Invierno de 2003/2004

Yacimientos de metano en capas de carbón

Tratamientos de refracturamiento

Construcción de pozos de gas

Oilfield Review

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En las próximas décadas, el mundo afrontará dos asuntosenergéticos cruciales: la necesidad de contar con más electri-cidad y de disponer de más energía líquida para alimentar losmotores de combustión interna. Estas nuevas necesidades sur-gen a raíz de un crecimiento esperado de la población mundialy de la creciente demanda de energía en los países en desa-rrollo. El gas natural desempeña un rol importante en lo querespecta a la satisfacción de esas necesidades, tanto en lageneración de electricidad como en el suministro de máscombustible para automóviles, aeronaves, camiones, autobu-ses, trenes y embarcaciones.

Cuando la producción proveniente de campos petrolerosconvencionales alcance su punto máximo y comience a decli-nar, el mundo recurrirá al gas natural y al petróleo pesadopara satisfacer la creciente demanda de combustible líquido.El gas natural será un favorito seguro porque puede ser utili-zado como combustible en forma gaseosa o transformarse enlíquido para reemplazar a la gasolina, el diesel o el combusti-ble de las aeronaves. La combustión del gas natural en cual-quiera de las dos formas es menos perjudicial para el medioambiente que la combustión de los combustibles líquidos refi-nados a partir del petróleo crudo convencional o del petróleocrudo pesado.

Los suministros de gas natural son suficientes para satisfa-cer la demanda de las próximas cinco décadas. Según las esta-dísticas de BP, (www.bp.com), el mundo posee en este mo-mento aproximadamente 5500 trillones de pies cúbicos (Tpc)[156 trillones de m3] de reservas comprobadas de gas. Juntas,Europa y Eurasia albergan aproximadamente un 40% de lasreservas totales de gas, y Medio Oriente tiene un 36%. En elaño 2002, el consumo mundial de gas natural fue de unos 88Tpc [2.5 trillones de m3], de los cuales 28 Tpc [0.8 trillones de m3] (31%) se utilizaron en América del Norte y 36 Tpc [1.0 trillón de m3] (41%), en Europa y Eurasia. Con la tasa deconsumo actual, las reservas conocidas de gas natural duraránunos 50 años.

La industria del petróleo y el gas ha hecho mucho menos enla exploración de gas natural que en la exploración de petró-leo. Recién ahora está comenzando a buscar gas natural enareniscas gasíferas de baja permeabilidad, vetas de carbón ehidratos de gas—no existe escasez de lugares para perforar nifaltan nuevas tecnologías para desarrollar esos recursos.Cuando la industria comience a enfocarse en el gas natural,podremos esperar que el volumen conocido de reservas de gasexceda con creces el actual volumen de reservas comprobadas.Se espera que dichos descubrimientos de reservas futurosaporten suficiente gas natural como para alimentar al mundopor muchas décadas más. No obstante, para poder llevar almercado los nuevos suministros de gas, la industria debe per-forar muchos más pozos y mejorar sustancialmente la tecnolo-gía, el transporte y la infraestructura.

La capacidad de utilizar gas natural para la generación deelectricidad o para combustibles líquidos dependerá del desa-rrollo de tecnología de conversión de gas a líquidos (véase“Conversión de gas natural a líquidos,” página 34) y de asun-

Grandes expectativas para el gas natural

tos relacionados con el transporte. Por otra parte, habrá quedesarrollar nuevas tecnologías e infraestructura de gas naturallicuado para trasladar los suministros de gas no desarrolladosal mercado, donde este recurso pueda generar electricidad oincorporar más volúmenes de gas a los sistemas de gasoductosexistentes.

Evidentemente, las inquietudes respecto del gas natural noestán relacionadas solamente con la perforación, la adquisi-ción de registros, o la terminación de pozos, si bien se necesi-tan mejores tecnologías en todas estas áreas. La cuestión prin-cipal es cómo transportar al mercado los depósitos de gasnatural existentes, en forma provechosa y a precios competiti-vos. Esto conduce al concepto del ciclo del gas, que incluyetodas las tecnologías y negocios requeridos para descubrir,desarrollar, producir, transportar, almacenar, distribuir y utili-zar el gas natural. En las décadas futuras, nuestra industrianecesitará incrementar sus capacidades de descubrimiento,desarrollo y producción de gas natural, concentrándose aúnmás en el transporte, almacenamiento, distribución y utiliza-ción de este recurso para garantizar que el producto llegue almercado en forma eficaz y económica.

Schlumberger ha comprometido más del 20% de sus eroga-ciones en términos de investigación e ingeniería para el desa-rrollo de las tecnologías que necesitan sus clientes para hallar,desarrollar y producir gas natural. Como ejemplo podemosmencionar dos proyectos relacionados con los artículos de estenúmero, donde Schlumberger participa activamente en la opti-mización de la estimulación de yacimientos de metano encapas de carbón (véase “Producción de gas natural a partir delcarbón,” página 8) y además está desarrollando el cementoflexible avanzado FlexSTONE* para aplicaciones a altas tem-peraturas (véase “Del lodo al cemento: construcción de pozosde gas,” página 70). Trabajando junto a sus clientes,Schlumberger se ha comprometido a desempeñar un rol deliderazgo en la “Edad de Oro del Gas Natural” venidera.

Stephen A. HolditchMiembro Erudito de Schlumberger

Stephen A. Holditch es Miembro Erudito de Schlumberger y gerente principaldel segmento de gas natural y petróleo pesado de la compañía, además de ase-sor de producción e ingeniería de yacimientos. En 1977, creó S. A. Holditch &Associates, Inc., empresa que fue adquirida por Schlumberger en 1997. Des-pués de ocupar diversos cargos en la Sociedad de Ingenieros de Petróleo (SPE,por sus siglas en inglés), fue designado presidente de la SPE en 2002. La SPE loha distinguido con el premio John Franklin Carll y el premio Lester C. Uren en1994 en reconocimiento a los logros alcanzados en tecnología de ingenieríapetrolera por un miembro de menos de 45 años. También fue acreedor al pre-mio al Liderazgo Industrial ASME Rhodes. Stephen fue elegido miembro de laAcademia Nacional de Ingeniería, la Academia Rusa de Ciencias Naturales y laAcademia de Ingeniería de Petróleo de Graduados Ilustres de la UniversidadA&M de Texas, College Station, Texas, EUA, donde se desempeña actualmentecomo Profesor Emérito de ingeniería petrolera. Autor de más de 100 artículostécnicos, Stephen obtuvo su doctorado en ingeniería petrolera de la UniversidadA&M de Texas.

* Marca de Schlumberger. 1

Schlumberger

Oilfield Review4 Un dinámico mercado global del gas

¿Está experimentando el mundo una nueva edad de oro del gasnatural? Para responder a esta pregunta, presentamos nuevosdatos sobre la situación del emergente mercado global de gas.

8 Producción de gas natural a partir del carbón

Después de casi dos décadas, se renueva el interés en la per-foración de pozos de metano en capas de carbón. Con la evo-lución de los mercados del gas y el avance de las tecnologías,han surgido nuevas áreas de actividades en todo el mundo. Losyacimientos de metano en capas de carbón son poco comunes;sus propiedades y su comportamiento varían significativamen-te tanto en la escala regional como en la escala local. En esteartículo, se examina qué hace a estos yacimientos tan diferen-tes de otros yacimientos de gas, y se evalúan los métodos utili-zados por las compañías operadoras y los proveedores deservicios para comprender y explotar mejor este recurso noconvencional.

34 Conversión de gas natural a líquidos

La conversión química del gas natural en productos de hidro-carburos líquidos posee gran potencial para llevar al mercadolas reservas de gas no explotadas ni desarrolladas. Conozcamás acerca de los desafíos y las recompensas potenciales dela tecnología de conversión de gas a líquidos.

Etapa lEtapa ll Etapa lll

Gas

Agua

Pozo “deshidratado”

Régi

men

de

prod

ucci

ón, M

pc/D

ó B

/D

Tiempo de producción

42 Operaciones de refracturamiento hidráulico

Las operaciones de refracturamiento hidráulico mejoran laproductividad del pozo e incrementan la recuperación dereservas. Este artículo analiza algunas de las razones del éxitode las operaciones de refracturamiento, incluyendo la reorien-tación de las nuevas fracturas hidráulicas debido a las cam-biantes condiciones de los esfuerzos después de un tratamien-to inicial y de un período de producción. Se presentan las con-clusiones de un estudio de operaciones de refracturamiento dedos años de duración y los resultados de las posteriores prue-bas de campo. Ejemplos concretos provenientes de EUA yCanadá demuestran la selección de candidatos, la implemen-tación de los tratamientos y el mejoramiento de la productivi-dad del pozo.

N

S

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Editor ejecutivo yeditor de producciónMark A. Andersen

Editor consultorLisa Stewart

Editores seniorGretchen M. GillisMark E. Teel

EditoresMatt GarberDon Williamson

ColaboradoresRana RottenbergMalcolm BrownJulian Singer

Diseño y producciónHerring DesignSteve Freeman

IlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

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

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

Dirigir la correspondenciaeditorial a:Oilfield Review225 Schlumberger Drive Sugar Land, Texas 77478 USA(1) 281-285-7847Facsímile: (1) 281-285-8519E-mail: andersen@sugar-land.oilfield.slb.com

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

Enlaces de interés:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Reviewwww.slb.com/oilfieldreview

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

En la portada:

Líneas colectoras transportan el gasnatural hasta una estación de bombeosituada en Farmington, Nuevo México,EUA. La estación separa el líquido delgas, que luego es comprimido para eltransporte a través de gasoductos.

2

Invierno de 2003/2004Volumen 15

Número 3

86 Colaboradores

90 Próximamente en Oilfield Review

91 Nuevas Publicaciones

3

60 Análisis de hidrocarburos en el pozo

El análisis de fluidos rápido y preciso reduce la impredecibili-dad asociada con el desarrollo de campos petroleros. Este artí-culo analiza los avances acaecidos en términos de análisis depetróleo y gas en el fondo del pozo, destacando ejemplos decampo de Medio Oriente y el Mar del Norte.

70 Del lodo al cemento: construcción de pozos de gas

El proceso de perforación de pozos de gas—desde la seleccióndel lodo hasta la cementación—puede ser dificultoso en sutotalidad. Un alto porcentaje de pozos en los Estados Unidos,Canadá y otras partes de todo el mundo, muestra señales defugas de gas mucho tiempo después de la terminación. Esteartículo demuestra cómo la integración de los procesos deconstrucción de pozos permite minimizar el potencial de fugasde gas en el espacio anular.

Zona de gas somero

Abdulla I. Al-DaaloujSaudi AramcoUdhailiyah, Arabia Saudita

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

George KingBPHouston, Texas

David Patrick MurphyShell Technology E&P CompanyHouston, Texas

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Sjur TalstadStatoilStavanger, Noruega

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Consejo editorial

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

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

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

Oilfield Review tiene el agrado de darla bienvenida a Sjur B. Talstad comonuevo integrante de su consejo edito-rial. Sjur es Vicepresidente Senior deExploración y Explotación de StatoilASA en Stavanger, Noruega. Es quienestablece la orientación de la tecnolo-gía y el desarrollo de la tecnología dela información en estudios del subsueloy lidera redes técnicas y de subsueloen toda la compañía Statoil. El trabajode Sjur abarca todos los activos deStatoil dentro de exploración, desarro-llo y operaciones de campos petroleros,e incluye responsabilidades en lo querespecta a garantía de implementaciónde las mejores prácticas, aseguramien-to de la calidad y soporte en la toma dedecisiones. Ingresó en Statoil en 1986como ingeniero de yacimientos y duran-te los años siguientes asumió respon-sabilidades cada vez más importantesen Azerbaiyán, el Mar del Norte yVenezuela. Obtuvo sendas maestrías entecnología del petróleo y economíaindustrial del Instituto Noruego deTecnología de Trondheim, Noruega.

4 Oilfield Review

Un dinámico mercadoglobal del gas

Se espera que en los próximos 50 años, lademanda general de energía proveniente delpetróleo, el gas y otras fuentes llegue a ser másdel doble que la actual. Además, habrá cambiosmasivos en el modelo de demanda. Hoy en día,Estados Unidos, Canadá y Europa consumencerca de la mitad de la energía mundial, mientrasque la región del Pacífico Asiático utiliza unacuarta parte de la misma. Es probable que esasposiciones de consumo se reviertan en la próximamitad del siglo XXI.1 La composición de la ofertade energía también está cambiando y ahora losobservadores esperan que el mundo consumamás gas que petróleo para el año 2025 (arriba, ala derecha). La industria del gas quizás tenga queproveer entre dos y tres veces más gas en los pró-ximos 30 años que desde 1970.2

Según un estudio de BP, el mundo cuenta conunos 156 trillones de m3 [5500 trillones de piescúbicos (Tpc)] de reservas comprobadas de gasnatural.3 De este recurso mundial, aproximada-mente un 31% se halla en Rusia, 36% en MedioOriente y 8% en la región del Pacífico Asiático (pró-xima página, arriba). El consumo actual es de unos2.5 trillones de m3 [88 Tpc] por año, y la demandacrece rápidamente, sobre todo en la región delPacífico Asiático donde muchos países continúanarremetiendo con programas de industrializaciónque implican un uso intensivo de energía.4

Un motivo clave para la creciente demanda degas es que se quema en forma más limpia que otroscombustibles fósiles. Una central térmica de gassuele emitir mucho menos dióxido de carbono yóxidos de nitrógeno que las alimentadas a carbóno petróleo. La limpieza del gas lo torna particular-mente atractivo para quienes intentan reducir, almínimo nivel posible, el impacto ambiental de lautilización de energía. Se predice que la economíachina, por ejemplo, crecerá entre un 6 y un 8% por

El gas natural ha recorrido un largo camino desde

la época en que sólo era un subproducto de la

exploración petrolera, una molestia que se elimi-

naba quemándolo. Dentro de una generación, podría

convertirse en el combustible más importante del

mundo debido a su abundancia, limpieza y diversi-

dad de aplicaciones.

año, lo que sugiere que en el futuro China necesi-tará mucha más energía. Si bien están decididos alograr un crecimiento rápido, los chinos tambiénson conscientes de los problemas ambientales desu país. Han resuelto reducir su dependencia conrespecto al carbón. En ese sentido, el consumo degas en China podría aumentar siete veces en lospróximos 20 años.5

Gas aún más verdeEl gas ya es más verde—es decir, más amigabledesde el punto de vista ambiental—que los otroscombustibles fósiles principales, petróleo y car-bón; pero la tecnología está contribuyendo a quese torne aún más amigable con el medio ambiente.Se está desarrollando una tecnología de conver-sión de gas a líquidos (GTL, por sus siglas eninglés) para convertir el gas natural en combusti-bles líquidos ultralimpios (véase “Conversión degas natural a líquidos,” página 34). Cuando loscombustibles convertidos por GTL se utilizan enmotores convencionales, sólo producen una frac-ción de las emisiones generadas por la gasolinacomún o los combustibles diesel.

El proceso GTL utiliza una versión modernadel proceso Fischer-Tropsch, que se desarrolló enla década de 1920, y consta de tres pasos:

1. Por oxidación parcial del material portadorde carbono, conversión del gas natural engas de síntesis, una mezcla de hidrógeno ymonóxido de carbono.

2. Producción de petróleo sintético a partir delgas de síntesis en un reactor Fischer-Tropsch.

3. Mejoramiento del petróleo sintético paraproducir un producto final, tal como com-bustible diesel o gasolina con bajo conte-nido de azufre.6

Actualmente las únicas dos plantas comercia-les de GTL son la planta de Shell en Bintulu,Malasia, y la de PetroSA en Sudáfrica. Tienen unacapacidad combinada de 6760 m3/d [42,500 barri-les por día (B/D)] provenientes de fuentes de gasconvencionales. Otras dos plantas sudafricanasproveen un volumen adicional de 25,400 m3/d[160,000 B/D] proveniente de gas derivado delcarbón (para más información sobre gas en capasde carbón, véase “Producción de gas natural a par-tir del carbón,” página 8). Algunas estimacionessugieren que dentro de cinco años podría habercomo mínimo 14 plantas en 10 países, con unacapacidad combinada de casi 111,300 m3/d[700,000 B/D].7 La producción de hidrocarburoslíquidos podría utilizarse directamente en vehícu-los o mezclarse con otros combustibles.

150

125

100

75

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25

02030202019901980

PetróleoGas

2010Co

nsum

o, m

illon

es d

e BP

E/D

2000Año

> Consumo esperado de petróleo y gas natural. Algunos especialistas conside-ran que el consumo de gas superará al de petróleo aproximadamente para elaño 2025, si se lo expresa en unidades de barriles de petróleo equivalente pordía (BPE/D). Las estimaciones a futuro indican rangos de predicción. (Adaptadode Watts, referencia 1.)

Invierno de 2003/2004 5

Aunque el gas natural es actualmente unrecurso energético por derecho propio, granparte del gas asociado con la producción depetróleo se sigue quemando. El quemado de gasnatural es nocivo para el medio ambiente. En suconjunto, la industria quema o ventea unos93,000 millones de m3 [3.25 Tpc] de gas por año,gas que podría aprovecharse.8 Por ejemplo, si elgas que actualmente se quema en África se utili-zara como fuente de energía, podría satisfacersecasi la mitad de las necesidades energéticas detodo el continente.9 Para investigar y solucionareste problema que afecta a todos los países, elBanco Mundial en colaboración con varios gobier-

nos y compañías petroleras ha lanzado laAsociación Global para la Reducción de lasOperaciones de Quemado. El propósito de esta ini-ciativa es limitar el quemado y utilizar el gas deotras formas. Dentro de las compañías que se hanincorporado a la asociación se encuentran BP,Shell, ChevronTexaco, Total y Sonatrach. Entre losgobiernos miembro se encuentran los de Angola,Camerún, Ecuador, Nigeria, Noruega y EUA.10

¿De un mercado regional a otro global?Como el gas es difícil de transportar, casi el 80% dela actual demanda de gas es satisfecha por sumi-nistros provenientes de pozos que se hallan dentro

del propio país del consumidor final; pero si lademanda sigue creciendo con rapidez, ese pano-rama cambiará (abajo, a la izquierda).

El gas deberá ser transportado a lo largo demayores distancias y a través de las fronteras.Para el año 2030, según estimaciones, menos de lamitad de la demanda será satisfecha por suminis-tros locales.11 Las importaciones a través de gaso-ductos podrían aumentar al doble de su volumenactual. Las importaciones de gas natural licuado(GNL), líquido obtenido al enfriar el gas hastaalcanzar –162ºC [–259ºF] para que ocupe sólo un1/600avo del volumen original ocupado por el gas,podría quintuplicarse.12 Cada vez son más los paí-

1. Watts P: “Building Bridges—Fulfilling the Potential forGas in the 21st Century,” ponencia presentada en elCongreso Mundial del Gas, Tokio, Japón, 3 de junio de2003, www.shell.com/static/mediaen/downloads/ speeches/ PBWwgc03062003.pdf

2. Watts, referencia 1.3. BP Statistical Review of World Energy 2003. Londres,

Inglaterra: BP (Junio de 2003): 20. Factor de conversiónBP utilizado para esta estadística.

4. Estudio de BP, referencia 3: 25.5. Watts, referencia 1.6. Cottrill A: “GTL Seeking Its Big Break into Stardom,”

Upstream (8 de marzo de 2002): 24–25.7. Thackeray F: “Gas-to-Liquids Prospects: GTL in 2007,”

Petroleum Review (Enero de 2003): 18–19.8. US Energy Information Agency, “World Natural Gas

Production, 2000,”www.eia.doe.gov/pub/international/ieapdf/t04_01.pdf

9. Comunicado de prensa del Banco Mundial, 30 de agostode 2002, www.ifc.org/ogmc/pdfs/Partnership PressRelease.pdf

10. Banco Mundial, referencia 9.11. Watts, referencia 1.12. Watts, referencia 1.

7.15

Américadel Norte

7.08

América del Sur y Central

11.84

África

12.61

Asia y Pacífico

61.04

Europa yEurasia

56.06

Medio OrienteReservas de gas natural comprobadas, trillones de m3

> Reservas de gas natural comprobadas a fines de 2002, por región. Rusia tiene aproximadamente el 78% de las reservas deEuropa y Eurasia. Medio Oriente es la otra región que contiene grandes reservas de gas natural. (Adaptado de BP StatisticalReview of World Energy 2003, referencia 3.)

> Distribución de la producción de gas natural por región. Durante este perí-odo, el consumo de gas natural mostró una tendencia similar, porque lamayor parte del gas se consumía en su lugar de producción. No obstante, seespera que el comercio entre regiones aumente en el futuro. (Adaptado deBP Statistical Review of World Energy 2003, referencia 3).

3000

2500

2000

1500

Prod

ucci

ón d

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3

1000

500

01977 1982 1987

Año1992 1997 2002

América del Norte

Europa y Eurasia

Asia y Pacífico

Otras partes del mundo

ses que pasan a ser productores importantes deGNL, incluyendo Egipto y Noruega, y es posibleque se presenten nuevos proyectos de suministrode GNL en Angola, Irán y Venezuela. La diversifi-cación de los suministros aumentará el atractivodel gas natural para los clientes. Se sentirán másseguros porque no dependerán de un solo provee-dor.13 Los suministros de GNL pueden estar aleja-dos del cliente (derecha). En el año 2002, porejemplo, Japón importó cargamentos de GNL deAbu Dhabi, Omán y Qatar, además de obtenersuministros de GNL de áreas de Asia y el Pacífico.El principal suministro de GNL para EUA proveníade Trinidad y Tobago, pero EUA también tomabaentregas de Argelia, Brunei, Malasia, Nigeria,Omán y Qatar.14

Se ha debatido mucho si el gas podría enúltima instancia llegar a ser un producto básico decomercialización global como el petróleo. Lamayor parte del petróleo mundial se comercializainternacionalmente y los precios son más o menosequivalentes en todas partes. El gas natural, por elcontrario, se comercializa en el nivel regional oincluso local, y los precios varían sustancialmentesegún el lugar. El debate sobre la globalización hasido incentivado por varios factores, incluso por elaumento de la cantidad de cargamentos de GNLtransportados a través de largas distancias y larápida expansión de la flota de transportistas deGNL. Los problemas de mantenimiento reciente-mente experimentados en una central nuclearpropiedad de Tokyo Electric Power Company lle-varon a sugerir que la compañía podría procurarsuministros de GNL adicionales, como fuenteenergética sustituta provisoria.15 Cualquiera de

esas transacciones podría incidir sobre los sumi-nistros para otros grandes consumidores, talescomo EUA.

Los analistas tienden a considerar que elmundo comprende dos bloques principales decomercialización de gas: la región del PacíficoAsiático y la Cuenca Atlántica, que abarca desdeEstados Unidos hasta Europa y África. Algunosespecialistas consideran que Europa es un tercerbloque independiente; pero las agrupacionesespecíficas no son importantes. Resulta másimportante la afirmación de ciertos analistas deque aunque la mayor parte del comercio de GNLse ha desarrollado dentro de bloques regionales,la futura comercialización se realizaría esencial-mente entre bloques. Si eso ocurre, arguyen, losprecios vigentes en las distintas partes del mundoconvergirán entre sí y en definitiva el GNL y el gasnatural en general podrían llegar a ser productosbásicos globales.

Tanto si esa revolución estuviera aún por pro-ducirse como si recién tuviese lugar dentro de 20años, los analistas coinciden en lo que respecta alos factores que la limitan. En primer lugar, lacomercialización del GNL está dominada porcontratos de largo plazo, lo que implica que lamayor parte del GNL es recomendado y no puedeser simplemente evitado en respuesta a los pre-cios; a menos que los contratos se reestructurensustancialmente. No obstante, hay que recordarque en las décadas de 1960 y 1970 la mayor partedel gas natural en EUA también se vendía a tra-vés de contratos de largo plazo. Esa práctica

cambió rápidamente en la década de 1980cuando se produjo un gran incremento de lademanda y de los precios del gas.

En segundo lugar, la determinación de pre-cios no es transparente; sobre todo debido a laíndole contractual del negocio. Un cliente poten-cial no puede simplemente conectarse a unabolsa de valores para conocer los últimos preciosen todo el mundo. Servicios tales como el trans-porte, almacenamiento y distribución del gasnatural también se agrupaban en el mercado degas estadounidense en las décadas de 1960 y1970. Una vez que el gobierno de EUA separóestas actividades comerciales, reinó la compe-tencia y los costos de cada parte del negocio notardaron en evidenciarse.

El tercer y principal factor: se requeriría rea-lizar una gran inversión en infraestructura paraque el comercio interregional fuese factible.Habría que construir plantas de licuefacciónpara convertir el gas en líquido de baja tempera-tura y se necesitarían equipos de regasificaciónen los puertos de ingreso para transformar elGNL nuevamente en gas.

Reservas de gas no desarrolladasEl gas natural puede ser abundante, pero más deun tercio de las reservas globales de gas se clasifi-can como no desarrolladas.16 Reservas no desa-rrolladas son aquéllas que han sido descubiertaspero no desarrolladas porque se encuentrandemasiado distantes o son demasiado pequeñaspara justificar su explotación. Hasta hace poco,

6 Oilfield Review

EUA

Canadá

México

América del Sur y Central

Europa y Eurasia

Medio Oriente

África

Asia y PacíficoPrincipales flujos de comercialización de gas natural

en todo el mundo, en miles de millones de m3

Gasoducto

GNL

5.34

6.34

20.5620.20 8.406.95

5.93

5.4814.50

6.20

9.72

3.10

23.40

6.787.95

4.15

2.85

4.904.08

22.05

14.16

57.97

75.3439.33 11.60

8.45

4.287.45

5.97108.80

> Principales movimientos comerciales para el gas natural en 2002. El gas recorre distancias cadavez más vastas: por gasoductos y como cargamentos de gas natural licuado (GNL). La mayor parte delos despachos de gas actuales, que aquí se indican en miles de millones de metros cúbicos, se man-tienen dentro de dos o tres grandes regiones. (Adaptado de BP Statistical Review of World Energy2003, referencia 3.)

13. Cook L: “Liquefied Gas natural—Realising the Potential,”ponencia presentada en la Conferencia Mundial del Gas,Tokio, Japón, 5 de junio de 2003,www.shell.com/home/html/iwgen/downloads/lindacookwgc3.pdf

14. Poten y Socios: “2002: Global GNL Imports Reach Nearly111 MMt,” Market Opinion, 21 de marzo de 2003,www.poten.com

15. Comunicado de prensa de Tokyo Electric PowerCompany: “Investigation of Maintenance Work atTEPCO’s Nuclear Power Plants,” 29 de agosto de 2002,“Conclusion of a Heads of Agreement on GNL Purchaseunder the Sakhalin II Project,” 19 de mayo de 2003, y“Official Participation in Darwin GNL Project,” 30 de juniode 2003, www.tepco.co.jp/corp-com/press/index-e.html

16. Thackeray F y Leckie G: “Stranded Gas: A VitalResource,” Petroleum Economist 69, no. 5 (Mayo de2002): 10.

17. DeLuca M: “Thinking Big, Delving Deeper,” OffshoreEngineer (Abril de 2002): 24.Carré G, Pradié E, Raymondeau M, Christie A, Delabroy L,Greeson B, Watson G, Fett D, Piedras J, Jenkins R,Schmidt D, Kolstad E, Stimatz G y Taylor G: “Buenasexpectativas para los pozos en aguas profundas,”Oilfield Review 14, no. 4 (Primavera de 2003): 38–53.

18. Collett TS, Lewis R y Uchida T: “El creciente interés enlos hidratos de gas,” Oilfield Review 12, no. 2 (Otoño de2000): 46–61.

19. Kvenvolden K: “Gas Hydrates—Geological Perspectivey Global Change”, Reviews of Geophysics 31, no. 2.(Mayo de 1993): 173–187.

Invierno de 2003/2004 7

eso habría significado el final de la historia. Sinembargo, actualmente las compañías con reservasno desarrolladas investigan formas de llevar el gasal mercado. Hay dos maneras de hacerlo: montarinstalaciones de GNL en una barcaza o utilizarunidades flotantes de GTL.

Shell es una de las compañías líderes en eldesarrollo de instalaciones flotantes de GNL(FLNG, por sus siglas en inglés). Una operaciónde una FLNG representa una opción que Shell ysus socios estudian para explotar los grandescampos de gas de Sunrise en el Mar de Timor, laextensión de agua que se halla entre el norte deAustralia y la Isla de Timor. Aún no hay acuerdoentre Shell y sus socios en cuanto a si una embar-cación FLNG constituye la mejor opción para desa-rrollar el campo que tiene un volumen de reservasde más de 230,000 millones de m3 [8 Tpc]. No obs-tante, si se seleccionase la opción de FLNG, unabarcaza permanecería anclada en Sunrise comomínimo durante 20 años. Una vez licuado en labarcaza, el gas sería trasladado a los transportis-tas especializados.

En el futuro, las nuevas tecnologías puedenayudar a transformar el gas no desarrollado paraque deje de ser un pasivo—gas que tendría que serquemado o reinyectado—y pase a ser un activovendible. Sin embargo, el producto sigue teniendotodas las limitaciones del GNL, aparte de que sulugar de producción pueda distar de los mercadosa los que se apunta. Para hacer que la comerciali-zación del GNL constituya un mercado global via-ble, hay que desarrollar costosas cadenas desuministro, que insumen mucho tiempo. Una alter-nativa es convertir el gas no en GNL, sino directa-mente en productos líquidos de primera calidadmediante la tecnología GTL a bordo de una embar-cación. Esos productos GTL contarían con merca-dos locales y regionales disponibles.

Gas profundoLas dificultades físicas que se suscitan cuando seencuentra gas en aguas profundas son las mismasque surgen para hallar petróleo en aguas profun-das. Sin embargo, el desarrollo del campo de gas yla colocación del gas en el mercado a un preciorazonable plantea problemas especiales. El pro-yecto Canyon Express, en el Golfo de México,puede constituir un plan maestro para la explota-ción de un grupo de campos pequeños. Dicho pro-yecto, que se puso en marcha a comienzos de esteaño, utiliza una red colectora en común paratomar el gas proveniente de los campos queposeen tres compañías diferentes: Total, BP yMarathon.17 Compartir la infraestructura permitereducir costos para cada compañía.

Los equipos de exploración no sólo están per-forando en aguas más profundas, sino que estánvolviendo a visitar áreas en aguas más somerasde la plataforma continental del Golfo de México,perforando allí a mucha mayor profundidad. Lasección de agua somera del Golfo de México, demenos de 300 m [1000 pies] de profundidad, estásalpicada de pozos y en general se considera unárea en declinación. Sin embargo, el Servicio deAdministración de Minerales (MMS) delDepartamento del Interior de EUA considera quepuede haber unos 300,000 millones de m3 [10.5Tpc] de gas natural a profundidades muchomayores, en la misma área.

El gobierno de EUA propuso incentivos finan-cieros a las compañías para que perforaran amayores profundidades dentro de la región.Conforme a esta propuesta, el MMS dispondría lasuspensión de la vigencia de regalías cuando lascompañías se arriesgaran a explorar y desarrollaryacimientos profundos de gas en áreas de aguassomeras que ya hubieran arrendado. Se consideraque un 60% de los 300,000 millones de m3 de gasnuevo estimados se halla debajo de los arrenda-mientos existentes, correspondiendo el resto abloques actualmente no arrendados. La compañíaEl Paso Production, con experiencia en perfora-ción de pozos de gas de gran profundidad, en tie-rra, ya ha perforado pozos profundos en el Golfo deMéxico y para el año 2003 estaba produciendo 9.7millones de m3/d [340 millones de pc/D] prove-nientes de cinco pozos que explotan areniscas aprofundidades de 5360 m a 5790 m [17,600 pies a19,000 pies]. Una ventaja para las compañías quetrabajan en el área es que la infraestructura cons-truida para descubrimientos en aguas someras alo largo de los años sigue estando en su sitio. Losnuevos pozos profundos también pueden utilizarestas instalaciones, manteniendo bajos los costos.

Hidratos de gasPor más cuidado que tengan los operadores parareducir sus costos al mínimo nivel posible, a lalarga, las fuentes tradicionales de hidrocarburosdejarán de ser suficientes para satisfacer lademanda energética mundial. Teniendo en cuentaesta realidad, varios grupos de investigación deEUA y de otros países están examinando la posibi-lidad de extraer gas de los hidratos naturales.18

Los hidratos son cristales huecos de moléculas deagua, tipo caja, que encierran una única moléculade gas, pero que lo hacen sin enlace químico. Laindustria de exploración y producción ha sidoconsciente por mucho tiempo de que los hidratosconstituyen un problema más que un recurso. Los

hidratos de tipo hielo se forman dentro de losgasoductos tendidos en aguas profundas o en lasregiones árticas y los taponan. Para evitar su for-mación se utilizan inhibidores químicos.

Los científicos e ingenieros ahora consideranque los hidratos naturales, que se hallan en sedi-mentos oceánicos y en sedimentos que subyacen ala capa de suelo congelada permanente del Ártico,podrían llegar a constituir una importante fuentede hidrocarburos. Si estos hidratos pudiesen desa-rrollarse en forma rentable desde el punto de vistaeconómico, el mundo contaría con una enormefuente de energía. Los depósitos de hidratos demetano se han ubicado en casi todas las áreas delmundo donde las profundidades del agua superanlos 1000 pies, la temperatura del fondo marino esinferior a 10ºC [50ºF] y el área es potencialmentegasífera. También se han descubierto grandesdepósitos de hidratos de gas naturales en lasregiones árticas de Alaska, EUA, Canadá y Rusia.

Una estimación de las reservas mundialessugiere que puede haber hasta 20 mil trillonesde m3 [700,000 Tpc] de gas inmovilizado en loshidratos.19 Si sólo una pequeña parte del gas delos hidratos fuese recuperable, sería suficientepara abastecer las necesidades energéticas mun-diales durante centenares de años. Una sustan-cia que ahora es considerada problemáticapodría terminar siendo la fuente de energía quesostenga a la sociedad.

Combustible del futuroLa provisión de energía seguirá estando dominadapor los hidrocarburos a lo largo del futuro predeci-ble. Dentro de la mezcla de fuentes de energía, esprobable que el gas natural desempeñe un papelcada vez más importante. En algún momento den-tro de los próximos 25 años, el mundo podríaempezar a consumir más gas que petróleo. Sinembargo, desarrollar todo el potencial del gasrequerirá gran imaginación tecnológica y unesfuerzo constante para hallar formas de reducirlos costos de producción y transporte. —MB

Unidades de volumen de gasEn este número de la revista, las unidades devolumen de gas se presentan en pies cúbicosestándar (pc) a 60°F y 14.696 lpca y en metroscúbicos estándar a 15°C y 100 kPa, según lanorma de la SPE, salvo cuando se indica otracosa. El factor de conversión utilizado es0.0286364 m3/pc.

8 Oilfield Review

Producción de gas natural a partir del carbón

John AndersonMike SimpsonNexen de Canadá Ltda.Calgary, Alberta, Canadá

Paul BasinskiEl Paso ProductionHouston, Texas, EUA

Andrew BeatonAlberta Geological SurveyEdmonton, Alberta

Charles BoyerPittsburgh, Pennsylvania, EUA

Daren BulatSatyaki RayDon ReinheimerGreg SchlachterCalgary, Alberta

Leif ColsonTom OlsenDenver, Colorado, EUA

Zachariah JohnPerth, Western Australia, Australia

Riaz KhanHouston, Texas

Nick LowClamart, Francia

Barry RyanMinisterio de Energía y Minas de la Columbia BritánicaVictoria, Columbia Británica, Canadá

David SchoderbekBurlington ResourcesCalgary, Alberta

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Valerie Biran y Tommy Miller, Abingdon,Inglaterra; Ian Bryant, Leo Burdylo, Mo Cordes y MartinIsaacs, Sugar Land, Texas, EUA; Matthew Chadwick,Worland, Wyoming, EUA; Ned Clayton, Sacramento,California, EUA; Andrew Carnegie, Abu Dhabi, EmiratosÁrabes Unidos; Steve Holditch, College Station, Texas;Lance Fielder, Cambridge, Inglaterra; Stephen Lambert yMike Zuber, Pittsburgh, Pennsylvania, EUA; Harjinder Rai,Nueva Delhi, India; John Seidle, Sproule Associates Inc.,Denver, Colorado, EUA; y Dick Zinno, Houston, Texas. Seagradece también a Willem Langenberg, Alberta GeologicalSurvey, y Ken Childress, fotógrafo, por proveer las fotogra-fías de los afloramientos y del equipo de perforación, res-pectivamente (próxima página).AIT (herramienta de generación de Imágenes de Inducciónde Arreglo), APS (Sonda de Porosidad de Acelerador deNeutrones), CemNET, ClearFRAC, CoilFRAC, DSI (herra-

mienta de generación de Imágenes Sónica Dipolar),ECLIPSE Office, ECS (Espectroscopía de CapturaElemental), ELANPlus, FMI (herramienta de generación deImágenes Microeléctricas de Cobertura Total), LiteCRETE,MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación),OFA (Analizador Óptico de Fluidos), Platform Express, RST(herramienta de Control de Saturación del Yacimiento), SFL(herramienta de Resistividad de Enfoque Esférico),SpectroLith y StimMAP son marcas de Schlumberger.

El gas natural contenido en formaciones de carbón constituye un importante recurso

que está ayudando a responder a las crecientes necesidades energéticas del mundo.

En muchas áreas, las condiciones del mercado y los avances tecnológicos han

convertido a la explotación de este recurso en una opción viable. Las características

singulares de los yacimientos de metano en capas de carbón demandan enfoques

novedosos en lo que respecta a construcción de pozos, evaluación de formaciones,

fluidos de terminación y estimulación de pozos, modelado y desarrollo de yacimientos.

Con el desplazamiento de la curva de producciónde petróleo global desde zona de meseta a la dedeclinación, las reservas mundiales de gas natu-ral han cobrado mayor relevancia. El gas es cadavez más visto como una fuente de energía alter-nativa vital porque es abundante y más limpiocuando se quema que otros combustibles fósiles(véase “Un dinámico mercado global del gas,”página 4). En mercados maduros, con grandemanda, la industria está en busca de fuentesde gas no convencionales, tales como el gas con-tenido en las lutitas y en las areniscas de bajapermeabilidad, y el metano contenido en lascapas de carbón. Estas acumulaciones de gas noconvencionales no pueden ser explotadas de lamisma forma que los yacimientos convenciona-les, lo que plantea desafíos tanto para los opera-dores como para las compañías de servicios.

El gas natural contenido en las capas de car-bón representa una porción importante de losrecursos de gas natural del mundo. Actualmentese dispone de métodos mejorados de evaluaciónde capas de carbón mediante mediciones de regis-tros geofísicos y modernos dispositivos de mues-treo. Los cementos más livianos, con la utilizaciónefectiva de aditivos, minimizan el daño de los sen-sibles yacimientos de metano en capas de carbón(CBM, por sus siglas en inglés). Además, se estánutilizando fluidos de estimulación que no produ-cen daños y diseños de fracturamientos hidráuli-cos innovadores para mejorar el flujo de gas y aguadesde la formación hacia el pozo. Se logran técni-cas de levantamiento artificial optimizadas a tra-vés de la utilización de programas de computacióninteligentes que contribuyen a una rápida y eficazdeshidratación de las capas de carbón. Las tecno-

1. Para obtener más información sobre la historia de laexplotación del carbón (1° de julio de 2003), consulte:http://www.bydesign.com/fossilfuels/links/html/coal/coal_history.html and http://www.pitwork.net/history1.htm

Invierno de 2003/2004 9

logías avanzadas y la experiencia de la industriaaplicada en todo el mundo están produciendo unimpacto positivo sobre el desarrollo de reservas demetano contenido en las capas de carbón.

Este artículo analiza los yacimientos de CBM,también conocidos como yacimientos de gasnatural contenido en capas de carbón (CBNG,por sus siglas en inglés) o yacimientos de metanocontenido en filones de carbón (CSM, por sussiglas en inglés). En primer lugar, se examina lahistoria de la explotación del carbón. Luego, seanalizan los procesos geológicos que condujerona la formación del carbón; cómo las capas de car-bón generan y almacenan gas natural: y qué hacea los yacimientos de CBM tan diferentes de losyacimientos de gas clásticos y carbonatados tra-dicionales. Finalmente, a través de ejemplos dediferentes partes del mundo, se demuestra la uti-lización por parte de la industria de diversas tec-nologías destinadas a evaluar y desarrollar losyacimientos de CBM.

Mentes, minas y pozosLos seres humanos han apreciado el valor energé-tico del carbón durante miles de años. Los prime-ros usos del carbón para encender el fuego, que seremontan al año 200 a.C., han sido confirmados enantiguos registros chinos. Existen pruebas inclusode que los hombres de la Edad de Piedra en GranBretaña recolectaban carbón; y los arqueólogoshan hallado hachas de piedra implantadas en filo-nes de carbón. Los primeros descubrimientos decarbón explotados por los seres humanos fueronutilizados para sustituir provisiones de leña y esprobable que se hallaran en la superficie, en losafloramientos rocosos cercanos a las orillas de losríos. Las primeras evidencias de que los sereshumanos realizaron excavaciones en busca de car-bón aparecieron en regiones donde la provisión deleña era escasa. Las técnicas mineras evoluciona-ron a partir del método primitivo que consistía enhallar un filón de carbón expuesto en una laderapara luego excavarlo todo lo posible para extraer el

carbón. Cuando la operación se hacía demasiadopeligrosa, estos primeros excavadores se traslada-ban a otra localización en el mismo afloramiento.1

Sobre la base de las excavaciones descubiertas enGran Bretaña, se ha determinado que ya en el año50 de la Era Cristiana, los romanos extraían car-bón para alimentar los sistemas de calefacción ylas operaciones de fundición. Con el tiempo, seexcavaron fosas para acceder al carbón.

La modernización de los métodos de explota-ción minera, incluyendo el método de cámaras ypilares, y las técnicas de explotación por tajolargo, posibilitaron la ejecución de operacionesmás grandes y a mayor profundidad, exponiendo alos mineros a una diversidad de peligros. Uno delos riesgos más importantes de la explotaciónminera del carbón es el gas metano; un subpro-ducto del proceso de maduración termal del car-bón que se convierte en un problema serio en lasminas más profundas. Los operadores de minaslograron mitigar estas condiciones peligrosas en

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1000 10,000

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CBM

> Producción del metano contenido en capas de carbón (CBM) en EUA (azul) y cantidad de pozosproductores (rojo).

el subsuelo mediante la utilización de técnicas deventilación de minas. El aire bombeado en unamina a través de pozos y tuberías de ventilaciónaportaba oxígeno a los trabajadores y disipaba elmetano venenoso y explosivo. Las compañíasmineras también perforan pozos de desgasifica-ción de carbón en las capas de carbón para libe-rar el gas metano antes de proceder a laexplotación del carbón. Las técnicas modernas de

ventilación y desgasificación prepararon elterreno para el desarrollo de una industria mineramás segura y productiva. En muchas zonas, laexplotación minera del carbón no es totalmentesegura, de modo que la desgasificación de lasminas mediante pozos de avanzada en las opera-ciones mineras constituye una técnica de sumaimportancia, que ayuda a reducir la cantidad deaccidentes asociados con estas actividades.

El carbón se convirtió en la energía que sus-tentó la revolución industrial en EuropaOccidental y el resto del mundo y hoy continúasiendo un importante recurso. No obstante, elvalor del carbón no sólo radica en quemarlo paragenerar calor y electricidad; el gas natural conte-nido en el carbón que alguna vez fue tan sólo unpeligro, ahora puede ser explotado y distribuidocomo el gas natural convencional, constituyendoun combustible de combustión limpia.

