schlumberger en Canadá. Trabaja enCalgary, Alberta, Canadá. Actualmente se dedica a lainterpretación y la geología de pozos en el Occidentede Canadá. Comenzó su carrera en 1993 como inge-niero de campo de pozo abierto en Canadá y en 1995ya se desempeñaba como ingeniero de campo senior.En 1996 comenzó como ingeniero de campo general yespecialista en pozo entubado. Desde 1997 hasta 1999,ocupó un cargo en ventas de técnicas de evaluación deyacimientos, trabajando en el desarrollo de cuentas yel entrenamiento de clientes. También se desempeñócomo ingeniero de Servicios de Evaluación y Diseñopara Clientes DESC* para importantes compañíaspetroleras canadienses. Antes de ocupar su cargoactual en el año 2000, estuvo involucrado en ventas ymanejo de cuentas para varios clientes. Malcolm poseeuna licenciatura en geología de la Universidad deAlberta en Edmonton, Canadá.

Ken Landgren es director de planificación para solu-ciones en la Red en Schlumberger InformationSolutions. Está basado en Houston, donde es responsa-ble de diseñar nuevas ofertas de servicios y productosque operen en la Red, incluyendo la aplicación de solu-ciones de información de E&P DecisionPoint*. Desde1978 hasta 1982, ocupó varios cargos en operaciones ymanejo de campo en las operaciones de adquisición deregistros en el Golfo de México, y se desempeñó comogeofísico de unidad para Schlumnberger Offshore enNueva Orleáns, Luisiana, EUA (de 1982 a 1986). Pasólos siguientes dos años trabajando como gerente de lasección de ingeniería sísmica en Schlumberger enClamart, Francia. En 1988 fue trasladado al Centro deProductos de Schlumberger en Austin como coordina-dor de las estaciones de trabajo y luego como gerentede proyectos Geoshare. En 1993, ocupó el cargo degerente de mercadeo para el manejo de datos, y tresaños más tarde se desempeñó como gerente para tec-nología de la información y manejo de datos paraGeoQuest en Norteamérica. Desde 1998 hasta 2000,fue gerente de desarrollo de productos para el manejode datos de GeoQuest en Houston. Ken posee unalicenciatura y una maestría en física de la Universidadde Tenessee en Knoxville, EUA.

Robert Laronga se desempeña como campeón de pro-ductos OBMI para Schlumberger. Reside en Clamart,Francia, desde donde supervisa el despliegue globaldel servicio OBMI incluyendo entrenamiento, soportetécnico, mercadeo, representación pública y presenta-ción a clientes. Anteriormente, trabajó paraSchlumberger como ingeniero de campo durante sieteaños en Texas Occidental, el Golfo de México y a bordodel barco de perforación del Programa de PerforaciónOceánica. Se desempeñó como ingeniero de pruebasde campo para el primer prototipo experimental de laherramienta OBMI antes de asumir su posición actualen el año 2000. Rob posee una licenciatura en arqueo-logía y geología de la Universidad de Cornell en Ithaca,Nueva York.

Mark Larsen se ha desempeñado como geólogo princi-pal para Schlumberger desde el año 2000. Con sede enShreveport, Luisiana, él efectúa interpretaciones inte-ractivas en estaciones de trabajo de datos de resistivi-dad y de generación de imágenes acústicas paraofrecer a los clientes interpretaciones de la geologíadel pozo. Mark tenía una responsabilidad similar en sucargo anterior como geólogo de interpretación conSchlumberger de Canadá en Calgary (de 1996 a 2000).Comenzó su carrera en 1980 con Tenneco Oil deCanadá. En 1985 se incorporó a Canadian OccidentalPetroleum Ltd., donde trabajó como geólogo senior enel Occidente de Canadá y como geólogo del plantelinternacional. Mark posee una licenciatura en cienciasde la ingeniería de la Universidad de Saskatchewan enSaskatoo, un certificado de desarrollo gerencial y unamaestría en economía de la Universidad de Calgary,ambas en Canadá.

Bingjian Li es un geólogo senior en Servicios de Datosy Consultoría de Schlumberger en Calgary, Alberta,Canadá. Lleva cuatro años trabajando conSchlumberger, principalmente en el área de interpre-tación de imágenes de la pared del pozo. Antes deingresar en Schlumberger, pasó un año con una firmaconsultora en Canadá, tres años en investigación geo-lógica en el sector británico del Mar del Norte y ochoaños como geólogo con la Corporación Nacional dePetróleo China (CNPC) en China. Bingjian posee una

licenciatura en geología del petróleo del Instituto delPetróleo Daqing en China y un doctorado en geologíade yacimientos y sedimentología de la Universidad deAberdeen en Escocia.

Gilberto López es gerente de perforación y reparaciónde pozos del Proyecto PRISA (Perforación yRehabilitación Integral con Servicios en Alianza), paraPetróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) en el Occidentede Venezuela. Ha ocupado este cargo desde el año2001. Comenzó su carrera en 1974 como ingeniero deperforación en entrenamiento con Shell Oil Company.Cuatro años más tarde, ocupó el cargo de supervisor deperforación y reparación de pozos en Maraven S.A.(PDVSA). Luego de un cargo en La Haya, Holanda, conShell Oil en 1982, se desempeñó como supervisor delequipo de perforación para Maraven en el Occidentede Venezuela. Posteriormente ocupó los cargos desuperintendente del equipo de perforación y repara-ción, superintendente de perforación y reparación, ylíder de perforación y reparación en Venezuela.Gilberto posee un diploma de técnico petrolero de laEscuela Técnica Industrial en Cabimas, Venezuela, yuna licenciatura en ingeniería del petróleo de laUniversidad de Oklahoma.

Alessandro Madrussa trabaja en soporte de aplica-ciones de geología y geofísica (G&G) de GeoQuest yreside en Luanda, Angola. Se incorporó a la compañíaen 1996 como geofísico para GeoQuest en Milán, Italia.Antes de ocupar su posición actual, estuvo a cargo delsoporte de productos de G&G de GeoQuest enMountrouge, Francia. Alessandro posee una maestríaen geofísica de la Universidad de Trieste, Italia.

Mel Marshall es gerente de El Paso Oil and GasCanadá, en los pies de monte de Alberta y reside enCalgary. Comenzó su carrera en 1985 con DomePetroleum trabajando en exploración de áreas prospec-tivas en los carbonatos devonianos. En 1989 se incor-poró a Encor Energy, donde trabajó en las áreasprospectivas devonianas y triásicas en Alberta y laColumbia Británica. Luego ingresó en Crestar Energy ypasó otros cinco años en la exploración del nordeste dela Columbia Británica. En 1998, se incorporó a larecientemente formada El Paso Oil and Gas Canadácomo geólogo y trabajó en exploración en Alberta, laColumbia Británica y los Territorios del Noroeste. Melposee una licenciatura en geofísica de la Universidad deCalgary.

Hugo Morán es gerente del Proyecto PRISA paraSchlumberger IPM, en el Occidente de Venezuela.Reside en Ciudad Ojeda, Venezuela. Allí, bajo el con-trato PRISA con PDVSA, es responsable del manejooperativo y comercial de seis equipos de perforaciónen el Lago de Maracaibo. En ese rol, se desempeñócomo líder del equipo para la optimización del procesode perforación y reparación que redujo el tiempo noproductivo en un 70%; reducción que convirtió alProyecto PRISA en el de mejor desempeño operacionalen el Lago de Maracaibo durante el período 2000-2001.Desde que ingresó en Schlumberger en 1998, tambiéntrabajó como ingeniero de perforación senior y gerentede perforación y reparación de pozos. Durante sus 26años en la industria petrolera, ha trabajado paramuchas compañías petroleras, principalmente en ope-raciones de perforación y terminación en Argentina,Irak, América del Sur y Canadá. Hugo posee una licen-ciatura en ingeniería civil de la Universidad PrivadaJ.A. Mazza en Mendoza, Argentina.

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Romer Morillo es gerente de cuentas deSchlumberger para el servicio de manejo de datos(PDM) de PDVSA; un servicio exclusivo paraPetróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) destinado a pro-porcionar manejo de datos, proyectos de tecnología dela información (TI) y soporte de aplicaciones especia-lizadas para la comunidad de E&P. Está basado enCaracas, Venezuela y sus principales responsabilida-des incluyen liderar la relación entre las dos compa-ñías e identificar las oportunidades comunes para laintroducción de mejoras y nuevos proyectos. Ingresóen Schlumberger en 1997, luego de trabajar 15 añospara la organización de TI de PDVSA como analista deproyecto, líder de proyecto y supervisor del sistema deinformación en las áreas de manejo de gas, mercadodoméstico de petróleo, refinamiento, exploración yproducción. Romer posee un diploma en tecnología dela información de la Universidad Rodríguez enVenezuela.

Mark Orgren es uno de los dueños de Alliance EnergyCorporation en Jones, Oklahoma, una firma consul-tora de geología que cofundó en 1995. Se especializaen el uso creativo de datos digitales para encontrarnuevas reservas de hidrocarburos. Durante los últimosdos años, ha trabajado con The GHK Company paraayudar a desarrollar el descubrimiento prolífico de lafirma en las montañas Ouachita, en el sureste deOklahoma. Antes de 1995, Mark se desempeñó comogeólogo de exploración y gerente de geología, paraExxon, Chevron y otras compañías. Mark posee unalicenciatura en geología de la Universidad Estatal deNueva York en Fredonia y una maestría en geología dela Universidad de Oklahoma.

Jan Pellenbarg trabaja para Petroleum DevelopmentOman LLC (PDO) en Muscat, Sultanato de Omán, enel proyecto de abandono de pozos sin equipo de perfo-ración o de reparación. Allí supervisa las operacionesde la unidad no. 20 de tubería flexible deSchlumberger. Anteriormente (de 1994 a 2000), sedesempeñó como supervisor de perforación senior eingeniero de pozo senior con PDO. Desde 1986 hasta1990, trabajó como supervisor de perforación paraShell en Norteamérica. También pasó cuatro años conShell PDC Nigeria Ltd., trabajando como supervisorde perforación senior. Jan obtuvo una licenciatura eningeniería mecánica en Holanda.