Perforación para la obtención del gas natural contenido en capas de carbónLos primeros intentos de desgasificación del car-bón en las minas tuvieron lugar en Inglaterradurante la década de 1800, y se sabe que el gasderivado del carbón se utilizaba para iluminar lascalles de Londres. El primer pozo de CBM paradesarrollar gas como recurso fue perforado en1931 en Virginia Occidental, EUA. Durante másde 50 años, el nivel de la actividad de perforaciónde pozos de CBM se mantuvo bajo. En 1978, elgobierno de los Estados Unidos promulgó la Leyde Política del Gas Natural. Esta legislación per-mitió a las compañías percibir precios más altospor el gas natural producido de yacimientos gasí-feros de baja permeabilidad, lutitas gasíferas yfilones de carbón. En 1984, el gobierno de losEstados Unidos ofreció créditos fiscales para el

Terciario

Terciario-Cretácico

Cretácico

Jurásico

Triásico

Pensilvánico y Pérmico

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0 200 400

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600 800 km

400 500 millas

ApalachesSeptentrionales

Richmond

ApalachesCentrales

Regióncarboníferadel Oeste deWashington

Región carboníferanorte-central

Cahaba/Coose

BlackWarrior

Costa del Golfo

Illinois

Forest City

Bighorn

GreaterGreen River

Wind River

Uinta

Altiplaniciede Kaiparowits

San Juan

PowderRiver

HannaCarbon

Denver

Arkoma

Cherokee

Piceance

Ratón

> Cuencas de EUA que contienen metano en capas de carbón. Se muestran las principales cuencas carboníferas, con los perío-dos asociados de sedimentación de carbón.

Invierno de 2003/2004 11

desarrollo y la explotación de yacimientos no con-vencionales. Originalmente concebidos para ven-cer en el año 1990, los créditos fiscales fueronprorrogados dos años más dado su impacto posi-tivo sobre la actividad de perforación. Al caducarlos créditos fiscales en el año 1992, los bajos pre-cios del gas generaron preocupación acerca de laeconomía del desarrollo del CBM.

El precio del gas no es el único factor queafecta la viabilidad de la producción de CBM. Laaccesibilidad a la infraestructura de transportedel gas y los asuntos técnicos relacionados con laproducción de CBM, por ejemplo, los bajos gastos(tasas, regímenes) de producción de gas iniciales,las altas tasas de producción de agua y todo lo rela-cionado con el método de eliminación, tambiéndeben tenerse en cuenta. El impacto positivo de laaccesibilidad a una capacidad de transporte porlíneas de conducción adecuada puede observarseen ciertas partes de las Montañas Rocallosas, EUA,donde la ampliación del Oleoducto Kern River enmayo de 2003 permitió mejorar considerable-mente la economía de la producción de gas.

En la actualidad, el desarrollo de los yaci-mientos de CBM está impactando el mercado delgas norteamericano. La producción anual prove-niente de 11 cuencas de carbón en EUA es supe-rior a 42,900 millones de m3 [1.5 Tpc], o un 10%de la producción de gas anual de EUA (páginaanterior, arriba).2 Las reservas comprobadas de

CBM—501,000 millones de m3 [17.5 Tpc]—ahora conforman un 9.5% del volumen total dereservas de gas de EUA y el CBM total que seencuentra en sitio en EUA se estima en 21.4 tri-llones de m3 [749 Tpc]. Aproximadamente 2.9 tri-llones de m3 [100 Tpc] se consideranrecuperables (página anterior, abajo).3 El incre-mento de los precios del gas, la expansión conti-nua del sistema de transporte del gas natural ylos avances acontecidos recientemente en térmi-nos de tecnologías de campos petroleros han con-tribuido a aumentar la rentabilidad de los pozosde CBM. Con el correr de los años, los operadoresy las compañías de servicios han adquirido valio-sos conocimientos de la investigación minera yexperiencia práctica de la actividad de perfora-ción inducida por el otorgamiento de los créditosfiscales en EUA.

A medida que los operadores perforaban yexplotaban más yacimientos de CBM, se puso demanifiesto el hecho de que el comportamiento delos yacimientos de carbón difiere entre unacuenca y otra, e incluso dentro de una mismacuenca. Este comportamiento guía en granmedida la aplicación de diferentes tecnologíasdentro de una cuenca o campo petrolero. Enmuchas áreas de CBM, los operadores han redu-cido los costos totales de explotación aumentandoal mismo tiempo la recuperación de gas mediantela aplicación prudente de nueva tecnología.

Canadá recién ha comenzado a producir gasde yacimientos de CBM y estima que el volumende reservas en sitio asciende a 36.8 trillones dem3 [1287 Tpc]. Australia empezó a producir gasde yacimientos de CBM en 1998 y el cálculo desus reservas totales oscila entre 8.6 y 14.3 trillo-nes de m3 [300 y 500 Tpc]. En todo el mundo, eltotal de reservas de CBM en sitio se estima enaproximadamente 100 a 272 trillones de m3

[3500 a 9500 Tpc].4 Para el año 2001, 35 de los 69países con reservas de carbón habían investigadoel desarrollo de los yacimientos de CBM pero, aligual que en América del Norte, el ritmo del desa-rrollo futuro dependerá de la rentabilidad de lasoperaciones (arriba).

> Actividad relacionada con el metano contenido en capas de carbón en todo el mundo. Para el año 2001, 35 (puntos rojos) de los 69 países carboníferoshabían investigado el desarrollo de yacimientos de CBM.

2. Leach WH Jr: “New Technology for CBMProduction,“Opportunities in Coalbed Methane: ASupplement to Oil and Gas Investor, diciembre de 2002, Oiland Gas Investor/Hart Publications, Houston, Texas, EUA.Schwochow SD: “CBM: Coming to a Basin Near You,”Opportunities in Coalbed Methane: A Supplement to Oiland Gas Investor, diciembre de 2002, Oil and GasInvestor/Hart Publications, Houston, Texas, EUA.

3. Nuccio V: “Coal-Bed Methane: Potential and Concerns,“Servicio Geológico de EUA, USGS Fact Sheet FS–123–00,octubre de 2000, http://pubs.usgs.gov/fs/fs123-00/fs123-00.pdf

4. Olsen TN, Brenize G y Frenzel T: “ImprovementProcesses for Coalbed Natural Gas Completion andStimulation,“ artículo de la SPE 84122, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de octubre de 2003.

De la turba al carbónLa formación del carbón comienza con la sedi-mentación de materia orgánica vegetal, lo que dalugar a la turba. La turba se forma por la sedi-mentación subacuática continua de materiaorgánica proveniente de las plantas en ambien-tes donde las aguas intersticiales son pobres encontenido de oxígeno. Los ambientes caracterís-ticos permiten la acumulación, el sepultamientoy la preservación de la turba, incluyendo panta-nos y áreas de desborde que pueden tenerinfluencia marina o no (arriba). En el pasadogeológico, se consideraba que la mayor parte dela turba se formaba en ambientes marinos del-taicos o marginales.

La carbonización, o la transformación de laturba en carbón, se produce a diferentes regíme-nes en diferentes ambientes. La degradación bio-química pone en marcha el proceso decarbonización, pero con el sepultamiento, elaumento de las presiones de los estratos de sobre-carga y las temperaturas del subsuelo genera pro-

cesos fisicoquímicos que continúan con la carbo-nización. Al liberarse el agua, el dióxido de car-bono y el metano, el carbón aumenta de rango,que es una medida de la madurez. Las capas decarbón se dividen en rangos e incluyen, en ordende rango creciente: carbones sub-bituminosos,bituminosos alto volátil, bituminosos medio volá-til, bituminosos bajo volátil, semi-antracita yantracitas. Si bien las capas de carbón contienenciertos minerales inorgánicos, se componen engran parte de macerales, o compuestos vegetales,que van desde plantas leñosas a resinas.

Las tres categorías generales de maceralesson la vitrinita, la liptinita y la inertinita. La vitri-nita se refiere a material de plantas leñosas, talescomo troncos, raíces, ramas y brotes. Los mace-rales liptiníticos corresponden a las partes másresistentes de la planta, tales como esporas,polen, ceras y resinas. Los macerales inertiníticosrepresentan material vegetal alterado y seencuentran menos estructurados. Estos macera-les tienen un mayor contenido de carbono como

consecuencia de los procesos de oxidación pro-ducidos durante la sedimentación; por ejemplo,la combustión de leña o turba en el fuego. Losdatos de los macerales reflejan la composiciónbásica de las capas de carbón y, por lo tanto, ayu-dan a los geólogos a determinar el potencial delos yacimientos de CBM.

Un yacimiento no convencionalDesde el momento de la sedimentación, el car-bón es diferente de otros tipos de roca yaci-miento. Se compone de material vegetalalterado—macerales—que funciona a la vezcomo fuente generadora y como yacimiento dehidrocarburos. Se encuentra inherentementefracturado como consecuencia del proceso decarbonización, que forma fracturas verticales odiaclasas. Las diaclasas en carbón se clasificangeométricamente, denominándose las diaclasasprimarias, más continuas, diaclasas frontales ylas secundarias, menos continuas, diaclasasinterpuestas.

12 Oilfield Review

> Ambientes generadores de turba. La turba se forma por la sedimentación subacuática continua de materia orgánica, enambientes donde las aguas se encuentran pobremente oxigenadas. La acumulación, el sepultamiento y la preservación de laturba tienen lugar en una amplia gama de ambientes que incluyen pantanos y áreas de desborde con o sin influencia marina.(Estas fotos del Río Loxahatchee, Florida, EUA, fueron tomadas del sitio del Distrito de Manejo del Agua de Florida en la Red:http://www.sfwmd.gov/org/oee/vcd/photos/hires/hilist.html).

Invierno de 2003/2004 13

La clasificación genética de las fracturas delcarbón también es común. Las fracturas endóge-nas, o diaclasas clásicas, son creadas bajo tensiónal comprimirse la matriz del carbón debido a ladeshidratación y la desvolatilización producidasdurante la maduración del carbón. Estos conjun-tos de diaclasas son ortogonales y casi siempreperpendiculares a la estratificación. Por el con-trario, las fracturas exógenas formadas debido altectonismo, y en consecuencia el campo de losesfuerzos regionales, determinan su orientación.También se observan fracturas por esfuerzo decorte a 45° con respecto de los planos de estrati-ficación.

Virtualmente en todos los yacimientos demetano en capas de carbón, las diaclasas consti-tuyen el mecanismo de permeabilidad primario.Al igual que los yacimientos convencionales, lascapas de carbón también pueden ser natural-mente fracturadas. En capas de carbón más pro-fundas, los mayores esfuerzos de los estratos desobrecarga pueden triturar la estructura del car-bón y cerrar las diaclasas. En tales localizaciones,el fracturamiento natural subsiguiente tiende aser el principal sustento de la permeabilidad. Lacomprensión de los sistemas de diaclasas y frac-turas naturales en capas de carbón es esencialdurante todas las facetas del desarrollo de yaci-mientos de CBM.

La generación del metano es una función deltipo de maceral y del proceso de madurez termal.Al aumentar la temperatura y la presión, cambiael rango del carbón junto con su capacidad de

generar y almacenar metano (abajo).5 Además,cada tipo de maceral almacena, o adsorbe, dife-rentes volúmenes de metano. Por otra parte, elcarbón puede almacenar más gas al aumentar surango.

Los yacimientos de areniscas y carbonatosconvencionales almacenan gas comprimido ensus sistemas de porosidad. El metano es almace-nado en el carbón por adsorción, proceso por elcual las moléculas de gas individuales se ligan alas moléculas orgánicas sólidas que conforman elcarbón mediante fuerzas eléctricas débiles. Paraevaluar la producción de los pozos de CBM con eltranscurso del tiempo, se comprueba la capaci-dad de absorción y adsorción (sorptive capacity)de las muestras de carbón trituradas y se cons-truyen isotermas de desorción (desorption)(arriba). Las isotermas de desorción describen larelación entre la presión y el contenido de gasadsorbido en el carbón, en condiciones de tem-

peratura y humedad estáticas. La capacidad delcarbón de almacenar metano reduce sustancial-mente la necesidad de contar con mecanismosde entrampamiento de yacimientos convenciona-les, haciendo que su contenido de gas—que estárelacionado con el rango del carbón—y el gradode desarrollo de diaclasas o fracturas naturalessean las consideraciones primordiales cuando seevalúa un área para determinar el potencial deproducción de CBM.

Esta capacidad de almacenamiento confiere alas capas de carbón un comportamiento inicialúnico en términos de producción, que está rela-cionado con la desorción, no con la caída de lapresión. Las capas de carbón pueden conteneragua o gas, o ambos elementos, en los sistemas dediaclasas y fracturas naturales, y gas adsorbido enla superficie interna de la matriz del carbón. Todaagua presente en el sistema de diaclasas debe serproducida para reducir la presión del yacimiento

Metano biogénicoNitrógeno

Dióxido de carbono

Lignito Sub-bituminoso Bituminoso Antracita Grafito

Metano derivadotermalmente Materia volátil

eliminada

Aum

ento

del

vol

umen

de

gas

Generación del gas en función del rango del carbón

Aumento del rango del carbón

> Generación de gas en carbón. Al aumentar la temperatura y la presión,cambia el rango del carbón junto con su capacidad de generar y almace-nar metano. Con el tiempo, se produce la deshidratación y la desvolatiliza-ción provocando la contracción de la matriz del carbón y la formación dediaclasas endógenas.

5. Zuber M y Boyer C: “Evaluation of Coalbed MethaneReservoirs,“ preparado para la Universidad de Oviedo,España. Holditch-Reservoir Technologies ConsultingServices, Pittsburgh, Pennsylvania, EUA, 24 al 25 demayo de 2001.

Carbón versus arenisca—Contenido de gas versus presión

Carbón

Areniscas

Cont

enid

o de

gas

, pc/

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bón

equi

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5000 1000 1500 2000 2500 3500 45003000 4000Presión de poro, lpca

4% de porosidad al gas6% de porosidad al gas8% de porosidad al gasIsoterma correspondiente al carbón

1000

Cont

enid

o de

gas

abs

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do, p

c/to

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00 200 400 600 800 1000

Presión, lpca

AntracitaBituminoso medio volátilBituminoso alto volátil ABituminoso alto volátil B

Capacidad de absorción y adsorción de metano versus rango del carbón

> Capacidad de absorción y adsorción del carbón. Al aumentar la madurez del carbón de bituminoso a antracita, aumenta su capacidad de absorción yadsorción. Las pruebas realizadas a muestras de carbón para relacionar el gas adsorbido con la presión—bajo condiciones isotérmicas—evalúan cómosería la producción de los pozos de CBM con el tiempo. La gráfica muestra respuestas típicas en carbones bituminosos y carbones de antracita(izquierda). La capacidad de almacenamiento de gas del carbón puede ser considerablemente superior a la de las areniscas (derecha).

en dicho sistema a fin de generar volúmenes degas significativos. La deshidratación aumenta lapermeabilidad al gas dentro de las diaclasas y lasfracturas y hace que el gas presente en la matrizse desorba, se difunda a través de la matriz y sedesplace hacia el sistema de diaclasas, lo que setraduce en perfiles de producción de CBM abso-lutamente singulares (arriba).

La producción inicial es dominada por elagua. Al desplazarse el agua fuera de las diaclasasy las fracturas, la saturación y la producción degas aumentan y la producción de agua cae.

Algunos pozos de CBM producen gas secodesde el principio. Por ejemplo, ciertos pozos deAlberta y la Columbia Británica, Canadá, y la por-ción subpresionada de la Cuenca San Juan soncomparables con los yacimientos convencionalesy producen en condiciones de saturación de aguairreducible; esto es, gas seco. La producción degas seco de capas de carbón típicamente declinadesde el principio, exhibiendo un comporta-miento correspondiente a la Etapa III.

Como sucede con todos los yacimientos degas, la permeabilidad controla la producción ydetermina en gran medida el volumen de reser-vas recuperables del gas presente en las capas decarbón. Las variaciones locales de la conductivi-dad y la densidad de las diaclasas y de las fractu-ras naturales—cuán estrechamente espaciadasse encuentran las diaclasas o las fracturas—pro-ducen variaciones considerables en el rendi-miento de los pozos dentro de ciertas áreas dedesarrollo (abajo, a la izquierda). Por ejemplo, 23pozos de un campo petrolero situado en laCuenca Black Warrior, EUA, con espesores de car-bón y contenidos originales de gas similares fue-ron perforados y terminados en forma idéntica,con iguales espaciamientos entre sí; sin embargo,muestran diferencias en cuanto al comporta-miento de la producción debido a las variacioneslocales en la permeabilidad o conductividad delas diaclasas. Por otra parte, en esta cuenca, laconductividad de las diaclasas y de las fracturasnaturales se ve considerablemente afectada porlos esfuerzos ejercidos sobre el yacimiento. Losdatos de pruebas de campo confirman la relacióninversa entre esfuerzo de cierre y permeabilidaddel carbón; el aumento del esfuerzo de cierre de1000 a 5000 lpc [6.9 a 34.4 MPa] redujo la per-meabilidad de 10 a 1 mD.

Las propiedades y el desempeño de la pro-ducción no convencionales de los yacimientos demetano en capas de carbón, incluyendo la altaproducción de agua inicial y la baja producciónde gas inicial, son responsables en gran medidadel relativamente escaso interés por desarrollaryacimientos de CBM en todo el mundo. No obs-tante, el conocimiento y las experiencias colecti-vas de la industria en lo que respecta a laexplotación de este recurso están mejorando laproducción de los yacimientos de CBM.

14 Oilfield Review

Prod

ucci

ón a

cum

ulad

a de

gas

, Mpc

175,000

150,000

125,000

100,000

75,000

50,000

25,000

00 10 20 30 40 50 60 70 80

Tiempo, meses

Producción de 23 pozos de CBM

> Variaciones locales del desempeño de pozos en un grupo de 23 pozos similares de un campo petro-lero situado en la Cuenca Black Warrior, EUA. En esta área, las diferencias son atribuidas a cambioslocales en la permeabilidad de las diaclasas y las fracturas naturales. La gráfica muestra la produc-ción acumulada de gas a través del tiempo, para cada uno de los 23 pozos.

Cuando la permeabilidad al gas finalmente seestabiliza, el carbón se considera deshidratado yla producción de gas alcanza su punto máximo. Apartir de este momento, tanto la producción deagua como la producción de gas comienzan adeclinar lentamente, siendo el gas el fluido pro-ducido dominante. La velocidad a la cual se eli-mina agua del yacimiento depende de diversosfactores, incluyendo las saturaciones originalesde gas y agua, la porosidad de las diaclasas, la per-meabilidad relativa y absoluta del carbón y elespaciamiento entre los pozos.

6. Análisis “preliminar“ es el término utilizado para la iden-tificación de las principales fracciones del carbón, toma-das como humedad, volátiles, carbono fijo y ceniza.Estas fracciones se determinan comúnmente calentandoen forma gradual y quemando luego las muestras tritura-das y observando el volumen de las diferentes fraccio-nes eliminadas en cada etapa hasta que sólo quedancenizas. El análisis preliminar es diferente del análisisfinal en el que se determina el porcentaje en peso de losdiferentes elementos.

7. Ceniza es el componente inorgánico, derivado de la mate-ria mineral, que queda después del análisis preliminar.

Tiempo de producción

Régi

men

de

prod

ucci

ón, M

pc/D

ó B

/D

Etapa IEtapa II Etapa III

Gas

Agua

Pozo “deshidratado”

> Características de la producción de capas de carbón. Durante la Etapa I,la producción es dominada por el agua. La producción de gas aumentadurante la Etapa II, al producirse agua en el carbón y aumentar la permea-bilidad relativa al gas. Durante la Etapa III, declinan tanto la producción deagua como la producción de gas.

Invierno de 2003/2004 15

Investigación de un nuevo recurso en la IndiaLuego de revisar las principales cuencas carboní-feras de la India, la compañía Oil and Natural GasCorporation (ONGC) llegó a la conclusión de quela Cuenca Jharia, situada a 250 km [155 millas] alnoroeste de Calcuta, albergaba el mejor potencialpara la producción de gas natural de capas de car-bón. Se perforaron tres pozos piloto a través de laFormación Barakar de edad Pérmica, que con-tiene hasta 18 capas de carbón claramente identi-ficables, cada una de las cuales tiene un espesorque oscila entre 1 y 20 m [3 y 66 pies]. En elsegundo pozo piloto se extrajeron núcleos y seadquirieron registros de litodensidad, neutrón yresistividad de alta resolución vertical, obtenidoscon la herramienta integrada Platform Express, laherramienta de generación de ImágenesMicroeléctricas de Cobertura Total FMI, la herra-mienta de generación de Imágenes SónicaDipolar DSI, y la herramienta de Espectroscopíade Captura Elemental ECS. Se obtuvieron núcleosde diámetro completo en muchas de las capas decarbón, que fueron enviados para el análisis preli-minar de las principales fracciones, la determina-ción del rango y la determinación del contenidode gas adsorbido.6 Los registros fueron analizadospara determinar los mismos parámetros y la poro-sidad de las diaclasas.

El primer paso consistió en el análisis preli-minar de las principales fracciones derivado delos registros de litodensidad, neutrón y rayosgamma. Estos registros tienen respuestas muydiferentes a los diversos componentes del carbóny los pueden diferenciar perfectamente bien. Laprincipal incertidumbre radica en los parámetrosde respuesta de la ceniza, ya que puede contenercantidades variables de cuarzo, arcilla, calcita,pirita y otros minerales.7 Los parámetros de lamateria volátil—fundamentalmente la materiaorgánica, la cera, el dióxido de carbono [CO2] y elanhídrido sulfuroso [SO2]—y del carbono fijo sonrazonablemente similares para las capas de car-bón bituminosas y antracitas de interés. En elPozo Jharia, los resultados del análisis de regis-tros coincidieron con los datos de núcleos (dere-cha). Los datos ECS agregaron informacióndetallada sobre la composición de la ceniza y per-mitieron mejorar la estimación del contenidototal de ceniza en las capas de carbón, donde losregistros de densidad y de otro tipo fueron másafectados por el agrandamiento del agujero(véase “Los elementos del análisis del carbón,“página 18).

El paso siguiente consistió en calcular el volu-men de gas adsorbido en cada capa. Lo ideal seríaderivar este valor directamente de los registros.No obstante el efecto del gas adsorbido sobre los

parámetros del carbón que responden a los regis-tros es pequeño y no existen suficientes medicio-nes independientes para resolver el contenido degas en forma confiable. Las técnicas tradiciona-les de la industria del carbón determinan el con-tenido de gas en núcleos y, en su ausencia,calculando el rango del carbón mediante el aná-lisis preliminar de las principales fracciones y elcontenido del gas sobre la base del rango, la pre-

sión, la temperatura y una isoterma de adsorciónadecuada. La Sociedad Americana de Ensayo deMateriales (ASTM, por sus siglas en inglés) clasi-fica a las capas de carbón por el porcentaje dematerial volátil después de la normalización acarbón seco, libre de ceniza. En Jharia se utiliza-ron criterios de clasificación levemente diferen-tes, que se aplicaron tanto a los datos de núcleoscomo a los datos de registros.

API

Rayos gamma

Rango del carbónderivado de registros

Prof

undi

dad,

m

Rango del carbónderivado de núcleos

Volúmenes ELAN

% de materia volátilVolátiles + carbono fijo

X060

X070

Sem

i-ant

raci

ta

Bitu

min

oso

deba

jo v

olum

en

Bitu

min

oso

devo

lum

en m

edio

Bitu

min

oso

deal

to v

olum

en

Sub-

bitu

min

oso

17 24 36 40

10 500 1vol/vol0 API

Rayos gamma

6 16pulgadasTamaño del pozo

Ceniza

Carbono fijo

Materia volátil

Arcilla

Cuarzo

Agua

HumedadCalibrador > Tamaño de la barrena

150

Alta resolución

Densidad Neutrón

g/cm3

2.75

1.35

0.90

1.00

0.05

0.45

1.00

1.00

vol/vol

Efecto fotoeléctricoSección de captura efectiva

barn/cm3

12

0.2

0.5

0.5

400

20

0

0

Ceniza

Carbono fijo

Materia volátil

Humedad

> Ejemplo de análisis preliminar de las principales fracciones y determinación del rango del carbón apartir de registros adquiridos en la India. En el Carril 1, el calibrador indica que el pozo presentaderrumbes moderados pero sigue nivelado. El Carril 2 muestra buena concordancia entre el análisispreliminar derivado de los registros, utilizando los parámetros dados en la tabla, y los análisis deriva-dos de los núcleos. El Carril 3 compara el rango del carbón derivado de los registros, luego de aplicarun promedio vertical, con el rango del carbón obtenido de los núcleos. El rango del carbón se deter-mina por la proporción de material volátil presente en el carbón seco, libre de cenizas, utilizando losvalores de corte mostrados (extremo inferior).

Al proveer los registros información sobre losintervalos donde faltaban datos de núcleos,ONGC pudo estudiar la calidad de las diferentescapas de carbón. El rango promedio del carbónaumentaba con la profundidad, pero con un pro-bable cambio de tendencia a mitad de caminohacia la parte inferior de la sección (arriba). Esmuy probable que el cambio de tendencia serelacione con una falla principal, que se observaen los datos FMI a esta profundidad. El rango delcarbón y el análisis preliminar de las principalesfracciones también pueden ingresarse en unatransformada de la capacidad de absorción yadsorción adecuada para determinar el gas ensitio, dentro de cada capa de carbón.8

La porosidad de las diaclasas fue calculadautilizando cuatro métodos diferentes: a partir dela porosidad observada por las mediciones demicroresistividad, por la separación de las curvasde los lateroperfiles profundo y somero, por lacantidad y tipo de mineralización observados porla herramienta ECS, y a partir de la anisotropía delas ondas de corte medida por los datos DSI. En elpozo en el que se corrieron los registros, las medi-

ciones de microresistividad arrojan los resultadosmás exactos y se utilizan para calibrar los datosECS y DSI. En las capas de carbón que presentanderrumbes, el registro ECS es el menos afectadopor la rugosidad del pozo, mientras que los regis-tros DSI y de microresistividad pueden ser afecta-dos más seriamente. El cálculo de la porosidad delas diaclasas agrega información sobre la capaci-dad de flujo a la ya obtenida sobre el volumen degas. Estos datos ayudaron a ONGC a decidir quécapas probar, si habría que desarrollar esterecurso y cuál era la mejor manera de lograrlo.

Enormes reservas y avances en CanadáLos 1287 Tpc de reservas probables de CBM esti-madas en sitio con que cuenta Canadá yacen fun-damentalmente en las provincias de ColumbiaBritánica y Alberta, y pueden dividirse en tresáreas principales: los pies de monte de Alberta,las planicies de Alberta y los pies de monte de laColumbia Británica. Las capas de carbón de estasáreas varían en lo que respecta a rango, conte-nido de gas y accesibilidad. Los especialistas encarbón canadienses sostienen que la permeabili-

dad del carbón constituye el principal sustentodel potencial de los yacimientos de CBM. Poreste motivo, cuando se evalúan los yacimientosde CBM de Canadá, gran parte del enfoque secentra en el conocimiento de las diaclasas y delas fracturas naturales, tanto en los afloramien-tos como en los pozos.

Alberta contiene vastas cantidades de carbóndistribuidas por todas las planicies, los pies demonte y las montañas del sur. Originalmentedepositada en turberas relativamente horizonta-les, la materia orgánica fue enterrada por sedi-mentos provenientes del oeste y se carbonizógradualmente, con el aumento del calor y la pre-sión después del sepultamiento. Las capas decarbón fueron posteriormente plegadas, falladas,levantadas y parcialmente erosionadas, dandocomo resultado la distribución actual del carbóna través de las planicies. Los estratos carbonífe-ros se inclinan suavemente hacia el oeste, endirección a las montañas, donde las capas de car-bón están plegadas y se dirigen abruptamentehacia la superficie para volver a estar expuestasen los pies de monte.

16 Oilfield Review

Mat

eria

vol

átil,

% e

n pe

so (s

eca,

libr

e de

cen

izas)

25

20

15

10

30

40

45

50

35

Profundidad creciente del registro, m100 m

Localizaciónde la falla

X50

X55

Prof

undi

dad,

m

grados0 90

EstratificaciónEchado verdadero

0 120 240 360

Imagen FMIestática

Res. Cond.

Orientación Norte

Falla

> Porcentaje de material volátil—seco y libre de cenizas—y rango del carbón en función de la profundidad para el Pozo Jharia. Los datos derivados de los registros (curvas rojas) y los datos derivados de los núcleos (puntos azules) se muestransólo en las capas de carbón. Los datos derivados de núcleos, en particular, sugieren un cambio de tendencia (línea azul) probablemente asociado con una falla observada en la imagen FMI (recuadro) y en otros datos, a esa profundidad.

Invierno de 2003/2004 17

Las capas de carbón se desarrollan dentro delos horizontes característicos de las formacionesScollard, Horseshoe Canyon y Belly River delCretácico Superior y dentro de los estratos delgrupo Mannville del Cretácico Inferior, en las pla-nicies de Alberta. También hay carbón presenteen la Formación Coalspur del Paleoceno y en laFormación Mist Mountain de los gruposLuscar/Kootenay del Jurásico-Cretácico, en lospies de monte de Alberta (arriba). El espesor delas capas de carbón individuales varía entremenos de 1 metro [3 pies] y más de 6 metros [20pies]. Los grupos de capas de carbón están sepa-rados por 10 a 50 m [30 a 160 pies] de roca. Lamayoría de las capas de carbón que se encuen-tran a profundidades someras—menos de 1000 m[3300 pies]—en las planicies son de rango sub-bituminoso a bituminoso alto volátil. Las capas decarbón de los pies de monte de Alberta son en

general más maduras, con rangos que oscilanentre bituminosos alto volátil y bituminosos bajovolátil. Las capas de carbón de las planicies deAlberta tienen características de diaclasas máspredecibles que las de los pies de monte deAlberta y la Columbia Británica debido a su defor-mación limitada.

La permeabilidad, la presión de formación yla saturación del fluido de yacimiento son crucia-les para la identificación de áreas adecuadaspara el desarrollo de yacimientos de CBM. Losmétodos comunes utilizados para medir la per-meabilidad en las capas de carbón, tales comolas pruebas de inyectividad y de cierre luego de lainyección, a menudo arrojan resultados inconsis-tentes porque la permeabilidad de las diaclasaspuede ser una función de la presión de inyección.Los intervalos de prueba pueden ser perturbadospor los fluidos de perforación y dañados por la

cementación y los fluidos de fracturamiento yestimulación, causando efectos adversos sobrelos resultados de las pruebas. Las ambigüedadesse producen por una diversidad de razones,incluyendo el hinchamiento de las diaclasas yfracturas del carbón, la permeabilidad bifásica ylos efectos de almacenamiento del pozo.

(continúa en la página 22)

0

0 200 400 km

100 200 300 millas

Grupo Mannville

Grupo HorseshoeCanyon

Formación Scollard

Grupo Belly River

Grupo Kootenay

Grupo Luscar

Zonas de carbón conpotencial de CBM

Carbones bituminososbajo volátil y medio volátil

Carbones bituminososalto volátil

Carbón sub-bituminoso

Lignito

Distribución delcarbón por rangoAlberta

Edmonton

CalgaryCalgary

Edmonton

> Carbones de Alberta. Los mapas muestran la distribución de las capas de carbón principales (izquierda) y el rango delcarbón (derecha) en Alberta.

8. La teoría de Langmuir relaciona el volumen de gasadsorbido en el carbón sin cenizas con la presión a unatemperatura dada y con dos factores que dependen dela temperatura y el rango del carbón. Varios investigado-res han correlacionado estos factores con los resultadosdel análisis preliminar, de manera que el volumen de gasadsorbido puede calcularse a partir de registros. Véase,Hawkins JM, Schraufnagel RA y Olszewski AJ:“Estimating Coalbed Gas Content and Sorption IsothermUsing Well Log Data,“ artículo de la SPE 24905, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, Washington, DC, EUA, 4 al 7 de octubre de 1992.

18 Oilfield Review

En la técnica más simple de análisis prelimi-nar de registros, se interpreta la densidadvolumétrica para determinar el contenido deceniza, que luego se correlaciona con losotros componentes para cada rango del car-bón. El agregado de los registros de neutrón,rayos gamma y factor fotoeléctrico hace alanálisis más general y menos dependiente delas correlaciones locales. Lamentablemente,algunas capas de carbón presentan derrum-bes durante la perforación, lo que se traduceen agrandamiento del agujero y en efectosadversos sobre los registros. Por otra parte, lacomposición de las fracciones, en particularla ceniza, puede variar, generando ciertaincertidumbre en cuanto a los parámetros autilizar en la interpretación.

Una técnica alternativa se basa en el análisiselemental a partir de la espectroscopía derayos gamma inducidos por neutrones. Tanto lasonda de Espectroscopía de Captura ElementalECS como la herramienta de Control deSaturación del Yacimiento RST calculan la can-tidad de minerales presentes en las capas decarbón. La ventaja de la espectroscopía derayos gamma inducidos por neutrones es que lamayoría de las señales de interés surgen de loselementos de la formación y por ende no sonafectadas por el pozo. Por otra parte, los com-

ponentes de la ceniza pueden ser definidos conmayor precisión a partir de la mineralogía.

Las herramientas de espectroscopía de rayosgamma inducidos por neutrones emiten neutro-nes de alta energía que luego pierden velocidady son capturados por los elementos del pozo yde la formación. Durante la captura, se emiteun rayo gamma con una energía que es carac-terística del elemento. Un detector mide elespectro de rayos gamma, o la cantidad derayos gamma recibidos en el detector, en cadanivel de energía. Esta energía puede ser degra-dada al dispersarse en la formación, pero existesuficiente carácter en el espectro final parareconocer los picos causados por los diferenteselementos. El primer paso del procesamientoconsiste en calcular la proporción, o rendi-miento relativo, de los rayos gamma de cadaelemento mediante la comparación del espec-tro medido con el espectro teórico de cada ele-mento individual (próxima página). Un procesode inversión matemática proporciona el por-centaje de los componentes principales, talescomo silicio, calcio, hierro, azufre e hidrógeno.

Los rendimientos son sólo medidas relativasporque la señal total depende del ambiente,que puede variar a través de todo el intervalode adquisición de registros. Para obtener lasconcentraciones elementales absolutas, se

necesita información adicional. El principiodel modelo de cierre de óxidos establece queuna roca seca consiste en un conjunto de óxi-dos y que la suma de sus concentracionesdebe equivaler a la unidad.1 La medición delrendimiento relativo de todos los óxidos per-mite calcular el rendimiento total y el factornecesario para convertir el total en la unidad.Este factor de normalización convertirá luegocada rendimiento relativo en una concentra-ción elemental de peso seco.

Finalmente, la técnica de procesamientolitológico SpectroLith transforma las concen-traciones de elementos en concentracionesminerales utilizando una serie de correlacio-nes basadas en el estudio de más de 400muestras de núcleos de diferentes ambientesclásticos.2 Los resultados se expresan como elporcentaje de peso seco de la arcilla, el car-bón, los minerales accesorios, tales como lapirita y la siderita, y el conjunto formado porcuarzos, feldespatos y micas. Si bien puedehaber variaciones locales en estas correlacio-nes, la ventaja principal de esta técnica radicaen que es automática y no requiere la inter-vención del usuario. Esto la diferencia de losmétodos estándar de determinación de la arci-lla que dependen en gran medida de paráme-tros seleccionados por el usuario.

Los elementos del análisis del carbón

Cuenca San Juan, EUA

y = -0.834x + 75.471R2 = 0.997

y = -0.171x + 24.034R2 = 0.944

0 10 20 30 40 50 60Ceniza, % en peso húmedo

70

y = 0.005x + 0.495

Com

pone

nte

segú

n an

ális

is p

relim

inar

, % e

n pe

so h

úmed

o

HumedadVolátilesCarbono fijo

40

30

20

10

0

50

60

70

80India

HumedadVolátilesCarbono fijo

Com

pone

nte

segú

n an

ális

is p

relim

inar

, % e

n pe

so h

úmed

o

y = -0.7762x + 75.575R2 = 0.8662

y = -0.2245x + 24.286R2 = 0.3507

Ceniza, % en peso húmedo

y = 0.0014x + 0.1816

40

30

20

10

0

50

60

70

80

0 10 20 30 40 50 60

> Análisis preliminar de las principales fracciones basado en el contenido de ceniza. Se han observado excelentes correlaciones con datos de trespozos perforados en el intervalo carbonífero Fruitland, Cuenca San Juan (izquierda). Las correlaciones del Pozo Jharia son satisfactorias para elcarbono fijo pero resultan pobres para la materia volátil (derecha).

Invierno de 2003/2004 19

Las capas de carbón son fáciles de identifi-car por su alta concentración de hidrógeno.La cuantificación del volumen de carbono fijo,material volátil y humedad en el carbón esmás difícil y requiere dos supuestos. Primero,hay otras fuentes de hidrógeno que deben serconsideradas, incluyendo el agua presente enlas diaclasas, el agua de las arcillas y lahumedad de la formación y del pozo, a menosque haya sido perforado con aire. Como estoselementos forman una base consistente, pue-den ser sustraídos para dar la concentraciónde hidrógeno en el carbón. En segundo lugar,los diferentes tipos de carbón tienen diferen-tes contenidos de hidrógeno. No obstante, en

un área o formación dada, esto puede ser sufi-cientemente consistente como para permitiruna conversión de concentración de hidró-geno a porcentaje de carbón.

Los datos obtenidos con la herramienta ECSpermiten efectuar un análisis preliminar de lasprincipales fracciones rápido y automático en

la localización del pozo. El contenido total deceniza se obtiene simplemente a partir de suscomponentes; a saber, cuarzo, arcilla, carbona-tos y pirita, mientras que la cantidad de car-bono fijo y material volátil pueden estimarse apartir de correlaciones con el contenido deceniza (página anterior).

1. En la práctica, el proceso no es tan directo. En primerlugar, se miden los elementos, no los óxidos, pero lanaturaleza contribuye ya que los elementos más abun-dantes existen solamente en un óxido común, porejemplo el cuarzo [SiO2] para el sílice [Si]. Por lo tanto,para la mayoría de los elementos existe un factor deasociación exacto que convierte la concentración delelemento en la concentración del óxido. En segundolugar, si bien la herramienta ECS mide la mayoría delos elementos más comunes, existen excepciones,

siendo las del potasio y el aluminio las más importan-tes. Afortunadamente, la concentración de estos ele-mentos se correlaciona estrechamente con la delhierro, de manera que pueden incluirse en el factor deasociación del óxido para el hierro.

2. Herron S y Herron M: “Quantitative Lithology: AnApplication for Open and Cased Hole Spectroscopy,“Transcripciones del XXXVII Simposio Anual de laSPWLA, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 16 al 19 de juniode 1996, artículo E.

Inelástico

H

Si

Cl

Fe

Gd

Espectro de rayos gamma inducidos

X00

X50

X00

X50

HClGdTiSFeCaSi

Inversión (análisis espectral)

Carbón

GdTiFeSCaSi

Cierre de óxidos

Pirita (% en peso)

Carbonato (% en peso)

Arena (% en peso)

Carbón (% en peso)

Arcilla (% en peso)

Modelo SpectroLith

m

Energía

Cont

eos

> Pasos de la interpretación para obtener la mineralogía a partir de los rayosgamma. El detector recibe un espectro de rayos gamma que se compara conlos estándares para cada elemento a fin de obtener los rendimientos relati-vos. Los rendimientos son convertidos en concentraciones elementalesmediante la aplicación de un factor de normalización computado en base almodelo de cierre de óxidos. Por último, el modelo SpectroLith estima los por-centajes de minerales a partir de los elementos.

20 Oilfield Review

Muchas de esas correlaciones ya han sidoestablecidas en base a datos de núcleos paraáreas o formaciones específicas.3 Como alter-nativa, la mineralogía ECS puede combinarsecon otros datos de registros en un cómputo dela herramienta ELANPlus. El análisis prelimi-nar resultante es mejorado mediante la des-cripción detallada del contenido de cenizabasado en la sonda ECS, y por la capacidad delos datos de los registros de litodensidad yneutrón para distinguir entre carbono fijo ymateria volátil.

La mineralogía ECS más detallada tambiénayuda a identificar el grado de desarrollo dediaclasas. La presencia de calcita y pirita

indica un sistema de diaclasas bien desarro-llado en el que el flujo de agua ha provocadomineralización secundaria. No obstante, laexistencia de grandes cantidades de calcita ypirita sugiere que las diaclasas han sido relle-nadas o que el carbón es de bajo grado.También se han observado cuarzo y arcilla enlas diaclasas pero los grandes volúmenes deestos minerales y un gran volumen total deceniza indican un carbón de menor rango.Estos carbones habrán perdido menos agua ymateria volátil durante la carbonización ytendrán, por lo tanto, menos diaclasas.4 Estasobservaciones pueden ser utilizadas paraidentificar capas de carbón bien diaclasadas;

por ejemplo, con porcentajes de calcita queoscilan entre el 2 y el 7% y porcentajes depirita que varían entre 0.5 y 5%. Las capas decarbón pobremente diaclasadas tienen por-centajes totales de ceniza superiores al 45%,porcentajes de arcilla que exceden el 25% yporcentajes de cuarzo que superan el 10%.Los porcentajes de minerales comprendidosentre los de las capas de carbón bien diacla-sadas y las capas de carbón pobremente dia-clasadas indican carbones parcialmentediaclasados.5 Las reglas y los valores de cortepueden variar según el área y deberían esta-blecerse localmente a partir de los datos deproducción.

Ceniza mineral de núcleos

0 0.4% en peso

0 0.4% en peso

Ceniza mineral

Ceniza mineral

0 1% en peso

Carbono fijo de núcleos

0 1% en peso

Carbono fijo de núcleos0 1% en peso

Humedad de núcleos

Volátiles

Carbono fijo

Ceniza mineral

Humedad

0 500

Contenido de gasdesorbido, de núcleos

0 50

Máximo gas en capas

0 50

Mínimo gas en capas

MMpc/acre

MMpc/acre

0 500pc/ton

Contenido de gas máximo

0 500pc/ton

Contenido de gas mínimo

0 500pc/ton

Contenido de gas(Estudio de Hawkins)

Rango de contenido de gas

Rango de contenidode gas en capas

0.2 2000ohm-m

Resistividad SFL

0 0.1pie3/pie3

Resistividad deagujero descubierto

0 0.1pie3/pie3

Porosidad de diaclasas RST

Bien diaclasado

Parcialmente diaclasado

Pobremente diaclasado

pc/ton

> Típica evaluación del carbón utilizando espectroscopía de rayos gamma inducidos por neutronescon la herramienta de Control de Saturación del Yacimiento RST. Los Carriles 1 y 2 muestran los análi-sis preliminares de las principales fracciones a partir de registros y núcleos. El Carril 3 muestra elcontenido de gas y el contenido de gas acumulado, en base a registros y núcleos, utilizando dostransformadas diferentes. Una es la ecuación de rango de Langmuir desarrollada por Hawkins y otros,referencia 8, texto principal. La otra es una ecuación local basada en el contenido de ceniza, la tem-peratura y la presión. El Carril 4 indica la intensidad de las diaclasas.

Invierno de 2003/2004 21

3. Hawkins y otros, referencia 8, texto principal.4. Law BE: “The Relationship Between Coal Rank and

Spacing; The Implications for the Prediction ofPermeability in Coal,“ Actas del Simposio Internacionalsobre Metano en Capas de Carbón, Vol. 2, Birmingham,Alabama, EUA, (17 al 21 de mayo de 1993): 435–442.

5. Ahmed U, Johnston D y Colson L: “An Advanced andIntegrated Approach to Coal Formation Evaluation,“artículo de la SPE 22736, presentado en la 66a

Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 de octubre de 1991.

R2 = 0.9025

2.0

1.8

1.6

1.4

1.81.2

2.0 2.2 2.4 2.6 2.8Relación carbono/oxígeno

Dens

idad

vol

umét

rica

med

ida

en a

guje

ro d

escu

bier

to

Prof

undi

dad,

pie

s

X450

X500

6 16 1 3g/cm3

0 10

Densidad derivada de la relación carbono/oxígeno

Factor fotoeléctrico

Densidad de la formación medida en agujero descubierto

1 3g/cm3

Indicación de carbón de la densidad de agujero descubierto

Calibrador

pulgadas

0 200API

Rayos gamma

> Comparación de la densidad derivada de un registro adquirido en agujero descubierto (rojo) con laderivada de la relación carbono/oxígeno RST (negro), luego de efectuar la correlación de mejor ajusteque se muestra en la gráfica (recuadro). La densidad obtenida en agujero descubierto sugiere la pre-sencia de carbón a X447, pero los datos de la relación carbono/oxígeno indican que esto es inco-rrecto y ha sido causado por el agrandamiento del agujero observado en el calibrador.