Jochen Pfeiffer está basado en Oklahoma City,Oklahoma y se dedica a la cementación dentro delárea oriental terrestre de Schlumberger en EstadosUnidos. Se incorporó a Schlumberger Dowell luego derecibir su licenciatura en geología de la UniversidadLudwig-Maximilians en Munich, Alemania en 1981.Durante sus primeros trabajos, se desempeñó comoespecialista en cementación en Turquía y Libia,gerente de cementación en el área marina de Libia,gerente de una embarcación de estimulación enItalia, gerente de localización en Libia y luego enNoruega. Desde 1993 hasta 1997, estuvo a cargo de laestimulación con tubería flexible en Alemania y luegoocupó el cargo de gerente de distrito allí mismo.Desde 1997 hasta 1999, se desempeñó como gerentede mercadeo de Dowell para Europa Central yOriental. Antes de ocupar su posición actual, Jochenfue gerente de proyecto y mercadeo de servicios alpozo para Schlumberger en Francia.

Paul Pickavance es gerente de desarrollo de negociospara el servicio de provisión de soluciones con la apli-cación LiveQuest* en la región terrestre de EstadosUnidos. Reside en Houston, Texas. Se incorporó aSeismograph Service Ltd. en 1981 y trabajó primeroen cuadrillas de adquisición sísmica en tierra enPakistán, Libia y Perú, y luego en interpretación yprocesamiento de datos sísmicos marinos. Fue trasla-dado a la división de investigaciones, para estudiarfuentes sísmicas marinas, anisotropía y el registro detres componentes. Se incorporó a GeoQuest Systemsen 1991, donde trabajó en entrenamiento y soporte deaplicaciones. Luego que Schlumberger adquirióGeoQuest Systems en 1992, trabajó en soporte, entre-namiento y mercadeo en Italia y Francia, abarcandoel sur de Europa y África. Trabajó con el grupo deMercadeo de Productos en Houston desde 1998 hasta2001. Paul posee una licenciatura y una maestría enciencias naturales de la Universidad de Cambridge enInglaterra.

Rodulfo Prieto es gerente de proyectos de explora-ción y se desempeña como coordinador de proyectosde perforación exploratoria y proyectos de evaluaciónpara la unidad de negocios de exploración dePetróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). Sus principalesresponsabilidades son asegurar la calidad de las per-foraciones y los proyectos de evaluación, promover elintercambio de información entre proyectos y evaluarlas opciones de desarrollo para el descubrimiento denuevas reservas. Comenzó su carrera como geofísicode campo con Lagoven S.A. en 1980. Tres años mástarde, se desempeñó como intérprete de datos sísmi-cos. Trabajó como supervisor en el grupo de análisisde cuenca de Lagoven desde 1987 hasta 1989. Ocupóel cargo de gerente de geología y geofísica del pro-yecto Cristóbal Colón y luego se desempeñó comogerente de exploración de la División Occidental deLagoven hasta 1996, cuando se lo nombró gerente deactivos. Rodulfo posee una licenciatura en cienciasgeológicas de la Universidad del Estado dePensilvania en University Park. También posee unalicenciatura en ingeniería geofísica de la UniversidadCentral de Venezuela en Caracas, y un doctorado engeología de la Universidad de Texas. Es presidente dela Sociedad de Geofísicos de Venezuela.

Jim Redden se ha desempeñado como supervisor decomunicaciones para Drilling Fluids M-I L.L.C. enHouston, Texas desde 1997. Sus principales responsa-bilidades incluyen escribir y tomar fotografías parauna revista trimestral externa, un boletín técnico tri-mestral interno, artículos diarios comerciales, traba-jos de asociaciones de profesionales, comunicados deprensa y folletos. Comenzó su carrera en 1973 comoreportero para Fort Lauderdale Sun-Sentinel enFlorida, EUA. Cuatro años después, se desempeñócomo editor de energía para Amarillo Globe-News enTexas. En 1979 se incorporó a Fairchild Publicationscomo jefe de la división sur de Estados Unidos, y unaño después ocupó el cargo de escritor técnico seniorpara Halliburton en Houston. Desde 1983 hasta 1990,trabajó con Pennwell Publications primero como edi-tor de noticias para Offshore Magazine y luego comoeditor para Ocean Oil Weekly Report. Antes de ocuparsu cargo actual, trabajó como escritor técnico conHughes Christensen Co./Baker Hughes. Jim posee unalicenciatura en periodismo de la UniversidadMarshall, en Huntington, West Virginia.

David Seabrook trabaja como gerente de desarrollode negocios de geología y geofísica (G&G) paraSchlumberger Information Solutions. Reside enLuanda, Angola, donde se responsabiliza por elmanejo del equipo de ventas y soporte relacionadocon aplicaciones de G&G y de yacimientos, manejo delconocimiento, ambientes iCenter*, así como de servi-cios y productos de Merak. Se incorporó a GeoQuesten 1997 como geocientífico de manejo de datos e inge-niero a cargo de la oficina de GeoQuest paraSudáfrica. David posee una maestría en geofísica de laUniversidad del Witwatersrand, Johannesburg,Sudáfrica.