El rango del carbón y el contenido de gaspueden calcularse en base al análisis prelimi-nar de las principales fracciones. La intensi-dad de las diaclasas indica la permeabilidady, en consecuencia, la productividad. Por lotanto, la espectrometría de rayos gammainducidos por neutrones, en combinación conotros registros, proporciona un registro conti-nuo de los principales factores necesariospara evaluar una capa de carbón y cualquierarena adyacente, inmediatamente después deperforado el pozo (página anterior).

El análisis elemental tiene una función adi-cional en los pozos entubados, donde la rela-ción carbono/oxígeno provista por la

herramienta RST constituye el método másexacto para la identificación de carbones a tra-vés de registros. Esta técnica resulta particu-larmente útil en los pozos perforados paraalcanzar objetivos más profundos, que han sidoentubados en las zonas carboníferas sin obte-ner registros de densidad a agujero descu-bierto. La relación carbono/oxígeno escalibrada con la densidad del carbón, utili-zando datos de otros pozos del área (arriba).Los otros rendimientos relativos pueden serinterpretados como ya descriptos, después deconsiderar los efectos de la tubería de revesti-miento y del cemento sobre las concentracio-nes de sílice y calcio.

Nexen de Canadá Ltda. ha realizado pruebasexitosas en capas de carbón localizadas en plani-cies someras, utilizando el Probador Modular dela Dinámica de la Formación MDT (próximapágina). Luego de sacar por bombeo todo elfluido de perforación, el módulo del empacadorMDT permite extraer el fluido de yacimiento delas capas de carbón aisladas en condiciones casivírgenes. La herramienta proporciona informa-ción precisa sobre la velocidad de flujo y la pre-sión y mide las propiedades de los fluidosrecuperados en tiempo real. El análisis de presio-

nes transitorias puede ser aplicado a la respuestade la presión para determinar la permeabilidaddel carbón. La presión de cierre de fondo reduceel problema de almacenamiento del pozo quepuede enmascarar la respuesta de la formaciónen el análisis de presiones transitorias. Nexen deCanadá Ltda. ha descubierto que el dispositivoMDT es eficaz en materia de costos y minimiza lasincertidumbres propias de otros métodos deprueba de la permeabilidad del carbón.

Algunos carbones del grupo Mannville, en lasplanicies de Alberta, son carbones finamenteestratificados como se observa en una imagen FMIde un pozo de Burlington Resources de Canadá(arriba). Aquí, el registro de densidad volumé-trica parece responder a minerales pesados comola pirita, que se encuentran en la matriz del car-bón. Estos minerales aparecen como manchasconductivas en las imágenes FMI, arrojando picosde densidad anormalmente altos que causan cier-tos errores potenciales en los cálculos del carbón

neto. La resolución superior de la herramientaFMI permite obtener mediciones más confiablesdel espesor de carbón neto.9

La abundancia de pliegues y fallas de cabal-gamiento relacionadas con la deformaciónLaramide caracteriza la compleja geologíaestructural de los pies de monte de la ColumbiaBritánica y Alberta. Actualmente, el esfuerzohorizontal mínimo tiene dirección noroeste-sureste en gran parte del área de los pies demonte, aproximadamente paralela a los aflora-mientos, si bien estudios de ovalización por rup-tura de la pared del pozo indican variaciones enlos esfuerzos locales. En las planicies de Alberta,estudios realizados recientemente por laComisión de Energía y Servicios Públicos deAlberta (AEUB), utilizando datos geológicosregionales y registros de perforación y termina-ción de pozos, indican variaciones en los esfuer-zos entre las secuencias de rocas del CretácicoSuperior-Terciario y las del Cretácico Inferior.10

22 Oilfield Review

API0 150

Rayos gammamm125 375

Tamaño dela barrena

mm125 375

Calibrador

0 120 240 360 0 120 240 360

grados0 90

1000 2650

EstratificaciónEchado verdadero

kg/m3

X49.6

X49.8

X50.0

X50.2

X50.4

X50.6

X50.8

X51.0

X51.2

Imagen FMI estáticaResistiva Conductiva

Imagen FMI dinámicaResistiva ConductivaPr

ofun

dida

d, mOrientación Norte Orientación Norte

Densidad

Carbón no resuelto porel registro de densidad

Las inclusiones de piritaafectan las medicionesde densidad

Capa de carbón de 5 cm

Probables diaclasassubverticales

> Mediciones de alta resolución en carbones finamente estratificados. Muchos carbones se encuen-tran finamente estratificados y no pueden ser identificados con mediciones estándar. La herramientade generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI tiene una resolución de 0.5 cm[0.2 pulgadas], lo que permite a los analistas generar imágenes de las capas de carbón delgadas. ElCarril 1 contiene datos de registros de rayos gamma, calibrador, y de orientación del pozo. En el Carril2 se muestra una comparación entre el registro de densidad y la imagen FMI estática. La herramientaFMI identifica claramente el carbón delgado a X50.0 m, donde el registro de densidad no lo hace. Lasinclusiones de pirita que afectan claramente la densidad a X51.0 m aparecen como puntos oscuros enla imagen FMI. El Carril 3 contiene la imagen FMI dinámica y el Carril 4 exhibe información del echado.

9. Schoderbek D y Ray S: “Applications of FormationMicroImage Interpretation to Canadian CoalbedMethane Exploration,“ presentado en la ConvenciónAnual de la CSPG–CSEG, Calgary, Alberta, Canadá, 2 al 6de junio de 2003.

10. Bell JS y Bachu S: “In Situ Stress Magnitude andOrientation Estimates for Cretaceous Coal BearingStrata Beneath the Plains Area of Central and SouthernAlberta,“ Bulletin of Canadian Petroleum Geology 51, no.1 (2003): 1–28.

Invierno de 2003/2004 23

15157

15017

14877

14737

14597

14457

14317

14177

14037

13897

13757

13617

13477

13337

13197

13057

12917

12777

12637

12497

12357

12217

12077

11937

11797

11657

Tiempo, s

Eventos

500

13.00

0.00

0

Presión/Temperatura/Resistividad

Presión (kPa) - PASG

Temperatura (°C) - PAQT

Resistividad (ohm-m) -

Volumen bombeado (C3) - POPV

Detecciónde gas

Fracciónde fluido

Densidad delfluido OFA

Eventos

Alta

Media

Baja

Agua

Petróleo

Posición de laprueba N° 2

1500

15.00

0.00

80,000Lodo

Colordel fluido

Tamaño de la barrena

mm125 375

mm125 375

API

Calibrador

0 150

Rayos gamma

0.2 2000ohm-m

Resistividad AIT de 90 pulgadas0.2 2000ohm-m

0.2 2000ohm-m

Resistividad AIT de 30 pulgadas

Resistividad AIT de 10 pulgadas

0.2 2000mD1000 1500

0

0.75

0.6

500

10

0.15

1000kPa

Permeabilidad esféricaPresión hidrostática Presión de formación

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, m

kPa

Efecto fotoeléctrico

Porosidad neutrónica

0

XX25

XX15Gradientehidrostático

Posición dela prueba N° 1

Posición dela prueba N° 2

Porosidad de la densidad

m3/m3

m3/m3

925

915

905

895

885

875

865

855

845

835

825

Pres

ión,

kPa

0 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25Función de tiempo esférico

Posición de la prueba N° 2Gráfica de análisis especializadoAumento del flujo esférico

k sph = 1.289 mDp int = 916.9 kPa

Delta

P y

gru

pos

de d

eriv

adas

, kPa

1e+03

1e+02

1e+01

1e+00

1e-011e-01 1e+00 1e+01 1e+02 1e+03

Delta T, s

PresiónDerivada

Posición de la prueba N° 2Gráfica de identificación delrégimen de flujoIncremento de presión CBM

Tamaño de la barrena

mm125 375

mm125 375

API

Calibrador

0 150

Rayos gamma

0.2 2000ohm-m

Resistividad AIT de 90 pulgadas0.2 2000ohm-m

0.2 2000ohm-m

Resistividad AIT de 30 pulgadas

Resistividad AIT de 10 pulgadas

0.2 2000mD1000 1500

0

0.75

0.6

500

10

0.15

1000kPa

Permeabilidad esféricaPresión hidrostática Presión de formación

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, m

kPa

Efecto fotoeléctrico

Porosidad neutrónica

0

XX25

XX15Gradientehidrostático

Posición dela prueba N° 1

Posición dela prueba N° 2

Porosidad de la densidad

m3/m3

m3/m3

> Presión y permeabilidad obtenidas mediante el Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT. Nexen de Canadá Ltda.corrió la herramienta MDT en un pozo para comprobar las capas de carbón localizadas en las planicies de Alberta. La posición dela prueba 2 con MDT puede ubicarse en el registro (extremo superior). Las presiones hidrostáticas se grafican en el Carril 1, juntocon los datos de los registros de rayos gamma y de calibrador. La permeabilidad obtenida del análisis del incremento de presióndurante el flujo esférico (centro, a la izquierda) se muestran en el Carril 2, junto con los datos de resistividad. Los datos del incre-mento de presión también se utilizaron para identificar un régimen de flujo esférico (extremo inferior izquierdo). La presión de for-mación, determinada a partir del análisis de incremento de presión, se representa gráficamente en el Carril 3, junto con la informa-ción de porosidad y litología. La gráfica del Analizador Óptico de Fluido OFA (derecha) muestra la presión, la temperatura y elvolumen bombeado durante el muestreo y los cambios en la recuperación del fluido durante la prueba. El lodo de perforación fuerecuperado inicialmente, luego el agua (pardo) con posibles indicios escasos de gas (blanco).

24 Oilfield Review

0 20grados

API0 150

Rayos gamma

125 375mm

Calibrador 2

125 375mm

Calibrador 1

Tamaño de la barrena

125 375mm

0 10

Factor fotoeléctrico

1 0m3/m3

Porosidad neutrónica

1000 2650kg/m3

Densidad

2e-05 cm

Apertura de fractura

0.2 2000ohm-m

0.2 2000ohm-m

grados0 90

Límite de capadiscordante

Echado verdadero

grados0 90

Fractura inducidapor la perforaciónEchado verdadero

grados0 90

Fractura resistivaEchado verdadero

grados0 90

Fractura abierta parcialEchado verdadero

grados0 90

Estratificación entrecruzadaEchado verdadero

grados0 90

Límite de capaEchado verdadero

Levantamiento posterior al fracturamiento

120 240 3600 Coal

Fondo

CoalEscandio

Antimonio

Iridio

XX70

Prof

undi

dad

med

ida,

m

XX75

XX80

XX85

Rayos gamma45 a 75° API

Rayos gamma< 45° API

Desviación del pozo

Carbón 0.2

Resistividad AIT de 10 pulgadas

Resistividad AIT de 90 pulgadas

Arrastre de falla

Fracturas en carbón

Disparos

Fondo

Escandio

Antimonio

Iridio

Imagen FMI dinámica

Resistiva Conductiva

Orientación Norte

Disparos

> Análisis de capas de carbón de las planicies de Alberta. Se identificó una falla durante la interpretación de las imágenes FMI de este pozo Burlington a una profundidad de XX79.5 m (Carril 4). Las fallas y la presencia de fracturas asociadas con las mismas tienen un impacto directosobre la permeabilidad de las capas de carbón. En el Carril 1 se muestran datos de los registros de rayos gamma y de calibrador con la orienta-ción del pozo. El Carril 2 contiene información de porosidad y litología. Se calcularon aperturas de fracturas que exceden 0.01 cm [0.004 pulgadas]a partir de los datos FMI, que se muestran, junto con los datos de resistividad, en el Carril 3. El Carril 4 contiene la imagen FMI dinámica a partir dela cual se picaron los planos de estratificación y fractura. El Carril 5 muestra las gráficas de echados derivados de la interpretación del Carril 4. Ala derecha se incluye un levantamiento posterior al fracturamiento para demostrar el crecimiento vertical de las fracturas hidráulicas en las capasde carbón disparadas. La presencia de trazadores radiactivos debajo de los disparos indica el crecimiento de las fracturas en sentido descendente.

Invierno de 2003/2004 25

Por otra parte, los datos de imágenes de la pareddel pozo obtenidos con la herramienta FMI mos-traron la presencia de fallas en estas áreas(página anterior). Se realizaron levantamientosposteriores al fracturamiento para evaluar cómose propagan las fracturas hidráulicas a través delas capas de carbón y la roca adyacente.

En los pies de monte del noreste de laColumbia Británica, las Formaciones Gates yGething del Cretácico contienen los estratos decarbón de mayor espesor. Las capas de carbón deestas formaciones están expuestas en el campocarbonífero Peace River, a lo largo de los aflora-mientos de orientación noroeste, donde sonexplotados. En el extremo sureste de la ColumbiaBritánica, el carbón está contenido en laFormación Mist Mountain del Jurásico-Cretácico, que aflora en la cadena frontal de lasMontañas Rocallosas, en el Valle de Elk, en loscampos carboníferos Crowsnest y Flathead.

La Formación Gething contiene más de 20 m[65 pies] de carbón acumulado en el área de PineRiver. La formación disminuye de espesor regio-nalmente, en dirección al sureste, pero mantieneespesores de carbón acumulados de aproximada-mente 6 m. Un informe del año 1980 sobre explo-ración del carbón en la porción norte de latendencia de la Formación Gething proporcionainformación sobre el contenido de gas de lospozos. Los datos indican alto contenido de gas—hasta 19.5 m3/tonelada [620 pc/ton]—a una pro-fundidad de 459 m [1506 pies] en un pozo comomínimo. El rango del carbón de la FormaciónGething generalmente disminuye hacia el este yabarca el rango bituminoso.11 Las diaclasas fron-tales en las capas de carbón de la FormaciónGething al norte tienen orientación noroeste-sureste y, bajo el régimen actual de los esfuerzos,pueden estar cerradas.12

La Formación Gates disminuye de espesorhacia el noroeste y sus reservas de carbón noestán tan esparcidas como las de la FormaciónGething. El carbón presente en la FormaciónGates normalmente contiene cuatro capas conun espesor medio total que oscila entre 15 y 20 m[49 y 66 pies]. En 1996, Phillips Petroleum per-foró cuatro pozos para comprobar las capas decarbón de la Formación Gates, a una profundidadde entre 1300 y 1500 m [4270 y 4920 pies]. El con-

tenido de gas medido en estos pozos resultó pro-misorio, oscilando entre 6.3 y 29.2 m3/tonelada[202 y 935 pc/ton], si bien la permeabilidadmedida era baja. Las diaclasas frontales en lascapas de carbón de la Formación Gates tienenorientación noreste-suroeste y pueden ser per-pendiculares a la dirección actual del esfuerzomínimo. En consecuencia, es razonable suponerque las diaclasas frontales de la Formación Gatespuedan estar abiertas.

Los afloramientos del campo carboníferoPeace River han permitido a los geólogos conocerlas interrelaciones entre deformación, desarrollode diaclasas y campos actuales de esfuerzos y surelación con la permeabilidad del carbón. La

combinación de profundidad y deformaciónpuede haber reducido considerablemente la per-meabilidad en las capas de carbón presentes enlas formaciones Gething y Gates. Se cree que lacizalladura entre capas de estos carbones hareducido la permeabilidad del carbón.

Los afloramientos de carbón proporcionanabundante información sobre esfuerzos y siste-mas de fracturas del carbón. En el subsuelo,muchos operadores recurren a la generación deimágenes de la pared del pozo para determinar elgrado de desarrollo de diaclasas y fracturas natu-rales en las capas de carbón; en algunos pozos, sepueden observar fracturas por esfuerzo de corteutilizando imágenes de la pared del pozo (arriba).

Carbón de los pies de monte de la Columbia Británica

API0 150

Rayosgamma

mm125 375

Tamaño dela barrena

Calibrador

mm125 375

0 90

0 120 240 360

grados

EstratificaciónEchado verdadero

Diaclasas frontales

grados0 90

Imagen FMI dinámicaResistiva Conductiva

Orientación Norte

Prof

undi

dad

med

ida,

m

XX20

XX21

XX22

Carbón de los pies de monte

Carbón de las planicies de Alberta

API0 150

Rayosgamma

mm 375

Tamaño dela barrena

Calibrador

mm 375

grados0 90

EstratificaciónEchado verdadero

Diaclasas frontales

0 120 240 360 grados0 90

Prof

undi

dad

med

ida,

m

Orientación Norte

Imagen FMI dinámicaResistiva Conductiva

XX59

XX60

125

125

Carbón de las planicies

Diaclasas frontalesDiaclasas interpuestas

Fractura por esfuerzo de corteEstratificación

Diaclasas interpuestas

Diaclasas frontales

Diaclasasfrontales

Fracturaspor esfuerzode corte

> Comparación de imágenes FMI del carbón de las planicies de Alberta y el carbón de los pies de montede la Columbia Británica. La imagen de un carbón de las planicies muestra un claro desarrollo de diacla-sas frontales e interpuestas (extremo superior izquierdo). Las imágenes del carbón de los pies de monteayudan a los geólogos a identificar un importante desarrollo de fracturas por esfuerzo de corte (extremosuperior derecho). Las exposiciones en afloramientos de las capas de carbón de las planicies de Albertay de los pies de monte de la Columbia Británica muestran planos de estratificación, diaclasas frontales einterpuestas, y fracturas por esfuerzo de corte. Los rasgos se indican en las fotografías de los aflora-mientos. El carbón de los pies de monte (extremo inferior derecho) muestra un intenso desarrollo defracturas por esfuerzo de corte, mientras que el carbón de las planicies no (extremo inferior izquierdo).El desarrollo de fracturas por esfuerzo de corte degrada la permeabilidad del carbón.

11. Marchioni D y Kalkreuth WD: “Vitrinite Reflectance andThermal Maturity in Cretaceous Strata of the PeaceRiver Arch Region, West-Central Alberta and AdjacentBritish Columbia,“ Servicio Geológico de Canadá,Informe de Archivo Abierto 2576, 1992.

12. Bachu S: “In Situ Stress Regime in the Coal-BearingStrata of the Northeastern Plains Area of BritishColumbia,“ Sigma H. Consultants Ltd. Invarmere BC,Informe para el Ministerio de Energía y Minas, ColumbiaBritánica, 2002.

Burlington Resources de Canadá y sus socios hanadquirido datos FMI para determinar las direc-ciones de las diaclasas y las fracturas, así comotambién la orientación actual de los esfuerzos.Esta información es utilizada para las tareas deplaneación de pozos y sirve de ayuda en la eva-luación del comportamiento y la eficacia de laestimulación de fracturas hidráulicas (arriba).Las fracturas inducidas por la perforación y las

ovalizaciones por ruptura de la pared del pozoindican la orientación de los esfuerzos locales.Las imágenes de la pared del pozo de alta calidad,que muestran las fracturas naturales, facilitan lainterpretación de las orientaciones de los paleo-esfuerzos y las aperturas de las fracturas. Lospozos desviados son perforados en sentido per-pendicular al grupo de fracturas dominante utili-zando la información de la herramienta FMI de

los pozos adyacentes o de los registros de laszonas superiores de los mismos pozos. Las imáge-nes de la pared del pozo también se utilizan paraorientar y correlacionar en profundidad los inter-valos en donde se extrajeron núcleos, particular-mente en las zonas de pobre recuperación denúcleos (abajo, a la izquierda).

Además de la generación de imágenes de lapared del pozo, los datos de velocidad acústica deondas compresivas y ondas de corte han sido uti-lizados durante mucho tiempo con otras medi-ciones petrofísicas tales como la densidadvolumétrica, la porosidad y el volumen de lutitas,para derivar las propiedades elásticas de lasrocas y determinar los perfiles de esfuerzos decierre a fin de ser utilizados como datos deentrada en los diseños de las fracturas hidráuli-cas.13 Si bien estos métodos han sido empleadosen el oeste de Canadá en forma rutinaria ydurante muchos años, su aplicación en las capasde carbón constituye un fenómeno reciente.

26 Oilfield Review

grados0 90

EstratificaciónEchado verdadero

0 120 240 360

XX92

XX93

Dirección del esfuerzohorizontal máximo Dirección del esfuerzo

horizontal mínimo

Fracturainducida

Ovalización porruptura de la

pared del pozo

Prof

undi

dad,

m

Imagen FMI dinámicaResistiva Conductiva

Orientación Norte

Ovalización porruptura de la pareddel pozo N45E

Fracturas inducidaspor la perforaciónS45E

< Determinación de los esfuerzos locales a partirde imágenes de la pared del pozo. Durante lasoperaciones de perforación, la eliminación deesfuerzos alrededor del pozo produce fracturasinducidas y ovalización por ruptura de la pareddel pozo (izquierda). Estos fenómenos indican ladirección de los esfuerzos locales. Las orienta-ciones de estos rasgos, interpretadas a partir delos datos FMI (derecha), se utilizan en el trata-miento de fracturamiento hidráulico y en losdiseños de pozos desviados.

API0 150

Rayos gamma

125 375mm

Calibrador 2

125 375mm

Calibrador 1

Tamaño de la barrena

125 375mm

0 10

Factor fotoeléctrico

1 0m3/m3

Porosidad neutrónica

1000 2650kg/m3

Densidad

2e-05 cm 0.2

Apertura de fractura

0.2 2000ohm-m

0.2 2000ohm-m

120 240 3600

grados0 90

Fractura resistivaEchado verdadero

grados0 90

Fractura inducidapor la perforaciónEchado verdadero

grados0 90

Fractura conductivaEchado verdadero

grados0 90

Límite de capaEchado verdadero

XX20

XX22

XX24

XX18

XX16

Prof

undi

dad

med

ida,

m

Rayos gamma< 45° API

Rayos gamma45 a 75° API

Núcleo faltante

Carbón

Resistividad AITde 10 pulgadas

Resistividad AITde 90 pulgadas

Imagen FMI dinámicaResistiva Conductiva

Orientación Norte

< Análisis de un intervalo de carbón de los piesde monte de la Columbia Británica. El alto gradode fracturamiento presente en las capas de car-bón de los pies de monte puede dificultar larecuperación de núcleos de diámetro completo.Se extrajeron núcleos del intervalo mostrado,sin embargo, faltó una sección de núcleo cortapero crucial, entre XX19 m y XX20 m. La imagenFMI, obtenida a través del intervalo de interés,demostró que el intervalo de núcleo faltante seencontraba intensamente fracturado. En el Carril1 se muestran datos de registros de rayosgamma y de calibrador con la orientación delpozo. El Carril 2 contiene información de porosi-dad y litología. Las aperturas de las fracturascalculadas a partir de los datos FMI son gene-ralmente más bajas que en las capas de carbónde las planicies y se muestran, junto con losdatos de resistividad, en el Carril 3. El Carril 4contiene la imagen FMI dinámica a partir de lacual se picaron los planos de estratificación yfractura. El Carril 5 muestra las gráficas de echa-dos derivados de la interpretación del Carril 4.

Invierno de 2003/2004 27

Los registros de inducción de arreglos múlti-ples proveen perfiles de invasión y comparacio-nes cualitativas del desarrollo de diaclasas encarbones. En Canadá, los geólogos y petrofísicosde Burlington y Schlumberger están investigando

un método para evaluar la permeabilidad del car-bón mediante el examen de la invasión del fluidode perforación, utilizando datos de la herra-mienta de generación de Imágenes de Inducciónde Arreglo AIT. El dispositivo AIT proporciona

mediciones de resistividad en cinco profundida-des de investigación, que oscilan entre 10 y 90pulgadas y con resoluciones verticales de 1, 2 y 4pies. El perfil de invasión se calcula utilizando unmodelo con una zona completamente lavada dediámetro Di, seguida por una zona de transiciónhacia la formación no invadida a un diámetro Do.El modelo ha sido utilizado para computar el per-fil de invasión en dos pozos contrastantes; unpozo de prueba CBM en los pies de monte de bajapermeabilidad y un pozo de prueba CBM en lasplanicies de mayor permeabilidad. Ambos pozosfueron perforados con lodo a base de agua dulce,proporcionando un buen contraste de resistivi-dad entre el filtrado de lodo y la resistividad delagua de formación.

En las capas de carbón de las planicies, elanálisis AIT indicó mayor invasión donde laherramienta de generación de ImágenesMicroeléctricas de Cobertura Total FMI mostrabala presencia de fracturas por esfuerzo de tracción(izquierda). La medición de 0.3 m [1 pie] de reso-lución logró resolver los efectos de la invasión enlas proximidades de una falla observada en laimagen FMI a XX79.5 m. Se necesita mayor inves-tigación para establecer correlaciones con la pro-ducibilidad. Por el contrario, las fracturas poresfuerzo de corte observadas en las imágenes

API0 150

Rayos gamma

Tamaño dela barrena

mm125 375

Calibrador

mm125 375

900 -100

Correcciónpor densidad

kg/m3

0 20

Factorfotoeléctrico

1 0m3/m3

Porosidadneutrónica

1000 2650kg/m3

Densidad

Relaciónde Poisson

ohm-m0.2 2000

Prof

undi

dad

med

ida,

m

Análisisvolumétrico

1 0vol/vol

Hidrocarburodesplazado

Agua

Gas

Cuarzo

Carbón

Agua ligada

Ilita

Calcita

06000 6000

Resistividad AITde 20 pulgadas

Resistividad AITde 60 pulgadas

Resistividad AITde 30 pulgadas

Resistividad AITde 10 pulgadas

Resistividad AITde 90 pulgadas

ohm-m0.2 2000

Resistividad dela zona lavada

ohm-m0.2 2000

ohm-m0.2 2000

ohm-m0.2 2000

ohm-m0.2 2000

0 0.5

0 100GPa

Módulo deYoung estático

Diámetro deinvasión externo

Diámetro deinvasión interno

CarbónRayos gamma

< 45° API

Rayos gamma45 a 75° API

mm

XX70

XX75

XX80

XX85

Aguadesplazada

< Análisis de invasión en las capas de carbón delas planicies de Alberta. Mediante la utilizaciónde un modelo de invasión, del tipo de rampa, yde los datos de la herramienta de generación deImágenes de Inducción de Arreglo AIT, lascapas de carbón de las planicies muestran inva-sión hasta 3.5 m [11.5 pies] en el Carril 4. La pre-sencia de mayor invasión se asocia con interva-los que exhiben fracturas por esfuerzo detracción en las imágenes FMI. La medición AITde 1 pie de resolución logró resolver los efectosde la invasión en las proximidades de una fallaobservada en las imágenes FMI a XX79.5 m. Losanalistas de registros utilizan esta informaciónpara medir el grado de invasión, que puede rela-cionarse con la permeabilidad del yacimiento. ElCarril 1 muestra los datos de registros de rayosgamma y de calibrador. El Carril 2 contiene infor-mación de porosidad y litología y el Carril 3 con-tiene datos de resistividad. El Carril 4 muestra elcálculo de la invasión y el Carril 5 contiene datosde propiedades mecánicas, que exhiben unarelación de Poisson más alta y un módulo deYoung más bajo en las capas de carbón. El Carril6 muestra los resultados litológicos obtenidoscon la herramienta de Análisis Elemental deRegistros ELANPlus.

13. Ali AHA, Brown T, Delgado R, Lee D, Plumb D, SmirnovN, Marsden R, Prado-Velarde E, Ramsey L, Spooner D,Stone T y Stouffer T: “Observación del cambio de lasrocas: modelado mecánico del subsuelo,” OilfieldReview 15, no. 2 (Otoño de 2003): 22-41.

FMI, en las capas de carbón de los pies de monte,se asociaban con zonas que mostraban menosinvasión en el análisis de invasión AIT (abajo).Los analistas de registros consideran que esteanálisis constituye una forma confiable de medirel grado de invasión, que puede correlacionarsecon la permeabilidad a escala de yacimiento.

La información obtenida de los registros,núcleos y afloramientos puede ser utilizada en laconstrucción de pozos. La correcta cementaciónde los pozos en los yacimientos de CBM cana-dienses constituye un verdadero desafío debidoal estado fracturado de las capas de carbón. Confrecuencia, la cementación primaria no lograobtener o mantener los retornos de cemento a lasuperficie, lo que se traduce en topes de cementobajos y en un mayor riesgo de migración del gas.

Históricamente, los operadores han recurrido aaumentar el volumen de cemento excedentebombeado para combatir el problema de lostopes de cemento bajos, pero una novedosa solu-ción conocida como cemento en fibras avanzadoCemNET ha arrojado resultados excelentes.

La lechada CemNET contiene fibras de síliceque puentean y taponan las zonas de pérdida decirculación permitiendo que la lechada vuelva alespacio anular. Los operadores se benefician conesta singular tecnología porque bombean menoscemento, y reducen significativamente los costosde eliminación final del cemento y el daño poten-cial de las capas de carbón. El beneficio a largoplazo está representado por pozos mejor cemen-tados sin costos de cementación correctiva. Enzonas de pérdida de circulación extremadamente

problemáticas, las fibras CemNET, sumadas alsistema de lechada LiteCRETE, han resultadoexitosas en yacimientos de CBM de Canadá yWyoming, EUA.14 La combinación de estas tecno-logías en el cemento CBM LiteCRETE minimizalos problemas de pérdida de circulación propor-cionado mejor cobertura de cementación, lo queha ayudado a reducir los arenamientos durantelos tratamientos de estimulación de fracturasrealizados en ciertas áreas de las MontañasRocallosas. Por otra parte, los operadores pue-den cementar un pozo hasta la superficie con unúnico cemento de calidad de producción, lo queya no impone ninguna restricción sobre la estra-tegia de terminación.

Los pozos correctamente cementados prepa-ran el camino para los posteriores desafíos queplantea la terminación. En todas las áreas deexplotación de yacimientos de CBM del mundo,es típico que las capas de carbón primero necesi-ten ser deshidratadas para lograr máximos nive-les de producción de gas. Esto también es válidoen Canadá, si bien se han encontrado muchascapas de carbón sin agua. Cuando se estimulancapas de carbón con mínimo contenido de aguaen sus sistemas de diaclasas, o capas de carbónde baja presión, un sistema de fluido de fractura-miento compatible minimiza el daño de la red depermeabilidad. En Canadá, las selecciones defluidos de fracturamiento hidráulico han incluidonitrógeno puro solamente, sistemas base guar oel fluido de fracturamiento sin polímerosClearFRAC.15 Estos fluidos han sido energizadosutilizando nitrógeno o dióxido de carbono. Elcambio a sistemas sin polímeros y energizadoayuda a asegurar un mejor flujo de fluido al pozosin dañar la permeabilidad del carbón.

Otra característica común de los yacimientosde CBM de Canadá es que consisten en múltiplescapas de carbón delgadas; no es inusual tener másde 20 capas presentes. La tecnología de estimula-ción mediante tubería flexible CoilFRAC deSchlumberger ha permitido a los operadores dis-parar y fracturar en forma económica todas estaszonas individualmente, en una operación de undía de duración.16 En algunas áreas, Schlumbergerestá fracturando más de 30 zonas por pozo y, enciertas circunstancias, puede estimular dos pozospor día. Los operadores se benefician con losmenores costos de instalación, la disminución delas operaciones de quemado del gas y la reducciónsignificativa del tiempo que media entre la termi-nación y las ventas del gas. Las operacionesCoilFRAC resultan adecuadas para áreas sensi-bles desde el punto de vista ambiental porque elequipo deja menos huellas que las unidades deservicio y la mayor parte del equipo se traslada alcampo una sola vez.

28 Oilfield Review

API0 150

Rayos gamma

Tamaño dela barrena

mm125 375

Calibrador

mm125 375

900 -100

Correcciónpor densidad

kg/m3

0 20

Factor fotoeléctrico

1 0m3/m3

Porosidad neutrónica

1000 2650kg/m3

Densidad

XX00

Relación de Poissonohm-m0.2 2000

Prof

undi

dad

med

ida,

m

Análisisvolumétrico

1 0vol/vol

Agua desplazada

Hidrocarburodesplazado

Agua

Gas

Cuarzo

Carbón

Agua ligada

Ilita

Calcita

06000 6000

Resistividad AITde 20 pulgadas

Resistividad AITde 60 pulgadas

Resistividad AITde 30 pulgadas

Resistividad AITde 10 pulgadas

Resistividad AITde 90 pulgadas

ohm-m0.2 2000

Resistividad dela zona lavada

ohm-m0.2 2000

ohm-m0.2 2000

ohm-m0.2 2000

ohm-m0.2 2000

0 0.5

0 100GPa

Módulo deYoung estático

Diámetro deinvasión externo

Diámetro deinvasión interno

CarbónRayos gamma

< 45° API

Rayos gamma45 a 75° API

mm

XX05

> Análisis de invasión en las capas de carbón de los pies de monte de la Columbia Británica. Lascapas de carbón de los pies de monte muestran un nivel de invasión relativamente bajo entre 1 y 2 m[3 y 6 pies]. Se observan perfiles de invasión somera en zonas donde la imagen FMI muestra un altogrado de desarrollo de fracturas por esfuerzo de corte. El Carril 1 presenta los datos de registros derayos gamma y de calibrador. El Carril 2 contiene información de porosidad y litología y el Carril 3 con-tiene datos de resistividad. El Carril 4 muestra el cálculo de la invasión y el Carril 5 contiene datos depropiedades mecánicas, que exhiben una relación de Poisson más alta y un módulo de Young másbajo en las capas de carbón. El Carril 6 muestra los resultados litológicos obtenidos con la herra-mienta de Análisis Elemental de Registros ELANPlus.

Invierno de 2003/2004 29

Recientemente, se han iniciado gestionespara explotar los vastos recursos de CBM deCanadá. Provistos del conocimiento histórico dela industria minera del carbón, los operadores deyacimientos de CBM de Canadá continúan inten-tando descubrir métodos óptimos de perforación,evaluación, terminación y producción de yaci-mientos de capas de carbón.

Desarrollo en la Cuenca RatónLa Cuenca Ratón se encuentra ubicada en el surde las Montañas Rocallosas, en el límite entreNuevo México y Colorado, EUA. Se formó durantefines del Cretácico y principios del Terciario. Ellevantamiento Laramide produjo la erosión de lasancestrales Montañas Rocallosas y la creación deuna cuña de sedimentación fluviodeltaica que pro-grada hacia el este, incluyendo la sedimentaciónde numerosas capas de carbón. La cuenca con-tiene sistemas de yacimientos de carbón: el obje-tivo de producción primario, las capas de carbónde la Formación Vermejo a una profundidad pro-medio de aproximadamente 610 m [2000 pies], ylas capas de carbón de la Formación Ratón sobre-yacente; es decir, el objetivo secundario.

Las capas de carbón Vermejo son moderada-mente continuas porque fueron depositadas enpantanos y en planicies de inundación, dentro deuna planicie deltaica dominada por un ambientefluvial. Las capas de carbón Vermejo alcanzan unespesor combinado de hasta 12 m [40 pies] y pro-median los 6 m [20 pies] de espesor combinado,con un espesor de capa individual medio de 0.8 m

CuencaRatón

Material aluvial, de lavadode pendiente y de derrumbeFlujos basálticosFormación HuérfanoIntrusivos del Terciario MedioFormación CucharaFormación Poison CanyonFormación RatónFormación VermejoArenisca Trinidad ylutita Pierre sin dividirLutita Pierre/Niobrara sin dividirRoca Precámbrica sin dividirLímite de la Cuenca Ratón

Holoceno yCuaternario

Terciario

Cretácico

Walsenburg

Ratón

ColoradoNuevo México

Arco

deSi

erra

Gra

nde

Eje dela Cuenca

15 millas0

0 20 km

Arco de Apishapa

Mon

taña

sSa

ngre

deCr

isto

Arco

deLa

s Ánim

as

> Geología de superficie de la Cuenca Ratón. La cuenca de 5700 km2 [2200 millas cuadradas] contienedos sistemas de yacimientos de carbón: el objetivo de producción primario, las capas de carbón de laFormación Vermejo (amarillo claro) a una profundidad promedio de aproximadamente 610 m [2000pies], y las capas de carbón de la Formación Ratón sobreyacente (pardo claro), que es un objetivosecundario en el carbón. Los filones y diques ígneos del Terciario de la intrusión Spanish Peaks(rosado) han alterado las capas de carbón localmente. (Adaptado de Flores y Bader, referencia 18).

14. El cemento LiteCRETE es un sistema único basado en elprincipio de los tamaños de partículas trimodales. Condensidades de cemento bajas, tiene una resistencia a lacompresión similar a los cementos de densidad normal ymantiene permeabilidades significativamente más bajas.Para más información sobre la lechada LiteCRETE, con-sulte: Low N, Daccord G y Bedel J-P: “Designing FiberedCement Slurries for Lost Circulation Applications: CaseHistories,“ artículo de la SPE 84617, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de octubre de 2003.Junaidi E, Junaidi H, Abbas R y Malik BZ: “Fibers InCement Form Network to Cure Lost Circulation,“ WorldOil (Junio de 2003): 48–50.Walton D, Ward E, Frenzel T y Dearing H: “Drilling Fluidand Cementing Improvements Reduced Per-Ft DrillingCosts by 10%,“ World Oil (Abril de 2003): 39–47.Al-Suwaidi A, Hun C, Bustillos J, Guillot D, Rondeau J,Vigneaux P, Helou H, Martínez Ramírez JA y ReséndizRobles JL: “Ligero como una pluma, duro como unaroca,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 2–15.

15. Chase B, Chmilowski W, Marcinew R, Mitchell C, Dang Y,Krauss K, Nelson E, Lantz T, Parham C y Plummer J:“Clear Fracturing Fluids for Increased Well Productivity,”Oilfield Review 9, no. 3 (Otoño de 1997): 20–33.

[2.6 pies] en un intervalo total de 84 m [275 pies].Por el contrario, las capas de carbón Ratón sonmás delgadas y menos continuas porque su sedi-mentación correspondió a depósitos de desbordeen los ambientes de pantanos fluviales asociadoscon sistemas de ríos meandrosos. Las capas decarbón Ratón pueden superar los 23 m [75 pies]de espesor total, pero las capas individualesposeen un espesor medio de 0.5 m [1.5 pies].

Durante el Mioceno, la cuenca fue intrusionadapor un complejo ígneo conocido con el nombre deSpanish Peaks.17 La actividad ígnea formó unacompleja red de diques, filones y fracturas que hanincidido en las características del yacimiento tantode las capas de carbón como de las areniscas

(izquierda).18 El sepultamiento producido a media-dos del Terciario y el levantamiento y la erosión defines del Terciario, acaecidos en la porción sur dela cuenca, sumados a las intrusiones de fines delTerciario y el calentamiento asociado, hicieronque cayera la presión de fluido total en la cuenca.19

Esta complicada historia geológica ha dificultadoel conocimiento y el desarrollo de la cuenca.

Con operaciones de yacimientos de CBM envarias cuencas de EUA y más de 54,400 millonesde m3 [1.9 Tpc] de reservas de CBM, El PasoProduction Corporation ha estudiado intensa-mente la Cuenca Ratón desde 1989. El Paso per-foró más de 350 pozos y recuperó más de 12,800 m[42,000 pies] de núcleos de diámetro completo enla cuenca, lo que convierte a estos carbones enalgunos de los yacimientos de CBM más estudia-dos de la industria. Vastas cantidades de datoslitológicos, de contenido de gas e isotérmicos,obtenidos de núcleos extraídos de las áreas de ElPaso, han sido examinadas y utilizadas para mode-lar los yacimientos de CBM. Estos datos tambiénfueron esenciales para la calibración de las técni-cas de interpretación de registros, incluyendo loscómputos de Análisis Elemental de RegistrosELANPlus. Desde el año 2001, El Paso ha obtenidodatos Platform Express y ECS en 290 pozos y datosDSI y FMI en pozos con ubicaciones estratégicasen el Rancho del Parque Vermejo. Se han utilizadoimágenes de la pared del pozo, junto con datos deafloramientos y núcleos, en un esfuerzo general demodelado de los sistemas de fracturas de lacuenca.20

A pesar de contar con una amplia base dedatos, la Cuenca Ratón sigue siendo un área deoperación desafiante debido a numerosos facto-res que complican la situación. En primer lugar,los valores de contenido de gas en las capas decarbón de las Formaciones Vermejo y Ratónvarían en toda la cuenca oscilando entre 1.56 y

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

17. Rose PR, Everett JR y Merin IS: “Potential Basin-Centered Gas Accumulation in CretaceousTrinidad Sandstone, Ratón Basin, Colorado,” en Geologyof Tight Gas Reservoirs, Publicación Especial de laAAPG. Tulsa, Oklahoma, EUA: AAPG (1986): 111–128.

18. Flores RM y Bader LR: “A Summary of Tertiary CoalResources of the Ratón Basin, Colorado and NewMexico,“ en 1999 Resource Assessment of SelectedTertiary Coal Beds and Zones in the Northern RockyMountains and Great Plains Region, Servicio Geológicode EUA, Artículo Profesional 1625-A.

19. Stevens SH, Lombardi TE, Kelso BS y Coats JM: “AGeologic Assessment of Natural Gas from Coal Seams inthe Raton and Vermejo Formations, Raton Basin,“ GasResearch Institute Topical Report, GRI 92/0345, ContratoNo. 5091-214-2316, 1992.

20. Rautman CA, Cooper SP, Arnold BW, Basinski PM, MrozTH y Lorenz JC: “Advantages and Limitations of DifferentMethods for Assessing Natural Fractures in the RatonBasin of Colorado and New Mexico,“ en AssessingNatural Fractures in the Raton Basin, junio de 2002.

12.48 m3/tonelada [50 y más de 400 pc/ton], segúnel análisis en sitio. Las capas de carbón más pro-fundas de la Formación Vermejo se encuentrantípicamente saturadas de gas y se prestan a téc-nicas de interpretación basadas en registros. Noobstante, las capas de carbón más someras selec-cionadas de la Formación Vermejo y muchos car-bones de la Formación Ratón se encuentransubsaturados en diverso grado porque han sidoafectados por la compleja historia de sepulta-

miento, termal, de presión e hidrológica de lacuenca. En consecuencia, las variaciones de lasaturación del gas respecto de la isoterma com-plican los esfuerzos de modelado del potencialproductivo de las capas de carbón y dificultan aúnmás el cálculo de los perfiles de contenido y satu-ración de gas, basado en registros.

Otro factor que contribuye a esta complejidades que las intrusiones calientes alteraron local-mente el rango y la permeabilidad de las diacla-

sas y fracturas en las capas de carbón. La altera-ción del carbón a un mayor rango afecta directa-mente su productividad. Los cuerpos intrusivosmodificaron el carbón bituminoso convirtiéndoloen carbón de mayor rango, de manera que elimpacto sobre el contenido de gas es inconsis-tente y aún impredecible.

El conocimiento que tiene El Paso de los yaci-mientos y la cuenca en su totalidad han permi-tido a la compañía mejorar sus modelos y adoptarestrategias de perforación, terminación, estimu-lación y producción que maximicen la explotaciónsegura desde el punto de vista ambiental. Por ejem-plo, El Paso perfora los pozos de CBM de la CuencaRatón utilizando aire como fluido de perforación,minimizando así el daño de los sistemas de diacla-sas y fracturas naturales en las capas de carbón. Laadquisición de registros con herramientas operadasa cable se realiza con aire en el pozo, adqui-riendo datos de neutrones epitermales en combi-nación con la herramienta Platform Express.21

La herramienta Platform Express ha sido dise-ñada para minimizar los efectos adversos de larugosidad del pozo sobre las mediciones de den-sidad, comúnmente observados en las capas decarbón y en los pozos llenos de aire. La litologíadetallada tanto de las capas de carbón como de laarenisca gasífera adyacente, de baja permeabili-dad, se computa utilizando la herramienta ECS yel procesamiento SpectroLith y ELANPlus.También se realiza en las capas de carbón el aná-lisis preliminar de las principales fraccionesbasado en registros para determinar los porcen-tajes de materia volátil, carbono fijo, humedad yceniza, a partir del referenciamiento con datos denúcleos voluminosos. En base a estos porcentajes,se puede calcular el rango del carbón y el volu-men de gas adsorbido (izquierda). Por otra parte,los registros proporcionan una estimación cuali-tativa del grado de desarrollo de diaclasas.

La herramienta DSI también proporciona a ElPaso valiosa información sobre fracturas y cam-pos de esfuerzos locales, a través de la mediciónde la anisotropía de las ondas de corte. La aniso-tropía hace que las ondas de corte se dividan endos componentes; uno polarizado a lo largo de ladirección de la velocidad máxima y el otro, a lolargo de la dirección de la velocidad mínima. Condos transmisores y dos juegos de receptoresorientados en sentido perpendicular entre sí, laherramienta DSI puede medir las formas de ondade las líneas paralelas a la dirección de adquisi-ción (in-lines) provenientes de los receptoresorientados en el mismo azimut que el transmisory las formas de onda de las líneas perpendicularesa la dirección de adquisición (cross-lines) prove-nientes de los receptores orientados a 90° conrespecto al transmisor.22

30 Oilfield Review

21. La medición de neutrones epitermales se basa en la dis-minución de la velocidad de los neutrones entre unafuente y uno o más detectores que miden los neutronesa nivel epitermal, donde su energía es superior a la de lamateria adyacente. En pozos llenos de aire, la falta dehidrógeno modifica sustancialmente la población deneutrones termales cerca de los detectores, invalidandola respuesta de un registro neutrón térmico estándar. La medición epitermal es menos afectada por el pozo y,utilizando un arreglo de detectores de protección poste-rior, como en el caso de la Sonda de Porosidad deAcelerador APS, puede ser calibrada para dar el valorde la porosidad. Además, midiendo los neutrones a nivelepitermal, se evitan los efectos de los absorbedores deneutrones térmicos.

XX00

XX50

Prof

undi

dad,

pie

s

0 200API

Rayos gamma

Rayos gamma< 75° API

1 0

Hidrógeno decaptura ECS

Calibrador

6 16pulgadas

Calibrador > Tamañode la barrena

Gas

ohm-m 20002

Resistividad AITde 10 pulgadas

Resistividad AITde 20 pulgadas

Resistividad AITde 30 pulgadas

Resistividad AITde 60 pulgadas

Resistividad dela zona lavada

Resistividad delagua de formación

Resistividad AITde 90 pulgadas

ohm-m 20002

ohm-m 20002

ohm-m 20002

ohm-m 20002

ohm-m 20002

1 1.7g/cm3

Densidad de1 pulgada

1 1.7g/cm3

Densidad de2 pulgadas

0.3 0.05pie3/pie3

Porosidadneutrónicaepitermal

Porosidad efectiva

1 8

Factor fotoeléctrico

0.3 0.05pie3/pie3

Porosidad-Densidad

Cruzamiento

Ilita

Agua ligada

Carbón

Cuarzo

Pirita

Calcita

Dolomita

Carbonato

Gas

Agua

Agua irreducible

Hidrocarburodesplazado

Agua desplazada

Agua irreducible

0.25 0

Agua irreducibleZona lavada

pie3/pie3

0.25 0pie3/pie3

Porosidad efectiva

0.25 0pie3/pie3

Agua volumétrica

1 0pie3/pie3

Saturación de agua

Agua

Ceniza

Carbono fijo

Volátiles

Humedad

Hidrocarburo

pie3/pie3

Saturaciónde agua

Parc

ialm

ente

diac

lasa

doPo

brem

ente

diac

lasa

doBi

endi

acla

sado

Pies de carbónperforadosintegrados

Hidrocarburo

Agua

0.01 10mD

Permeabilidadal gas

0.01 10mD

Permeabilidadal agua

0.01 10mD

Permeabilidadintrínseca

Volumen degas estimado

Mpc/día

Mpc/día 3000

Volumen degas estimado

0.14

0.06

0.130.08

0.07

0.06

0.100.110.11

0.12

0.35

0.35

0.350.35

0.350.35

0.350.35

0.35

0.35 0.440.48

0.57

0.65

0.640.41

1.001.00

0.44

0.94

33.50

27.50 143.49

161.07

> Caracterización de recursos carboníferos y no carboníferos. Con datos de las herramientas deEspectroscopía de Captura Elemental ECS y Platform Express, se computa un análisis ELANPlus. Lalitología se presenta en el Carril 4. El análisis preliminar de las principales fracciones (Carril 5) y el análisisde diaclasas (Carril 6) proporcionan información sobre la calidad del carbón. Las permeabilidades computa-das aparecen en el Carril 7 y la producción de gas calculada se muestra en el Carril 8. El Paso también uti-liza el procesamiento ELANPlus para el cálculo de las reservas en las areniscas y limolitas adyacentes.

22. Armstrong P, Ireson D, Chmela B, Dodds K, Esmersoy C,Miller D, Hornby B, Sayers C, Schoenberg M, Leaney S yLynn H: “The Promise of Elastic Anisotropy,“ OilfieldReview 6, no. 4 (Octubre de 1994): 36–47.

23. Olsen y otros, referencia 4.24. Almaguer J, Manrique J, Wickramasuriya S, Habbtar A,

López-de-Cárdenas J, May D, McNally AC y Sulbarán A:“Orientación de los disparos en la dirección correcta,”Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 18–33.Manrique JF, Poe BD Jr y England K: ProductionOptimization and Practical Reservoir Management ofCoal Bed Methane Reservoirs,” artículo de la SPE 67315,presentado en el Simposio de Operaciones deProducción de la SPE, Oklahoma City, Oklahoma, EUA, 26al 29 de marzo de 2001.

Invierno de 2003/2004 31

Durante la medición con la herramienta DSI,no hay forma de conocer cómo están orientadaslas señales con respecto a la anisotropía. Sinembargo, con las formas de onda de las in-lines ycross-lines, es posible realizar una rotaciónmatemática para hallar el azimut de la onda decorte rápida y determinar las velocidades tantode las ondas de corte rápidas como de las ondasde corte lentas. Esta rotación se basa en el hechode que las formas de onda de las cross-linesdeberían desaparecer cuando el eje de mediciónestá alineado con el eje de anisotropía. El proce-samiento también computa la energía de las for-mas de onda de las cross-lines, como porcentajede la energía de formas de onda total. Cuando losdos ejes están alineados, el resultado se conocecomo energía mínima y equivale a cero si elmodelo de rotación es correcto. La energíamáxima es la energía a 90°. La diferencia entre laenergía mínima y la energía máxima se conocecomo anisotropía de energía y es la medida prin-cipal de la anisotropía derivada de los datos DSI.

La historia politectónica de la Cuenca Ratónha introducido otras complicaciones. Por ejemplo,los cambios de compresión a tensión producidosen los esfuerzos regionales durante fines delTerciario, cuya causa podría ser la rotura (rifting)de Río Grande al oeste, tienen importantes impli-cancias para el desarrollo de campos petroleros,especialmente en términos de emplazamiento de

pozos y prácticas de estimulación. Antes de que lacompañía El Paso adquiriera datos de registrosclave, la dirección del esfuerzo principal máximode la Cuenca Ratón se consideraba este-oeste, loque resultaba compatible con un modelo decuenca compresiva. Las imágenes FMI y los datosde anisotropía DSI demostraron que la direccióndel esfuerzo principal máximo es en realidadnorte-sur (abajo). Este cambio tiene importantesimplicancias para la planeación del desarrollo decampos petroleros y los tratamientos de estimula-ción de pozos (véase “Operaciones de refractura-miento hidráulico,“ página 42). La estimulaciónde las fracturas tenderá a propagarse en estadirección norte-sur y, dado un sistema de fractu-ras naturales abiertas en dirección este-oeste dela edad Laramide, se anticipan geometrías de for-mas de drenaje óptimas. En consecuencia, donderesulta posible, los pozos de desarrollo no seemplazan exactamente en sentido norte-sur oeste-oeste entre sí; esto maximiza las áreas de dre-naje y la recuperación de gas finales.

Actualmente, la compañía El Paso está eva-luando dos tratamientos de estimulación por frac-turamiento hidráulico diferentes en la CuencaRatón. El primero es utilizando un fluido de frac-turamiento en base a borato con bajo contenidode polímeros y mayores concentraciones de apun-talante, que se aplica utilizando tubería flexible yempacadores de intervalo. Esta técnica ha resul-

tado de utilidad en pozos donde se identificaronentre seis y ocho niveles de capas de carbón dife-rentes para la estimulación. Estos fluidos a basede polímeros resultaron más exitosos en áreas queinicialmente producen grandes cantidades deagua y donde el daño de los sistemas de diaclasasy fracturas no tiene gran importancia. No obs-tante, en las áreas donde las capas de carbón pro-ducen inicialmente bajos volúmenes de agua, esprobable que se deteriore la permeabilidad al gasdentro de las diaclasas y las fracturas utilizandolíquidos a base de polímeros. En estas áreas, ElPaso está evaluando una segunda técnica de bom-beo de nitrógeno energizado por la tubería derevestimiento para fracturar hidráulicamente lascapas de carbón y colocar menores concentracio-nes de apuntalante.

La complejidad y variabilidad de la CuencaRatón dificultan terriblemente la medición deléxito de los tratamientos de estimulación porfracturamiento hidráulico en términos de desem-peño del pozo. La búsqueda del tratamiento idealcontinúa pero existe consenso general en cuantoa la necesidad de obtener mayor informaciónsobre propagación de fracturas hidráulicas en lascapas de carbón y en sus alrededores.

Estrategias de terminación en capas de carbónLas capas de carbón a menudo se encuentran enzonas adyacentes a las areniscas productivas quetienen propiedades mecánicas sustancialmentediferentes. El carbón tiene una relación dePoisson más alta y un módulo de Young más bajoque la arenisca, de modo que tiende a transferirel esfuerzo de los estratos de sobrecarga lateral-mente y a mantener gradientes de fracturas másaltos. La presencia de diaclasas y fracturas natu-rales en las capas de carbón genera escenariosde fracturamiento hidráulico complejos, que sonextremadamente difíciles de modelar.23

Los dispositivos tales como la herramienta DSIayudan a determinar con precisión las magnitudes ydirecciones de los esfuerzos locales para mejorar losdiseños de fracturamiento hidráulico. Por otra parte,las imágenes de la pared del pozo permiten la deter-minación del plano preferencial de fracturamientohidráulico, que refleja las condiciones de esfuerzoactuales presentes en el pozo. Esta información seutiliza para idear estrategias de disparo que maximi-cen la eficiencia de las operaciones de fractura-miento hidráulico mediante la reducción de losefectos de la tortuosidad en la zona vecina al pozo,las cuales conducen a un arenamiento prematuro.24

La relación entre diaclasas en carbones y esfuerzoshorizontales es igualmente importante y puede ayu-dar a explicar las variaciones en la producción deyacimientos de CBM entre los distintos pozos y entrelas distintas áreas de producción.

Rayos gamma<75° API

Azimut del pozo

Azimut de ondasde corte rápidas

Lentitud (inversa de lavelocidad) de ondas

sónicas de corte rápidas

Lentitud (inversa de lavelocidad) de ondas

sónicas de corte lentas

Azimut de ondasde corte rápidas

Rayos gamma

Prof

., pi

es

X050

X100

0 grados 360

0 grados 360

Azimut dela herramienta

Calidad deldiámetro del pozo

5 pulgadas 20

0 API 150

-90 grados 90

NE 15NE 4NE 11NE 13NE 0

NE 18NE 11NE 23NE 21NE 20NE 11NE 32

NW 8NW 2NW 5NW 6NW 7NW 41NW 61

NW 17

Incertidumbre asociadacon el azimut

950 50µs/pie

950 50µs/pie

0 100

Energíacruzadamáxima

Diferenciade

energía

Energíacruzadamínima

0 100

Anisotropía100 0

0 100

Anisotropía-Lentitud

Anisotropía-Tiempo

Lentitud Tiempo0-22-44-88-16>16

< Comprensión de loscampos de esfuerzos.Los datos de anisotro-pía de la herramientaDSI se utilizan paracomputar la direcciónde las ondas sónicasde corte rápidas quese corresponde con ladirección del esfuerzohorizontal localmáximo. Aquí, la direc-ción de las ondas sóni-cas de corte rápidasse orienta en sentidoNNE a NNO (Carril 2).El cambio abrupto delazimut de las ondassónicas de corte rápi-das en el carbón, auna profundidad deX060 pies, no seentiende totalmente.

La efectividad del fracturamiento hidráulicode las capas de carbón individuales ha sido cues-tionada debido a estas complejidades inherentes.Los volúmenes de apuntalante utilizados en lostratamientos de estimulación de las capas de car-bón pueden alcanzar valores de hasta 17,700 kg/m[12,000 lbm/pie] de carbón, pero las longitudesefectivas de las fracturas hidráulicas lamentable-mente son bajas; raramente se han documentadovalores de más de 60 m [200 pies]. Las fracturashidráulicas pueden crecer desplazándose fuera dela zona o convertirse en redes de fracturas com-plejas dentro del carbón, deteriorando a menudola permeabilidad del carbón cuando se utilizanfluidos de tratamiento a base de polímeros.25

Algunos especialistas consideran que lasreservas de CBM se triplicarían si el fractura-miento hidráulico de las capas de carbón fueratan efectivo como el fracturamiento de las arenis-cas. Las propiedades mecánicas obtenidas de losdatos DSI muestran el contraste de esfuerzosentre las capas de carbón y las capas adyacentes,permitiendo a los ingenieros predecir el creci-miento vertical de la fractura y mejorar los trata-mientos de estimulación (derecha). En aquellasáreas donde las areniscas adyacentes tienenpotencial productivo, los operadores están reexa-minando sus estrategias de disparo y estimulaciónen capas de carbón y areniscas. Una técnica deno-minada fracturamiento vertical indirecto (IVF,por sus siglas en inglés) inicia la fractura en lasareniscas sometidas a menores esfuerzos, que seencuentran por encima y por debajo de la capa decarbón, para garantizar su adecuada propagación.26

En las capas de carbón, esta técnica resulta exi-tosa porque la permeabilidad vertical del carbónsuele ser mayor que su permeabilidad horizontal,lo que reduce la necesidad de que una fracturahidráulica atraviese completamente el carbónpara su drenaje efectivo. Otra razón de la aplica-ción exitosa de esta técnica en capas de carbón esel contraste del gradiente de fractura entre lasrocas clásticas adyacentes y el carbón. Esta dife-rencia ayuda a asegurar la conexión de la fracturacon la capa de carbón a través de todo el largo dela fractura hidráulica. Esta técnica fue demos-trada por primera vez en el carbón Fruitland y enlas areniscas Picture Cliff de la Cuenca San Juan,en Nuevo México, y actualmente se está aplicandocon éxito en las Montañas Rocallosas centrales.

Métodos de deshidrataciónEn la mayoría de los pozos de CBM, la producciónde agua es crucial para el proceso de producciónde gas. El éxito de la deshidratación exige opera-ciones de bombeo ininterrumpidas para reducirla presión de fondo, de manera que el gas seadesorbido de la matriz y se difunda en los siste-mas de diaclasas lo más rápido posible. Los méto-dos de bombeo varían según los requerimientosde extracción y la economía de cada área. Lasbombas deben manejar grandes volúmenes deagua y ser resistentes a los finos de carbón, eldaño de los apuntalantes y la obturación por gas.27

Estas necesidades han hecho que el desplieguede bombas de cavidad progresiva se convierta enuno de los métodos de extracción más atractivos

32 Oilfield Review

25. Palmer ID, Puri R y King GE: “Damage to CoalPermeability During Hydraulic Fracturing,” artículo de laSPE 21813, presentado en el Encuentro Regional y elSimposio de Yacimientos de Baja Permeabilidad de lasMontañas Rocallosas celebrado por la SPE, Denver,Colorado, EUA, 15 al 17 de abril de 1991.

26. Olsen y otros, referencia 4.27. La obturación por gas es una situación que tiene lugar a

veces en los pozos en bombeo cuando el gas disuelto,liberado de la solución durante la carrera ascendentedel pistón, aparece como gas libre entre las válvulas. Enla carrera descendente, la presión existente en el inte-rior de un barril completamente lleno de gas, quizásnunca alcance los valores necesarios para abrir la vál-vula móvil. En la carrera ascendente, la presión del inte-rior del barril nunca disminuye lo suficiente para que laválvula de aspiración se abra y deje que el líquidoingrese en la bomba. Por lo tanto, como no entra ni salefluido de la bomba, la bomba se bloquea. Esto no pro-voca la falla del equipo pero, con una bomba que no fun-ciona, el sistema de bombeo no sirve. Una reducción dela velocidad de bombeo es acompañada por un aumentode la presión de fondo (o nivel de fluido en el espacioanular). En muchos casos de obturación por gas, esteaumento de la presión de fondo puede superar a la pre-sión del barril, ingresando líquido a través de la válvulade aspiración. Al cabo de algunas carreras, ingresa sufi-ciente líquido en la bomba como para romper la obtura-ción por gas y la bomba funciona normalmente.

28. Schwochow, referencia 2.29. Albright J, Cassell B, Dangerfield J, Deflandre J-P,

Johnstad S y Withers R: “Seismic Surveillance forMonitoring Reservoir Changes,” Oilfield Review 6, no. 1(Enero de 1994): 4–14.

0 API 200

Rayos gamma

-80 mV 20

Potencialespontáneo

6 pulgadas 16

Calibrador

2 2000ohm-m

2 2000ohm-m

2 2000ohm-m

2 2000ohm-m

2 2000ohm-m

Esfuerzo de cierre promediado

Esfuerzo de cierre

Presión de fractura

Gradiente de fractura

0 10

0 10

Módulo deYoung dinámico

0 10

980 2380lpc

980 2380lpc

lpc

lpc/pie

0 0.5

0 0.5

lpc/pie

106 lpc

106 lpc

106 lpc

X400

X350

Prof

undi

dad,

pie

s

El esfuerzo en elcarbón es mayorque en las capasadyacentes

Lutita

Agua ligada

Carbón

Arena

Hidrocarburo

Agua

Resistividad AITde 90 pulgadas

Resistividad dela zona lavada

Resistividad AITde 60 pulgadas

Resistividad AITde 20 pulgadas

Resistividad AITde 10 pulgadas

Módulo deYoung estático

Módulo deYoung dinámico

Gradiente depresión de poro

Relaciónde Poisson

estática

Relaciónde Poissondinámica

Relaciónde Poisson

estática

> Contraste de esfuerzos. Los esfuerzos en las capas de carbón son típicamente mayores que en lasrocas adyacentes (flechas azules). Este contraste inhibe el crecimiento vertical de las fracturas den-tro de las capas de carbón y lo fomenta en las areniscas y limolitas adyacentes. También puedengenerarse fracturas múltiples de longitud limitada en las capas de carbón, provocando daños en lapermeabilidad del carbón, deshidratación más lenta y reducción de la producción de gas. En laszonas donde las areniscas adyacentes poseen potencial productivo, una técnica denominada fractu-ramiento vertical indirecto (IVF, por sus siglas en inglés) inicia la fractura en las areniscas sometidasa menores esfuerzos que se encuentran por encima o por debajo del carbón. Esto genera fracturasde mayor longitud, que contactan y drenan el carbón en forma más efectiva. El Carril 1 muestra losdatos de registros de rayos gamma y de calibrador, mientras que los datos de resistividad se exhibenen el Carril 2. La información litológica y volumétrica aparece en el Carril 3. El Carril 4 contiene datosdel módulo de Young y del gradiente de presión de poro, y el Carril 5 exhibe datos de esfuerzo de cie-rre y presión de fractura por zonas a fin de ser utilizados como datos de entrada de los programas dediseño de fracturas hidráulicas. Los datos de la relación de Poisson se presentan en el Carril 6.

Invierno de 2003/2004 33

para aplicaciones CBM. La selección y el diseñode un método de levantamiento adecuado no sue-len ser directos y deberían concentrarse en lacapacidad, la eficiencia y la confiabilidad.

Los ingenieros y científicos de Schlumbergerque trabajan en el centro de Tecnología deAbingdon y en el Centro de Investigaciones deCambridge, Inglaterra, están desarrollando pro-gramas de computación para ayudar a seleccio-nar métodos de levantamiento artificialespecíficos para la deshidratación de pozos degas. El programa de Selección de Métodos deDeshidratación de Pozos de Gas (GDST, por sussiglas en inglés) aporta consistencia a este pro-ceso de selección crítico, mediante la utilizaciónde la información de pozos disponible para selec-cionar el método de levantamiento artificial másadecuado. Este programa de computación ayudaa los ingenieros de campo de Schlumberger, queinteractúan con los clientes, a utilizar un procesode selección basado en prácticas de ingenieríaprudentes. Esta herramienta proporciona unmotor de razonamiento basado en casos y un aná-lisis de sensibilidad para obtener recomendacio-nes con niveles de confianza definidos.

Los impulsores económicos de los pozos deCBM difieren de los de los pozos de gas conven-cionales por cuanto en su mayor parte no requie-ren deshidratación indefinida o aumento de ladeshidratación con el transcurso del tiempo. Elprograma GDST permite al ingeniero efectuarvarias iteraciones para determinar el mejormétodo de levantamiento artificial. El programano ofrece valores económicos comparativos de losmétodos de levantamiento artificial, si bien en elproceso de selección se consideran las limitacio-nes económicas de los métodos de levantamientoartificial propuestos. La herramienta ha sido dise-ñada para ayudar a seleccionar métodos de levan-tamiento artificial, incluyendo aquellos enfoquesque quizás no hayan sido considerados anterior-mente (arriba, a la derecha). Una estrategia dedeshidratación óptima, sumada a la aplicación detécnicas de cementación y estimulación que noproducen daños, ayuda a acelerar la eliminacióndel agua fuera de la red de permeabilidad de lasfracturas del carbón, aumentando en consecuen-cia la productividad del pozo.

Gas para el futuroLa explotación de los recursos de CBM está pro-gresando a pasos firmes. En los EUA, los preciosdel gas natural han hecho más atractivas muchasáreas—por ejemplo la región de Green River, laCuenca Piceance, la Cuenca Arkoma y la CuencaCherokee—en lo que respecta a la explotacióndel CBM, si bien algunas de ellas todavía no pro-ducen volúmenes significativos de gas natural.

Aún quedan por explotar enormes volúmenes dereservas de CBM en la región de la Costa delGolfo de México de EUA, pero se han iniciadoactividades relacionadas con el CBM en laEnsenada Cook, Alaska, EUA.28 A nivel mundial,varios países recién han comenzado a investigarsus recursos de CBM. La actividad local crecerápor necesidad y gracias al conocimiento del com-portamiento de estos yacimientos.

Los métodos de evaluación de formaciones,junto con los datos de núcleos de diámetro com-pleto, están ayudando a la industria a conocer losyacimientos de carbón. Las técnicas de procesa-miento de registros aportan datos detallados delitología, análisis preliminar de las principalesfracciones y permeabilidad. A través de la utiliza-ción de técnicas de generación de imágenes de lapared del pozo, se estudian los sistemas de dia-clasas y fracturas, junto con importante informa-ción de los esfuerzos locales, para apreciar enforma más exhaustiva la permeabilidad en lascapas de carbón.

La permeabilidad en las capas de carbón, con-trolada por los eventos acaecidos durante la sedi-mentación, la madurez y el tectonismo aparececomo el factor más importante en la producciónde CBM. Los sistemas de fracturas del carbóndeben ser conectados con éxito al pozo a travésde métodos de estimulación que no produzcandaños. Sin embargo, los complejos perfiles deesfuerzos y los sistemas de fracturas de las capasde carbón dificultan la simulación del conoci-miento de la propagación de las fracturas hidráu-licas en las capas de carbón y en sus alrededores.

La nueva tecnología de vigilancia rutinaria defracturas promete la generación de imágenes dela creación de fracturas hidráulicas en tiemporeal. Las primeras tecnologías de sísmica pasivarealizaban una vigilancia primitiva de las fractu-

ras hidráulicas, pero el procesamiento de estosdatos era tedioso y lento y no proporcionabainformación en tiempo real durante las operacio-nes de fracturamiento hidráulico.29 El programade computación de diagnóstico de la estimula-ción de fracturas hidráulicas StimMAP permitela generación en sitio, en tiempo real, de imáge-nes de los eventos sísmicos relacionados con lasfracturas hidráulicas, lo que se traduce en laoptimización del emplazamiento del trata-miento, el mejoramiento de la producción y unmayor conocimiento de la geometría de las frac-turas para las futuras decisiones de desarrollo decampos petroleros.

Si bien el conocimiento que tiene la industriaacerca del carbón es vasto y cada vez másexhaustivo, el modelado del comportamiento delos yacimientos de CBM plantea verdaderos desa-fíos. Schlumberger ha mejorado sus capacidadesde modelado de yacimientos de capas de carbónen el programa de manejo de la simulación yconstrucción de casos integrado ECLIPSE Office.Este nuevo programa de computación, que incor-pora datos de isotermas y permite abordar lasincertidumbres, tendrá la capacidad de manejarmúltiples tipos de gas.

La naturaleza del desarrollo de los yacimien-tos de CBM demanda una cuidadosa considera-ción económica. Las soluciones de bajo costopueden ser de utilidad pero los avances tecnoló-gicos en materia de perforación, evaluación deformaciones, terminación, estimulación, produc-ción y modelado de yacimientos, tendrán unimpacto mucho mayor. Con el enorme volumende reservas mundiales y una infraestructura cre-ciente para explotarlas en forma económica, elcarbón ocupa un lugar destacado en la breve listade combustibles no convencionales que esperanser desarrollados en el futuro. —MG, JS

Reservoir Information

Production Information

Bottom Hole Flowing Pressure

Bottom Hole Static Pressure

Reservoir Temperature

Liquid Composition

Current Liquid Rate

Current Gas Rate (MMscfd)

Production Tubing Size (OD in inches)

SandProduction

Well Head Pressure

Sales Line Pressure

Well Depth

Casing Size (OD in inches)

Well Deviation

Requires Packer

Electricity Available

Injection/compressed Gas Available

Site Information

Comments

270 psi

psi1,000

F275

>30% Condensates

>600

Up to 2-7/8”

No

250 bbl/D

150

140

2,500

psi

psi

ft

>4-1/2”

High

Yes

No

No

Plunger Lift

Wellhead Compression

Velocity Strings

Siphon Strings

Foaming

Continuous Gas Lift

Intermittent GL Plunger

Intermittent Chamber Lift

Rod Pump

Hydraulic Jet Pump

ESP

PCP

Sufficient Information enteredConfidence

< Programa de compu-tación de Selección deMétodos de Deshidra-tación de Pozos de Gas(GDST, por sus siglas eninglés). Este programaayuda a los ingenierosde campo y clientes deSchlumberger a selec-cionar el método delevantamiento artificialmás apropiado utilizan-do un proceso de se-lección consistente. Lalongitud de las barrasde color azul oscuro ala derecha indica losmétodos de deshidrata-ción preferidos.

34 Oilfield Review

Conversión de gas natural a líquidos

Hasta hace poco, había sólo dos formas prácticas de transportar gas natural: hacerlo circular a través de un

gasoducto en estado gaseoso o enfriarlo y transportarlo como gas natural licuado (GNL). Una tercera alternativa,

la tecnología de conversión de gas a líquidos, transforma químicamente el gas natural en productos líquidos, de

combustión limpia, que pueden ser fácilmente despachados al mercado.

Si el propósito es describir el gas natural, los núme-ros confieren un nuevo significado al términogrande. El promedio de reservas comprobadas degas del mundo se estima en 156 trillones de m3

[5500 trillones de pies cúbicos (Tpc)].1 Esto, tradu-cido en reservas potenciales se aproxima a 372 tri-llones de m3 [13,000 Tpc].2 La incorporación dereservas de fuentes no convencionales, tales comoel metano en capas de carbón, y fuentes altamenteespeculativas, como los hidratos de gas naturales,arroja un total general de unos 20,000 trillones dem3 [700,000 Tpc].3

De las reservas convencionales de gas compro-badas y potenciales, hasta un 80% se encuentrademasiado lejos de los grandes mercados para sertransportadas mediante gasoductos.4 Algunosejemplos son las grandes reservas de gas de Qatar,Irán, los Emiratos Árabes Unidos, Rusia, ArabiaSaudita, Canadá y Alaska, EUA, que esperan eldesarrollo de nueva tecnología de transporte paraser llevadas al mercado.

Algunas reservas de gas remotas son explota-das y enviadas por gasoductos a las plantas de gasnatural licuado (GNL), donde son enfriadas hasta–162°C [–259°F], transferidas a costosas embar-caciones de GNL aisladas y presurizadas, y despa-chadas a las terminales donde se las devuelve asu estado gaseoso natural. Desde estas termina-les, el gas es utilizado para generar electricidad odistribuido por gasoducto como combustible deuso doméstico, calefacción y uso industrial. Laviabilidad económica del método de transportede GNL depende del gas natural entrante de bajacotización, la instalación y la operación eficazdesde el punto de vista de los costos de la infra-

estructura de licuefacción y condensación, laaccesibilidad a flotas de embarcaciones de trans-porte especiales, y el gas de alta cotización colo-cado en el mercado final.

Una clase diferente de tecnología de conver-sión de gas a hidrocarburo líquido—denominadaconversión de gas a líquidos (GTL, por sus siglasen inglés)—está a punto de cambiar el mundodel transporte y la utilización del gas natural.Varias de las grandes compañías de petróleo y gasestán desarrollando conocimientos especializa-dos relacionados con este prometedor negocio;algunas ya tienen plantas comercialmente opera-tivas y muchas han puesto en marcha programaspiloto. Este artículo describe el proceso GTL, laforma en que lo están utilizando las compañías ysus beneficios potenciales.

Invención por necesidadEl proceso GTL, en el que una reacción químicaconvierte el gas natural en productos de hidro-carburos líquidos, no es un invento nuevo. Luegode la Primera Guerra Mundial, las sanciones eco-nómicas impuestas impulsaron a los científicosalemanes a explorar formas de sintetizar elpetróleo líquido proveniente de los abundantesrecursos de carbón del país. Uno de los métodosexitosos, el proceso Fischer-Tropsch desarrolladoen 1923 por Franz Fischer y Hans Tropsch en elInstituto Kaiser-Wilhelm de Investigación delCarbón de Mülheim, Alemania, permitió conver-tir el metano obtenido de calentar carbón encombustible diesel de alta calidad, aceite lubri-cante y ceras (véase “Química de la conversiónde gas a líquido,” página 37). El combustible die-

Invierno de 2003/2004 35

sel tenía una combustión limpia y producía emi-siones con cantidades insignificantes de partícu-las y azufre. Para 1945, las compañías químicasalemanas habían construido nueve plantasFischer-Tropsch para la generación de combusti-bles líquidos sintéticos limpios.5

Luego de la Segunda Guerra Mundial, variospaíses comenzaron a investigar la generación decombustibles sintéticos en base a la técnica deFischer-Tropsch. Las plantas alemanas fuerondesmontadas y trasladadas a Rusia, donde cons-tituyeron la base para los esfuerzos industrialesde producción de ceras y productos químicos.6 Enun entorno de preocupación por la seguridadfutura de las importaciones de hidrocarburos, seiniciaron trabajos en EUA y Sudáfrica para eva-luar la eficacia de la reacción Fischer-Tropsch adiferentes presiones y temperaturas, con dife-rentes catalizadores; hierro, cobalto o níquel, ycon diferentes métodos de circulación de losgases y líquidos a través del reactor. Para 1953, sepuso en operación un concepto en Sudáfrica, ydesde entonces, impulsados en gran medida porlas restricciones impuestas sobre las importacio-

nes de petróleo, los combustibles Fischer-Tropsch cubrieron el 36% de las necesidades deese país en materia de combustibles líquidos.7

Hoy, Sudáfrica es líder mundial en produc-ción de combustibles líquidos a partir del gasnatural. Sasol, la compañía productora de com-bustibles sintéticos del país, produce unos 25,400m3/d [160,000 B/D] de hidrocarburos líquidos apartir del gas derivado del carbón en dos plantasgigantescas situadas cerca de Johannesburgo,Sudáfrica (arriba). (Para mayor información

sobre el metano en capas de carbón, véase“Producción de gas natural a partir del carbón,”página 8). Utilizando gas natural convencionalenviado por gasoducto desde Mozambique,PetroSA produce 4800 m3/d [30,000 B/D] más, enuna tercera planta.8 Éste es el aspecto de la tec-nología GTL—la producción de combustibleslíquidos de fácil transporte a partir del gas natu-ral convencional—que despierta la curiosidad delas grandes compañías de petróleo y gas delmundo.

1. BP Statistical Review of World Energy 2003. Londres,Inglaterra: BP (Junio de 2003): 20.

2. US Energy Information Administration, InternationalEnergy Outlook, Informe no. DOE/EIA-0484 (1° de mayode 2003), http://www.eia.doe.gov/oiaf/ieo/nat_gas.html

3. Kvenvolden K: “Gas Hydrates—Geological Perspectiveand Global Change,” Reviews of Geophysics 31, no. 2,(Mayo de 1993): 173–187.

4. Las estimaciones acerca del volumen de reservas degas no desarrolladas varían entre el 30% y el 80% de lasreservas de gas natural probadas y potenciales. Paradetalles sobre una estimación, consulte: Thackeray F yLeckie G: “Stranded Gas: A Vital Resource,” PetroleumEconomist (Mayo de 2002): 10.

> Sasol Synthetic Fuels, Secunda, Sudáfrica. Sasol opera dos de esas plantas, aplicando tecnología de conversión de gas a líquidos(GTL) para convertir el gas natural derivado del carbón en combustibles líquidos. (Los derechos de autor de la fotografía pertenecena Sasol Limited).

5. Stranges AN: “Germany’s Synthetic Fuel Industry,1927–45,” presentado en el Encuentro Nacional delInstituto Americano de Ingenieros Químicos, SecciónPrimavera, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 2 de abril de 2003.

6. Jager B: “The Development of Commercial Fischer-Tropsch Reactors,” presentado en el EncuentroNacional del Instituto Americano de IngenierosQuímicos, Sección Primavera, Nueva Orleáns, Luisiana,EUA, 2 de abril de 2003.

7. “Energy Industry Critical to SA,” http://www.safrica.info/doing_business/economy/key_sectors/energy.htm

8. Cottrill A: “Gas-to-Liquids Makes Move to Step Up aLeague: World-Scale Proposals Start to Drive Forward,”Upstream (8 de marzo de 2002): 26.

Interés mundial en la tecnología GTLDespués de las compañías sudafricanas, Shell fuela primera, y hasta el momento la única compa-ñía de petróleo y gas fuera de las mencionadasprecedentemente, en operar una planta de GTLpara la producción de combustibles comerciales.Luego de investigar el tema durante unos 20años, Shell inauguró una planta de GTL en 1993,en Bintulu, Malasia (derecha). Con gas prove-niente de los campos petroleros del área marinade Sarawak, la planta de Bintulu produce 1990m3/d [12,500 B/D] de diesel, kerosén y nafta lim-pios utilizando el proceso patentado de Síntesisde Destilados Medios Shell (SDMS).9 Shell secomprometió con la ejecución de operaciones deprueba en la planta de Bintulu, sabiendo que noresultaría económico, pero con la esperanza deestablecer una primera iniciativa en tecnologíaGTL. Hoy, las estaciones de servicio de Bangkok,Tailandia, expenden diesel sintético suminis-trado por la planta de GTL que tiene Shell enBintulu. En el verano de 2003, Volkswagen lanzóuna prueba de cinco meses del combustible GTLde Shell, en Berlín, Alemania. Están previstasotras pruebas en el estado de California, EUA; enLondres, Inglaterra; y en Tokio, Japón.10

Shell ha aprendido de sus primeras inversio-nes en Malasia, y está considerando diversaslocalizaciones—Argentina, Australia, Egipto,Indonesia, Irán, Malasia, Qatar y Trinidad—parasu primera planta de gran escala.11 El plan actualcontempla construir una planta con una capaci-dad de producción de 11,900 m3/d [75,000 B/D] apartir de 17,200 m3 [600,000 pc/D] de gas comomateria prima, para el año 2007, y comprome-terse con cuatro de esas plantas para fines de2010. Cada planta podría costar 1500 millones dedólares estadounidenses.

Otras compañías han invertido años de inves-tigación en la tecnología de conversión de gas alíquidos y podrían terminar sus primeras plantasde GTL de gran escala antes de que Shell cons-truya sus plantas de segunda generación.

ChevronTexaco y Sasol crearon un consorcio deempresas para construir una planta en Escravos,Nigeria, donde el inicio de la producción de GTLestá previsto para 2005 (próxima página).12 La pro-ducción inicial totalizará 5400 m3/d [34,000 B/D],

36 Oilfield Review

9. “Stepping on the Gas,” Shell Chemicals Magazine(Primavera de 2003) http://www.shellchemicals.com/chemicals/magazine/article/1,1261,116-gen_page_id=856,00.html

10. Watts P: “Building Bridges—Fulfilling the Potential forGas in the 21st Century,” ponencia presentada en laConferencia Mundial del Gas, Tokio, Japón, 3 de junio de2003, www.shell.com/static/mediaen/downloads/speeches/PBWwgc03062003.pdf

11. Cottrill A: “GTL Seeking Its Big Break into Stardom,”Upstream (8 de marzo de 2002): 24.Snieckus D: “Shell Considers Gas-to-Liquid Plant inEgypt,” Middle East Times, http://www.metimes.com/2K/issue2000-41/bus/shell_considers_gas.htm

12. “NNPC and Chevron Sign Agreements on Escravos GasProject-3 and Escravos Gas-to-Liquids Project,”http://www.chevrontexaco.com/news/archive/chev-ron_press/2001/2001-08-22.asp (22 de agosto de 2001).

13. “Conoco Gas Solutions Offers New GTL Technology forEconomic Development of Stranded Gas Reserves,”http://www.conoco.com/pa/special/gtl.asp (2002).

> La planta de demostración de GTL de la compañía ConocoPhillips, en Ponca City, Oklahoma, EUA.Esta planta fue terminada en marzo de 2003 y está diseñada para convertir 114,600 m3 [4 MMpc] pordía de gas natural en 64 m3/d [400 B/D] de diesel y nafta libres de azufre. (Los derechos de autor de lafotografía pertenecen a ConocoPhillips).

> Planta de GTL de Shell en Bintulu, Malasia, en operación desde 1993. Utilizando un proceso paten-tado de Shell, la planta de Bintulu convierte gas natural enviado por gasoducto desde Sarawak en1990 m3/d [12,500 B/D] de diesel, kerosén y nafta limpios. (Fotografía provista por gentileza de ShellChemicals Singapur).

Invierno de 2003/2004 37

pero la planta podrá ampliarse para producir19,000 m3/d [120,000 B/D]. El consorcio deempresas espera invertir aproximadamente 5000millones de dólares estadounidenses para el año2010 en un total de cuatro proyectos de GTL entodo el mundo.

Apalancando la investigación realizada por lacompañía matriz de Conoco, DuPont, en materiade catalizadores y reactores, ConocoPhillips hahecho rápidos avances en la tecnología GTL.Desde 1997, ConocoPhillips ha diseñado, fabri-cado y probado más de 5000 catalizadores paralos procesos Fischer-Tropsch de síntesis del gas.En el año 2003, la compañía terminó una plantade demostración de GTL en la Ciudad de Ponca,Oklahoma, EUA (página anterior, abajo). Laplanta convertirá 114,600 m3 [4 MMpc] por día degas natural en 64 m3/d [400 B/D] de diesel y naftalibres de azufre.13

La transformación de gas en líquidos utili-zando el método de Fischer-Tropsch es un pro-ceso de pasos múltiples, con gran consumo deenergía, que separa las moléculas de gas natu-ral, predominantemente metano, y las vuelve ajuntar para dar lugar a moléculas más largas.El primer paso requiere la entrada de oxígeno[O2] separado del aire. El oxígeno es insufladoen un reactor para extraer los átomos de hidró-geno del metano [CH4]. Los productos son gasde hidrógeno sintético [H2] y monóxido de car-bono [CO], a veces denominado gas de síntesis(derecha).

El segundo paso utiliza un catalizador pararecombinar el hidrógeno y el monóxido decarbono, dando lugar a los hidrocarburoslíquidos.1 En la última etapa, los hidrocarburoslíquidos son convertidos y fraccionados enproductos que pueden ser utilizados de inme-diato o mezclarse con otros productos. El pro-ducto más conocido es el diesel extrema-damente puro, a veces conocido como gasoil. Eldiesel obtenido con el proceso Fischer-Tropsch,a diferencia del derivado de la destilación delcrudo, tiene un contenido de óxido de azufre yóxido de nitrógeno prácticamente nulo, carecevirtualmente de contenido de aromáticos, sucombustión produce poca o ninguna emisiónde partículas, y posee un alto índice de

cetano.2 También se puede producir kerosén,etanol y dimetileter (DME). Otro producto dela reacción es la nafta que tiene alto contenidode parafinas. Las ceras derivadas de los proce-sos GTL pueden ser lo suficientemente puraspara ser utilizadas en la industria cosmética yde envasado de comestibles.

Los procesos GTL actualmente en opera-ción convierten 286 m3 [10,000 pc] de gas enun poco más de 0.16 m3 [1 barril] de combus-tible sintético líquido.

1. Un catalizador es una sustancia que aumenta la velo-cidad de una reacción. El proceso Fischer-Tropschutiliza normalmente catalizadores de hierro, cobalto oníquel.

2. El cetano es el equivalente del octano para el diesel,una medida que cuantifica la combustión en la gaso-lina. El índice de cetano mide la calidad de ignicióndel diesel. Un valor elevado indica mejor calidad y uncombustible de combustión más limpia. Los dieselsGTL tienen un índice de cetano de aproximadamente75, mientras que la mayoría de los diesels obtenidosdel petróleo destilado tienen un índice de cetano cuyovalor oscila entre 42 y 51.

Química de la conversión de gas a líquidos

Separación

Aire

Procesamiento de gas

Gas natural

Síntesis del gas Proceso Fischer-Tropsch CraqueoCO

H2

O2

Metano

CH4

Oxígeno

Gas licuado de petróleo (GLP)

Diesel

Nafta

Ceras

Hidrocarburos líquidosde cadena larga

> Conversión de gas natural en combustibles líquidos. En el primer paso, el oxígeno [O2] sepa-rado del aire es insuflado en un reactor con metano [CH4]. Los productos son gases sintéticos;hidrógeno [H2] y monóxido de carbono [CO]. Éstos pasan a un reactor Fischer-Tropsch donde loscatalizadores ayudan a reformar los gases en moléculas de hidrocarburos de cadena larga. Loshidrocarburos de cadena larga son cargados en una unidad de craqueo y fraccionados para pro-ducir diesel u otros combustibles líquidos, nafta y ceras. El proceso de craqueo utiliza calor ypresión para descomponer los hidrocarburos de cadena larga y producir hidrocarburos máslivianos.

> Visualización de una planta de GTL cerca de las instalaciones de petróleo ygas de ChevronTexaco en Escravos, Nigeria, planificada por la asociación deempresas ChevronTexaco-Sasol. El comienzo de la producción inicial de5400 m3/d [34,000 B/D] está previsto para el año 2005 y podrá ampliarse a19,000 m3/d [120,000 B/D]. (Los derechos de autor de la fotografía pertenecena Sasol Limited).

BP produjo su primer aceite sintético en unaplanta experimental de GTL de 86 millones dedólares estadounidenses, situada en Nikiski,cerca de Kenai, Alaska, EUA (arriba).14 En laplanta de BP, diseñada para producir 40 m3/d[250 B/D], se está probando un diseño de refor-mador de gas más compacto que los diseños queoperan actualmente Sasol y Shell en Sudáfrica yMalasia. El tamaño del nuevo reformador esaproximadamente una cuarentava parte del delos reformadores en uso en otras plantas de GTL.Si las tecnologías GTL compactas que se estánprobando en Alaska resultan exitosas, BP consi-derará su utilización para el desarrollo de lasreservas de gas natural no desarrolladas, en todoel mundo.