Gilberto Segovia es gerente de desarrollo de tecnolo-gías e ingeniería de Schlumberger con sede en CiudadOjeda, Venezuela. Trabaja en el Proyecto PRISA. Sededica al diseño de perforación de pozos someros,profundos, de reentrada, direccionales y horizontalesen el área del Lago de Maracaibo. Comenzó su carreraen 1987 como ingeniero de perforación junior conPetróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) en el área delLago de Maracaibo. Sus 15 años de experiencia en laindustria han sido principalmente en ingeniería deperforación, reparación y terminación de pozos des-viados poco profundos y profundos en los camposvenezolanos. Gilberto posee una licenciatura en inge-niería mecánica de la Universidad Estatal Zulia enMaracaibo, Venezuela.

Harold Slater es ingeniero senior del personal de ter-minación de pozos para PanCanadian EnergyCorporation. Reside en Calgary, Alberta, Canadá. Allíse responsabiliza de las operaciones de abandono depozos, así como también del diseño de terminación depozos productores de petróleo, pozos de inyección devapor y pozos de desecho de los proyectos de la com-pañía relacionados con el drenaje gravitacional asis-tido por vapor. En 1968, luego de recibir sulicenciatura en ingeniería mecánica de la universidadde Saskatchewan, Saskatoon, Canadá, se incorporó aHudson’s Bay Oil and Gas Co. Ltd. en el departamentode perforación y terminación de pozos en Edmonton,Alberta, Canadá. En 1972 se trasladó a Calgary enbusca de oportunidades en el área de pruebas depozos de gas. Continuó su trabajo en el sector de inge-niería de perforación, terminación y producción.Harold se incorporó a PanCanadian en 1998 luego deun período de 10 años como consultor independiente,con trabajos en perforación, terminación y reparaciónde pozos, instalaciones de procesamiento de petróleoe instalación de tuberías.

Timo Staal es gerente de Schlumberger Dowell enMuscat, Sultanato de Omán. Actualmente es el res-ponsable del proyecto de taponamiento y abandono(T&A) de 60 pozos para Petroleum DevelopmentOman LLC en Omán. Se incorporó a Dowell enTurquía en 1992 como operador en entrenamiento yluego ocupó el cargo de ingeniero de campo enDinamarca. Su próximo trabajo fue con Sedco Forexen Francia como perforador asistente e ingeniero delequipo de perforación. En 1995 entrenó cuadrillaspara perforación con tubería flexible y escribió elmanual de operaciones para la primera extensión exi-tosa de pozo con tubería flexible en condiciones debajo balance en Noruega. Posteriormente sus respon-sabilidades incluyeron perforación con tubería flexibleen Nigeria, Noruega y Dinamarca, donde trabajó en másde 15 proyectos de perforación con tubería flexible.

60 Oilfield Review

Antes de ocupar su cargo actual, se desempeñó comogerente de desarrollo de negocios en todo el mundopara el segmento de Perforación con Tubería Flexiblede Schlumberger. Timo recibió una maestría en inge-niería industrial y gerenciamiento de la UniversidadTécnica Eindhoven en Holanda.

David Stiles es gerente técnico de Servicios deConstrucción de Pozos para Schlumberger Dowell enCalgary, Alberta, Canadá. Ha sido responsable delmanejo de la tecnología de cementación dentro de laregión canadiense desde 1999. Comenzó su carrera en1984 como ingeniero de campo con The WesternCompany of North America en Sydney, Montana, EUA.Desde 1986 hasta 1987, se desempeñó como supervisorde laboratorio con Tracer Laboratory en Midland,Texas. En 1987 ingresó en Schlumberger Dowell enMidland, como supervisor de laboratorio y químico dela división. En 1989 ocupó el cargo de ingeniero decampo en Midland y Alice, Texas. También se desem-peñó como gerente de laboratorio de la DivisiónSuroeste en Houston (de 1990 a 1991), como ingenierosenior en el Centro Norteamericano de Tecnología deDowell (de 1991 a 1993), ingeniero del área de laCosta del Golfo para servicios de construcción depozos en Nueva Orleáns, Luisiana (de 1993 a 1997), ygerente de mercadeo del centro de productos en elCentro de Productos Riboud de Schlumberger enClamart, Francia (de 1997 a 1998). Antes de ocupar sucargo actual, se desempeñó como gerente de ingenie-ría de cementación para Norteamérica. Es autor denumerosos trabajos técnicos y poseedor de unapatente para la lechada de cemento energizado quemuestra un ángulo recto en el consistómetro (RAS, porsus siglas en inglés), y es miembro del subcomité de laAPI para cementos de pozos. David posee una licencia-tura en geología de la Universidad del Estado deKansas en Manhattan, EUA.