ExxonMobil Corp. ha invertido 400 millones dedólares estadounidenses en la investigación de latecnología de conversión de gas a líquidos desde1981 y posee una planta experimental comercialen su refinería de Baton Rouge, Luisiana, EUA.15

La compañía está llevando a cabo un estudio defactibilidad para la construcción de una planta degran escala en Qatar que podría convertir lasreservas del campo North, a un régimen de 75,000B/D. North es el campo de gas natural más grandedel mundo y ExxonMobil es una de las tantas com-

pañías interesadas en el desarrollo de plantas deGTL para ayudar a explotarlo. Qatar pronto podríaalbergar varias plantas con una capacidad degeneración superior a 31,800 m3/d [200,000 B/D]de combustibles sintéticos (próxima página).

Japón, que carece de recursos petroleros loca-les, hace mucho tiempo está interesado en loscombustibles sintéticos. Este país comenzó ainvestigar los combustibles sintéticos en la décadade 1920, apenas unos años después de que Fischery Tropsch inventaran su exitosa técnica. Los japo-neses realizaron investigaciones de laboratorioacerca de los procesos de conversión Fischer-Tropsch, pero en su apuro por construir grandesplantas de combustibles sintéticos, pasaron poralto la etapa correspondiente a la planta piloto yno pudieron avanzar a la producción en granescala en esos primeros años.16

Los primeros fracasos fueron reemplazadospor los éxitos recientes. A fines del año 2002, lacompañía Japan National Oil Corporation(JNOC) anunció que su asociación transitoriacon cinco compañías japonesas privadas habíaproducido con éxito los primeros productos GTLmanufacturados del país, en su planta piloto deYufutsu, Tomakomai-City, Hokkaido, Japón.17 Laconstrucción de la planta piloto comenzó en julio

de 2001 y terminó en marzo de 2002; los primerosproductos GTL fueron producidos en noviembrede 2002. La operación de la planta piloto, con unacapacidad máxima de producción de combusti-bles líquidos de 1.1 m3/d [6.9 B/D], continuarádurante todo el año 2003, permitiendo a los inge-nieros evaluar el diseño básico para la comercia-lización. JNOC y Pertamina, la empresa depetróleo y gas estatal de Indonesia, han realizadoun estudio de factibilidad conjunto sobre la apli-cabilidad de la tecnología GTL japonesa al desa-rrollo de los campos de gas situados enIndonesia.

La Federación Rusa ha descubierto un volu-men de reservas de gas natural del orden de los48.5 trillones de m3 [1690 Tpc].18 No obstante, laproducción proveniente de sus grandes camposde gas está declinando y el 90% de las reservasremanentes está situado en Siberia Oriental yOccidental, la plataforma continental ártica y lazona del Lejano Oriente de Rusia. Estas regionesson demasiado remotas para acceder a las redesde transmisión de gas existentes en Rusia.

Después de investigar durante la últimadécada diversas alternativas de transporte de gascon respecto a los gasoductos, Gazprom, la com-pañía de gas rusa más grande del mundo, anun-

38 Oilfield Review

> Planta experimental de GTL de la compañía BP, en Nikiski, cerca de Kenai, Alaska, EUA. La planta produjo su primer petróleo sinté-tico en julio de 2003. BP tiene proyectado producir aproximadamente 40 m3/d [250 barriles por día] en un programa cuya duración seestima en 6 a 12 meses. (Fotografía provista por gentileza de Eagle Eye Helicopter).

Invierno de 2003/2004 39

ció en marzo de 2003 que comenzaría el análisispreliminar para el desarrollo de una industria deconversión de gas a líquidos en Rusia.19 Unacuerdo concertado entre la afiliada de Gazpromdedicada a investigación y desarrollo, VNIIGAZ, ySyntroleum Corporation, con sede en Tulsa,Oklahoma, EUA, describe someramente un estu-dio de 12 localizaciones distribuidas en toda laFederación Rusa, como sitios potenciales para lainstalación de plantas de GTL. Estas plantas utili-zarían la tecnología de Syntroleum para producirdiesel de grado ártico de baja viscosidad, produc-tos petroquímicos base y lubricantes especiales.Las capacidades de las plantas diseñadas porSyntroleum podrían abordar regímenes deentrada de gas de entre 1000 millones de m3

[34,900 MMpc] por año y 10,000 millones de m3

[349,000 MMpc] por año.Otro proyecto que utiliza tecnología GTL de

Syntroleum Corporation fue anunciado reciente-mente por el Departamento de Energía de losEstados Unidos (DOE, por sus siglas en inglés)para explotar las reservas de gas no desarrolla-das del Talud Norte de Alaska, EUA.20 El gas con-vertido, proveniente del Talud Norte de Alaska,podría ser transportado a través del desaprove-chado Sistema del Oleoducto Trans-Alaska.

Actualmente, el oleoducto transporta petróleocrudo desde el campo gigante Prudhoe Bay,situado en el Talud Norte, hasta Valdez, Alaska,para su despacho en buques cisterna. La produc-ción del campo Prudhoe Bay está declinando arazón de un 10 a un 12% por año. Aun con elpetróleo adicional proveniente de los nuevoscampos, el flujo del oleoducto se reducirá tarde otemprano alcanzando valores inferiores al volu-men mínimo necesario para una operación eco-nómica.

El enfoque del proyecto del DOE consiste endemostrar la factibilidad de utilizar una plantade GTL compacta para convertir el gas natural encombustible diesel ultra limpio para uso en vehí-culos. El equipo del proyecto estará integradopor especialistas de Syntroleum Corporation,Marathon, la Universidad de Alaska, Daimler-Chrysler Corporation, la Universidad de VirginiaOccidental, el Instituto de Tecnología deMassachusetts, Sloan Automotive Laboratory yA.D. Little. Una vez que se haya construido y estéen funcionamiento una planta de GTL de dimen-siones suficientes para comprobar la tecnología aescala comercial, el equipo evaluará el combusti-ble producido en motores diesel existentes y depróxima generación, y en motores de investiga-ción de laboratorio con enfoque en el desarrollode tecnologías de motores y control de emisionesfuturas.

La tecnología GTL beneficia al medio ambienteLa conversión de gas natural a combustiblelíquido beneficia al medio ambiente en dosaspectos. Primero, los hidrocarburos líquidosresultantes son puros y de combustión limpia.Son incoloros, inodoros y de baja toxicidad. Ensegundo lugar, la conversión de gas a líquidospermite a los productores transportar y comer-cializar el gas asociado que, de lo contrario, sequemaría liberándose en la atmósfera.

Las propiedades de combustión limpia deldiesel derivado del gas natural convertido fueronreconocidas no bien Fischer y Tropsch probaronsu combustible líquido sintetizado. Para alimentarmotores subterráneos, se daba prioridad a ese die-sel sintético, cuya combustión producía emisionesinsignificantes con respecto a los diesels a basede petróleo.21 Los combustibles líquidos destila-dos a partir del petróleo crudo contienen típica-mente azufre, nitrógeno, compuestos aromáticos

14. Bradner T: “BP’s GTL Test Plant Begins Production,”Alaska Oil and Gas Reporter (12 de agosto de 2003).Font Freide J, Gamlin T y Ashley M: “The Ultimate CleanFuel—Gas-to-Liquid Products,” Hydrocarbon Processing(Febrero de 2003): 52–58.

15. . “Qatar Petroleum and ExxonMobil Sign Letter of Intentfor GTL Project,” 15 de junio de 2001, http://www.exxonmobil.com/Corporate/Newsroom/Newsreleases/corp_xom_nr_150601.aspCottrill, referencia 11: 24.Bradner, referencia 14.

16. Stranges AN: “Synthetic Fuel Production in Prewar andWorld War II Japan: A Case Study in TechnologicalFailure,” presentado en el Encuentro Nacional delInstituto Americano de Ingenieros Químicos, SecciónPrimavera, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 2 de abril de2003.

17. “Japan National Oil Corporation Succeeded inProducing First GTL Products in Japan,” Comunicado deprensa, 29 de noviembre de 2002,http://www.jnoc.go.jp/english/news/pdf/2002/021129.pdf

18. US Energy Information Administration, InternationalEnergy Outlook (1° de mayo de 2003),http://www.eia.doe.gov/oiaf/ieo/nat_gas.html

19. “Syntroleum to Support Effort to Build GTL Industry inRussia,” Comunicado de prensa, 27 de marzo de 2003,www.syntroleum.com

20. “ICRC Leads Gas-to-Liquid Ultra-Clean Fuels ProjectTeam,” 1° de junio de 2001, http://www.icrc-hq.com/prnetl.htm

21. Freerks R: “Early Efforts to Upgrade Fischer-TropschReaction Products into Fuels, Lubricants, and UsefulMaterials,” presentado en el Encuentro Nacional delInstituto Americano de Ingenieros Químicos, SecciónPrimavera, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 2 de abril de2003.

País

Total

Capacidad, B/D

980,000

Compañía

Australia

Australia

Bolivia

Bolivia

Egipto

Indonesia

Indonesia

Irán

Irán

Nigeria

Malasia

Perú

Qatar

Qatar

Qatar

Sudáfrica

Estados Unidos

Venezuela

Sasol, ChevronTexaco

Shell

GTL Bolivia

Repsol YPF, Syntroleum

Shell, EGPC

Pertamina, Rentech

Shell

Shell

Sasol

ChevronTexaco, Sasol, NNPC

Shell

Syntroleum

Shell, QPC

ExxonMobil, QPC

Sasol, QPC

PetroSA

ANGTL

PDVSA

50,000

75,000

10,000

103,500

75,000

75,000

75,000

16,000

110,000

34,000

12,500

40,000

75,000

100,000

34,000

30,000

50,000

15,000

> Localizaciones y capacidades estimadas de las plantas deGTL comerciales, existentes y potenciales, en operación parael año 2010. No se incluyen las plantas piloto y las plantas queconvierten gas derivado del carbón. (Adaptado de los datos delLNG Center en http://gmaiso.free.fr/lng/index.php3?suj=gtl&page=gtlsearch y de Thackeray, referencia 26).

y otras impurezas. Durante la combustión, estoscombustibles a base de crudo emiten monóxidode carbono, óxidos de azufre y óxidos de nitró-geno, así como sustancias en partículas; elemen-tos que contribuyen a la contaminación del aire yal efecto invernadero.22

La preocupación en torno a los efectos medio-ambientales de la combustión de los combusti-bles fósiles ha llevado a las organizacionesglobales a incentivar los esfuerzos por reducir lasemisiones relacionadas con la industria y eltransporte. Varios países han legislado objetivospara mejorar la calidad del combustible utilizadopara el transporte. Por ejemplo, la Agencia deProtección Ambiental de EUA ha implementadodisposiciones que exigen que las refineríasreduzcan el contenido de azufre del combustible

diesel en un 97% [de 500 partes por millón (ppm)a 15 ppm].23 Estas reglamentaciones serán gra-duales, comenzarán a regir en el año 2006 y suestricto cumplimiento será exigido para el año2009. Japón, Australia y la Unión Europea tam-bién están introduciendo normas más rigurosasque entrarán en vigencia en el año 2006.

La alta pureza y el bajo contenido de azufre delos combustibles sintéticos GTL sobrepasa losrequisitos rigurosos establecidos para los están-dares de azufre del futuro. Los productos de laconversión de gas a líquidos pueden ser mezcla-dos con destilados del crudo de mayor contenidode azufre para producir combustibles que cum-plan con las especificaciones ambientales actua-les y futuras.

Otros beneficios ambientales adicionales dela tecnología de conversión de gas a líquidos sur-gen de la mayor facilidad de producción y trans-porte del gas asociado que normalmente sequema (arriba). A nivel mundial, la industriaquema o ventea 57,000 millones de m3 [2 Tpc] degas por año.24 Los operadores están autorizados aquemar el gas producido si las instalaciones desuperficie de su campo petrolero están diseñadasexclusivamente para producción de petróleo y siel gas no puede ser reinyectado. No obstante, laquema desperdicia los recursos naturales y con-tribuye a la contaminación del aire.

40 Oilfield Review

> Quemado de gas durante una prueba de un pozo descubridor situado en el Golfo de México (recuadro).En todo el mundo, la industria quema o ventea 57,000 millones de m3 [2 Tpc] de gas por año. La tecnologíaGTL ofrece formas de llevar al mercado el gas que actualmente se quema o se ventea. (Fotografía provistapor gentileza de Energy Data Solutions, LLC, www.ocsbbs.com).

Invierno de 2003/2004 41

La reducción de la cantidad de gas quemadorequiere que se limite la producción de gas, queestá vinculada con la producción de petróleo. Enmuchos campos petroleros con gas asociado, laimposición de límites estrictos sobre la produc-ción de gas se traduce en límites sobre la pro-ducción de petróleo, que pueden finalmentetornarla antieconómica.

El Banco Mundial ha formado la AsociaciónGlobal para la Reducción de las Operaciones deQuemado (GGFR, por sus siglas en inglés) parafomentar las iniciativas de reducción de las acti-vidades de quemado de gas.25 La asociación, com-puesta por el Banco, compañías petroleras ygobiernos, incluye a Shell, BP, ChevronTexaco,Total, Sonatrach de Argelia, y los gobiernos deAngola, Camerún, Ecuador, Nigeria, Noruega ylos Estados Unidos. Muchas otras organizacionesestán considerando su ingreso a la asociación. LaGGFR trabaja con países y grupos de interés delas compañías para identificar actividades quepermitan superar las barreras que actualmenteinhiben las inversiones destinadas a reducir elquemado de gas.

Para reducir el quemado del gas asociado sinponer en peligro la producción de petróleo, serequieren soluciones para el transporte de gasdesde localizaciones remotas y usualmente mari-nas. Es aquí donde la conversión de gas a líquidospromete marcar una gran diferencia, una vez quela industria pueda construir plantas de conver-sión suficientemente pequeñas para ser instala-das en plataformas flotantes o en embarcaciones.

Desafíos en términos de tamaño y costoPara una mayor difusión de la conversión de gasa líquidos, es preciso superar ciertos desafíostecnológicos, tales como dimensión, costo y efi-ciencia de las plantas de GTL. Las pocas plantasde conversión de gas a líquidos actualmente enoperación son instalaciones colosales que cubrengrandes extensiones y requieren un volumen dereservas de gas de entrada de aproximadamente37,200 millones de m3 [1.3Tpc], a bajo costo,durante el curso de 20 años de operación paraseguir siendo atractivas desde el punto de vistaeconómico. Las unidades de reformado, queconstituyen la base de las operaciones de lasplantas, son masivas y necesitan ser construidasen la localización.

Las compañías están probando conceptos deplantas más pequeñas con la esperanza de desa-rrollar instalaciones compactas que puedan serinstaladas en localizaciones remotas o colocadasen estructuras flotantes para explotar reservasno desarrolladas y reservas de gas asociado enáreas marinas. La compañía Rentech se está con-centrando en el desarrollo de tecnología desti-nada a proyectos de pequeña escala, de entre 800y 2500 m3/d [5000 y 16,000 B/D]. La compañía haanunciado la realización de estudios para dos deestas plantas, una en Bolivia con una capacidadde 1580 m3/d [10,000 B/D] y otra con Pertaminaen Indonesia con una capacidad de 16,000 B/D.26

Rentech también ha hecho público su interés enaplicar su tecnología de conversión de gas a líqui-dos a sistemas de producción flotantes, pero aúnno se ha construido ningún sistema de ese tipo.Algunas compañías están investigando sistemastodavía más compactos que generan tan sólo 4m3/d [25 B/D] de líquidos.

Las dimensiones físicas no son el único factorque limita la construcción de nuevas plantas deGTL. Las erogaciones de capital necesarias parala construcción de nuevas plantas comparablescon la de las grandes operaciones de Sudáfrica esprohibitivamente elevada, oscilando entre US$27,000 y US$ 50,000 por barril de combustiblelíquido producido por día (US$ por B/D). La cons-trucción de plantas de menor escala es menoscostosa. El costo de construcción de la plantacuya capacidad de producción es de 34,000 B/D yque Sasol tiene previsto implantar en Qatar se

estima en US$ 20,000 a US$ 25,000 por B/D.27 BPespera que el reformador compacto que se estáprobando en Alaska reduzca los costos de cons-trucción de la planta a aproximadamente US$20,000 por B/D, y luego, con ulteriores mejoras, aUS$ 17,000 por B/D—valor suficientemente bajocomo para competir con los nuevos proyectos deGNL.28 A un costo de construcción de la planta deGTL cercano a US$ 11,000 por B/D, los proyectosde GTL podrían competir con las nuevas refine-rías de petróleo crudo.

Los reformadores compactos pueden ser unaforma de reducir los costos de GTL, pero tambiénhay otras gestiones en marcha para aumentar laeficiencia del proceso de conversión. El primerpaso del proceso actual requiere oxígeno paracombinar con gas natural. Separar el oxígeno delaire es uno de los pasos más costosos del procesoGTL. Los científicos están explorando nuevaslíneas de investigación en lo que respecta a laseparación aire-oxígeno, incluyendo nuevas mem-branas cerámicas. La investigación preliminardemuestra que ciertas membranas cerámicaspermiten selectivamente que pasen los iones deoxígeno a la vez que excluyen otros componentesdel aire. Los costos de la conversión de gas a líqui-dos podrían reducirse hasta en un 25% con la tec-nología de membranas cerámicas, según laconfiguración de la planta de conversión.

El mejoramiento del proceso Fischer-Tropschen sí es otro de los objetivos de la investigaciónactual en materia de tecnología de conversión degas a líquidos. El proceso Fischer-Tropsch depasos múltiples primero convierte el metano engas sintético y luego transforma el gas sintético enhidrocarburos líquidos. Los científicos delPetroleum Energy and Environmental Research(PEER) y del Molecular Process and SimulationCenter (MSC), ambos pertenecientes al Institutode Tecnología de California (CalTech), Pasadena,California, están tratando de desarrollar un pro-ceso de un paso que convierta el gas natural direc-tamente en hidrocarburos líquidos. Su propuestaconsiste en combinar la teoría, el modelado y losexperimentos para concebir un proceso de con-versión directa. Un proceso consistente en unpaso unitario permitiría resolver muchos de losproblemas que impiden que la conversión de gas alíquidos resulte económicamente viable. –LS

22. Para mayor información sobre el efecto invernadero,consulte: Cannell M, Filas J, Harries J, Jenkins G, ParryM, Rutter P, Sonneland L y Walker J: “El calentamientoglobal y la industria de exploración y producción,”Oilfield Review 13, no. 3 Invierno de 2001/2002): 44–59.

23. Comunicado de prensa de la Agencia de ProtecciónAmbiental de EUA (28 de febrero de 2001),http://www.epa.gov/otaq/regs/hd2007/frm/final-pr.pdf

24. Browne J: “The Strategic Role of Gas,” ponencia presen-tada en la Conferencia Mundial del Gas, Tokio, Japón, 2de junio de 2003, http://www.bp.com

25. “Global Gas Flaring Reduction,”http://www.worldbank.org/ogmc/global_gas.htm

26. Thackeray F: “GTL in 2007,” Petroleum Review (Enero de2003): 18–19.

27. Thackeray, referencia 26: 18–19.28. Bradner T: “BP to Produce Its First Barrels of GTL by

April,” Alaska Oil & Gas Reporter (6 de marzo de 2002),http://www.oilandgasreporter.com/stories/030602/nat_gtl_april.shtml

42 Oilfield Review

Operaciones de refracturamiento hidráulico

George Dozier Houston, Texas, EUA

Jack Elbel ConsultorDallas, Texas

Eugene Fielder Devon EnergyCiudad de Oklahoma, Oklahoma, EUA

René Hoover Fort Worth, Texas

Stephen Lemp Calgary, Alberta, Canadá

Scott Reeves Advanced Resources InternationalHouston, Texas

Eduard Siebrits Sugar Land, Texas

Del Wisler Kerr-McGee CorporationHouston, Texas

Steve Wolhart Pinnacle TechnologiesHouston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Curtis Boney, Leo Burdylo, Chris Hopkins y LeeRamsey, Sugar Land, Texas, EUA; Phil Duda, Midland, Texas;Chad Gutor, ex miembro del personal de la compañía Enerplus, Calgary, Alberta, Canadá; Stephen Holditch y Valerie Jochen, College Station, Texas; y Jim Troyer, Enerplus, Calgary, Canadá.CoilFRAC, DSI (herramienta de generación de ImágenesSónica Dipolar), FMI (herramienta de generación de Imáge-nes Microeléctricas de Cobertura Total), FracCADE,InterACT, Moving Domain, NODAL, ProCADE y StimMAPson marcas de Schlumberger.

Aplicables en pozos de petróleo o gas, las operaciones de refracturamiento hidráulico evitan el daño

en la zona vecina al pozo, restablecen la buena conectividad con el yacimiento, y permiten explotar

áreas con mayor presión de poro. Un período de producción inicial también puede alterar los esfuer-

zos presentes en la formación, conduciendo a una mejor contención del crecimiento vertical de las

fracturas y a una mayor extensión lateral durante el fracturamiento, e incluso puede permitir la reo-

rientación de la nueva fractura a lo largo de un azimut diferente. En consecuencia, el refracturamiento

a menudo restituye la productividad del pozo a los regímenes originales o a regímenes aún más altos.

Los beneficios potenciales del refracturamientohan despertado el interés de los operadores depetróleo y gas durante más de 50 años. Lo másinteresante es que, bajo ciertas condiciones,esta técnica restituye o aumenta la productivi-dad del pozo, generando a menudo reservasadicionales mediante el mejoramiento de larecuperación de hidrocarburos. Los 70,000 pozosnuevos que se perforan aproximadamente cadaaño representan sólo entre el 7 y 8% del total depozos productores de todo el mundo.1

En consecuencia, obtener mayor producciónde los más de 830,000 pozos terminados previa-mente resulta esencial para el desarrollo decampos petroleros, el mejoramiento de la produc-ción y el manejo de los yacimientos. Hasta losaumentos modestos de la producción provenientede una parte del vasto número de pozos existen-tes, representan volúmenes significativos dereservas incrementales. El refracturamientoconstituye una forma de alcanzar este objetivo.

Más del 30% de los tratamientos de fractura-miento se lleva a cabo en pozos más antiguos.

Muchos de esos tratamientos son terminacionesde intervalos nuevos; otros representan trata-mientos en zonas productivas que no fueronfracturadas inicialmente, o una combinación deintervalos nuevos y zonas previamente estimula-das en forma inadecuada o no estimuladas. Sinembargo, un número creciente de operacionesimplica el refracturamiento de intervalos previa-mente estimulados luego de un período inicial deproducción, caída de presión de yacimiento yagotamiento parcial. Estos tipos de operacionesde refracturamiento hidráulico resultan efectivosen formaciones de baja permeabilidad, fractura-das naturalmente, laminadas y heterogéneas,especialmente yacimientos de gas.

Si un tratamiento de fracturamiento hi-dráulico original resultó inadecuado o unempaque de grava existente se daña o se dete-riora con el tiempo, volviendo a fracturar el pozose restablece el flujo lineal en el mismo. El re-fracturamiento puede generar fracturasapuntaladas de mayor conductividad, que pene-tran en la formación más profundamente quedurante el tratamiento inicial. Pero no todas lasoperaciones de refracturamiento hidráulico sontratamientos correctivos destinados a restituir laproductividad; algunos pozos con regímenes deproducción relativamente altos también puedenser buenos candidatos a refracturamiento. Enrealidad, los mejores pozos de un campo petro-lero a menudo poseen el mayor potencial deoperaciones de refracturamiento hidráulico.2

Invierno de 2003/2004 43

Los pozos con tratamientos iniciales efectivostambién pueden ser sometidos a nuevo trata-miento para crear una fractura nueva que sepropague a lo largo de un azimut diferente al dela fractura original. En formaciones con menorpermeabilidad, en dirección perpendicular a lafractura original, una fractura reorientada per-mite exponer una porción más grande de lamayor permeabilidad de la matriz. En estoscasos, el refracturamiento mejora significativa-mente la producción del pozo y complementa laperforación de pozos de relleno. Por este motivo,los operadores deberían considerar la ejecuciónde tratamientos de refracturamiento hidráulicodurante el proceso de planeación del desarrollode campos petroleros.

No obstante, muchas compañías son reacias avolver a tratar pozos que poseen regímenes deproducción razonablemente económicos. La ten-

dencia es no refracturar ningún pozo o hacerlosólo cuando los pozos exhiben un desempeñodeficiente. Esta falta de confianza y los prejuiciosnegativos existentes acerca del refracturamientoestán cambiando gracias a la mayor comprensiónde la mecánica de refracturamiento y los resulta-dos reportados por las compañías que aplicanesta técnica con regularidad.

Para resultar exitosas, las operaciones derefracturamiento deben crear una fracturaapuntalada más larga o más conductiva, o expo-ner mayor espesor productivo neto en el pozo,en comparación con las condiciones de pozoexistentes antes del refracturamiento hidráu-lico. El logro de estos objetivos requiere elconocimiento de las condiciones de yacimiento yde pozo para comprender las razones del éxitode los refracturamientos y mejorar los futurostratamientos en base a la experiencia. La cuanti-ficación de la presión de yacimiento promedio,

1. “International Outlook: World Trends,” World Oil 224, no. 8(Agosto de 2003): 23–25.

2. Niemeyer BL y Reinart MR: “Hydraulic Fracturing of aModerate Permeability Reservoir, Kuparuk River Unit,”artículo de la SPE 15507, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 5 al 8 de octubre de 1986.Pearson CM, Bond AJ, Eck ME y Lynch KW: “OptimalFracture Stimulation of a Moderate Permeability Reservoir, Kuparuk River Unit, Alaska,” artículo de la SPE20707, presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 23 al 26de septiembre de 1990.Reimers DR y Clausen RA: “High-Permeability Fracturingat Prudhoe Bay, Alaska,” artículo de la SPE 22835, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual dela SPE, Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 de octubre de 1991.

2003

1993

la capacidad de flujo (producto permeabilidad-espesor), y el largo y la conductividad efectivosde las fracturas, tanto antes como después delrefracturamiento, permite a los ingenierosdeterminar las razones del desempeño pobre deun pozo antes de aplicar tratamientos nuevos, eidentificar las causas del éxito o el fracaso delrefracturamiento hidráulico.

Las técnicas de diagnóstico mejoradas, talescomo los análisis de pruebas de pozos con tiem-pos de cierre cortos, ayudan a determinar lasituación actual de un pozo en términos de esti-mulación y a verificar el potencial derefracturamiento. Los avances registrados en losprogramas de computación de modelado, diseñoy análisis de fracturas hidráulicas también hancontribuido significativamente al éxito de lasoperaciones de refracturamiento hidráulicodurante los últimos diez años, al igual que lasmejoras introducidas en las técnicas de selec-ción de candidatos, los fluidos de estimulacióninnovadores, y las mejoras de los apuntalantes ydel control del contraflujo de apuntalante.

Este artículo presenta los resultados de unestudio de operaciones de refracturamiento dedos años y las posteriores pruebas de campo.También se analizan las razones del éxito de losrefracturamientos, incluyendo los métodos y cri-terios de selección de candidatos, las causas dedesempeño deficiente en pozos estimulados porfracturamiento hidráulico, la reorientación delos esfuerzos de la formación y las consideracio-nes relativas al diseño de los tratamientos.Ejemplos recientes de EUA y Canadá demues-tran la implementación de las operaciones derefracturamiento y el mejoramiento de la pro-ductividad.

Una evaluación de cuencas múltiplesAlgunos operadores revelan resultados decepcio-nantes a raíz del fracturamiento de pozosestimulados previamente, a pesar de los éxitosdocumentados en pozos individuales y de losnumerosos esfuerzos en materia de refractura-miento hidráulico aplicados en todo el campo.3

No obstante, las investigaciones recientes, las

posteriores pruebas de campo, y los programasde refracturamiento en curso de algunos opera-dores, siguen despertando considerableatención e interés dentro de la industria delpetróleo y el gas.

En 1996, el Instituto de Investigación del Gas(GRI, por sus siglas en inglés), actualmenteconocido como Instituto de Tecnología del Gas(GTI, por sus siglas en inglés), comenzó a inves-tigar los refracturamientos hidráulicos comoforma de mejorar la producción de gas e incor-porar reservas recuperables a bajo costo. Estaevaluación preliminar permitió identificar unimportante potencial gasífero terrestre—más de286,400 millones de m3 [10 Tpc] de reservasincrementales en base a cifras conservadoras—en EUA, excluyendo Alaska (arriba).

Estas reservas de gas adicionales se encuen-tran ubicadas en las Montañas Rocallosas, en elContinente, y en regiones de Texas Este y Sur,principalmente en areniscas de baja permeabili-dad o areniscas “gasíferas compactas” (TGS, porsus siglas en inglés), y en otros yacimientos no

44 Oilfield Review

Green River

EUAPiceance

TGS

TGS

CC

CC CC

TGS

TGS

GS

GS

TGSGS

CBM

CSTGS

CSTGS

CS, TGS, CBMSan Juan Hugoton

Denver-Julesburg

Areniscas convencionales (CS)Carbonatos convencionales (CC)Areniscas gasíferas de baja permeabilidad (TGS)Metano en capas de carbón (CBM)Lutitas gasíferas (GS)

Anadarko

Delaware

Pérmica Barnett Shale

Val Verde

TGSTexas Sur

Texas Este

Black Warrior

Michigan

Apalaches

N

0

0 400 800 1200 1600 km

250 500 750 1000 millas

> Áreas con potencial de refracturamiento en EUA. La investigación sobre refracturamiento hidráulicollevada a cabo por el Instituto de Tecnología del Gas (GTI) en 1996 evaluó una amplia gama de yacimien-tos de gas, incluyendo formaciones de areniscas y carbonatos convencionales, areniscas gasíferas debaja permeabilidad, lutitas gasíferas y depósitos de metano en capas de carbón. Esta evaluación secentró en las provincias productoras de gas convencionales, con una producción acumulada de más de143,200 millones de m3 [5 Tpc], para su ulterior evaluación. La obtención de mayores niveles de produc-ción implicaba grandes cantidades de pozos más antiguos y más oportunidades de refracturamiento. Elestudio también identificó áreas de areniscas gasíferas de baja permeabilidad, con una recuperaciónfinal estimada (EUR, por sus siglas en inglés) superior a los 28,600 millones de m3 [1 Tpc], y los másgrandes desarrollos de lutitas gasíferas y metano en capas de carbón, pero no incluyó los desarrollosmarinos con información de producción y recuperación limitada.

Invierno de 2003/2004 45

convencionales que incluyen lutitas gasíferas(GS, por sus siglas en inglés) y depósitos demetano en capas de carbón (CBM, por sus siglasen inglés) (véase “Producción de gas natural apartir del carbón,” página 8). Otras de las áreasde EUA con potencial de refracturamiento sonlos yacimientos no convencionales de las regio-nes de Michigan y los Apalaches así comotambién las formaciones de areniscas convencio-nales (CS, por sus siglas en inglés) y decarbonatos convencionales (CC, por sus siglasen inglés) de la Cuenca San Juan y las áreas delContinente y Texas.

Según las conclusiones del trabajo del GTI de1996, los tratamientos de refracturamientodocumentados habían aportado reservas incre-mentales del orden de US$ 0.10/Mpc a US$0.20/Mpc, cifra muy inferior a los costos prome-dio de adquisición o de descubrimiento ydesarrollo de reservas de gas, es decir, US$0.54/Mpc y US$ 0.75/Mpc, respectivamente. Apesar de los beneficios económicos potenciales,los operadores se negaban a refracturar suspozos. La pobre selección de candidatos parecíaser la causa principal de la falta de éxito y deaceptación de los tratamientos de refractura-miento hidráulico entre los operadores.

En respuesta a esta situación, en el año 1998,el GTI proveyó los fondos para la ejecución deotro proyecto destinado a desarrollar tecnologíade refracturamiento hidráulico y técnicas deanálisis especializadas. La necesidad de llevar acabo este proyecto fue acentuada por las obser-vaciones anecdóticas de la investigación llevadaa cabo en 1996, según las cuales el 85% delpotencial de refracturamiento de un campopetrolero dado existe en aproximadamente un15% de los pozos. La identificación de estos can-didatos principales es crucial para el éxito delrefracturamiento hidráulico. No obstante, losoperadores consideran que los estudios globalesque abarcan la totalidad de un campo petroleroson muy costosos en términos de capital y manode obra para las compañías que operan yaci-mientos no convencionales, especialmentecuando los precios del gas son bajos.

Los participantes del proyecto, incluyendoAdvanced Resources International, Schlumberger,Intelligent Solutions, Ely and Associates, Stim-Laby Pinnacle Technologies, consideraban que eldesarrollo de una metodología efectiva paraidentificar pozos con potencial de refractura-miento hidráulico era una forma de expandir lasaplicaciones de refracturamiento. Había ademásotros tres objetivos: demostrar el mejoramientode la productividad y de la recuperación a partirdel refracturamiento, identificar las razones del

desempeño deficiente de pozos fracturados pre-viamente, y evaluar nuevas técnicas ytecnologías de fracturamiento.

El estudio del GTI de 1998 evaluó tres méto-dos de identificación del potencial derefracturamiento que fueron probados luego en

diferentes tipos de yacimientos. Estos métodosde selección de candidatos abarcaron las estadís-ticas de producción, la tecnología dereconocimiento de patrones—específicamenteredes neuronales, inteligencia virtual y lógicadifusa—y las curvas tipo de producción (arriba).4

3. Parrot DI y Long MG: “A Case History of Massive Hydraulic Refracturing in the Tight Muddy “J” Formation,” artículo de la SPE 7936, presentado en elSimposio sobre Yacimientos de Gas de Baja Permeabili-dad de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 20 al 22 de mayode 1979.Conway MW, McMechan DE, McGowen JM, Brown D,Chisholm PT y Venditto JJ: “Expanding RecoverableReserves Through Refracturing,” artículo de la SPE14376, presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Las Vegas, Nevada, EUA, 22 al 25 deseptiembre de 1985.Hunter JC: “A Case History of Refracs in the Oak Hill (Cotton Valley) Field,” artículo de la SPE 14655, presen-tado en el Encuentro Regional de Texas Este de la SPE,Tyler, Texas, EUA, 21 al 22 de abril de 1986.Olson KE: “A Case Study of Hydraulically RefracturedWells in the Devonian Formation, Crane County, Texas,”artículo de la SPE 22834, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 6al 9 de octubre de 1991.Fleming ME: “Successful Refracturing in the North Westbrook Unit,” artículo de la SPE 24011, presentado enla Conferencia sobre Recuperación de Petróleo y Gas enla Cuenca Pérmica de la SPE, Midland, Texas, EUA, 18 al20 de marzo de 1992.Hejl KA: “High-Rate Refracturing: Optimization and Performance in a CO2 Flood,” artículo de la SPE 24346,presentado en el Encuentro Regional de la Sección delas Montañas Rocallosas de la SPE, Casper, Wyoming,EUA, 18 al 21 de mayo de 1992.Pospisil G, Lynch KW, Pearson CM y Rugen JA: “Resultsof a Large-Scale Refracture Stimulation Program, KuparukRiver Unit, Alaska,” artículo de la SPE 24857, presentadoen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Washington, DC, EUA, 4 al 7 de octubre de 1992.Hunter JL, Leonard RS, Andrus DG, Tschirhart LR y DaigleJA: “Cotton Valley Production Enhancement Team PointsWay to Full Gas Production Potential,” artículo de la SPE

Requ

isito

s de

inte

rpre

taci

ón

Requisitos de datos

Curvas tipo

Estadísticas de producción

Inteligencia virtual

Aumento de tiempo y costo

AltoBajo

Bajo

Alto

> Métodos de selección de candidatos. El proyecto del GTI desarrolló unametodología de identificación de pozos con potencial de refracturamientohidráulico, que utilizaba estadísticas de producción, métodos de inteligenciavirtual y curvas tipo de producción. Por diseño, estas técnicas evolucionaronpasando de un enfoque estadístico no analítico simple, con requisitos míni-mos en términos de datos, a análisis de ingeniería detallados que requierendatos cada vez más globales.

24887, presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Washington, DC, EUA, 4 al 7 de octubrede 1992.Reese JL, Britt LK y Jones JR: “Selecting EconomicRefracturing Candidates,” artículo de la SPE 28490, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual dela SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 25 al 28 de sep-tiembre de 1994.Fengjiang W, Yunhong D y Yong L: “A Study of Refracturing in Low Permeability Reservoirs” artículo dela SPE 50912, presentado en la Conferencia Internacionaldel Petróleo y el Gas de la SPE, Pekín, China, 2 al 6 denoviembre de 1998.

4. Las curvas tipo ayudan a interpretar las pruebas de pre-siones transitorias que difieren del comportamiento detipo flujo radial del análisis semilogarítmico convencionalo análisis de Horner. Las curvas tipo son grupos de cam-bios de presión en pares y sus derivadas generadas apartir de las soluciones analíticas de la ecuación de difu-sividad con condiciones de borde estratégicamentedefinidas. Las condiciones de borde en la zona vecina alpozo incluyen el almacenamiento constante o variabledel pozo, la penetración parcial del yacimiento, el dañoradial compuesto o la permeabilidad alterada y las frac-turas hidráulicas apuntaladas. La trayectoria del pozopuede ser vertical, en ángulo, u horizontal. Las condicio-nes de borde distantes comprenden fallas que actúancomo sellos totales o como sellos parciales, fallas deintersección y límites rectangulares que actúan comosello o tienen presión constante. La ecuación de difusivi-dad puede ser ajustada para acomodar la heterogeneidaddel yacimiento, tal como porosidad dual o estratificación.Los programas de computación comerciales generanfamilias de curvas tipo que dan cuenta de la superposi-ción en el tiempo, como consecuencia de las variacionesen el régimen de flujo producidas antes e incluso durantela adquisición de datos de presiones transitorias. El aná-lisis de regresión automático puede ajustarse a los datosadquiridos con una curva tipo específica.

Los tres métodos fueron utilizados paraseleccionar candidatos a refracturamientohidráulico en localizaciones de campos petrole-ros con un mínimo de 200 a 300 pozos.5 Seeligieron y evaluaron activamente tres sitios ubi-cados en EUA—Cuenca Green River, Wyoming,EUA; Cuenca Texas Este, Texas; y Cuenca Pice-ance, Colorado, EUA—(arriba): se identificó uncuarto sitio en Texas Sur pero no fue contem-plado en el proyecto del GTI. No obstante,posteriores estudios de yacimientos generaronactividades de refracturamiento recientes enesta área (véase “Evaluación del mejoramientode la producción,” página 58).

46 Oilfield Review

Sitio del GTI en la Cuenca Green River—

Operador:Enron Oil and Gas, ahora EOG Resources.

Formación:Frontier del Cretácico Superior.

Localización:Complejo Big Piney/LaBarge, norte del área de Moxa Arch, suroeste de Wyoming, EUA.

Ambiente sedimentario:Areniscas marinas, principalmente ríos y cursos de agua, o zonas litorales fluviales y distales.

Yacimiento:Areniscas gasíferas de baja permeabilidad; oscila entre 0.0005 y 0.1 mD en hasta cuatro horizontes productivos consistentes en un total de ocho intervalos independientes o terrazas.

Terminaciones iniciales:Una a tres etapas de un fluido con guar reticulado yenergizado con nitrógeno con 45,359 a 226,796 kg [100,000 a 500,000 lbm] de apuntalante de arena.

Operaciones de refracturamiento hidráulico del GTI: Tres tratamientos de refracturamiento y un tratamiento de limpieza de gel.

Sitio del GTI en la Cuenca Piceance—

Operador: Barrett Resources, ahora Williams Company.

Formación: Grupo Mesaverde, Williams Fork, Cretácico Superior.

Localización: Campos Parachute y Grand Valley cerca de Rulison,Condado de Garfield, Colorado, EUA.

Ambiente sedimentario:Areniscas marinas, principalmente fluviales y pantanosas, o palustres.

Yacimiento:Areniscas gasíferas de baja permeabilidad compartimentalizadas con una permeabilidad que oscila entre 0.1 y 2 mD. Debido a las fracturas naturales, la permeabilidad efectiva varía entre 10 y 50 mD.

Terminaciones iniciales:Dos a cinco etapas con volúmenes de apuntalante que oscilan ente 22,680 y 294,835 kg [50,000 y 650,000 lbm] por etapa.

Operaciones de refracturamiento hidráulico del GTI:Dos tratamientos de refracturamiento.

Sitio del GTI en la Cuenca Texas Este—

Operador: Union Pacific Resources Company (UPRC), ahora Anadarko Petroleum Corporation.

Formación:Cotton Valley.

Localización: Campo Carthage Gas Unit (CGU) cerca de Carthage, Condado de Panola, Texas, EUA.

Ambiente sedimentario:Areniscas marinas complejas, principalmente arrecifes barrera y zonas de marea.

Yacimiento:Areniscas gasíferas de baja permeabilidad heterogéneas, intensamente laminadas y compartimentalizadas con una permeabilidad que oscila entre 0.05 y 0.2 mD.

Terminaciones iniciales:Tres a cuatro etapas de un fluido reticulado y volúmenes de apuntalante que oscilan entre 453,592 y 1,814,370 kg [1 y 4 millones de lbm] para todo un pozo; desde el año 1996 hasta el presente, UPR y Anadarko utilizaron agua tratada con cloruro de potasio y gelificada con goma guar con menos de 113,398 kg [250,000 lbm] de apuntalante.

Operaciones de refracturamiento hidráulico del GTI:Tres tratamientos de refracturamiento.

> Estudio de refracturamiento hidráulico realizado por el GTI en 1998 para evaluar los métodos de selección de candidatos a refracturamiento en tressitios de prueba de EUA.

Sitiocampo/cuenca

Big Pineyy LaBarge/Green River

Rulison/Piceance

Carthage/East Texas

Pozo Estadísticas de producción

Inteligenciavirtual

Clasificación de los 50 pozoscandidatos principales

Curvas tipoÉxito/fracaso

*Análisis revisadoNota: Los números en negrita cursiva indican las clasificaciones correctas (positivo verdadero o negativo verdadero)

GRB 45-12GRB 27-14NLB 57-33WSC 20-09

Langstaff 1RMV 55-20

CGU 15-8CGU 3-8CGU 10-7

>50>50

4 38

143

>50>50

4

*15*39

*>50*2

>50>50

>50>50 26

>5032201

>5017

11 7

40

EFFE

EF

EE E

> Desempeño de los métodos de selección de candidatos. En base al criterio económico de incorpo-ración de reservas incrementales, a menos de US$ 0.5/Mpc, el estudio del GTI evaluó la capacidad decada método de selección de candidatos a fin de seleccionar correctamente candidatos a refractura-miento exitosos o no seleccionar candidatos infructuosos. Esta determinación se basó en el hecho desi cada método ubicaba un pozo entre los 50 candidatos principales o no. Los tres métodos—estadís-ticas de producción, inteligencia virtual y reconocimiento de patrones, y curvas tipo—identificaroncandidatos a refracturamiento exitosos o no candidatos en un mínimo de cuatro de los nueve pozosde prueba, cinco en el caso del método de inteligencia virtual. Los tres métodos combinados identifi-caron sólo dos de los cinco tratamientos exitosos y ninguno de los tres pozos infructuosos.

5. Reeves SR, Hill DG, Tiner RL, Bastian PA, Conway MW yMohaghegh S: “Restimulation of Tight Gas Sand Wells inthe Rocky Mountain Region,” artículo de la SPE 55627,presentado en el Encuentro Regional de la Sección delas Montañas Rocallosas de la SPE, Gillette, Wyoming,EUA, 15 al 18 de mayo de 1999.Reeves SR, Hill DG, Hopkins CW, Conway MW, Tiner RL yMohaghegh S: “Restimulation Technology for Tight GasSand Wells,” artículo de la SPE 56482, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre de 1999.

6. Ely JW, Tiner R, Rothenberg M, Krupa A, McDougal F,Conway M y Reeves S: “Restimulation Program FindsSuccess in Enhancing Recoverable Reserves,” artículode la SPE 63241, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA,1° al 4 de octubre de 2000.

Invierno de 2003/2004 47

De los nueve pozos finalmente tratados en lastres localizaciones activas del proyecto, ochocorrespondieron a tratamientos de refractura-miento y uno fue un intento de tratamiento paraeliminación del daño. A medida que avanzaba elproyecto, los diseños de los tratamientos se apar-taban de los sistemas a base de polímero de altaviscosidad para utilizar fluidos de tratamiento conconcentraciones de gel cada vez más bajas o conagua tratada con cloruro de potasio y gelificadacon goma guar. La mayoría de los tratamientosincluían nitrógeno [N2] o dióxido de carbono[CO2] para asistir en la limpieza posterior a laestimulación, programas de bombeo de una solaetapa, y esferitas de obturación para la desviacióndel fluido, a fin de reducir los costos en compara-ción con los tratamientos de etapas múltiples.

Con el análisis de curvas de declinaciónestándar se determinó la recuperación final esti-mada (EUR, por sus siglas en inglés) para cadapozo; el costo estimado del tratamiento represen-taba un costo no actualizado de incorporación dereservas incrementales. No se incluyeron los cos-tos de las pruebas de diagnóstico realizadasexclusivamente con fines de investigación, sinosolamente las erogaciones reales resultantes dela implementación del tratamiento. El equipo delproyecto analizó los nueve pozos para compren-der mejor cada uno de los métodos de selecciónde candidatos.6

El equipo de trabajo consideró éxitos econó-micos a los tratamientos que generaban reservasincrementales a un costo de menos de US$0.50/Mpc. Sobre esta base, seis de los nuevepozos refracturados en los tres sitios resultaronexitosos (derecha). Los nueve pozos combinadospermitieron incorporar 83 millones de m3 [2900MMpc] de reservas incrementales a un costototal de US$ 734,000 o un costo promedio dereservas de US$ 0.26/Mpc.

Excluyendo el tratamiento de eliminación deldaño y el tratamiento pobremente diseñado queno produjo contraflujo, las seis operaciones derefracturamiento hidráulico exitosas y un trata-miento antieconómico incorporaron reservasincrementales de US$ 0.20/Mpc aproximada-mente. Este costo se aproxima más al rango deUS$ 0.10 a 0.20/Mpc de las operaciones derefracturamiento hidráulico anteriores, si bienlas evaluaciones posteriores al tratamiento indi-caron que algunas zonas productivas de ciertospozos no fueron estimuladas en forma efectiva.Aun incluyendo los tres tratamientos infructuo-sos, esta prueba de campo resultó sumamenteexitosa, generando 8.6 millones de m3/pozo [300MMpc/pozo] de reservas adicionales a un costopromedio de US$ 81,600 por pozo.

Existen aproximadamente 200,000 pozos degas no convencionales en areniscas de baja per-meabilidad, depósitos de metano en capas decarbón y lutitas gasíferas, en los 48 estadoscolindantes de EUA. Como mínimo un 20%, esdecir unos 40,000 pozos, podrían ser candidatospotenciales a refracturamiento hidráulico. Laextrapolación de los resultados del GTI utili-zando la recuperación incremental promedio de300 MMpc/pozo da como resultado 343,600millones de m3 [12 Tpc] de reservas adicionalesderivadas del refracturamiento. Las compañíasque operan en las Formaciones Green River y

Texas Este continuaron efectuando tratamientosde refracturamiento hidráulico utilizando elconocimiento adquirido a partir de este estudio.

Métodos de selección de candidatosEn general, las pruebas de refracturamiento delGTI resultaron exitosas pero no lograron identi-ficar definitivamente un método de selección decandidatos único como el más efectivo. Cadatécnica tiende a seleccionar diferentes pozospor diferentes motivos que pueden ser válidos ensu totalidad, según las características espe-cíficas del yacimiento (página anterior, abajo).

2864 m3/d 5727 m3/d 8590 m3/d 11,455 m3/d

0

50

100

150

200

250

Gast

o po

st-re

fract

uram

ient

o hi

dráu

lico,

Mpc

/D

500 150100 250200 350 400300

Gasto pre-refracturamiento hidráulico, Mpc/D

300

350

400

450

CGU 10-7

GRB 45-12

CGU 3-8RMV 55-20

CGU 15-8

NLB 57-33

WSC 20-09

GRB 27-14

Langstaff 1

Sitiocampo/cuenca Pozo Fecha

Recuperaciónincremental,

MMpc

Costo del tratamiento,

US$

Costo dereservas,US$ /Mpc

Éxito/fracaso

Big Pineyy LaBarge/Green River

Rulison/Piceance

Carthage/East Texas

Enero de 1999Enero de 1999Abril de 1999Junio de 2000

Junio de 2000Junio de 2000

Nov. de 1999Enero de 2000Enero de 2000

GRB 45-12GRB 27-14NLB 57-33WSC 20-09

Langstaff 1RMV 55-20

CGU 15-8CGU 10-7CGU 3-8

Total

Promedio

602 (186)

0 302

282 75

270 407

1100

2852

317

87,000 87,000 20,000

120,000

50,000 70,000

100,000 100,000 100,000

734,000

82,000

0.14NANA0.40

0.18 0.93

0.37 0.25 0.09

0.26

EFFE

EF

E EE

> Resultados de la prueba de campo del GTI. Dos de los cuatro pozos de la Formación Frontier (CuencaGreen River), los tres pozos de la Formación Cotton Valley (Cuenca Texas Este), y uno de los dos pozosde la Formación Williams Fork (Cuenca Piceance) resultaron exitosos. De los tres tratamientos infruc-tuosos, uno permitió incorporar reservas incrementales a un costo de US$ 0.93/Mpc y dos experimen-taron problemas mecánicos o de diseño. De los últimos dos, en uno, el tratamiento de eliminación deldaño no pudo ser bombeado al régimen de inyección requerido para fluidificar el empaque de apun-talante original y eliminar el daño del gel residual sospechado del tratamiento original; en el otro nose logró efectuar la limpieza porque no se utilizaron los fluidos energizados recomendados en eldiseño del GTI.

Las estadísticas de producción funcionaronrazonablemente bien en la Cuenca Piceance.Los métodos de inteligencia virtual y reconoci-miento de patrones resultaron óptimos en laCuenca Green River. Las curvas tipo fueron másefectivas en la Cuenca Texas Este. Evidente-mente, se necesitaban evaluaciones adicionalespara validar la eficacia de cada técnica y fomen-tar la aceptación de las operaciones derefracturamiento.

Con ese propósito, se diseñó un modelo desimulación de yacimientos de un campo de gascompacto hipotético.7 El objetivo de este estudioera comprobar y validar en forma independientelos métodos de selección de candidatos frente almodelo de simulación. Los resultados de estasimulación confirmaron que cada método deselección de candidatos en estudio tendía a darcomo resultado diferentes candidatos. Y, al igualque el estudio de refracturamiento hidráulicorealizado por el GTI en 1998, algunos pozos eranseleccionados por más de uno de los métodos. Elmétodo de inteligencia virtual fue en general elmás efectivo, seguido de cerca por las curvastipo. Con menos eficiencia que las selecciones

aleatorias, las estadísticas de producción solasfueron el método menos efectivo.

La primera etapa del estudio realizado por elGTI en 1998, y los resultados de esta simulación,permitieron conocer la eficacia de cada metodo-logía de selección de candidatos, pero cadatécnica necesitaba ser comprobada utilizandodatos de campo reales. En lugar de estableceruna nueva base de datos de casos de refractura-miento hidráulico para este fin, como era elobjetivo original del proyecto, los participantesdel estudio del GTI de 1998 buscaron un campoque contara con antecedentes y resultados deactividades de refracturamiento hidráulico. Conun conjunto de datos existente, el enfoque utili-zado para el estudio del simulador podríareiterarse en un ambiente de campo real paraevaluar cada método de selección de candidatos.

A modo de complemento de la simulación deyacimientos, el GTI seleccionó el campoWattenburg para evaluar en mayor detalle losmétodos de selección de candidatos utilizandodatos de campo reales. Este desarrollo de gascompacto, localizado al norte de Denver, Colo-rado, en el borde occidental de la Cuenca

Denver-Julesburg, resultaba atractivo porquedesde 1977 se habían refracturado más de 1500pozos en el área. Estos tratamientos resultaroneconómicamente exitosos en su mayor parte.8

Patina Oil & Gas Corporation, una compañíaoperadora líder en esta cuenca, había realizadounas 400 operaciones de refracturamientohidráulico entre 1997 y 2000, y aceptó participaren el estudio. Esto permitió utilizar un algoritmode selección de candidatos, desarrollado enforma independiente por Patina, además de lostres métodos de selección de candidatos del GTI.

Los métodos fueron evaluados sin dar a cono-cer con anticipación aquellos pozos que dehecho habían respondido favorablemente alrefracturamiento hidráulico. Posteriormente, lasselecciones de candidatos fueron comparadascon el desempeño real de los pozos. Este enfo-que permitió evaluar la eficacia de cada método.La selección de candidatos utilizando datos rea-les del campo Wattenburg confirmó el estudioprevio del GTI y los resultados de la simulaciónde yacimientos.

La priorización de los candidatos a refractu-ramiento aporta considerable valor durante losprogramas de refracturamiento hidráulico. Enausencia de resultados de operaciones de refrac-turamiento hidráulico previas, tanto elreconocimiento de patrones como las curvas tiporesultan de utilidad para la selección de los can-didatos a refracturamiento; las estadísticas deproducción son menos efectivas. El método deinteligencia virtual y otras técnicas de reconoci-miento de patrones, que utilizan datos yresultados de refracturamientos previos de loscuales “aprender,” pueden mejorar aún más laselección de candidatos y el éxito del refractura-miento hidráulico. Las pruebas de campo delGTI, la simulación de yacimientos y la evalua-ción del campo Wattenburg, confirmaron que el

48 Oilfield Review

15

89 53

9371

49

10

50

14

145103

4

1205283

7

5

Estadísticas de producción Inteligencia virtual

Curvas tipo

> Selección de candidatos a partir del estudio de simulación de yacimientos del GTI. Los 18 candida-tos principales para el refracturamiento representan un 15% de los pozos incluidos en la estimulaciónde yacimientos. El método de inteligencia virtual seleccionó independientemente 10 de los 13 pozoscandidatos verdaderos, el mayor número de pozos entre todos los métodos. Estos 10 pozos consistie-ron en cinco pozos seleccionados únicamente por el método de inteligencia virtual, un pozo tambiénseleccionado por el método de estadísticas de producción, dos pozos también seleccionados por lascurvas tipo, y dos pozos seleccionados por las tres técnicas. El método de curvas tipo incorporó trespozos candidatos verdaderos a las selecciones combinadas, haciendo que el número combinado deselecciones correctas entre los métodos de inteligencia virtual y curvas tipo fuera 13 entre 13. Noobstante, en la práctica, nadie sabe con anticipación qué pozos son candidatos verdaderos.

7. Reeves SR, Bastian PA, Spivey JP, Flumerfelt RW,Mohaghegh S y Koperna GJ: “Benchmarking of Restimulation Candidate Selection Techniques in Layered, Tight Gas Sand Formations Using ReservoirSimulation,” artículo de la SPE 63096, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 1° al 4 de octubre de 2000.

8. Emrich C, Shaw D, Reasoner S y Ponto D: “Codell Restimulations Evolve to 200% Rate of Return,” artículode la SPE 67211, presentado en el Simposio de Operacio-nes de Producción de la SPE, Ciudad de Oklahoma, Oklahoma, EUA, 24 al 27 de marzo de 2001.Shaefer MT y Lytle DM: “Fracturing Fluid Evolution Playsa Major Role in Codell Refracturing Success,” artículo dela SPE 71044, presentado en la Conferencia de Tecnolo-gía del Petróleo de la Sección de las MontañasRocallosas de la SPE, Keystone, Colorado, EUA, 21 al 23de mayo de 2001.Sencenbaugh RN, Lytle DM, Birmingham TJ, Simmons JCy Shaefer MT: “Restimulating Tight Gas Sand: Case Studyof the Codell Formation,” artículo de la SPE 71045, pre-sentado en la Conferencia de Tecnología del Petróleo dela Sección de las Montañas Rocallosas de la SPE, Keystone, Colorado, EUA, 21 al 23 de mayo de 2001.

Invierno de 2003/2004 49

desempeño de cada método de selección de can-didatos parecía ser específico de cadayacimiento (página anterior).

El análisis de las estadísticas de produccióntiende a identificar terminaciones con desempe-ños deficientes, en comparación con los pozosvecinos. El desempeño deficiente podría ser elresultado de un yacimiento de calidad pobrepero la validez de este método se limita a cam-pos petroleros con una calidad de yacimientorelativamente uniforme y una producción media-namente estable.

Los métodos de inteligencia virtual tienden aseleccionar pozos que tienen terminaciones ori-ginales o procedimientos de estimulaciónsubóptimos. Las tecnologías de reconocimientode patrones deberían aplicarse cuando la com-plejidad de los yacimientos, las terminaciones ylas estimulaciones es considerable.

Las curvas tipo tienden a identificar pozoscandidatos basadas solamente en el potencial deproducción incremental y, en consecuencia, danmás peso a los pozos más productivos de uncampo petrolero. Este método debería utilizarsecuando la calidad de los datos de producción esbuena y se dispone fácilmente de informaciónpetrofísica.

La aplicabilidad de cualquier proceso deselección de candidatos debería evaluarse paracada área específica en evaluación. En efecto, unametodología “ideal” puede combinar varias técni-cas. Los tres esfuerzos por evaluar los métodos deselección de candidatos también indicaron quelos análisis no analíticos, tales como la evaluacióndel régimen de producción actual y la recupera-ción final estimada a fin de identificar los pozoscon desempeños deficientes, podrían resultar deutilidad para la selección de candidatos en ausen-cia de otros enfoques.

Una evaluación de todo el campoAntes de 1999, las operaciones de refractura-miento realizadas por Patina Oil & GasCorporation en el campo Wattenburg apuntabanfundamentalmente a los pozos con desempeñosdeficientes y terminaciones con arenamientosprematuros o con fallas mecánicas durante laestimulación original. Cuando otros operadorescomenzaron a refracturar sus mejores producto-res con resultados variables, pero generalmentealentadores, la compañía Patina puso en marchauna evaluación del potencial de refracturamientode todo el campo.

El campo Wattenburg produce fundamental-mente del intervalo Codell. Esta arenisca fina,depositada en un ambiente de plataformamarina, es un miembro de la lutita Carlisle delCretácico Superior. El yacimiento Codell con-tiene entre un 15 y un 25% de arcilla porvolumen, en capas mixtas de ilita y esmectitaque rellenan y revisten los espacios porosos.

El intervalo productivo tiene un espesor queoscila entre 4.3 y 10.7 m [14 y 35 pies], una pro-fundidad que varía entre 2073 y 2347 m [6800 y7700 pies] y es continuo a través de todo elcampo. La permeabilidad es inferior a 0.1 mD.La porosidad, derivada de los registros de densi-dad, oscila entre 8 y 20%. Inicialmente, elyacimiento estaba sobrepresionado con un gra-diente de presión de aproximadamente 13.5kPa/m [0.6 lpc/pie]. La temperatura de fondo depozo oscila entre 110 y 121°C [230 y 250°F]. Lospozos son perforados con un espaciamiento de162,000 m2 [40 acres].

Durante 1998, Patina compiló una base dedatos de 250 operaciones de refracturamientohidráulico. Después de eliminar los pozos trata-dos con fluidos reticulados de borato, queresultaron un 20% menos productivos que otros

pozos, los ingenieros de la compañía se centraronen los 200 pozos restantes. Estos pozos habíansido refracturados con fluidos tipo carboximetil-hidroxipropil guar (CMHPG) o hidroxipropil guar(HPG).

Una evaluación más amplia identificó 35parámetros geológicos, de terminación y de pro-ducción discretos, relacionados con eldesempeño del pozo. El análisis de regresiónlineal ayudó a determinar aquellos parámetrosque se correlacionaban con la producción incre-mental pico después del refracturamiento. Dosmejoramientos técnicos resultantes de esta eva-luación de todo el campo generaron unmejoramiento de un orden de magnitud en losresultados del refracturamiento hidráulico.

El primero fue la aplicación de fluidos tipocarboximetilato guar (CMG), con menores car-gas de polímero, que mantienen el transporte deapuntalante y minimizan el daño del empaquede apuntalante residual producido por el gel sinromper y sin recuperar. Los fluidos que no pro-ducen daños son particularmente importantesen el refracturamiento de formaciones de bajapermeabilidad donde la saturación del gas hacrecido en el largo plazo y la presión de yaci-miento puede estar reducida.

El segundo mejoramiento fue un método deselección de candidatos desarrollado por la com-pañía Patina que utiliza los resultados históricosde operaciones de refracturamiento hidráulico enla cuenca. Junto con los fluidos CMG, este algo-ritmo basado en estadísticas logró mejorasimportantes en la selección de los mejores candi-datos a refracturamiento (abajo, a la izquierda).La tasa de producción incremental pico promediose duplicó prácticamente, pasando de un pocomás de 1000 a aproximadamente 2000 barriles depetróleo equivalente (BPE)/pozo/mes [159 a 302m3/pozo/mes], lo que equivalió a aproximada-mente un 80% del régimen de producción inicialpromedio. La tasa de retorno asociada con lasinversiones en refracturamiento aumentó del 66%a más del 200%; a razón de US$ 2.50/Mpc. Lasrecuperaciones incrementales estimadas aumen-taron de 25 a 38 millones de barriles de petróleoequivalente por pozo [4 a 6 millones de m3/pozo].

Sólo un 3% aproximadamente de los trata-mientos de refracturamiento se tradujeron enfracasos económicos, fundamentalmente porquelas fracturas apuntaladas se comunicaban con laFormación Niobrara sobreyacente o con un pozovecino. Este índice de ineficiencia puede au-mentar al incrementarse la densidad derefracturamiento. El éxito general de este pro-grama fue el resultado de la aplicación de

2500

2000

1500

1000

Prod

ucci

ón p

ico,

BPE

/poz

o/m

es

Desarrollo y aplicación de un algoritmo genético para la selección de candidatos

Fluidos CMG

1997 1998 1999 2000

500

0

Patina

Otros

> Desempeño histórico de las operaciones de refracturamiento en el campo Wattenburg, Colorado.Las aplicaciones combinadas de fluidos de estimulación tipo carboximetilato guar (CMG) y el algoritmode selección de candidatos desarrollado por la compañía Patina Oil & Gas mejoraron considerable-mente los resultados del refracturamiento hidráulico en los pozos operados por Patina.

rigurosos criterios de selección de pozos, estric-tas pautas de control de calidad para los fluidosde tratamiento y prácticas operativas efectivasen el campo.

Otros operadores del área revelaron mejorassimilares en la productividad, los resultados eco-nómicos y la recuperación derivados delrefracturamiento.9 En base a estos resultados,más de 4000 pozos de la Cuenca Piceance pue-den ser candidatos a refracturamientohidráulico. Los ingenieros de Patina continúanexpandiendo su ya amplia base de datos derefracturamiento y siguen afinando el algoritmode selección de candidatos. En ciertos casos,Patina y otros operadores del área están fractu-rando pozos por tercera vez con éxito.

Criterios de selección de candidatosEl análisis de regresión lineal de Patina Oil &Gas identificó cinco variables estadísticamentesignificativas que fueron incorporadas en el algo-ritmo de selección de candidatos del campoWattenburg (derecha). Aunque estadísticamentemenos significativa, se agregó una sexta variablede “recuperación diferencial máxima en barrilesde petróleo equivalente,” para ayudar a anticiparlos resultados del refracturamiento hidráulico alos fines de la evaluación económica.

El volumen de poros, o espesor poroso, ocu-pado por hidrocarburos—el parámetro mássignificativo desde el punto de vista estadís-tico—es incorporado en los factores derecuperación acumulada y recuperación final.La relación gas/petróleo, que varía entre aproxi-madamente 900 y 6304 m3/m3 [5000 y 35,000spc/bbl], se correlaciona con pozos de mayorrecuperación de terminaciones originales yrefracturadas, principalmente en las áreas cen-trales del campo y sus alrededores. Esto indicamayor permeabilidad relativa al gas porque elespesor de las formaciones y la permeabilidadde los yacimientos son relativamente uniformesen todo el campo.

Las terminaciones de pozos que se llevaron acabo tanto en la Formación Codell como en laFormación Niobrara, utilizando la técnica dedisparos de entrada limitada, generaron longitu-des de fracturas efectivas más cortas en laFormación Codell que aquéllas realizadas sola-mente en la Formación Codell. Los factores derecuperación acumulada y final determinados apartir de parámetros de pozos y yacimientosindividuales, sumados al análisis de curvas dedeclinación, representaban indirectamente elgrado de agotamiento y la capacidad de contra-flujo y limpieza de los fluidos de tratamiento delyacimiento. Estos factores proporcionaron ade-más una indicación acerca de si las nuevas

fracturas hidráulicas podrían reorientarse conrespecto a la fractura apuntalada original (véase“Reorientación de las fracturas,” página 52).

La recuperación diferencial máxima enbarriles de petróleo equivalente es la diferenciaen términos de recuperación final entre el pozoen cuestión y el mejor pozo existente dentro deun radio de 1.6 km [1 milla]. Este parámetro dauna indicación del potencial de reservas noexplorado en las inmediaciones de un pozo encuestión. Los ingenieros eliminaron algunasvariables, tales como la presencia de fallas, eltamaño del tratamiento y el intervalo disparado,que eran estadísticamente insignificantes. Lalocalización del pozo no es importante en estecampo debido a la calidad relativamente uni-forme de los yacimientos.

El desempeño posterior al refracturamientosigue sustentando la incorporación de reservaspor encima de las proyecciones básicas para lasterminaciones originales porque la terminacióninicial en la mayoría de los pozos no drenabaefectivamente los 40 acres asignados a cadapozo en la configuración del desarrollo. Unareevaluación de 1000 tratamientos de re-fracturamiento indicó una buena correlacióncon el mejor ajuste de los resultados reales. Encierta medida, estas variables pueden ser cuan-tificadas para pozos individuales mediante elanálisis de la producción real en términos de lacaída de presión en el largo plazo, utilizandotécnicas de análisis de curvas tipo de producción.

El análisis de curvas tipo de producción requieremás tiempo de análisis, pero anticipa efectiva-mente los resultados del refracturamientohidráulico con mayor grado de precisión queotras técnicas estadísticas.

Si bien perduraron ciertas variaciones, engeneral, el algoritmo de Patina permitió clasifi-car con éxito el potencial de refracturamientohidráulico en todo el campo. La variabilidad enel desempeño de los pozos refracturados pareceser el resultado de la incapacidad de los méto-dos estadísticos para diferenciar entre áreas dedrenaje reales, diferencias en la permeabilidadde la matriz, largos de fractura efectivos de laestimulación original y el impacto de la carga decondensado líquido, o acumulación en torno aestos pozos, utilizando solamente parámetros deproducción y terminación.10

El objetivo fundamental del refracturamientoes mejorar la productividad del pozo. No obs-tante, el refracturamiento hidráulico es viablesólo si los pozos exhiben un desempeño deficientepor problemas relacionados con la terminación,no por la calidad pobre de los yacimientos. Ni elfracturamiento ni el refracturamiento puedenconvertir pozos productores marginales, situa-dos en yacimientos pobres, en pozos eficaces.Para priorizar y seleccionar los candidatos parael refracturamiento, los ingenieros deben com-prender las razones del desempeño deficienteen pozos fracturados previamente.

50 Oilfield Review

Rango Parámetro Descripción Significancia estadística

1

2

3

4

5

6

Volumen de hidrocarburos,espesor poroso

Factor de recuperaciónacumulada

Terminación inicial

Factor de recuperación final estimada (EUR)

Relación gas/petróleo

Recuperación diferencial máxima, millones de barriles de petróleo equivalente

Zona productiva neta para la Formación Codell, por encima de un valor de corte de densidad derivada del registro de porosidad del 10%

Gas acumulado recuperado, dividido por el gas original en sitio (OGIP) para un área de drenaje de 40 acres

Prima por régimen pico asignada si el pozo fue terminado originalmente con entrada limitada en las Formaciones Codell-Niobrara

EUR dividido por el OGIP para un área de drenaje de 40 acres

Relación gas/petróleo final proyectada

Diferencia de EUR entre el pozo en cuestión y el mejor pozo vecino, dentro de un radio de una milla de distancia del pozo en cuestión

38%

17%

9%

11%

20%

5%

> Algoritmo estadístico de Patina Oil & Gas. De las cinco variables significativas desde el punto devista estadístico del algoritmo de selección de candidatos para el campo Wattenburg, “el volumen dehidrocarburos” en espesor poroso representa la calidad del yacimiento, la “terminación inicial” repre-senta la terminación inicial y las otras tres variables—“factor de recuperación acumulada,” “factor derecuperación final estimada” y “relación gas/petróleo”—representan el desempeño del pozo. La loca-lización del pozo no es significativa debido a la calidad relativamente uniforme del yacimiento. Noobstante, las relaciones gas/petróleo más altas y, por lo tanto mejores, tienden a acaecer en la porcióncentral del campo. La sexta variable “recuperación diferencial máxima” en barriles de petróleo equiva-lente ayuda a predecir el potencial de refracturamiento hidráulico para las evaluaciones económicas.

Invierno de 2003/2004 51

Desempeño deficiente relacionado con la terminación del pozoPara contribuir con el diagnóstico de problemas,el proyecto del GTI de 1998 estableció un marcode referencia para clasificar los problemas dedesempeño de pozos (arriba). En relación conlos pozos compactos de gas, se identificaron tresproblemas específicos, clasificados en orden demayor potencial de refracturamiento hidráulicoadvertido:• Zona productiva no estimulada o pasada por

alto• Conductividad insuficiente de la fractura• Longitud insuficiente de la fractura.

Las terminaciones iniciales ineficaces o pro-blemáticas constituyen el tipo más común deproblema. A modo de ejemplo, podemos mencio-nar la falta de control de calidad durante lostratamientos de fracturas iniciales, el daño pro-ducido por los polímeros residuales de los fluidosde estimulación, la selección inadecuada deapuntalantes, el arenamiento prematuro, los tra-tamientos de fracturamiento con diseñosinapropiados, la utilización de fluidos incompati-bles y tratamientos de una sola etapa que dejanciertos intervalos productivos sin estimular.

Las fracturas hidráulicas pueden perder suefectividad en los años posteriores a un trata-miento de estimulación inicial por el dañogradual que se produce durante la vida produc-tiva de un pozo. A modo de ejemplo podemosmencionar la pérdida de la conductividad de lafractura por la trituración o el encastramientodel apuntalante en la formación y el tapona-

miento del empaque con finos de formación oincrustaciones. El contraflujo del apuntalantedesde la zona vecina al pozo puede permitir quelas fracturas hidráulicas se cierren. Habitual-mente, se dispone de poca información paraidentificar estos mecanismos específicos.

Los pozos que presentan este tipo de proble-mas tienen el mayor potencial para la aplicaciónde medidas de remediación mediante refractu-ramiento hidráulico. En pozos más antiguos,donde estos problemas ocurren con mayor fre-cuencia, la presión de yacimiento debe sersuficiente para justificar el refracturamiento, entérminos tanto de reservas remanentes como decontraflujo adecuado de los fluidos de trata-miento. La edad del pozo puede ser el mejorindicador de daño gradual y de la posibilidad deaplicar nueva tecnología de estimulación.

El diagnóstico del daño de producción, unasegunda categoría principal de problemas, sueleser difícil. El contraflujo de apuntalante, el dañocausado por el fluido de tratamiento y los altosfactores de daño mecánico, las frecuentes repa-raciones correctivas, y las acumulaciones definos o incrustaciones durante el inicio del flujopolifásico o la incursión de agua, son manifesta-ciones de problemas que se desarrollan con eltiempo. Cualquier combinación de estas situa-ciones puede indicar que la productividad delpozo se ha deteriorado con el paso del tiempo.

Una tercera categoría, los avances aconteci-dos en tecnología de terminación y estimulación,también ofrece oportunidades de refractura-miento hidráulico de pozos terminados

originalmente con tecnología más antigua. Losnuevos diseños de tratamientos, los modelos decomputación avanzados, los fluidos de fractura-miento menos dañinos, los aditivos de fluidos ylos apuntalantes mejorados, ayudan a crear frac-turas de mayor longitud, más anchas y másconductivas. En cierto sentido, esta categoríaconstituye un subconjunto de las dos anterioresporque la tecnología más antigua, a menudo, essinónimo de terminaciones iniciales menos efec-tivas donde se ha producido más daño gradual.

Es importante determinar qué tipos de pro-blemas de productividad se correlacionan conlos mejores candidatos a refracturamiento en uncampo petrolero, área o cuenca. Los ingenierospueden obtener información sobre problemasespecíficos de terminación de pozos y cómoremediarlos, revisando los legajos de pozos indi-viduales.

Habitualmente, las zonas no estimuladas sonel resultado de la utilización de técnicas deentrada limitada para lograr una acción diver-gente o del fracturamiento de horizontesproductivos múltiples en un tratamiento de unasola etapa. Este problema, asociado con la termi-nación del pozo puede representar el mayorpotencial de refracturamiento hidráulico por dosmotivos. En primer lugar, con frecuencia, lospozos compactos de gas son terminaciones dehorizontes múltiples. La tendencia es tratar múl-tiples intervalos en menos etapas para reducir elcosto del tratamiento. En segundo lugar, la pro-ductividad mejorada de pozos mediante laestimulación de nuevas zonas casi siempre repre-senta una incorporación de reservasincrementales; no sólo un aumento del régimende producción y una recuperación acelerada dereservas.

Una baja relación entre las etapas de trata-miento de fracturamiento hidráulico y elvolumen de apuntalante, y la cantidad y distribu-ción de los intervalos productivos netos,constituye una indicación de las zonas poten-cialmente estimuladas en forma inadecuada ono estimuladas. Los levantamientos de trazado-res radiactivos, las pruebas de pozos, las curvasde declinación de la producción y los registrosde producción, también ayudan a diagnosticar laexistencia de intervalos sin estimular o con undesempeño deficiente.

Desempeño deficiente del pozo

Terminaciones iniciales ineficaces o problemáticas . Horizontes no estimulados . Baja conductividad de la fractura . Largo de la fractura corto . Alto factor de daño mecánico o de daño

Evolución de la tecnología . Tecnología de estimulación avanzada . Nuevas técnicas de terminación . Edad del pozo

Daño de formación gradual durante la producción . Incrustaciones y finos . Frecuencia de las reparaciones . Edad del pozo

> Causas potenciales del desempeño deficiente en pozos estimulados pre-viamente. El equipo del proyecto de refracturamiento hidráulico del GTI esta-bleció un esquema de clasificación para ayudar a diagnosticar problemas enpozos fracturados hidráulicamente cuyo desempeño no satisface las expec-tativas del operador. En el nivel más alto, existen tres amplias categorías:terminaciones iniciales ineficaces o problemáticas, daño de producción gra-dual y avances tecnológicos o técnicas en evolución, en comparación conprácticas anteriores.

9. Shaefer y Lytle, referencia 8.Sencenbaugh y otros, referencia 8.

10. Barnum RS, Brinkman FP, Richardson TW y Spillette AG:“Gas Condensate Reservoir Behaviour: Productivity andRecovery Reduction Due to Condensation,” artículo dela SPE 30767, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 deoctubre de 1995.

La conductividad insuficiente de una fractu-ra apuntalada inicial representa probablementeel siguiente potencial de refracturamiento hidráu-lico, en orden decreciente. No obstante, ladistinción entre aceleración del régimen deproducción e incorporación de reservas in-crementales verdaderas derivadas de la mayorconductividad resultante del refracturamientosuele ser confusa. A modo de ejemplo, se puedemencionar la resistencia insuficiente del apunta-lante para la presión de cierre de fractura a laprofundidad del yacimiento, decantación del apun-talante, bajas concentraciones de apuntalante ydaño de los empaques de apuntalante producidopor el gel parcialmente roto o sin romper.

La captura de reservas incrementales en elmargen externo de un área de drenaje, a travésdel aumento de la longitud de la fractura, es difí-cil. Un tratamiento relativamente pequeño,comparado con el mayor espesor del intervaloproductivo neto, suele ser indicativo de una lon-gitud de fractura limitada. La generación defracturas hidráulicas de mayor longitud puedeser costosa a menos que el tratamiento originalfuera extremadamente pequeño. Sin embargo, siel refracturamiento hidráulico logra aumentar lalongitud de la fractura y expande el área de dre-naje de un pozo, la producción incrementaldebería representar una incorporación de reser-vas verdadera.

La revisión del tratamiento de fractura-miento original y del contraflujo ayuda aidentificar la posibilidad de una conductividad ylongitud de fractura limitadas. Los análisis depruebas de pozos y de declinación de la produc-ción también ayudan a diagnosticar estascondiciones. Un breve período de flujo lineal,seguido por un flujo radial después del fractura-miento indica una conductividad insuficiente ouna longitud inadecuada de la fractura.

También existen oportunidades de refractura-miento como resultado del desarrollo de campospetroleros y la producción de pozos, siempre quelos pozos tengan presión suficiente para el contra-flujo y la producción, aun cuando se requieranfluidos de tratamiento energizados o métodos delevantamiento artificial. Además de una menorpresión de poro, la reducción de la presión tam-bién implica un mayor esfuerzo efectivo, lo que setraduce en una fractura hidráulica menos ancha yuna mayor extensión lateral para los mismos volú-menes de fluido de tratamiento y apuntalante.

Por otra parte, el agotamiento de los interva-los productivos aumenta el contraste de esfuerzosentre los intervalos productivos y las lutitas adya-centes, lo que mejora la contención delcrecimiento vertical de las fracturas y permite lageneración de fracturas de mayor longitud. La

alteración del esfuerzo horizontal local tambiénpuede contribuir a la reorientación de las fractu-ras durante el refracturamiento hidráulico.

Reorientación de las fracturasHistóricamente, las operaciones de refractura-miento hidráulico constituyeron una medidacorrectiva aplicada en pozos que exhibendesempeños deficientes en términos de produc-ción, con fracturas originales cortas o de bajaconductividad. Sin embargo, existen numerososejemplos de operaciones de refracturamientohidráulico exitosas en pozos fracturados previa-mente, especialmente pozos de gas que drenancapas de baja permeabilidad, que siguen exhi-biendo un flujo lineal; una pendiente de 0.5 enlas gráficas doble logarítmicas de presionestransitorias, que es indicativa de fracturas alta-mente conductivas de penetración profunda. Laspruebas de producción y el ajuste de la historiade producción, utilizando un simulador numé-rico que incluyó fracturas ortogonales y laanisotropía en la permeabilidad horizontal, indi-can una fuerte probabilidad de reorientación delas nuevas fracturas en muchos de estos pozos.

Este concepto de reorientación de las fractu-ras no es nuevo y ha sido modelado enexperimentos de laboratorio en escala natural(1:1). Además, se ha observado reorientación defracturas en formaciones someras blandas.11

Después de un período inicial de producción, loscambios de los esfuerzos en torno a los pozosexistentes con fracturamientos hidráulicos origi-nales efectivos, pueden permitir que las nuevasfracturas se reorienten y contacten áreas demayor presión de poro.

Las pruebas de laboratorio también handemostrado que los cambios en la presión deporo de la matriz inciden sobre la orientación delas fracturas hidráulicas en el volumen de yaci-miento que media entre los pozos inyectores yproductores en un yacimiento bajo inyección deagua.12 Las fracturas se orientan en sentido nor-mal, o perpendicular, al gradiente de esfuerzomás alto. Las fracturas iniciadas desde pozosproductores se orientan en dirección al pozo deinyección y lo intersectan si el gradiente deesfuerzo es suficientemente alto y la anisotropíade los esfuerzos locales no es dominante.

Los cambios de presión en torno a una frac-tura altamente conductiva de penetraciónprofunda también crean gradientes de esfuerzoaltos, normales a la fractura inicial, que puedenprovocar la reorientación de la fractura durantelos tratamientos de refracturamiento hidráulico.Los cambios de los esfuerzos alcanzan unmáximo y luego decrecen al aumentar el agota-miento. Se puede determinar una ventana detiempo óptima durante la cual es convenienterealizar los tratamientos de refracturamiento.13

52 Oilfield Review

Nueva fractura

Nueva fractura

Punto isotrópico

Pozo

Punto isotrópico

x

Esfuerzo horizontal máximo

Esfuerzo horizontal mínimo

Fractura inicial

Región de inversión

de esfuerzos

y

> Reorientación de esfuerzos y extensión de la fractura ortogonal. Esta sec-ción horizontal a través de un pozo vertical muestra una fractura hidráulicaoriginal en la dirección “x” y una segunda fractura reorientada en la dirección“y”. La producción de fluidos luego del emplazamiento de la fractura inicialpuede provocar una redistribución local de la presión de poro en una regiónelíptica en expansión, en torno al pozo y a la fractura inicial. El límite de lainversión de esfuerzos es definido por los puntos isotrópicos de los esfuerzoshorizontales primarios equivalentes. La reorientación de los esfuerzos y laextensión de la fractura en dirección opuesta a la fractura apuntalada inicialayudan a explicar las respuestas de la presión durante los tratamientos derefracturamiento y los aumentos de producción no anticipados a partir depozos refracturados con fracturas originales efectivas.

Invierno de 2003/2004 53

La anisotropía en la permeabilidad horizontalaumenta aún más estos cambios de esfuerzos.De un modo similar, un estudio independientedemostró que la producción de formaciones nofracturadas que tienen gran anisotropía en lapermeabilidad horizontal influye en la orienta-ción de la fractura original.14

El GTI proporcionó los fondos para queSchlumberger investigara estos conceptos enmayor detalle.15 Las simulaciones numéricas efec-tuadas durante esta investigación proporcionaronevidencias de que se pueden formar nuevas frac-turas en ángulos de hasta 90° respecto del azimutde la fractura apuntalada original (página ante-rior). La reorientación de las fracturas elude el

daño causado por las actividades de perforación yterminación y evita zonas de permeabilidad rela-tiva causadas por la compactación y otrasrestricciones de flujo, incluyendo la condensa-ción de líquidos de hidrocarburos, o laacumulación de condensado, en torno a un pozo.

La componente de esfuerzo horizontal para-lela a una fractura inicial se reduce másrápidamente, como una función del tiempo, quela componente perpendicular. Si estos cambios deesfuerzo inducidos superan el diferencial deesfuerzo original, se iniciará una nueva fracturaque se propagará a lo largo de un plano azimutaldiferente al de la fractura original hasta alcanzarel límite de la región elíptica de inversión de

esfuerzos. La fractura puede continuar a lo largodel nuevo azimut, una cierta distancia más allá deeste punto, según sea la solidez de la formación.

Muchos factores contribuyen a la localiza-ción del límite de inversión de esfuerzos,incluyendo la historia de producción, la permea-bilidad del yacimiento, las dimensiones de lasfracturas, la altura de la zona productiva, laspropiedades elásticas de la zona productiva y laszonas adyacentes que actúan como barreras, asícomo el contraste de esfuerzos horizontales ori-ginal. Estos parámetros pueden ser modelados ydeberían ser considerados durante la selecciónde los candidatos a refracturamiento.

Las simulaciones por computadora puedendeterminar la ventana de tiempo óptima para lasoperaciones de refracturamiento y la reorienta-ción de las fracturas. Los pozos con fracturasoriginales largas en formaciones de bajapermeabilidad poseen una ventana de tiempomás larga. Los períodos de cierre de la produc-ción deberían minimizarse para mantener unalto gradiente de presión, normal a la fracturainicial. Fuera de esto, deberían aplicarse lasconsideraciones de diseño de fracturas estándar.

Las operaciones de refracturamiento hi-dráulico en la Formación Barnett Shalenaturalmente fracturada, al norte de Fort Worth,Texas, EUA, son un ejemplo de la reorientaciónde fracturas. Estos tratamientos fueron vigiladosrutinariamente con un arreglo de inclinómetrosde superficie y de subsuelo (arriba).16 Los resul-tados indicaron una significativa reorientaciónde las fracturas en un pozo y una reorientaciónoblicua en el otro pozo. La producción posterioral tratamiento aumentó sustancialmente enambos pozos. Otros pozos refracturados en elárea experimentaron aumentos similares.

N

S

EW

Azimut de la fractura inicial

Inyección inicial Primeros 83 minutosSegundos 83 minutosTerceros 83 minutosÚltimos 83 minutos

Cubeta superficial inducida por fracturas

Prof

undi

dad

Inclinómetros de superficie

Fractura

Inclinómetros de fondo de pozo en un pozo vecino

> Desplazamiento de la formación en torno a una fractura hidráulica vertical. Inclinómetros extremadamente sensibles, colocados en una configuraciónradial, en la superficie, en torno a un pozo candidato a estimulación (derecha), pueden vigilar rutinariamente el azimut de la fractura durante los tratamien-tos de estimulación (izquierda). La geometría de la fractura es inferida midiendo las deformaciones inducidas de la roca. El campo de deformación, queirradia en todas las direcciones, también puede ser medido en el fondo del pozo mediante arreglos de inclinómetros operados con cable en pozos vecinos.

11. Wright CA, Stewart DW, Emanuel MA y Wright WW:“Reorientation of Propped Refracture Treatments in theLost Hills Field,” artículo de la SPE 27896, presentado enel Encuentro Regional de Occidente de la SPE, LongBeach, California, EUA, 23 al 25 de marzo de 1994.Wright CA, Conant RA, Stewart DW y Byerly PM: “Reorientation of Propped Refracture Treatments,” artí-culo de la SPE 28078, presentado en la Conferenciasobre Mecánica de Rocas en Ingeniería del Petróleo dela SPE/ISRM, Delft, Países Bajos, 29 al 31 de agosto de1994.Wright CA y Conant RA: “Hydraulic Fracture Reorientation in Primary and Secondary Recovery fromLow-Permeability Reservoirs,” artículo de la SPE 30484,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de octubrede 1995.

12. Bruno MS y Nakagawa FM: “Pore Pressure Influence onTensile Propagation in Sedimentary Rock,” InternationalJournal of Rock Mechanics and Mining Sciences andGeomechanics Abstracts 28, no. 4 (Julio de 1991):261-273

13. Elbel JL y Mack MG: “Refracturing: Observations andTheories,” artículo de la SPE 25464, presentado en elSimposio de Operaciones de Producción de la SPE, Ciu-dad de Oklahoma, Oklahoma, EUA, 21 al 23 de marzo de1993.

14. Hidayati DT, Chen H-Y y Teufel LW: “Flow-Induced StressReorientation in a Multiple-Well Reservoir,” artículo de laSPE 71091, presentado en la Conferencia de Tecnología delPetróleo de la Sección de las Montañas Rocallosas de laSPE, Keystone, Colorado, EUA, 21 al 23 de mayo de 2001.

15. Siebrits E, Elbel JL, Detournay F, Detournay-Piette C,Christianson M, Robinson BM y Diyashev IR: “Parameters Affecting Azimuth and Length of a Secondary Fracture During a Refracture Treatment,”artículo de la SPE 48928, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de 1998.

16. Siebrits E, Elbel JL, Hoover RS, Diyashev IR, Griffin LG,Demetrius SL, Wright CA, Davidson BM, SteinsbergerNP y Hill DG: “Refracture Reorientation Enhances GasProduction in Barnett Shale Tight Gas Wells,” artículo dela SPE 63030, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 1° al 4 deoctubre de 2000.Fisher MK, Wright CA, Davidson BM, Goodwin AK, Fielder EO, Buckler WS y Steinsberger NP: “IntegratedFracture Mapping Technologies to Optimize Stimulationsin the Barnett Shale,” artículo de la SPE 77441, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 deoctubre de 2002.Maxwell SC, Urbancic TI, Steinsberger N y Zinno R:“Microseismic Imaging of Hydraulic Fracture Complexityin the Barnett Shale,” artículo de la SPE 77440, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 deoctubre de 2002.