Frans Tettero es ingeniero de pozos senior para laexploración y el desarrollo de gas de yacimientos pro-fundos en Petroleum Development Oman LLC (PDO).Reside en Muscat, Sultanato de Omán. Sus responsabi-lidades incluyen el abandono de pozos de exploraciónredundantes y la perforación de pozos de petróleo dealta presión y pozos de gas de alta temperatura.Comenzó su carrera con Shell InternationalePetroleum Maatschappij BV (SIPM) como perforadoren entrenamiento en 1981. Desde 1984 hasta 1992, sedesempeñó como ingeniero de perforación asistente,ingeniero de perforación, supervisor de perforación eingeniero de contratos de perforación para ShellBrunei Petroleum Co. Durante los siguientes cuatroaños trabajó como ingeniero de soporte de perforacióne ingeniero de operaciones de perforación para ShellGabón. Luego de trabajar como ingeniero de perfora-ción senior para operaciones marinas, ingresó en PDOen 1997. Frans posee una licenciatura en ingenieríamecánica de la Escuela Técnica Hogere, Apelldoorn,Holanda.

Geoff Tilling es gerente de abandono de campo paraPhillips Petroleum Company United Kingdom Limited.Reside en Woking, Inglaterra. Sus 35 años de carreraen la industria petrolera y petroquímica ha incluidorefinamiento, fabricación química, terminales marinasy continentales y producción con Shell Chemicals,Esso, Rohm y Hass. Ha permanecido con Phillipsdurante 27 años. Geoff ha sido presidente del Comitéde Abandono de Campos de la Asociación deOperadores de Áreas Marinas del Reino Unido(UKOOA) desde 1998, ocupando previamente el cargode vicepresidente. También ha presidido el Comité deDesarrollo e Ingeniería de UKOOA. Ingeniero químicoprivilegiado, se graduó de la Universidad de Newcastle-Upon-Tyne en Inglaterra.

Keith Tushingham es geocientífico senior deSchlumberger Information Solutions en Houston,Texas. Actualmente se desempeña como campeón delos productos iCenter. Se incorporó a Geco-Prakla en1985 en el departamento de mapeo y luego pasó asoporte de productos de la línea Charisma*. En 1990ocupó el cargo de geocientífico de soporte en Noruega.Cuatro años más tarde fue trasladado a Yakarta comogerente de soporte de mercadeo para Indonesia. Keithposee una licenciatura (con mención honorífica) engeología de la Universidad de Portsmouth enInglaterra.

Chris Whitney es superintendente de ingeniería yconstrucción de pozos para Unocal Corporation enSugar Land, Texas. Se incorporó a Unocal en 1982 des-pués de graduarse. Chris es ingeniero profesionalregistrado en Luisiana. Posee una licenciatura en inge-niería civil de la Universidad del Estado de Luisiana enBaton Rouge.

Jon Wine es gerente de cuentas de SchlumbergerOilfield Services para Kerr McGee Oil & GasCorporation. Sus responsabilidades incluyen las ventasy la coordinación de la provisión de servicios paratodas las operaciones marinas en el Golfo de Méxicode Kerr McGee. Comenzó a trabajar con SchlumbergerDowell como ingeniero de campo en entrenamiento en1985 en Glenville, Virgina Occidental. Desde entonces,ha ocupado varios cargos dentro de Dowell en merca-deo, ventas y operaciones mientras trabajaba en laparte oriental y continental media de EUA, el sur deTexas y el Golfo de México. Antes de ocupar su cargoactual, se desempeñó como ingeniero técnico deGeoMarket para la estimulación de pozos y el controlde la producción de arena en Houston, Texas. Jonposee una licenciatura en ingeniería en petróleos delColegio Marieta en Ohio.

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

Próximamente en Oilfield Review

Procesamiento de imágenes sísmicas enescala de profundidad. En muchas de las áreasde exploración más activas de hoy en día, especial-mente donde las estructuras de sal y con fallas geo-lógicas conducen a velocidades sísmicas complejas,el procesamiento tradicional en el dominio deltiempo proporciona resultados potencialmente erró-neos; sólo el procesamiento de imágenes en escalade profundidad revela la verdadera ubicación y formade las características del subsuelo. En este artículose explica el procesamiento de imágenes sísmicasen escala de profundidad y se presentan ejemplosque muestran el modo en que las compañías depetróleo y de gas las utilizan para mejorar sus índi-ces de éxito.

Disparos orientados. La habilidad para dispararen una dirección particular mejora los tratamien-tos de fracturamiento hidráulico y simplifica lasterminaciones sin filtro de grava para controlar laproducción de arena. Los ingenieros pueden ali-near los disparos con la dirección del máximoesfuerzo sobre la formación, o plano preferencialde fracturamiento, y orientarlos para atravesar lasfracturas naturales, las áreas con menor daño dela formación o la parte alta de los pozos alta-mente desviados u horizontales. Los operadorestambién usan esta técnica para reparar canalesen cementaciones detrás del revestimiento, acti-var pozos de alivio, evitar equipos de fondo depozo existentes y colocar cucharas para desviar latrayectoria del pozo.

Sísmica de pozo durante la perforación. Enmuchas áreas, los costos diarios del equipo deperforación impiden el uso de técnicas convencio-nales de sísmica de pozo. El operador debe dete-ner la perforación, extraer la sarta de perforacióndel pozo, llevar a cabo el levantamiento conven-cional, y luego bajar nuevamente la sarta al pozopara retomar la perforación. Una nueva herra-mienta de adquisición de registros durante la per-foración permite obtener datos sísmicos de pozocuando más se los necesita, y en tiempo real,antes de enfrentarse a peligros en la perforacióno de llegar al yacimiento.