El agotamiento del yacimiento, combinado conlas fracturas naturales, puede hacer que se desa-rrollen complejas “redes” de fracturas durantelos tratamientos originales y las operaciones derefracturamiento hidráulico.

Un programa de refracturamiento hidráulico de lutitas gasíferasEn 1997, Mitchell Energy, ahora Devon Energy,comenzó a utilizar concentraciones de polímerosconsiderablemente reducidas en fluidos de trata-miento—actualmente sólo se utilizan agentesreductores de fricción a base de surfactantes—yvolúmenes mucho menores de apuntalante en laFormación Barnett Shale. Estos tratamientos defracturamiento con agua tratada con cloruro depotasio y gelificada con goma guar resultaronextremadamente exitosos y son similares a losdiseños utilizados por los operadores para los tra-tamientos de estimulación de las areniscas CottonValley, en la vecina Cuenca de Texas Oriental.

Actualmente se han puesto en marchaesfuerzos de desarrollo de lutitas gasíferas adi-cionales en otras áreas de Texas Norte yOccidental. La Formación Barnett Shale, porejemplo, está presente en pozos de la CuencaFort Worth hasta la Cuenca Pérmica de TexasOccidental, de manera que las lecciones apren-didas en Texas Norte pueden ser aplicadas enmiles de pozos.

Depositada en un ambiente marino profundo,la Formación Barnett Shale corresponde a fango-litas estratificadas, limolitas y escasas cantidadesde caliza interestratificada con fracturas natura-les abiertas y rellenas con calcita. Lapermeabilidad de la matriz en esta formación delutitas finas, ricas en contenido orgánico, de edadMississippiana, es extremadamente baja y oscilaentre 0.0001 y 0.001 mD. La recuperación finalestimada para un pozo típico de la FormaciónBarnett Shale varía entre 14.3 y 28.6 millones dem3 [500 y 1000 MMpc]. Esto representa una recu-peración calculada del 8 al 10 % del gas en sitio.El logro de la producción económica exige gran-des tratamientos de fracturamiento.

La Formación Barnett Shale yace típicamenteentre la caliza Marble Falls superior y la calizaViola inferior. En ciertas áreas, la FormaciónViola es reemplazada por la dolomita Ellenburger,que no es tan competente como la FormaciónViola para el confinamiento de fracturas hidráu-licas. El espesor de la Formación Barnett Shaleoscila entre 61 y 305 m [200 y 1000 pies], con unespesor medio de aproximadamente 152 m [500pies] en el área principal del campo.

En 1999, el análisis de los campos de esfuer-zos cercanos y lejanos en la Formación Barnettdeterminó que las nuevas fracturas creadasdurante la refracturamiento hidráulico seguían elplano de fractura original a lo largo de una dis-tancia corta antes de adoptar una nuevadirección.17 Los recientes levantamientos micro-sísmicos, realizados durante los tratamientos derefracturamiento, confirman que las nuevas frac-turas se propagan inicialmente en la direcciónoriginal noreste-suroeste antes de desviarse a lolargo de un nuevo azimut noroeste-sureste

(izquierda).18 Además de la reorientación de lasfracturas, el mapeo microsísmico, tal como eldiagnóstico de la estimulación de fracturashidráulicas StimMAP, también aporta evidenciasde la existencia de fracturas complejas que con-tribuyen aún más a aumentar la productividad delpozo proveniente de la Formación Barnett Shale(abajo).

Los pozos de relleno perforados con un espa-ciamiento estrecho de 27 acres [109,300 m2]indicaron configuraciones de drenaje elípticaslargas. Por lo tanto, el refracturamiento ofreceun potencial significativo de aumento de la pro-ducción de pozos y un mejoramiento de larecuperación de gas mediante la creación denuevas fracturas que contactan otras zonas delyacimiento como resultado de su reorientación yde la creación de complejas redes de fracturashidráulicas. Las operaciones de refractura-miento hidráulico también abordan problemasde desempeño deficiente causados por termina-ciones de pozos ineficaces—fundamentalmentela terminación prematura del tratamiento origi-nal—zonas pasadas por alto o no estimuladas, ydaño de producción gradual en esta formaciónnaturalmente fracturada.

Las terminaciones en la Formación BarnettShale se remontan a la década de 1980, cuandolos tratamientos de fracturamiento y rotura con

54 Oilfield Review

Receptores

Yacimiento

Pozo vecino

Pozo

Microsismo

Fractura

> Mapeo sísmico de fracturas. La generación de imágenes microsísmicas sebasa en la detección de microsismos o emisiones acústicas asociadas con elfracturamiento hidráulico o el desplazamiento inducido de fracturas preexis-tentes. Esta técnica utiliza sensores de tres componentes, habitualmenteentre 5 y 12 geófonos o acelerómetros, en un pozo de observación vecino,para detectar estos eventos extremadamente pequeños, o microsismos. Nor-malmente, las operaciones de disparo efectuadas en el pozo que está siendovigilado rutinariamente se utilizan para calibrar y orientar los sensores. Amedida que se desarrolla un tratamiento, los microsismos generados por lapropagación de la fractura son detectados, orientados y localizados con elyacimiento para construir un “mapa” de fracturas.

Fractura simple

Fracturas complejas

Fracturas extremadamente complejas

> Redes de fracturas complejas. La descripciónclásica simple de una fractura hidráulica es unafisura planar unitaria, de dos alas, con el pozo enel medio de las dos alas (extremo superior). Noobstante, en ciertas formaciones, también puedendesarrollarse fracturas hidráulicas complejas(centro) y muy complejas (extremo inferior), talcomo parece ser el caso de la Formación BarnettShale naturalmente fracturada.

17. Siebrits y otros, referencia 16.18. Fisher y otros, referencia 16.

Maxwell y otros, referencia 16.19. Willberg DM, Steinsberger N, Hoover R, Card RJ y Queen

J: “Optimization of Fracture Cleanup Using FlowbackAnalysis,” artículo de la SPE 39920, presentado en elSimposio Regional sobre Yacimientos de Baja Permeabi-lidad de la Sección de las Montañas Rocallosas de laSPE, Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de abril de 1998.

Invierno de 2003/2004 55

ácidos utilizaban altas concentraciones de polí-meros, fluidos con geles reticulados yconcentraciones moderadas de apuntalante conrompedor de gel externo mínimo debido a la altatemperatura de la formación—unos 93°C[200°F]. Algunos de los tratamientos originalestambién incluían CO2 o N2. Los aumentos inicia-les de la producción con posterioridad altratamiento fueron alentadores pero duraronpoco tiempo. Estas prácticas continuarondurante 1990.

Los primeros tratamientos dieron comoresultado una conductividad de fractura pobredebido al daño causado por la limpieza incom-pleta del fluido de tratamiento y la degradacióndel polímero, y por la harina de sílice fina utili-zada como aditivo para pérdida de fluido, quequedaba en el empaque de apuntalante. Losvolúmenes de tratamiento pequeños generabanlongitudes de fracturas más cortas. Los datos delos registros de producción indicaban que algu-nas secciones de la Formación Barnettpermanecían sin tratar o habían sido estimula-das en forma inadecuada y aportaban poca oninguna producción de gas después de los trata-mientos de fracturamiento originales.

El daño de terminación gradual y la degra-dación de la productividad resultan poten-cialmente en una longitud de fractura insuficiente,una limpieza del fluido de tratamiento incomple-ta y restricciones de la permeabilidad relativacausadas por el influjo de agua desde las forma-ciones inferiores. En ciertos pozos, hay eviden-

cias de acumulación de incrustaciones cuando seutiliza agua proveniente de fuentes incompati-bles en tratamientos de estimulación. La degra-dación de la productividad también se produce alreducirse la energía del yacimiento. El análisismediante el sistema de producción NODAL indi-ca que debajo de aproximadamente 11,455 m3/d[400 Mpc/D], los altos niveles de fluido en el pozorestringen la producción de gas. Los métodos delevantamiento artificial ayudan a aumentar laproducción de gas.

Con posterioridad a 1990, los operadorescomenzaron a reducir las concentraciones depolímeros, utilizando N2 como asistencia para elcontraflujo, aumentando los volúmenes globalesde fluido y apuntalante, y bombeando concentra-ciones de arena máximas de 360 kg deapuntalante agregado (kgaa) por cada m3 [treslibras de apuntalante agregado (laa) por cada 1000gal]. Estos cambios se implementaron en respuestaa la limitada productividad inicial y a los resultadosdecepcionantes de los tratamientos de estimula-ción. Los ingenieros aumentaron la frecuenciade utilización de los sistemas de rompedoresexternos, eliminando finalmente el N2 y los aditi-vos sólidos para pérdida de fluido, tales como laharina de sílice fina. La producción incrementalproveniente de estimulaciones por fractura-miento hidráulico continuó mejorando comoresultado de estas tendencias en la optimizacióndel tratamiento, lo que culminó con el surgimientode los tratamientos con agua tratada con clorurode potasio y gelificada con goma guar en 1997.

Los operadores también comenzaron a enfo-carse en el mejoramiento de las operaciones delimpieza posteriores al tratamiento. Los procedi-mientos anteriores eran conservadores, contasas de contraflujo limitadas y períodos de lim-pieza de los fluidos de tratamiento que durabanentre 7 y 10 días. Los nuevos procedimientosreflejaban un intento más agresivo de forzar elcierre de la fractura y recuperar todo el fluido detratamiento posible, en 2 ó 3 días.19

La evolución de las prácticas de fractura-miento, que pasaron de los geles reticulados aluso de agua tratada con cloruro de potasio y geli-ficada con goma guar, y el mejoramiento de losprocedimientos de recuperación de fluidos detratamiento aumentaron considerablemente laproducción de gas proveniente de la FormaciónBarnett Shale. Las operaciones de refractura-miento con grandes volúmenes de fluido yvolúmenes de apuntalante menores arrojaronniveles de productividad que, en ciertos casos,son los más altos obtenidos en estos pozos(abajo, a la izquierda).

Aparentemente, la reducción y la eliminaciónfinal de sólidos en los fluidos de fracturamientogeneran mejores resultados en términos de pro-ducción en formaciones de gas de bajapermeabilidad. Los tratamientos con agua tratadacon cloruro de potasio y gelificada con goma guarconstituyen actualmente la práctica aceptadapara terminar pozos nuevos y refracturar termina-ciones existentes en la Formación Barnett Shale.Las razones del éxito de este método no se cono-cen totalmente y aún están en estudio. Unaposibilidad es que las facies de las fracturas no secierren completamente una vez terminado el des-plazamiento o que sean atacadas o erosionadaspor los grandes tratamientos de estimulación.

Los registros de pozos avanzados, obtenidoscon dispositivos tales como la herramienta degeneración de Imágenes Microeléctricas deCobertura Total FMI y la herramienta de gene-ración de Imágenes Sónica Dipolar DSI,utilizados en conjunto con las series de herra-mientas de adquisición de registros de pozosestándar, proveen evaluaciones de formaciones ycaracterizaciones de yacimientos más detalla-das. Los perfiles de esfuerzos derivados de losregistros sónicos sirven de ayuda en el diseño yla implementación de los tratamientos de etapasmúltiples para asegurar la cobertura completade la estimulación por zonas. El mayor nivel dedetalle se tradujo en mejoras adicionales en lasterminaciones de la Formación Barnett Shale,incluyendo la ubicación más precisa de los dis-paros en los intervalos identificados confracturas naturales abiertas.

1001990 1991 1992 1993 1994 1995 1996

Año1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

1000

10,000

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s, M

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Resultados típicos del refracturamiento hidráulico en la Formación Barnett Shale

Refracturado

> Resultados típicos del refracturamiento hidráulico en un pozo perforado en la Formación BarnettShale. La utilización de volúmenes sustanciales de agua tratada con cloruro de potasio y gelificadacon goma guar y escasas cantidades de apuntalante de arena para refracturar la Formación BarnettShale, se tradujeron en productividades de pozos tanto o más eficaces que las obtenidas con la termi-nación original. En ciertos casos, las productividades de pozos después del refracturamiento fueronlas mayores registradas en este campo petrolero.

Un programa de refracturamiento en pozos someros de gasEnerplus Resources Fund aumentó la producciónen un factor promedio de seis mediante el refrac-turamiento de pozos someros de gas en lasFormaciones Medicine Hat y Milk River delsureste de Alberta, Canadá. Estos resultados fue-ron obtenidos en un programa de estimulaciónconsistente en 15 pozos, durante el segundosemestre de 2002. Se realizaron diez tratamien-tos utilizando el servicio de estimulaciónmediante tubería flexible CoilFRAC.20 La técnicaCoilFRAC utilizó una herramienta de aislamientoselectiva que permitió aislar y estimular selecti-vamente los intervalos disparados individuales.En los otros cinco pozos se utilizó cañería articu-lada y una unidad para entubar bajo presión enlugar de la tubería flexible (CT, por sus siglas eninglés). Estas estimulaciones operadas con tube-ría flexible y con unidades para entubar bajopresión, ayudaron a optimizar los tratamientosde fracturamiento y facilitaron la terminación yla estimulación de zonas pasadas por alto.

Terminados inicialmente en la década de1970, los pozos verticales perforados en las For-maciones Medicine Hat y Milk River producendesde profundidades de 300 a 500 m [984 a 1640pies]. Los intervalos productores corresponden aareniscas estratificadas con un alto contenido delutitas que se fracturan fácilmente. Estos pozosfueron fracturados originalmente mediante elbombeo de fluidos y apuntalantes a través de latubería de revestimiento en una operación deuna sola etapa, con esferitas de obturación para la derivación del tratamiento a través de los múl-

tiples grupos de disparos. Para seleccionar loscandidatos a refracturamiento hidráulico, losingenieros buscaron una relación entre la efica-cia de la fractura original y la producción actual.

Estos pozos fueron terminados inicialmenteen un período de dos años, de manera que laproducción acumulada se normaliza al cabo de30 años. El análisis indicó que la producción pro-medio en los primeros tres meses posteriores ala terminación original era directamente propor-cional a la producción de gas acumulada en unperíodo de 30 años. Por otra parte, los gastos degas y la eficacia de la estimulación están relacio-nados, de manera que la eficacia de laestimulación es directamente proporcional a laproducción acumulada.

Las terminaciones con menos producciónacumulada de gas que la de los pozos cercanosfueron identificadas como candidatas a refractu-ramiento (arriba). Otras de las consideracionescontempladas fueron la producción promedio enlos primeros tres meses posteriores a la termina-ción inicial, el largo de los intervalosproductivos, la distancia vertical entre los inter-

valos disparados y el régimen de producciónactual. Los pozos con regímenes de producciónactualmente económicos de más de 716 m3/d [25Mpc/D] fueron eliminados como candidatos parael refracturamiento.

Los intervalos de más de 7 m [23 pies] fuerondescartados como candidatos a la aplicación deCoilFRAC. Las operaciones con unidades paraentubar bajo presión permitieron largos de lasherramientas de aislamiento selectivo mayores,de hasta aproximadamente 15 m [49 pies]. Adi-cionalmente, debido al riesgo de que lasfracturas crecieran verticalmente en los interva-los adyacentes, también se eliminaron losintervalos con espaciamientos de menos de 10 m[33 pies] aproximadamente.

El largo de las zonas disparadas individual-mente, fracturadas con tubería flexible, oscilabaentre 0.9 m y 6.1 m [3 y 20 pies] con cuatro asiete zonas tratadas en cada pozo. El largo dis-parado de las zonas fracturadas utilizandounidades para entubar bajo presión variabaentre 3 m y 14 m [9.8 y 45.9 pies]. La cantidadde zonas tratadas osciló entre dos y cuatro zonaspor pozo.

56 Oilfield Review

T20

R14 R13W4

R14 R13W4

T19

T18

T20

T19

T18

50.8

137.3 310.4 483.5Producción acumulada de gas, MMpc

656.6 829.6

223.9 397.4 570.0 743.1 916.2

> Criterios de refracturamiento hidráulico de pozos someros de gas. Dado quelas pruebas y el análisis de presiones transitorias resultaban muy costosos yno eran económicamente prácticos para este proyecto, Enerplus ResourcesFund optó por los datos de producción como el mejor indicador relativo dedaño gradual, conectividad y eficacia de la estimulación original. Se trazaronlas curvas de contorno de los datos de producción acumulada de gas y secodificaron en colores utilizando un programa de computación de mapeo delgas. Esto permitió a los ingenieros identificar y seleccionar fácilmente loscandidatos a refracturamiento en áreas con factores de recuperación másbajos (azul).

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

21. Lemp S, Zemlak W y McCollum R: “An Economical Shallow-Gas Fracturing Technique Utilizing a CoiledTubing Conduit,” artículo de la SPE 46031, presentado enla Mesa Redonda sobre Tubería Flexible de la SPE/ICoTA,Houston, Texas, EUA, 15 al 16 de abril de 1998.Zemlak W, Lemp S y McCollum R: “Selective HydraulicFracturing of Multiple Perforated Intervals with a CoiledTubing Conduit: A Case History of the Unique Process,Economic Impact and Related Production Improve-ments,” artículo de la SPE 54474, presentado en la MesaRedonda sobre Tubería Flexible de la SPE/ICoTA, Houston, Texas, EUA, 25 al 26 de mayo de 1999.Marsh J, Zemlak WM y Pipchuk P: “Economic Fracturing of Bypassed Pay: A Direct Comparison ofConventional and Coiled Tubing Placement Techniques,”artículo de la SPE 60313, presentado en el SimposioRegional sobre Yacimientos de Baja Permeabilidad de laSección de las Montañas Rocallosas de la SPE, Denver,Colorado, EUA, 12 al 15 de marzo de 2000.

22. Bastian P: “Short Shut-in Well Test Analysis for VerifyingRestimulation Potential,” presentado en las Jornadassobre GRI/ refracturamiento hidráulico, Denver, Colorado, EUA, 15 de marzo de 1999.Huang H, Bastian PA y Hopkins CW: “A New Short Shut-In Time Testing Method for Determining StimulationEffectiveness in Low Permeability Gas Reservoir,”Informe de Actualidad, Contrato No. 5097-210-4090, Instituto de Investigación del Gas, Chicago, Illinois, EUA(Noviembre de 2000).

Invierno de 2003/2004 57

Debido a la edad de estos pozos, se adopta-ron precauciones para evitar posibles fallasmecánicas. Se controlaron los flujos a la superfi-cie a través de las aberturas de las tuberías derevestimiento; y cualquier indicación de migra-ción de gas hacia la superficie eliminaba al pozocomo candidato. Se bajó un raspador para tube-ría de revestimiento en todos los pozos a fin deeliminar cualquier restricción del pozo y verifi-car el diámetro interno mínimo.

Los intervalos escogidos para el refractura-miento hidráulico fueron redisparados a fin deasegurar la inyectividad y mejorar la eficacia deltratamiento. Debido a la falta de registros actua-lizados, los intervalos existentes fueronredisparados a las mismas profundidades y conlas mismas longitudes que los disparos iniciales.Las evaluaciones de pozos previas al tratamientoconfirmaron el largo de los intervalos y la cali-dad de la arenisca a partir de los registros derayos gamma. En cuatro pozos estimuladosmediante la tubería flexible, se dispararon inter-valos productivos netos adicionales derivados delos registros existentes.

La producción acumulada y los regímenes deproducción actuales resultaron efectivos para laselección de los candidatos a refracturamientohidráulico. El refracturamiento se tradujo en unaumento promedio de la producción por pozo deaproximadamente seis veces con respecto alrégimen de producción previo a la estimulación.Con posterioridad al fracturamiento, seis de los15 pozos mostraron regímenes promedio másaltos que los registrados en el momento de laterminación inicial; cuatro pozos produjerondentro del 25% de sus tasas a los tres meses dela terminación original en la década de 1970.Este nivel de aumento sustancial de la producti-vidad es aún más impresionante si se analiza enel contexto de casi 30 años de producción y másde 100 lpc [689 kPa] de reducción de presión(derecha).

Estos resultados coinciden con las evaluacio-nes documentadas de otros tratamientosCoilFRAC efectuados en el área desde el año1997.21 La producción promedio de los pozos frac-turados con tubería flexible fue levementesuperior a la obtenida con los tratamientos reali-zados con unidades para entubar bajo presión.Esto reafirma el hecho de que el fracturamientode varios intervalos pequeños arroja mejores regí-menes de producción que el fracturamiento deunos pocos intervalos más grandes. Por otraparte, el fracturamiento efectuado con tuberíaflexible cuesta aproximadamente un 10% menosque los tratamientos con unidades para entubarbajo presión.

Análisis de pruebas de pozos con tiempos de cierre cortosPara determinar la forma en que debería respon-der un pozo al refracturamiento es precisoconocer el tratamiento de fracturamiento origi-nal y el estado actual del tratamiento deestimulación del pozo; longitud y conductividadde la fractura. Otro de los objetivos del proyectode refracturamiento hidráulico llevado a cabo porel GTI en el año 1998 fue desarrollar un métodode prueba de pozo para verificar el potencial derefracturamiento hidráulico de los pozos de yaci-mientos de gas de baja permeabilidad.

En yacimientos de baja permeabilidad, serequieren tiempos de cierre largos—que a vecesimplican varios días, semanas o incluso meses—para obtener una caracterización de yacimientosy fracturas única a partir de un análisis deprueba de presiones transitorias de pozos, habi-tualmente una prueba de incremento de presión.Por ello, la mayoría de los operadores sostienen

que los altos costos que implican la implementa-ción de estas pruebas y las pérdidas de tiempode producción asociadas con las mismas son ina-ceptables. En consecuencia, si el objetivo es sóloverificar que un pozo requiere estimulación, qui-zás no sea necesaria una solución única para laspruebas de pozo.

Schlumberger desarrolló el método de inter-pretación de tiempo de cierre corto (SSTI, porsus siglas en inglés) para obtener datos de prue-bas de pozos interpretables en pozos deyacimientos de gas baja permeabilidad.22 Estanueva técnica, aplicable en yacimientos nuevoso agotados, utiliza datos iniciales de presionestransitorias para estimar los probables rangosde permeabilidad del yacimiento y de la longitudde la fractura. El método SSTI resulta especial-mente efectivo en formaciones de bajapermeabilidad, en yacimientos de gas de bajapermeabilidad y en pozos con grandes volúme-nes de almacenamiento.

140

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Vida productiva del pozo

335 lpc

335 lpc

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Vida productiva del pozo

Caída de presión a lo largo de 30 años

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, Mpc

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, MM

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3.5

3.0

2.5

2.0

1.5

1.0

0.5

0.02001 2002

Régimen de producción promedio para operaciones de refracturamiento hidráulico CoilFRAC

Producción del campo

Régimen de producción promedio para operaciones de refracturamiento hidráulico con unidades para entubar bajo presión

Caída de presión a lo largo de 30 años

Inicial Antes del refracturamiento Después del refracturamiento

Último pozo en ser fracturado con tubería flexible (sólo 10 de los 15 pozos han sido fracturados a esta altura y todos a través de tubería flexible)

Cierre del compresor de gas

Dos de los cinco pozos refracturados con unidades para entubar bajo presión

Limpieza de pozos nuevos con tubería flexible

6 pozos nuevos

13 pozos nuevos

335 lpc

335 lpc 450 lpc

> Resultados del refracturamiento hidráulico de pozos someros de gas. El refracturamiento de pozossomeros en las formaciones gasíferas Medicine Hat y Milk River se tradujo en aumentos significativosde la producción, aun después de que los pozos hubieran estado en producción durante más de 30años. Enerplus Resources Fund utilizó tanto la técnica de estimulación a través de la tubería flexiblecomo la técnica operada con tubería de producción utilizando una unidad para entubar bajo presión.

Este enfoque no constituye una determina-ción cuantitativa de las propiedades delyacimiento y de la eficacia de la estimulaciónpero tampoco es totalmente cualitativo. Elmétodo SSTI define valores inferiores y superio-res tanto para la permeabilidad del yacimientocomo para la longitud de la fractura en puntoscríticos durante el desarrollo de una prueba depozo. Mediante la provisión de un rango deresultados en vez de múltiples conjuntos de solu-ciones no únicas, esta determinación rápida ysimple reduce la incertidumbre y la ausencia deunicidad, si se compara con las interpretacionesconvencionales.

En pocas horas, y generalmente en menos detres días, se obtienen estimaciones razonable-mente buenas de las propiedades de losyacimientos. Esto reduce significativamente elcosto de las pruebas de pozos, en términos deequipos, servicios y producción demorada. Laidentificación del flujo radial o lineal en un pozoproporciona una buena indicación de la eficaciao ineficacia de la fractura apuntalada actual. Elenfoque SSTI está sujeto a limitaciones en losyacimientos compuestos de varios horizontes(multicapa), pero a menudo los ingenieros pue-den utilizar estos resultados para determinar siun pozo debería ser reestimulado.

El proyecto del GTI incluyó un programa depruebas de pozos en la Formación Frontier de laUnidad North Labarge, Condados de Sublette yLincoln, Wyoming, EUA, para validar los candida-tos a refracturamiento hidráulico seleccionadospor los tres métodos del GTI; estadísticas de pro-ducción, reconocimiento de patrones y curvastipo. El método SSTI fue aplicado para determi-

nar la eficacia del tratamiento de fracturamientohidráulico original aplicado en los pozos de estesitio de prueba. El éxito de la aplicación envarios pozos de gas del área Frontier demostró elpotencial del método SSTI, pero las dificultadesasociadas con la calidad y adquisición de datosentorpeció el análisis completo de los datos depruebas de pozos.

Las interpretaciones realizadas utilizando elmétodo SSTI requieren datos precisos de altacalidad. Las mediciones de fondo de pozo conmedidores electrónicos precisos y muestreo dedatos frecuente ayudan a capturar el nivel dedetalle requerido. Los dispositivos de cierre defondo de pozo reducen los efectos de almacena-miento del pozo y aceleran el inicio del flujolineal. La interpretación de estas pruebas seefectúa utilizando los tiempos de pruebas com-prendidos entre el comienzo y el final del flujolineal. El método SSTI también es aplicable enpruebas de pozos convencionales.

Evaluación del mejoramiento de la producciónEn marzo de 2002, Kerr-McGee Corporation ySchlumberger comenzaron a trabajar en con-junto para mejorar la producción proveniente deyacimientos de gas maduros o “marginales,”situados en Texas Sur. Estos esfuerzos son elresultado de una evaluación de yacimientos inte-gral realizada por Schlumberger paracomprender mejor las tendencias de termina-ción y producción registradas en la CuencaVicksburg. Iniciado en el otoño de 2001, esteestudio proactivo se concentró en las áreasdonde la aplicación de nuevas tecnologías y téc-

nicas produciría el mayor impacto y, a su vez,ayudaría a los operadores a producir gas enforma más económica.

El objetivo era conocer cómo las prácticasgeológicas, petrofísicas y de terminación depozos inciden en el desempeño del pozo. Esteestudio de la Cuenca Vicksburg permitió identi-ficar pozos con desempeños deficientes ydeterminar tecnologías específicas, tales comolas herramientas de evaluación de formacionesavanzadas, así como mejorar las prácticas determinación de pozos y las técnicas de refractu-ramiento hidráulico que podrían incidirsustancialmente en la productividad del pozo.

El equipo de estudio recolectó e interpretóinformación clave, incluyendo registros de pozosy datos relacionados con prácticas de estimula-ción por fracturamiento hidráulico. Luegocombinó los elementos de los procesos patenta-dos, tanto de rutina como avanzados, en unasecuencia de tareas integrada que identificónumerosas oportunidades de refracturamiento.

Los elementos clave de esta secuencia detareas fueron la técnica Moving Domain para laevaluación rápida de las propiedades producto-ras, el desarrollo de un modelo petrofísicoespecífico destinado a identificar zonas de gaspasadas por alto y técnicas para evaluar y miti-gar riesgos. El análisis Moving Domain es unanálisis de datos de producción basado en esta-dísticas para identificar áreas con potencialpara perforación de pozos de relleno, nuevas ter-minaciones y nuevas estimulaciones.

Como resultado de los esfuerzos del equipodel proyecto, Kerr-McGee refracturó 12 pozosdurante el año 2002. Inicialmente, esta campañade refracturamiento incorporó 157.5 millones dem3 [5500 MMpc] de reservas de gas recupera-bles incrementales (arriba, a la izquierda). Estoequivale a US$ 600,000 de ingresos por mes, arazón de US$ 4/Mpc de gas, lo que aumentó elflujo de fondos bruto de Kerr-McGee en unosUS$ 8.5 millones en el año 2002. Hasta la fecha,el éxito del programa ha aumentado aún más enel año 2003 con 103.1 millones de m3 [3600MMpc] de gas recuperable para los primeroscuatro pozos solamente. Entre 2002 y 2003, loscostos de desarrollo también se redujeron enmás de un 40% mediante el mejoramiento de laevaluación y la mitigación de riesgos.

Schlumberger trabaja con Kerr-McGee envarias localizaciones geográficas para facilitar laejecución del proyecto. Los resultados del tra-bajo realizado en cada pozo están publicados enun Informe de Decisiones basadas en la Informa-ción Adecuada (IDR, por sus siglas en inglés)que incluye propiedades de yacimientos deriva-das del modelo petrofísico específico de la

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100,000

10,000

10-96 -84 -72 -60 -48 -36 -24

Tiempo normalizado, meses

-12 0 12 24 36 48 60

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1000

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tal p

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, Mpc

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12 pozos refracturados en el tiempo 0

Promedio durante el primer mes para los 12 pozos: 6.6 MMpc/D después del refracturamiento

Declinación proyectada después del refracturamiento

Declinación proyectada si los pozos no hubieran sido refracturados

Producción para los 12 pozos: 1.5 MMpc/D antes del refracturamiento

> Resultados del refracturamiento realizado por Kerr-McGee en Texas Sur.

Invierno de 2003/2004 59

Cuenca Vicksburg, el programa de computaciónde diseño y análisis de tratamientos de fractura-miento FracCADE, el programa de computaciónde análisis de pozos ProCADE, y predicciones degastos y características de producción clavesobtenidas del análisis Moving Domain.

Estos resultados se exhiben luego electróni-camente utilizando el sistema de control yentrega de datos en tiempo real InterACT y seponen a disposición del personal deSchlumberger y Kerr-McGee que participa delproyecto. Las actuales capacidades de teleconfe-rencia y las herramientas de colaboración, talescomo el programa de computación InterACT quepermite la revisión y evaluación de los resulta-dos del proyecto a medida que se dispone deellos, facilitan esta interacción y colaboraciónde parte del equipo del proyecto.

Un gerente de proyecto de Schlumberger,ubicado en las oficinas de Kerr-McGee, coordinalas operaciones que incluyen desde el trabajo dediagnóstico inicial—pruebas de incremento depresión y registros de producción—hasta losdiseños de operaciones de refracturamiento rea-les, su ejecución, su vigilancia rutinaria entiempo real y las evaluaciones posteriores al tra-tamiento.

Reconociendo el valor de una relación decolaboración con Schlumberger, que incluye ungran equipo de especialistas a lo largo de toda laduración del proyecto, Kerr-McGee identificórecientemente otras oportunidades de camposmarginales para la evaluación conjunta.

Operaciones de refracturamiento hidráulicoCon el crecimiento diario de la demanda mun-dial de petróleo, las operaciones derefracturamiento hidráulico de pozos cobrancada vez más importancia. Las importantes mejo-ras obtenidas en la productividad a cambio deuna inversión relativamente baja hacen del frac-turamiento hidráulico, ya sea como tratamientoinicial o como operaciones de refracturamientohidráulico, una de las técnicas de mejoramientode la producción más atractivas desde el puntode vista económico.23

La estimulación por fracturamiento hidráu-lico durante la terminación inicial o en unaetapa posterior de la vida productiva de un pozoelude el daño en la zona vecina al pozo yaumenta la conectividad con el yacimiento. Lapráctica de refracturamiento comenzó inmedia-tamente después de la introducción delfracturamiento hidráulico, aproximadamente enel año 1947, pero las primeras aplicaciones

demandaban un esfuerzo considerable paradiagnosticar problemas y seleccionar pozos can-didatos, arrojando resultados mixtos. Desde losestudios del GTI de 1996 y 1998, y las pruebas decampo asociadas, hasta el éxito continuo de lasoperaciones de refracturamiento hidráulico enAmérica del Norte y en otras áreas, incluyendoChina, Argelia, Brasil y Rusia, resulta claro queen todo el mundo existe un importante potencialde refracturamiento, incluso en los campospetroleros maduros.24

En muchos casos, el refracturamiento esmucho menos costoso que un pozo de desarrollonuevo y puede complementar a la perforación depozos de relleno, con escasa erogación de capi-tal, especialmente en yacimientos profundos debaja permeabilidad. Esto se pone de manifiestoincluso en los pozos someros de gas de Canadá(izquierda). No obstante, la economía del refrac-turamiento hidráulico es sumamente sensible auna adecuada selección de candidatos. Erroresde cálculo relativamente secundarios puedenconvertir un proyecto potencialmente redituableen un emprendimiento infructuoso.

Básicamente, los candidatos a refractura-miento son seleccionados de la misma forma quelos candidatos a fracturamiento inicial, salvo porel hecho de que puede haber mucha mayor canti-dad de datos con los que trabajar. Numerosasmetodologías emergentes, incluyendo las gráficasde interrelación multidimensionales y los mapasautoorganizados, ofrecen a los operadores gran-des bases de datos que contienen cientos depozos diferentes, parámetros de entrada y varia-dos criterios de fracturamiento. En general, estastécnicas corresponden a la categoría de mineríade datos (extracción de información oculta y pre-decible de grandes bases de datos) ydescubrimiento de conocimientos.25

Schlumberger también continúa desarro-llando y refinando métodos de selección decandidatos a fracturamiento. Utilizando el análi-sis Moving Domain, por ejemplo, Schlumbergerestá evaluando diversas formas de utilizar lashistorias de producción de pozos vecinos paraseleccionar candidatos a refracturamiento conalto potencial. Aplicado en forma sensata, elrefracturamiento ha demostrado ser efectivopara la explotación de reservas incrementales ylos beneficios financieros que las mismas repre-sentan, particularmente en el entorno comercialdesafiante del mundo actual. Estos tipos de ope-raciones de refracturamiento hidráulico depozos constituyen un medio viable y económica-mente atractivo de mejorar el retorno económicopara los operadores que deseen aplicar nuevosmétodos y tecnologías relacionados. —MET

23. Bradley HB: Petroleum Engineering Handbook. Richardson, Texas, EUA: Society of Petroleum Engineers(1992): 55-1–55-12.Economides MJ y Nolte KG: Reservoir Stimulation, Tercera Edición, West Sussex, Inglaterra: John Wiley &Sons Ltd. (2000): 5-1–5-28.Duda JR, Boyer II CM, Delozier D, Merriam GR, Frantz JrJH y Zuber MD: “Hydraulic Fracturing: The ForgottenKey to Natural Gas Supply,” artículo de la SPE 75712,presentado en el Simposio de Tecnología del Gas de laSPE, Calgary, Alberta, Canadá, 30 de abril al 2 de mayode 2002.

24. Pospisil y otros, referencia 3.Olson, referencia 3.Wright y Conant, referencia 11.Marquardt MB, van Batenburg D y Belhaouas R: “Production Gains from Re-Fracturing Treatments inHassi Messaoud, Algeria,” artículo de la SPE 65186, presentado en la Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, París, Francia, 24 al 25 de octubre de 2000.

25. Oberwinkler C y Economides MJ: “The Definitive Identification of Candidate Wells for Refracturing,” artí-culo de la SPE 84211, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, Colorado,EUA, 5 al 8 de octubre de 2003.

160

140

120

100

80

Costo promedio por pozo, $1000

Aumento promedio de la producción, Mpc/D

60

40

20

0

Perforar y terminar Refracturamiento hidráulico con tubería flexibleRefracturamiento hidráulico con unidad para entubar bajo presión

> Economía de refracturamiento. En pozos someros de gas, como los de lasFormaciones Medicine Hat y Milk River del sureste de Alberta, Canadá, larefracturamiento hidráulico de pozos existentes cuesta menos (izquierda) yproporciona producción incremental a un costo unitario más bajo (derecha)que el de la perforación y terminación de pozos nuevos. En cierta medida,sucede lo mismo con los pozos actualmente en producción en muchos otroscampos petroleros, especialmente aquéllos perforados en yacimientos másprofundos de baja permeabilidad.

60 Oilfield Review

Análisis de hidrocarburos en el pozo

Soraya BetancourtGo FujisawaOliver C. Mullins Ridgefield, Connecticut, EUA

Andrew CarnegieAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos (EAU)

Chengli DongAndrew KurkjianSugar Land, Texas, EUA

Kåre Otto EriksenStatoilStavanger, Noruega

Mostafa HaggagAntonio R. JaramilloAbu Dhabi Company for Onshore Oil OperationsAbu Dhabi, EAU

Harry TerabayashiFuchinobe, Kanagawa, Japón

CFA (Analizador de la Composición de los Fluidos), LFA(Analizador de Fluidos Vivos para la herramienta MDT),MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación) y PVT Express son marcas de Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Sylvain Jayawardane y Jiasen Tan, Edmonton,Alberta, Canadá; Sudhir Pai, Rosharon, Texas, EUA; IbrahimShawky, Abu Dhabi, EAU; y Tsutomu Yamate, Fuchinobe,Kanagawa, Japón.

El advenimiento de una nueva herramienta de toma de muestras de fluidos, permite

una rápida evaluación de la composición de los hidrocarburos. Hoy, es posible deter-

minar la calidad de las muestras tomadas para su posterior análisis antes de llenar la

botella de muestreo. La herramienta es lo suficientemente sensible como para deter-

minar los gradientes de la composición de los fluidos dentro de una formación.

La comprensión de la composición del petróleocrudo en las primeras etapas del proceso dedesarrollo de un campo ayuda a optimizar laexplotación de los recursos. Actualmente se dis-pone de dicha información gracias a una herra-mienta operada a cable que ofrece resultados entiempo real para optimizar el muestreo de fluidosen base a la composición medida en la localiza-ción del pozo.

En ocasiones es necesario obtener una de-terminación temprana de la composición delgas y de la relación gas/petróleo (RGP) para de-cidir si terminar un pozo o no, o hasta para tomarla decisión de desarrollar un campo petrolero.

Radiación infrarroja cercana

Absorción y excitación

Por ejemplo, las implicancias económicas deldesarrollo de yacimientos que contienen gasesricos en hidrocarburos son sustancialmente dife-rentes de las correspondientes al desarrollo deyacimientos con altos porcentajes de dióxido decarbono [CO2] en el gas. El CO2 es altamentecorrosivo, de manera que su presencia puedemodificar los requisitos en términos de líneas deflujo y equipos de superficie. Por otra parte, qui-zás sea necesario evitar la mezcla de áreas pros-pectivas con composiciones incompatibles. Losproblemas relacionados con acumulaciones deasfaltenos, ceras, hidratos e incrustaciones orgá-nicas en las líneas de flujo también inciden en el

Invierno de 2003/2004 61

aseguramiento del flujo.1 La composición delfluido puede restringir las caídas de presión y losgastos (velocidades o tasas de flujo, caudales,ratas) admisibles, para evitar la condensación delos fluidos.

Este artículo presenta los recientes desarro-llos en materia de análisis de fluidos que puedenefectuarse con el Probador Modular de Dinámicade la Formación MDT.2 Un nuevo módulo, elAnalizador de la Composición de los Fluidos CFA,proporciona una medición de la composición delos fluidos de muestras extraídas directamentede la formación. Este módulo discrimina las frac-ciones de metano, hidrocarburos livianos, hidro-carburos pesados, dióxido de carbono y aguapresentes en una muestra. La herramienta rea-liza esta determinación en base a la absorción dela luz y la fluorescencia de los fluidos; los resul-tados son transmitidos a la superficie en tiemporeal. Ejemplos de Medio Oriente y el Mar delNorte demuestran la eficacia de este nuevomódulo.

Análisis del petróleo y el gasLos términos gas y petróleo describen el estadode un hidrocarburo como vapor o líquido, pero noespecifican la composición química. Es posibleutilizar una medición detallada de los componen-tes de un hidrocarburo, como la obtenida en unlaboratorio de superficie, para predecir los com-ponentes de las fases de petróleo y gas—así comotambién otras propiedades físicas, tales como ladensidad y la viscosidad—a diversas temperatu-ras y presiones. La obtención de estas medicionesdetalladas de laboratorio puede demandarmucho tiempo. La nueva herramienta CFA, enconjunto con otros módulos de la herramientaMDT, proporciona una determinación rápida dealgunos de los componentes e indica el grado decontaminación del lodo de perforación antes desometer las muestras a un nuevo análisis.

Los hidrocarburos comprenden una variedadde componentes que abarcan desde el metanoque sólo tiene un átomo de carbono hasta loscompuestos de carbono de cadena muy larga, ade-más de moléculas cíclicas, aromáticas y otrasmoléculas complejas tales como los asfaltenos ylas parafinas. Estos componentes determinan elcomportamiento de fases de un fluido de yaci-miento determinado que suele indicarse utili-zando un diagrama de fases representado por tresvariables: presión, volumen y temperatura (PVT)(arriba, a la derecha).3 Un hidrocarburo seencuentra en una sola fase si la presión y la tem-peratura están fuera de la envolvente de fases. Encondiciones que caen dentro de esta envolvente,coexisten dos fases. Sin embargo, la composiciónde las fases cambia dentro de esta región bifásica.

Cerca de la curva del punto de burbujeo, la fasegaseosa corresponde predominantemente ametano, pero ingresando más en la región de dosfases, otros componentes livianos e intermediosingresan en la fase gaseosa.

De un modo similar, los primeros componen-tes líquidos que se separan después de atravesarel punto de rocío son los componentes más pesa-dos; los componentes más livianos pasan a la faselíquida en las condiciones que prevalecen másallá de la curva del punto de rocío. Este fenómenoes importante cuando se muestrean fluidos de gascondensado: una vez que un fluido ingresa en laregión bifásica, los componentes pesados se pier-den en la fase líquida. Este comportamiento seutiliza en el diseño del módulo CFA para determi-nar cuándo un fluido atraviesa el punto de rocío.

La condición de presión y temperatura en lacual se unen las curvas del punto de burbujeo y ladel punto de rocío se denomina punto crítico. Eneste punto, la densidad y la composición de lasfases líquida y gaseosa son idénticas. La tempe-ratura máxima a la cual pueden coexistir dosfases se denomina cricondetérmica.

Usualmente, la temperatura de un yacimientoes casi constante—a menos que se inyecten en elmismo fluidos fríos o calientes—de manera que

la mayoría de los yacimientos que se están ago-tando siguen una trayectoria vertical descendenteen un diagrama de fases de presión y temperatura.Si la temperatura del yacimiento se encuentraentre la temperatura del punto crítico y la cricon-detérmica, se puede separar líquido de la fasegaseosa dentro del yacimiento. Éstos se denomi-nan yacimientos de gas condensado o de conden-sado retrógrado. El gas presente en un yacimientocon una temperatura superior a la cricondetér-mica se conoce como gas húmedo si se separalíquido debido a la disminución de la presión y dela temperatura en el sistema de producción, ocomo gas seco si no se separa líquido ya sea en elyacimiento o en el sistema de producción.

Curva del punto de burbujeo

Curva del punto de rocío

Temperatura

Pres

ión

Punto crítico

Agotamiento del yacimiento

Punto cricondetérmico

> Una típica envolvente de fases para un condensado retrógrado. Entre lascurvas del punto de burbujeo y del de rocío, los hidrocarburos se encuentranen dos fases. Las líneas de la fracción molar líquida constante (líneas punte-adas) se unen en el punto crítico. Los fluidos que ingresan en la región dedos fases a la derecha del punto crítico se denominan condensados retró-grados. Los fluidos a temperaturas superiores de la del punto cricondetér-mico siguen siendo monofásicos a todas las presiones. Si la condición inicialde temperatura y presión del yacimiento está por encima de la envolvente defases, y entre la temperatura crítica y la del punto cricondetérmico, el fluidoatraviesa un punto de rocío y se separa líquido de la fase gaseosa al declinarla presión del yacimiento. Esta condición (línea vertical) comienza en la con-dición de yacimiento inicial; en esta gráfica se muestra a una temperatura ypresión elegidas en forma arbitraria.