Pruebas de presión a través del revestimiento. Una nueva herramienta de pruebade pozos entubados perfora la tubería, el cementoy las formaciones para medir las presiones delyacimiento y obtener muestras de fluidos. A dife-rencia de otras herramientas de pozo entubado, alterminar la operación, la nueva herramienta tapael orificio, aislando la formación del pozo. Estacapacidad única de sellado permite que los opera-dores reinicien la producción sin costosas cemen-taciones o reparaciones de los revestimientos.

La energía de la naturalezaE.C. PielouUniversity of Chicago Press5801 Ellis AvenueChicago, Illinois 60637 EUA2001. 244 páginas. $25.00.ISBN 0-226-66806-1

Al explicar la física fundamental de lostrabajos de la Tierra, este libro evalúalos procesos naturales que utilizanenergía (medida en Joules) paraensamblar los diferentes componentes.

Contenido:

• La energía está en todas partes

• ¿Qué es la energía? Un poco de físicapreliminar

• La energía y su destino final

• Energía solar y la atmósfera superior

• La energía en la atmósfera inferior: Elclima cerca del suelo

• El sol, el viento y el mar

• La energía de las olas del mar

• La energía de las mareas

• Cómo la energía de la superficie modela la Tierra

• Energía química

• La energía entra en la biosfera

• Más viajes de la energía en la biosfera

• La tibieza terrestre: las reaccionesnucleares sustentan toda la vida

• La energía interna terrestre

• Cómo la Tierra vierte su tibieza

• Energía electromagnética

• Energía de la onda: Ondas sonoras yondas sísmicas

• Energía de la onda: Ondaselectromagnéticas

• Cómo se utiliza la energía

• Epílogo, notas, índice

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Además de tratar sistemas sedimenta-rios, modelos de facies, cuencas ytectónica de las placas, el libro incluyeuna sección nueva con el tratamientodetallado de la subsidencia, el flujo desedimentos y los recursos desedimentación.

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• Evolución de la cuenca: Evolución dela cuenca y sedimentos

• Diagénesis y flujo de fluidos:Diagénesis mecánica y química;hidrocarburos y carbón

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62 Oilfield Review

NUEVAS PUBLICACIONES

Mentiras malditas y estadísticas:Desenmarañando los números delos medios, de los políticos y de losactivistasJoel BestUniversity of California Press2120 Berkeley WayBerkeley, California 94720 EUA2001. 190 páginas. $19.95ISBN 0-520-21978-3

Este libro delinea los usos de la estadís-tica social y describe cómo interpretaraparentemente conclusiones contra-dictorias. Evitando utilizar matemáticascomplejas, el autor también muestracómo detectar las malas estadísticas,aquéllas con orígenes inapropiados ocuestionables.

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• Introducción: La peor estadísticasocial

• La importancia de la estadística social

• Hechos delicados: Fuentes de malaestadística

• Estadística mutante: Métodos paradesmenuzar números

• Manzanas y naranjas: Comparacionesinapropiadas

• Guerra de estadísticas: Conflictosacerca de estadísticas sociales

• Pensamiento acerca de las estadísticassociales: El enfoque crítico

• Notas, índice

Definitivamente, libro de lecturaobligatoria para los políticos, activistasy otros que generan o utilizanestadísticas, pero especialmente paraaquellas personas que desean pensarpor sí mismas en vez de tomar como unevangelio cada estadística que se lespresenta.

Anderson A: New Scientist 170, no. 2296

(23 de junio de 2001): 50-51.

Manual de geoquímica deexploración, volumen 7, deteccióngeoquímica remota del subsueloM. Hale (ed)Elsevier Science B.V.Sara Burgerhartstraat 25P.O. Box 2111000 AE Amsterdam, The Netherlands2000. 549 páginas. $196.50ISBN 0-444-50439-7

Escrito por 21 profesionales expertos endiversos campos de estudio, el libroabarca modelos genéticos de patronesde dispersión remotos y el origen, elcomportamiento y la detección dediferentes gases en la corteza terrestre.Se incluye el debate de nuevos enfoquespara descifrar no sólo la estructura delsubsuelo, sino también de zonascercanas a la superficie y expresionesgeoquímicas de yacimientos deminerales e hidrocarburos.

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• Origen, comportamiento y detecciónde gases en la corteza terrestre

• Geoelectroquímica y dispersión de lacorriente

• Potenciales espontáneos y célulaselectroquímicas

• Halos de dispersión de dióxido decarbono alrededor de depósitosminerales

• Hidrocarburos livianos para laexploración en busca de petróleo y gas

• Levantamientos geoquímicos del gaspara el petróleo

• Detección aeroespacial de alteracióninducida por los hidrocarburos

• Gases sulfuros

• Aniones sulfurosos y compuestos

• Helio

• Radón

• Mercurio

• Discriminación de las anomalías delmercurio

• Oxígeno y dióxido de carbono en elaire

• Referencias, índices

Las ilustraciones y ecuaciones estánbien presentadas y explicadas en todoel libro. Al final del libro, se ofrecenaproximadamente 30 páginas dereferencias en caso de que se necesitenmás detalles.

El libro enfatiza estos nuevosenfoques de detección geoquímicaremota y es de lectura obligatoria paracualquier persona involucrada en laexploración de petróleo o minerales.

Michael F: AAPG Bulletin 85, no. 7

(Julio de 2001): 1277.

Procesos de menor escala en flujos de fluidos geofísicosLakshmi H. Kantha and Carol Anne ClaysonAcademic Press525 B Street, Suite 1900San Diego, California 92101 EUA 2000. 888 páginas. $115.00ISBN 0-12-434070-9

Los autores debaten acerca de unavariedad de fenómenos que abarcanprocesos de menor escala en flujosgeofísicos. Éstos incluyen turbulenciatridimensional y los diferentesmecanismos de inestabilidad queconducen a la turbulencia. Cadacapítulo comienza con unapresentación de los resultados clave dela observación relativa a procesosparticulares junto con una brevehistoria del desarrollo temático y unadiscusión de la física básicainvolucrada.

Contenido:

• Turbulencia

• Capa oceánica mezclada

• Capa del límite atmosférico

• Procesos de intercambio de superficie

• Ondas de superficie

• Ondas internas

• Procesos doblemente difusivos

• Lagos y yacimientos

• Apéndices, referencias, índice

Sus autores han llevado a cabo unatarea exhaustiva en el proceso derevisión de los desarrollos importantesen el tema discutido en el libro, aúnhasta el límite de presentar todas lasestimaciones recientes de variasconstantes fenomenológicas.

Los autores ha brindado un serviciovalioso a la comunidad. Espero que estetexto sea el punto de partida paramuchos investigadores nuevos en unaspecto específico de la temática dellibro.

Moum J: Physics Today 54, no. 10

(Octubre de 2001): 74-75.

Spindletop: La verdadera historiadel descubrimiento de petróleoque cambió al mundoJames A. Clark and Michel T. HalboutyGulf Publishing CompanyP.O. Box 2608Houston, Texas 77252 EUA 2000. 306 páginas. $26.95.ISBN 0-88415-813-6

Esta edición del centenario de lahistoria de la primera gran erupción depetróleo en Splindletop, Texas, en 1901,describe la gente y los eventos queconstituyeron el núcleo de la industriapetrolera moderna.

Contenido:

• El profeta

• Tres pozos en el cerro

• El capitán

• Geiser de petróleo

• Nacimiento de una ciudad próspera

• Pandemonio

63Primavera de 2002

• Infierno en el cerro

• El parche de cebolla

• Guffey va al golfo

• Nace una estrella

• El sol naciente

• Aparece el estándar

• Comienzos humildes

• El segundo profeta

• Maestro del monte

• Acento en el éxito

• Demandas y contrademandas

• Conmemoración

• Apéndices

Clark y Halbouty combinaron susexperiencias testimoniales yexperiencia técnica para dar cuentasin parangón de la colorida y excitantehistoria del descubrimiento de petróleomás importante en el mundo.

Barfoot L: Journal of Canadian Petroleum

Technology 39, no. 4 (Abril de 2000): 22.

Empaques de grava en pozoshorizontales de alta productividadAli S, Bennett C, Bixenman P, CooperS, Desroches J, Dickerson R, Foxen-berg B, Godwin K, McPike T, Parlar M,Pitoni E, Price-Smith C, Ripa G, StevenB, Tiffin D y Troncoso J.Vol. 13, no. 2 (Otoño de 2001): 52–73.

Imágenes claras en lodosbase aceiteCheung P, Cook G, Flournoy G, Goetz P,Hansen S, Hayman A, Lamb M,Laronga R, Larsen M, Li B, MarshallM, Orgren M y Redden J.Vol. 13, no. 4 (Primavera de 2002):2–27.

Ligero como una pluma, durocomo una rocaAl-Suwaidi A, Bustillos JL, Guillot D,Helou H, Hun C, Martinez Ramirez JA,Reséndiz Robles JL, Rondeau J yVigneaux P.Vol. 13, no. 2 (Otoño de 2001): 2–15.

Manejo de activos durantetoda su vida útil a través de laRedBosco M, Burgoyne M, Davidson M,Decatur S, Donovan M, Dufaur S, Ingham J, Landgren K, Lopez G,Madrussa A, Moran H, Morillo R, Pickavance P, Prieto R, Seabrook D,Segovia G, Tushingham K y Wine J.Vol. 13, no. 4 (Primavera de 2002):42–57.

Medición de la resistividaddetrás del revestimientoAulia K, Béguin P, Benimeli D, Boyd A,Dubourg I, Farag S, Ferraris P,McDougall A, Poernomo B, Richmond WC, Rosa M, Rouault G,Sharbak D, VanderWal P y Wicaksono AH.Vol. 13, no. 1 (Verano de 2001): 2–25.

Mejoramiento de losyacimientos virtualesAfilaka JO, Bahamaish J, Bowen G,Bratvedt K, Fjerstad P, Grinestaff G,Holmes JA, Jalali Y, Jimenez Z, Lolomari T, Lucas C, May E, Miller T yRandall E.Vol. 13, no. 1 (Verano de 2001):26–47.

Prevención de problemasdurante la perforaciónBratton T, Edwards S, Fuller J, GorayaS, Harrold T, Holt J, Lechner J, MurphyL, Nicholson H, Standifird W y Wright B.Vol. 13, no. 2 (Otoño de 2001): 32–51.

ARTÍCULOS

Administración del manejo delconocimientoÅbø E, Chipperfield L, Mottershead C,Old J, Prieto R, Smith R yStemke J.Vol. 13, no. 1 (Verano de 2001): 66–83.

Aislamiento y estimulaciónselectivosDegenhardt KF, Gale B, Gonzalez D,Hall S, Marsh J, Stevenson J y Zemlak W. Vol. 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002):60–77.

Caracterización de la permeabilidad con probadoresde formaciónAyan C, Hafez H, Hurst S, Kuchuk F,O’Callaghan A, Peffer J, Pop J yZeybek M.Vol. 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002):2–23.

Creación de una cultura deintercambio de conocimientosAmin A, Bargach S, Burgoyne M,Censi P, Day P, Donegan J, Kornberg R,Martin C y Smith R.Vol. 13, no. 1 (Verano de 2001): 48–65.

Cuantificación de la contaminación utilizando elcolor del crudo y del condensadoAndrews RJ, Beck G, Castelijns K,Chen A, Cribbs ME, Fadnes FH,Hashem M, Irvine-Fortescue J,Jamaluddin A, Kurkjian A, Mullins OC,Rylander E, Sass B, Van Dusen A yWilliams S.Vol. 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002):24–43.

El calentamiento global y laindustria de exploración y producciónCannell M, Filas J, Harries J, Jenkins G,Parry M, Rutter P, Sonneland L yWalker J.Vol. 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002):44–59.

Elevación de los estándares decalidad de los datos sísmicosChristie P, Curtis T, Davis R, Larsen L,Nichols D, Özbek A, Strudley A ySvendsen M.Vol. 13, no. 2 (Otoño de 2001): 16–31.

El principio del fin: Revisión delas prácticas de abandono ydesmantelamientoBarclay I, Pellenbarg J, Pfeiffer J,Slater H, Staal T, Stiles D, Tettero F,Tilling G y Whitney C.Vol. 13, no. 4 (Primavera de 2002): 28–41.

NUEVAS PUBLICACIONES

Algo nuevo bajo el sol: Una his-toria ambiental del mundo delsiglo XXMcNeill JR.Vol. 13, no. 1 (Verano de 2001): 88.

Avances en la energía delhidrógenoGrégoire Padró CE y Lau F (eds).Vol. 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 83.

Combustión y gasificación delcarbónWilliams A, Pourkashanian M,Jones JM y Skorupska N.Vol. 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 82.

Cuencas sedimentarias: Evolu-ción, facies, y recursos desedimentación, 2da. ediciónEinsele G.Vol. 13, no. 4 (Primavera de 2002): 62.

Energía renovable: Sus principios físicos, de inge-niería, de uso y ambientales,aspectos de planificación yeconómicosSørensen B.Vol. 13, no. 2 (Otoño de 2001): 78.

GeocomputaciónOpenshaw S y Abrahart RJ.Vol. 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 83.

La energía de la naturalezaPielou EC.Vol. 13, no. 4 (Primavera de 2002): 62.

Manual de geoquímica deexploración, volumen 7, detección geoquímica remotadel subsueloHale M (ed).Vol. 13, no. 4 (Primavera de 2002): 63.

Mentiras malditas y estadísti-cas: Desenmarañando losnúmeros de los medios, de lospolíticos y de los activistasBest J.Vol. 13, no. 4 (Primavera de 2002): 62.

Migraciones de gas antes delos terremotosKhilyuk LF, Chilingar GV, Endres B yRobertson JO Jr. Vol. 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 83.

Modelado computarizado de lossistemas sedimentariosHarff J, Lemke W y Stattegger K (eds).Vol. 13, no. 2 (Otoño de 2001): 78.

Paleomagnetismo y diagénesisde los sedimentos, publicaciónespecial de la SociedadGeológica, no. 151Tarling DH y Turner P (eds).Vol. 13, no. 1 (Primavera de 2001): 88.

Procesamiento de señales para geólogos y geofísicosMari J-L, Glangeaud F y Coppens F.Vol. 13, no. 1 (Verano de 2001): 88.

Procesos de menor escala enflujos de fluidos geofísicosKantha LH y Clayson CA.Vol. 13, no. 4 (Primavera de 2002): 63.

Sedimentología aplicada,segunda ediciónSelley RC.Vol. 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 83.

Sedimentología y cuencas sedimentarias, de la turbulenciaa la tectónicaLeeder M.Vol. 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 82.

Spindletop: La verdadera historia del descubrimiento depetróleo que cambió al mundoClark JA y Halbouty MT.Vol. 13, no. 4 (Primavera de 2002): 63.

Surfactantes: Principios básicos y aplicaciones en laindustria del petróleoSchramm LL. Vol. 13, no. 2 (Otoño de 2001): 78.

64 Oilfield Review

Índice Anual de Oilfield Review—Volumen 13