1. Wasden FK: “Flow Assurance in Deepwater Flowlines/Pipelines,” Deepwater Technology, Suplemento de laRevista World Oil (Octubre de 2003): 35–38.

2. Andrews RJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME,Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, 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,” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001-2002): 24–43.

3. Para obtener mayor información sobre diagramas defases y seudo-fluidos, consulte: “ComposingPseudofluids” en: Afilaka JO, Bahamaish J, Bowen G,Bratvedt K, Holmes JA, Miller T, Fjerstad P, Grinestaff G,Jalali Y, Lucas C, Jiménez Z, Lolomari T, May E y RandallE: “Mejoramiento de los yacimientos virtuales,” OilfieldReview 13, no. 1 (Verano de 2001): 26–47.

Las decisiones económicas tomadas en las pri-meras etapas de un proyecto de exploración amenudo dependen de la caracterización del tipode hidrocarburo presente en un yacimiento. Estadeterminación resulta particularmente válida enáreas marinas, donde puede ser necesario eldiseño de costosas infraestructuras de platafor-mas o empalmes submarinos para manejar losfluidos de yacimiento. La tipificación temprana delos hidrocarburos también se necesita en áreasremotas, donde la producción de campos satélitespuede resultar antieconómica a menos que seconstruya una configuración de empalmes o insta-laciones adicionales para comercializar el gas.

Las prácticas de producción seguras tambiénrequieren el conocimiento del comportamiento delas fases de los fluidos. Si la presión de yacimientocae por debajo del punto de rocío, precipita con-densado líquido en la formación. Si la saturaciónes baja, el líquido presente en los espacios porososno es móvil y reduce la permeabilidad relativa algas. El resultado son dos impactos económicosnegativos: la productividad declina y quedan en elyacimiento valiosos líquidos de condensado.Frecuentemente se necesita mantener la presiónmediante la inyección de gas o de agua para man-tener la presión de yacimiento por encima delpunto de rocío. Se pueden implementar prácticassimilares para mantener un yacimiento de petró-leo por encima del punto de burbujeo y evitar elescape de gas. Los programas de desplazamientomiscible, tales como la reinyección de gases sepa-radores, pueden modificar la composición y elcomportamiento de fases de la mezcla de fluidosde formación y fluidos inyectados. Puede ser nece-sario tomar muestras de fluidos de yacimientopara comprender este proceso también.

Muestreo de fluidosDurante muchos años, la industria ha evaluadolos fluidos recolectando muestras de una forma-ción, llevándolas a la superficie y analizándolasen un laboratorio que puede estar ubicado lejosde la localización del pozo. Este proceso puederequerir mucho tiempo y está sujeto a errores enla recolección y el manipuleo de las muestras opuede producir la degradación de las mismasdurante el transporte.

El servicio PVT Express de análisis de fluidosde pozos en la localización del pozo es un avancereciente en la determinación de las propiedadesde los fluidos. Este sistema puede aportar datosdetallados de análisis de fluidos a las pocas horasde haber llegado las muestras a la superficie. Unasingular minicelda para la determinación de laspropiedades PVT permite la medición en sitio dela presión del punto de rocío en las muestras degas condensado. El laboratorio móvil, compacto y

modular, puede transportarse a cualquier lugargeográfico. Se eliminan así las demoras asocia-das con el despacho de las muestras. Se puedendeterminar la calidad y las propiedades de losfluidos, manteniendo a la vez la oportunidad deobtener muestras adicionales. Con el servicioPVT Express, se pueden tomar con mayor rapidezlas decisiones relacionadas con la ejecución depruebas de formación con herramientas opera-das a cable o adicionales pruebas de producciónefectuadas en agujero descubierto.

Transitando al siguiente paso, Schlumbergerrealiza algunas evaluaciones de propiedades defluidos en el fondo del pozo. El Analizador deFluidos Vivos LFA de la herramienta MDT pro-porciona una forma de analizar los fluidos ensitio para determinar cuándo se ha reducido sufi-cientemente la contaminación producida por ellodo de perforación para obtener una muestra defluido de calidad aceptable.4 Esto minimiza eltiempo necesario para recolectar las muestras defluido, reduciendo tanto los costos del equipo deperforación como el riesgo de que la herramientase atasque por haber estado demasiado tiempoen el pozo.

El módulo LFA incluye un canal específica-mente sintonizado para registrar la presencia demetano, proporcionando un medio para obtenerla relación gas/petróleo.5 La medición de la rela-

ción gas/petróleo en el fondo del pozo ayuda aidentificar si las diferentes formaciones estáncompartimentalizadas. Se puede implementar unprograma de muestreo para descubrir la varia-ción composicional dentro de un compartimientodado, ayudando a optimizar los programas de ter-minación de pozos. La concordancia entre lasmediciones de las propiedades del petróleocrudo en el fondo del pozo, en la localización delpozo y en el laboratorio, genera confianza en laspropiedades de fluidos obtenidas.

Los canales LFA también miden el color delpetróleo, que usualmente cambia al eliminar ellodo de perforación de la formación por medio dellavado. Un algoritmo sofisticado indica el tiempode limpieza requerido para obtener una muestrade fluido de formación representativa en losmódulos de muestreo MDT.6 Esta evaluación rea-liza una precalificación de las muestras de fluidopara un análisis más extensivo en la superficie,proporciona datos básicos de propiedades de flui-dos, tales como la relación gas/petróleo, y ayuda adefinir la variabilidad del fluido con respecto a laprofundidad. Estas mediciones resultan críticaspara el ajuste de un plan de muestreo y análisismientras la herramienta MDT se encuentra en elpozo, lo que ayuda a los operadores a extraer elmáximo beneficio de las carreras de adquisiciónde registros.

62 Oilfield Review

2.0

1600 1700 1800Longitud de onda, nm

Dens

idad

ópt

ica

1900 2000 2100

1.5

1.0

0.5

0.0

MetanoEtanoN-heptanoDióxido de carbono

> Espectro de absorción en la región visible e infrarroja cercana. Al aumentar la longitud de onda, ladensidad óptica—o absorción de la luz—de los hidrocarburos se debe a la presencia de moléculascada vez más pesadas y complejas (próxima página). Los gases condensados y los petróleos tienendiferentes respuestas en la región visible. Las bandas de excitación molecular de los hidrocarburosaparecen a aproximadamente 1700 nanómetros (nm), donde la luz que interactúa con los enlaces delos hidrocarburos induce las vibraciones moleculares (arriba). El metano tiene un pico en el modovibracional de CH4 y el etano, en el modo de –CH3. Los hidrocarburos de cadenas más largas, talescomo el n-heptano, tienen muchos enlaces–CH2– pero también tienen enlaces –CH3 en los extremosde las cadenas. La longitud de onda correspondiente a la excitación del dióxido de carbono es mayorque las longitudes de onda correspondientes al modo de los hidrocarburos. El agua tiene dos picos deabsorción anchos, intensos, que pueden interferir con la detección de los picos de excitación de loshidrocarburos (próxima página).

Invierno de 2003/2004 63

Los yacimientos de gas condensado planteandesafíos especiales para la recolección de mues-tras de fluidos. Una herramienta de muestreodebe aplicar un diferencial de presión para suc-cionar fluido de la formación forzándolo a ingre-sar en sus cámaras de muestreo. Si esta caída depresión es demasiado grande, la presión puedecaer por debajo del punto de rocío y la fase líquidaseparada puede quedar atrapada en el yacimiento.En consecuencia, la muestra recolectada no serárepresentativa. Aun cuando la transición de fasese produzca fuera de la formación, es decir, queel fluido se convierta en multifásico dentro de laprobeta y los módulos de bombeo de la herra-mienta o en las líneas de flujo que conducen a lacámara de muestreo, las diferencias en la densi-dad y la viscosidad del fluido y la segregación defases dentro de la herramienta pueden dar comoresultado una composición de la muestra norepresentativa del fluido del yacimiento. Esteproblema de un fluido de yacimiento que sesepara en dos fases es aún más severo cuando lasmuestras se obtienen en la superficie duranteuna prueba de producción efectuada en agujerodescubierto, que utiliza una mayor caída de pre-sión que la utilizada por una herramienta demuestreo operada a cable.

El nuevo módulo CFA—un desarrollo con-junto entre el centro de Investigaciones Doll deSchlumberger en Ridgefield, Connecticut, EUA; elCentro de Tecnología Kabushiki Kaisha deSchlumberger en Fuchinobe, Kanagawa, Japón; yel Centro de Productos Sugar Land deSchlumberger en Sugar Land, Texas, EUA—fueconcebido específicamente para detectar la for-mación de rocío como una segunda fase de hidro-carburo utilizando un detector de fluorescencia.Se trata de la primera herramienta de fondo depozo con capacidad de detección de rocío. Conesta capacidad, el módulo puede diferenciar

entre flujo monofásico y flujo multifásico e indicarcuándo la presión de la herramienta cae pordebajo de la presión del punto de rocío. Utilizadaen combinación con un módulo LFA, la herra-mienta CFA indica el tiempo y las condicionesadecuadas para la obtención de una muestra defluido, incluso en el complejo entorno de los yaci-mientos de gas condensado.

Además del detector de fluorescencia, laherramienta CFA incorpora espectrómetros deabsorción que miden la opacidad, o la densidadóptica, de un fluido a diversas longitudes de onda.Estas mediciones permiten distinguir varios com-ponentes de los fluidos con hidrocarburos, no sólomejorando la detección del rocío sino tambiénproporcionando un análisis composicional. Eneste artículo, se analizará primero esta capacidadde análisis composicional, describiéndose másadelante la detección por fluorescencia.

Evaluación de la composición del gasLas moléculas de hidrocarburos interactúan conla luz en la banda de longitud de onda visible einfrarroja cercana, que es muestreada por losespectrómetros CFA. La interacción con las ban-das de energía electrónica confiere a los petróleossu color, absorbiendo más luz las moléculas com-plejas que las moléculas simples (página anteriory arriba).7 Los petróleos con cantidades significa-tivas de resinas y asfaltenos son más oscuros quelos que contienen principalmente parafinas.8 Losgases condensados tienden a ser relativamenteclaros, con poca absorción electrónica.

Un tipo diferente de interacción se produceen la región infrarroja cercana, donde la absor-ción de la luz excita la vibración molecular. Eltipo de enlace molecular entre los átomos de car-bono [C] y los átomos de hidrógeno [H] deter-mina la frecuencia de la luz absorbida. Lasinteracciones dominantes de la absorción vibra-

cional tienen lugar en tres tipos de configuracio-nes moleculares:9

• un átomo de carbono rodeado por cuatro áto-mos de hidrógeno, es decir, CH4

• un átomo de carbono con tres átomos dehidrógeno, –CH3

• un átomo de carbono con dos átomos dehidrógeno, –CH2–.El metano es el único ejemplo del primer

modo. El etano es un ejemplo del segundo casoporque contiene dos átomos de carbono, cadauno de los cuales está conectado con tres átomosde hidrógeno. Sin embargo, los hidrocarburos decadena más larga corresponden predominan-temente a –CH2– pero también tienen el grupo–CH3 en cada extremo de una cadena. El grupo–CH2– domina la absorción de la luz por esos com-puestos de cadena larga, pero también existe ciertaabsorción por –CH3. Por ejemplo, en los grupos–CH2– se encuentra el 77% de los enlaces carbono-hidrógeno del n-dodecano, una parafina comúncon 12 átomos de carbono en una cadena lineal.

Existe una complicación en el análisis de losespectros de hidrocarburos: la superposición delos espectros de absorción. La interpretaciónespectral requiere que esta superposición seatomada en cuenta en forma adecuada. Estascomplejidades se resuelven en el análisis CFAmediante el empleo de una técnica denominadaregresión por componentes principales. Este pro-cedimiento matemático extrae el máximo conte-nido de información de cualquier conjunto dedatos. En este caso se trata de los espectrosvibracionales.

Dens

idad

ópt

ica

Longitud de onda, nm

Petróleo de peso mediano

Agua

Hidrocarburos

500 1000 1500 20000

1

2

3

4

CondensateCondensado

4. Andrews y otros, referencia 2.5. Mullins OC, Beck GF, Cribbs ME, Terabayashi T y

Kegasawa K: “Downhole Determination of GOR onSingle-Phase Fluids by Optical Spectroscopy,”Transcripciones del XLII Simposio Anual de Adquisiciónde Registros de la SPWLA, Houston, Texas, EUA, 17 al20 de junio de 2001, artículo M.Dong C, Hegeman PS, Elshahawi H, Mullins OC,Fujisawa G y Kurkjian A: “Advances in DownholeContamination Monitoring and GOR Measurement ofFormation Fluid Samples,” Transcripciones del XLIVSimposio Anual de Adquisición de Registros de laSPWLA, Galveston, Texas, EUA, 22 al 25 de junio de2003, artículo FF.

6. Mullins OC, Schroer J y Beck GF: “Real-TimeQuantification of OBM Filtrate Contamination DuringOpenhole Wireline Sampling by Optical Spectroscopy,”Transcripciones del XLI Simposio Anual de Adquisiciónde Registros de la SPWLA, Dallas, Texas, 4 al 7 de juniode 2000, artículo SS.

7. Para mayores detalles sobre interacciones entre luzvisible e infrarroja cercana y petróleo crudo, consulte:Andrews y otros, referencia 2.

8. Los compuestos distintos a los hidrocarburos que seencuentran en el petróleo, tales como los que contie-nen nitrógeno, oxígeno y azufre, también contribuyen alcolor. Los petróleos oscuros pueden contener grandescantidades de estos compuestos.

9. Los guiones cortos indican una conexión con otros áto-mos de carbono: –CH3 se conecta con un átomo de car-bono, y –CH2–se conecta con un átomo de carbono acada lado del átomo de carbono indicado.

El algoritmo de interpretación CFA incorporacinco detectores para determinar cuatro compo-nentes:10

• metano, que se denomina C1 en el análisisCFA11

• otros gases con hidrocarburos, denominadosC2-C5

• líquidos con hidrocarburos, denominados C6+• dióxido de carbono, CO2.

Los rasgos espectrales específicos pueden dis-tinguir tanto el metano como el dióxido de car-bono. Los otros gases con hidrocarburos sondominados por el grupo –CH3, y los grupos –CH2–dominan los líquidos con hidrocarburos. Por lotanto, los resultados de la regresión por compo-nentes principales son interpretables en términosde las características espectrales.

En la misma parte del espectro infrarrojo, elagua tiene un pico de absorción ancho e intenso.La presencia de agua puede saturar a las otrasseñales, particularmente a la señal del CO2. Elmódulo CFA tiene un detector sintonizado con elmodo vibracional del agua que indica cuándo elagua afecta las respuestas de los otros detectores.

La herramienta CFA es recomendable cuandolos fluidos poseen una relación gas/petróleosuperior a 180 m3/m3 [1000 pc/bbl], porque losfluidos con una relación gas/petróleo más bajatienen una señal cromática lo suficientementeintensa como para interferir con los picos deabsorción del modo vibracional. Este rango reco-mendado incluye gases, gases condensados,petróleos volátiles y algunos petróleos negros.12

Las siguientes secciones muestran cómoestas mediciones composicionales fueron utiliza-das para detectar el gas inyectado en un pozo devigilancia rutinaria y para descubrir un gradientecomposicional dentro de la sección petrolífera deun yacimiento con un casquete de gas.

Detección de gas de inyecciónEl módulo CFA fue utilizado en un proyecto pilotode inyección de gas que había estado en marchadurante varios años en un yacimiento carbona-tado terrestre de los Emiratos Árabes Unidos(EAU). Como parte de un programa de evalua-ción en curso, la compañía operadora, Abu DhabiCompany for Onshore Oil Operations (ADCO),perforó un nuevo pozo de vigilancia rutinariapara determinar el avance del gas inyectado.13 Seequipó una sarta de muestreo MDT, que incluía laherramienta CFA, un módulo de empacador dual,un módulo de bombeo, un módulo LFA y 18 cáma-ras de muestras monofásicas. Las muestrasmonofásicas, de calidad suficiente para los pos-teriores análisis detallados de laboratorio, seobtuvieron de seis estaciones diferentes.

La herramienta CFA proporcionó la informa-ción composicional de los fluidos antes de larecolección de las muestras en las primeras cua-tro estaciones. El fluido de perforación era un

64 Oilfield Review

10,260 10,215 10,170 10,125 10,080 10,035

9990 9945 9900 9855

8145 8100 8055 8010 7965 7920 7875 7830 7785 7740

8145 8100 8055 8010 7965 7920 7875 7830 7785 7740

8145 8100 8055 8010 7965 7920 7875 7830 7785 7740

Resultado de laboratorio

Resultado de laboratorio

Resultado de laboratorio

Resultado de laboratorio

Fluido de alta dispersión

C1

Relación gas/petróleo obtenida con la

herramienta

Relación gas/petróleo

scf/bbl

A

B

C

D

75000

Relación gas/petróleo obtenida en el laboratorio

C2– C5Baja

Media

AltaTiempo transcurrido, s

C6+

CO2

Indicación de agua

Composición porcentaje0 100

porcentaje0 100

Fracción de volumen

de aguaCalidad

< Composición de fluidos CFA en un yacimientocarbonatado de EAU. El resultado CFA indicóque la zona superior, A, no estaba barrida. Lasegunda estación, B, tenía la mayor concentra-ción de componentes gaseosos, C1 y C2-C5, y lamás alta relación gas/petróleo (RGP), lo queindicaba que el gas inyectado había barrido estazona. Las dos estaciones inferiores tambiénhabían sido parcialmente barridas por el gasinyectado. Los resultados de las muestras reco-lectadas durante esta carrera de adquisición deregistros fueron analizados en un laboratorio,confirmando la composición y los valores de laRGP medidos por el módulo CFA.

Invierno de 2003/2004 65

lodo a base de agua, de modo que durante el aná-lisis se detectó cierta cantidad de agua. Lascaracterísticas del módulo de bombeo—descrip-tas en la sección “Detección de una condiciónmultifásica,” página 68—hicieron que el aguaapareciera como tapones que atravesaban la ven-tana CFA. La herramienta permitió observar lalimpieza del fluido de perforación antes delmuestreo.

La muestra de la zona superior contenía petró-leo virtualmente en su totalidad (página anterior).

La segunda estación de muestreo mostraba clara-mente una alta concentración de gas provenientede la formación. Las dos zonas inferiores extre-mas produjeron algo de gas. Esto indicaba que, enel pozo de vigilancia, la zona superior no habíasido barrida y la segunda zona había sido barridaen su mayor parte por el gas inyectado. Los resul-tados demostraron que estas dos zonas superioresno estaban en comunicación.

Los resultados CFA fueron obtenidos despuésde aproximadamente dos horas de bombeo para

limpiar el lodo de perforación. Luego de dos otres horas adicionales en cada estación, los cam-bios producidos en los canales cromáticos LFAindicaron que el fluido se había limpiado lo sufi-ciente como para tomar muestras en las botellasde muestras monofásicas. Estas muestras fueronanalizadas en un laboratorio, observándose quelos resultados se ajustaban razonablemente biena los datos CFA obtenidos en tiempo real. Estosresultados ayudaron a ADCO a comprender lascaracterísticas de flujo y la eficiencia de la inyec-ción de gas de su campo petrolero.

Descubrimiento de un gradiente composicionalStatoil, la compañía operadora de un pozo deevaluación del Mar de Noruega, quería estable-cer el contacto gas/petróleo (CGP) y el contactoagua/petróleo (CAP), y obtener muestras defluido para un análisis de laboratorio. Unaprueba de producción efectuada en agujero des-cubierto en un pozo descubridor no había pro-porcionado datos conclusivos sobre laspropiedades de las fases de los fluidos. Éste fue elúnico pozo de evaluación perforado antes dedesarrollar las instalaciones para procesar unsistema de fluidos de yacimiento complejo, casicrítico. Statoil consideraba que era importanteobtener una buena descripción de las propieda-des de los fluidos dentro del yacimiento.

Un registro triple combo, adquirido conherramientas operadas a cable, indicó 100 m[328 pies] de yacimiento relativamente carentede rasgos salvo por el desarrollo de una veta posi-blemente impermeable, a aproximadamenteXY30 m (izquierda). Los registros de densidad yde porosidad-neutrón no indicaron ningún cruza-miento de las curvas. El cruzamiento de las cur-

10. Van Agthoven MA, Fujisawa G, Rabbito P y Mullins OC:“Near-Infrared Spectral Analysis of Gas Mixtures,”Applied Spectroscopy 56, no. 5 (2002): 593–598.Fujisawa G, van Agthoven MA, Jenet F, Rabbito PA yMullins OC: “Near-Infrared Compositional Analysis ofGas and Condensate Reservoir Fluids at ElevatedPressures and Temperatures,” Applied Spectroscopy56, no. 12 (2002): 1615–1620.

11. En esta terminología, el número que sigue a la letra Cindica la cantidad de átomos de carbono del com-puesto. Por ejemplo, C1 corresponde a metano, con lafórmula molecular CH4.

12. Una correlación estándar del tipo de petróleo con larelación gas/petróleo es que la relación gas/petróleo delpetróleo negro es inferior a 360 m3/m3 [2000 pc/bbl]; lospetróleos volátiles oscilan entre ese valor y 594 m3/m3

[3300 pc/bbl]; luego, los gases condensados se extien-den hasta 9006 m3/m3 [50,000 pc/bbl]; y los gases tienenuna relación gas/petróleo superior a 50,000 pc/bbl.

13. Fujisawa G, Mullins OC, Dong C, Carnegie A, BetancourtSS, Terabayashi T, Yoshida S, Jaramillo AR y Haggag M:“Analyzing Reservoir Fluid Composition In-Situ in RealTime: Case Study in a Carbonate Reservoir,” artículo dela SPE 84092, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 5 al 8de octubre de 2003.

XX602.7140 1.720 p.u.API

Porosidad-neutrónRayos gamma

XX80

XY00

XY20

XY40

XY60

XY80

00.6 g/cm3

Densidad volumétrica

60AguaPetróleo

Gas0 pulgadas 385375 bar

Diámetro de la zona invadida

10,0000.1 ohm-m

Resistividad de la zona invadida

Presión MDT

10,0000.01 ohm-m

Resistividad de la formación

80000 pc/bbl

C6+

C2– C5

Agua

C1

Relación gas/petróleo obtenida con la herramienta

80000 scf/bbl

Relación gas/petróleo obtenida en el laboratorio

30Densidad óptica

Contacto gas/petróleo

2

5

3

1

4Contacto

agua/petróleo

> Gradiente composicional en un pozo del Mar del Norte. Los registros de rayos gamma (Carril 1), den-sidad volumétrica y porosidad-neutrón (Carril 2), y el registro de resistividad de la formación (Carril 3)indican una zona relativamente carente de rasgos de aproximadamente 100 m [328 pies] de espesor.Existe una zona delgada, posiblemente impermeable, a aproximadamente XY30. La resistividad de lazona invadida (Carril 3) implica una zona de agua hasta XY10, con una zona de transición hasta aproxi-madamente XX95 y quizás una tercera zona por encima de XX75. Las mediciones de presión (Carril 4)confirman tres gradientes, con un contacto gas/petróleo a XX75 y un contacto agua/petróleo a XY10.Tanto la densidad óptica en base al canal cromático CFA, como la relación gas/petróleo (RGP) (Carril5), muestran un gradiente en la composición de los fluidos, que también se observa en el análisis com-posicional CFA (Carril 4). Los números a la izquierda de las composiciones CFA indican el orden demuestreo en el pozo. Las barras delgadas debajo de cada resultado CFA son los posteriores resultadosde laboratorio, que fueron escalados para excluir la fracción de agua medida con la herramienta CFA,lo que permite la comparación directa de los componentes de hidrocarburos. Las mediciones de laRGP de laboratorio (Carril 5) también confirman el gradiente composicional, aunque la magnitud eslevemente diferente al resultado CFA.

vas es normalmente una señal que indica la pre-sencia de una zona de gas, pero las propiedadesde la formación y los fluidos de este yacimientoeran tales que no se observaba ninguna separa-ción entre las curvas, probablemente debido a laalta densidad del gas, la baja densidad del petró-leo y la invasión de filtrado de lodo a base deagua. La resistividad de la formación era uni-forme, pero la resistividad en la región invadidaindicaba un posible cambio en la saturación deagua de la zona lavada con un probable contactoagua/petróleo a XY10.

A continuación, Statoil obtuvo los gradientesde presión de la formación utilizando una herra-mienta MDT para hallar las diferentes seccionesde fluido. El sistema de adquisición de registrosMDT consistía en un módulo de probeta, unmódulo de bombeo, un módulo CFA, un móduloLFA y módulos de cámaras de muestras múlti-ples. El módulo de probeta tenía un registradorde presión de cuarzo de alta precisión.

Dentro de la zona de 100 m identificada porlos registros eléctricos, la compañía operadoraobtuvo 25 mediciones de presión. Estos datospermitieron identificar tres gradientes de pre-sión diferentes correspondientes al gas, el petró-leo y el agua, estando todos en comunicación

hidráulica. Sin embargo, el gradiente de presiónpor sí solo resultaba inadecuado para resolver ungradiente composicional en la zona con hidrocar-buros. Statoil había investigado gradientes com-posicionales en otras localizaciones de todo elmundo y quería estudiar esta sección de petróleoen mayor detalle.14

Una vez obtenidas las presiones, la compañíaoperadora volvió a colocar la sarta de herramien-tas para analizar los fluidos de la formación utili-zando el módulo CFA y recolectar las muestras deun área en la porción inferior de la sección depetróleo en botellas de muestreo de alta presión.El módulo CFA obtuvo una lectura rápida de lacomposición de las muestras antes de llenar cadabotella de muestreo. Los resultados, transmitidosa la superficie en tiempo real, indicaron que lacomposición del fluido se estabilizaba entre 1000y 2000 segundos, o entre 17 y 33 minutos. Lasmediciones composicionales CFA se realizabanhabitualmente luego de una hora de tiempo delimpieza. No obstante, baches del lodo a base deagua seguían atravesando el aparato y normal-mente llevaba más de dos horas adicionalesreducir la contaminación del lodo a niveles acep-tablemente bajos como para obtener cada mues-tra para el análisis en superficie.

A continuación, se colocó la probeta en el cas-quete de gas. La relación gas/petróleo era alta,con grandes concentraciones de los componentesC1 y C2-C5. La densidad óptica en el canal cro-mático era prácticamente cero en el casquete degas, lo que resultaba compatible con la presenciade un sistema de hidrocarburos muy livianos.

Después de obtener una muestra de fluido enel casquete de gas, se volvió a colocar la herra-mienta para obtener una segunda muestra 14 m[46 pies] por encima de la primera muestra depetróleo. La compañía operadora sospechaba quepodía haber un gradiente composicional en la zonade petróleo. Los resultados CFA provenientes delas dos estaciones de petróleo indicaron una rela-ción gas/petróleo significativamente más alta en laposición superior. La densidad óptica cromáticatambién era menor en la estación superior, lo queindicaba un mayor contenido de componentesgaseosos en la posición más alta.

Con esta información, la compañía operadorapudo cambiar el plan de adquisición de registrosde inmediato. El módulo de probeta fue colocadolo más cerca posible del contacto agua/petróleo,y luego lo más cerca posible del contactogas/petróleo. Las lecturas CFA obtenidas en todala extensión de la columna de petróleo confirma-

66 Oilfield Review

Excitación

Canal de fluorescencia 1

Gas condensado

Petróleo livianoCanal de fluorescencia 2

Longitud de onda

Inte

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> Detección de fluorescencia. El detector de fluorescencia está situado a 7 cm [3 pulgadas] de distancia del espectrómetro en lalínea de flujo CFA (próxima página). En la unidad de detección de fluorescencia, una fuente de luz azul se refleja desde una ven-tana de muestreo en un canal de detección sintonizado en la misma longitud de onda. El haz de excitación es reemitido a longi-tudes de onda mayores. Otros dos canales son sintonizados para detectar esta fluorescencia de hidrocarburos en dos ampliosrangos de longitudes de ondas. Gran parte de la señal del condensado tiene lugar en el primero de estos dos detectores (arriba).

Invierno de 2003/2004 67

ron la existencia de un gradiente composicionaly un aumento de más del 60% de la relacióngas/petróleo en un intervalo de aproximada-mente 32 m [105 pies], dentro de la columna depetróleo. Las muestras de fluido tomadas en cadauno de estos puntos, y analizadas posteriormenteen un laboratorio, confirmaron un gradientecomposicional.

La detección de este gradiente sin el análisisCFA en tiempo real sería poco probable. En pri-mer lugar, en un laboratorio con frecuencia seinterpreta que las pequeñas diferencias que exis-ten entre las muestras reflejan dificultades demuestreo más que variaciones de las propiedadesde los fluidos. En segundo término, es poco pro-bable que una compañía coloque una herra-mienta a cuatro profundidades diferentes en estasección de petróleo sin contar con alguna evi-dencia previa que indique la presencia de ungradiente.

Para Statoil, lo importante fue que la existen-cia de un gradiente composicional dentro de lasección de petróleo se detectó y confirmó entiempo real. Esto permitió a la compañía opera-dora ajustar el programa de muestreo MDT paraidentificar profundidades de muestreo de fluidosadecuadas y recolectar cantidades de muestras

suficientes para una descripción completa de losfluidos del yacimiento. El hecho de saber quehabía un gradiente composicional en la forma-ción y el conocimiento del rango esperado de laRGP ayudaron a la compañía a desarrollar unaestrategia de caída de presión en el pozo paraoptimizar la producción.

Dado que la compañía operadora planificódesarrollar el campo petrolero utilizando pozoshorizontales, la ubicación de los mismos con res-pecto a los contactos gas/petróleo y agua/petró-leo era crucial. Una prueba de permeabilidadMDT realizada durante esta secuencia de prue-bas proporcionó información adicional para ubi-car los pozos.

La determinación de las propiedades en sitio,proporcionada por la combinación de los módulosCFA y LFA, garantizó la obtención de muestras decalidad en las botellas de muestreo. Dado que losfluidos producidos de este campo serán vincula-dos con otros campos, un análisis composicionalde los fluidos de calidad y la determinación de lacompatibilidad con los otros fluidos eran impor-tantes para el aseguramiento del flujo.

Los cambios sutiles en la composición pue-den ser ensombrecidos fácilmente si el fluido queatraviesa los detectores se separa en dos fases.

Esto puede suceder si la caída de presión esdemasiado grande. La utilización del método defluorescencia es clave para detectar cuándo unfluido atraviesa su punto de rocío.

Una incandescencia aromáticaLos hidrocarburos aromáticos presentan fluores-cencia. La característica distintiva de la fluores-cencia es que existe un breve retardo entre laabsorción de la luz y su reemisión, y la reemisiónse produce con menor energía—es decir, mayorlongitud de onda—que la luz absorbida (páginaanterior y arriba).15

14. Høier L y Whitson CH: “Compositional Grading—Theoryand Practice,” artículo de la SPE 63085, presentado enla Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 1° al 4 de octubre de 2000.Para ver otro ejemplo de gradiente composicional, consulte: Metcalfe RS, Vogel JL y Morris RW:“Compositional Gradients in the Anschutz Ranch EastField,” artículo de la SPE 14412, SPE ReservoirEngineering 3, no. 3 (Agosto de 1988):1025–1032.

15. Una forma de decaimiento de una molécula de unestado excitado es a través de la emisión de un fotón. Sise ha disipado parte de la energía de excitación, porejemplo por colisión, la luz reemitida posee menor ener-gía que la luz absorbida.

Flujo de fluido

Detector de reflexiones

Canal de fluorescencia 1

Unidad de detección de fluorescencia

Canal de fluorescencia 2

Fuente de luz azul

Espectrómetro

Lámpara

Agua

El módulo CFA incorpora una unidad dedetección de fluorescencia (FDU, por sus siglasen inglés) en la línea de flujo, a unos 7 cm [3 pul-gadas] del espectrómetro de absorción. Dada laproximidad entre ambos, los dos tipos de detec-tores muestrean esencialmente el mismo fluido.Esto permite utilizar simultáneamente las dosmediciones para evaluar los fluidos.

La unidad FDU emite una luz azul sobre unaventana en el tubo de flujo. Un detector sintoni-zado en la longitud de onda de la fuente se colocaen el ángulo de reflexión. Esto proporciona unamedida de la reflexión directa de la luz, redu-ciendo la posibilidad de detección de fluorescen-cias falso-positivas. Otros dos detectoresincluidos en la unidad FDU registran la intensi-dad y el espectro de la fluorescencia.

La unidad FDU es particularmente sensible ala fluorescencia del fluido sobre la superficie dela ventana del tubo de flujo. La formación derocío a menudo genera una capa de líquido sobrelas superficies del tubo de flujo. Cuando el fluidose encuentra en una sola fase, el detector midelas propiedades del fluido que fluye cerca de laventana. Una vez que la presión cae por debajodel punto de rocío, el líquido se separa de la solu-

ción y se condensa. La fase líquida condensadahumedece la ventana del detector, de maneraque el detector de fluorescencia es más sensiblea las propiedades de la fase líquida. Dado que lasfracciones pesadas son enriquecidas en la faselíquida, la unidad FDU es sensible a la presenciade una fase líquida que se separa de un gas con-densado. Esto la convierte en una excelenteherramienta para detectar cuándo un fluido caepor debajo de su punto de rocío.

Detección de una condición multifásicaLa primera utilización de una unidad FDU en elcampo demostró que la caída de presión utilizadaen esa estación de muestreo era demasiadogrande, lo que generaba una condición bifásica.La compañía operadora pasó a otra estación, ubi-cada a unos pocos centímetros y reiteró el mues-treo, obteniendo esta vez una buena muestra. Estasección describe cómo se separaron los fluidos enel módulo de bombeo y cómo la unidad FDUdetectó esta condición bifásica causada por laexcesiva caída de presión en la primera estación.

Durante una carrera de adquisición de regis-tros MDT, una probeta se sella contra la forma-ción y luego la bomba extrae fluido de la

formación y lo introduce en la herramienta. Enuna situación ideal, la caída de presión originadapor la herramienta bastará para succionar elfluido de la formación pero no será suficientepara que el fluido caiga por debajo de la presiónde su punto de rocío. Sin embargo, tanto la per-meabilidad de la formación como la diferenciaentre la presión del punto de rocío y la de la for-mación se desconocen o se conocen en formadeficiente antes de que se inicien la mayoría delas operaciones MDT en los pozos de exploración.En realidad, la determinación del punto de rocíoes una de las razones principales para la obten-ción de muestras de fluido. Es difícil estableceruna caída de presión adecuada para mantener ungas en una sola fase sin conocer la permeabilidady la presión del punto de rocío. La unidad FDU dela herramienta CFA proporciona una verificaciónde esta condición en sitio.

Ante la posible presencia de agua en la líneade flujo, la unidad CFA debería colocarse aguasabajo del módulo de bombeo para evitar la conti-nua saturación de los espectrómetros de absor-ción de mayor longitud de onda por el intensopico de absorción de agua. En esta configuración,el agua sigue presente en las líneas de flujo, pero

68 Oilfield Review

Carrera descendente

Hacia la línea de flujo

Desde el yacimiento

Desde el yacimiento

Hacia la línea de flujo

Carrera ascendente

Gas

Petróleo

Agua

Aceite hidráulico

> Detección de fases múltiples aguas abajo del módulo de bombeo en un pozo del Mar del Norte. El módulo de bombeo es unabomba recíproca (alternativa) con dos cámaras independientes que comparten un pistón. Durante la carrera descendente delmódulo de bombeo (arriba, a la izquierda), una válvula múltiple dirige el fluido desde la formación hacia la cámara inferior ydesde la cámara superior hacia la línea de flujo. En la carrera ascendente, la válvula múltiple conmuta las fuentes de entrada ysalida (arriba, a la derecha). El módulo CFA, que se encuentra aguas abajo de la bomba, detecta tres fases. El diagrama (pró-xima página, arriba) compara las señales del canal vibracional de agua, el canal de fluorescencia principal que indica petróleolíquido, y la relación C1/C6+ que indica gas. Durante la carrera descendente, el agua es expulsada en primer lugar, seguida porel petróleo, y luego el gas (suponiendo que están los tres elementos presentes como en este caso). En la carrera ascendente,el orden se invierte. La barra cromática indica el contribuidor de flujo primario (próxima página, abajo). Esta muestra de fluidoprovino de una zona de gas condensado y la separación del fluido en las fases gaseosa y líquida indica que la caída de presiónfue demasiado grande.

Invierno de 2003/2004 69

el tiempo de residencia en la bomba es suficientepara que se produzca la segregación de fases. Enconsecuencia, las fases agua, petróleo y gas flui-rán a través de los espectrómetros por separado(página anterior y arriba). En la carrera descen-dente, la porción inferior de la bomba se llenadesde la formación y la porción superior des-carga hacia la línea de flujo. El punto de descargase encuentra en la parte inferior de la cámarasuperior de la bomba, de manera tal que el pri-mer fluido expulsado es agua, seguido por petró-leo y por último gas. En la carrera ascendente,las cámaras invierten la función. Ahora, lacámara inferior descarga en la línea de flujo,pero esta vez lo hace desde la porción superior dela cámara. El primer fluido expulsado es gas,seguido por petróleo y finalmente agua.

La herramienta CFA distingue claramente lasfases de flujo utilizando los picos de absorción deenergía vibracional del agua y los hidrocarburos,y el canal de fluorescencia principal FDU. Loscanales vibracionales de hidrocarburos constitu-yen un indicador del volumen de gas que atra-viesa la línea de flujo cuando la relación entre C1y C6+ es alta. La unidad FDU es sensible a la pre-sencia de una fase de hidrocarburo líquido. De

este modo, una gráfica de estas tres variables—absorción de agua, relación C1/C6+ y el canal defluorescencia principal—muestra las tres fasesatravesando la línea de flujo.

Este procedimiento indicó un flujo trifásicodurante el muestreo de un casquete de gas en unpozo del Mar del Norte. En este caso, la compañíaoperadora sospechaba que el casquete de gaspodía contener un condensado retrógrado. El gasse encontraba casi saturado y la unidad de bom-beo redujo la presión a aproximadamente 25 bares[370 lpc] por debajo de la presión de formación.Dado que se utilizó una gran caída de presión paraextraer los fluidos de la formación, se observarondos fases de hidrocarburos; una muestra tomada aesta profundidad no sería válida debido a la granprobabilidad de daño de formación en este punto.Después de desplazar unos centímetros la sartaMDT para obtener una muestra de fluido inalte-rada, la compañía operadora descubrió que estanueva muestra contenía más líquido que la pri-mera. La detección de la condición de muestreoinadecuada y el desplazamiento hacia una nuevaestación fueron posibles gracias a los resultadosCFA obtenidos en tiempo real.

Ventajas de las mediciones en tiempo realLas capacidades provistas por la unidad FDUestán siendo incorporadas en los servicios CFAen tiempo real, aumentando la sensibilidad parala detección de transiciones de fases y proporcio-nando información adicional sobre las composi-ciones de los fluidos en sitio.

La capacidad para distinguir metano e hidro-carburos livianos de hidrocarburos más pesadosaumenta sustancialmente el volumen de informa-ción disponible en tiempo real, proveniente deyacimientos de gas condensado. Esta determina-ción permite a las compañías operadoras tomarrápidamente decisiones económicas importantessobre un yacimiento. Luego, la compañía opera-dora puede complementar la determinación conmediciones extensivas efectuadas en un laborato-rio de superficie utilizando muestras cuya calidadhaya sido garantizada—antes de la recolec-ción—utilizando estas innovadoras herramientasde muestreo de fondo de pozo. —MAA

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Carrera descendente

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Tiempo transcurrido, s

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Carrera ascendente

70 Oilfield Review

Del lodo al cemento:construcción de pozos de gas

Claudio BrufattoPetrobras Bolivia S.A.Santa Cruz, Bolivia

Jamie CochranAberdeen, Escocia

Lee Conn David PowerM-I L.L.C.Houston, Texas, EUA

Said Zaki Abd Alla El-ZeghatyAbu Dhabi Marine Operating Company(ADMA - OPCO)Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos (EAU)

Bernard FrabouletTotal Exploration & ProductionPau, Francia

Tom GriffinGriffin Cement Consulting LLCHouston, Texas

Simon JamesTrevor MunkClamart, Francia

Frederico JustusSanta Cruz, Bolivia

Joseph R. LevineServicio de Administración de Minerales de Estados UnidosHerndon, Virginia, EUA

Carl MontgomeryConocoPhillipsBartlesville, Oklahoma, EUA

Dominic MurphyBHP Billiton PetroleumLondres, Inglaterra

Jochen PfeifferHouston, Texas

Tiraputra PornpochPTT Exploration and ProductionPublic Company Ltd. (PTTEP)Bangkok, Tailandia

Lara RishmaniAbu Dhabi, EAU

A medida que aumenta la demanda de gas natural, la construcción de pozos en forma-

ciones gasíferas se convierte en un tema clave. Con pocas medidas correctivas

disponibles que resulten eficaces desde el punto de vista de sus costos, la prevención

del flujo de gas en el espacio anular y de la existencia de presión detrás de las tube-

rías de revestimiento es vital para la perforación y terminación de pozos longevos.

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Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Raafat Abbas y Daniele Petrone, Abu Dhabi,EAU; y a Matima Ratanapinyowong, Bangkok, Tailandia. CBT (herramienta de Adherencia del Cemento), CemCADE,CemCRETE, DeepCEM, DensCRETE, FlexSTONE, GASBLOK,LiteCRETE, MUDPUSH, USI (herramienta de generación deImágenes Ultrasónicas), Variable Density (Densidad Varia-ble) y WELLCLEAN II son marcas de Schlumberger. SILDRIL,VERSADRIL y Virtual Hydraulics (Hidráulica Virtual) sonmarcas de M-I L.L.C.

Invierno de 2003/2004 71

La ciencia de la construcción de pozos de gas esmilenaria. Cuenta la leyenda que los chinosexcavaron el primer pozo de gas natural antesdel año 200 a.C., transportando el gas por gaso-ductos de bambú.1 La historia posterior de laconstrucción de pozos resulta poco clara hasta1821, año en que se perforó en EUA el primerpozo destinado específicamente a la producciónde gas natural.2 Este pozo, situado en Fredonia,Nueva York, EUA, alcanzó una profundidad de8.2 m [27 pies] y produjo suficiente gas comopara alimentar docenas de mecheros en unaposada cercana. Con el tiempo, el pozo fue pro-fundizado y produjo suficiente gas para elalumbrado de toda la ciudad de Fredonia. Paraese entonces, se había desarrollado la tecnologíade revestimiento de pozos en forma de leños demadera ahuecados para la perforación de domossalinos, pero no se sabe si dicho revestimiento seutilizaba en los pozos de gas perforados duranteesta era. Con toda probabilidad, estos primerospozos tenían propensión a las fugas de gas.

Durante los años restantes del siglo XIX, elgas natural se convirtió en una importantefuente de energía para muchas comunidades.Las técnicas de descubrimiento, explotación ytransporte de gas natural hasta los hogares y lasindustrias han registrado enormes avancesdesde sus comienzos.

A pesar de estos avances, muchos de lospozos actuales se encuentran en situación deriesgo. La falta de aislamiento de las fuentes dehidrocarburos, ya sea en las primeras etapas delproceso de construcción del pozo o mucho des-pués de iniciada la producción, ha dado comoresultado sartas de revestimiento anormalmentepresurizadas y fugas de gas hacia zonas que deotro modo no serían gasíferas.

La presión anormal desarrollada en la super-ficie suele ser fácil de detectar, si bien puederesultar difícil determinar su origen o causa raíz.El desarrollo de fugas de gas puede atribuirse afugas en la tubería de producción y en la tuberíade revestimiento, prácticas de perforación y des-plazamiento deficientes, inadecuada selección ydiseño de la cementación y fluctuaciones de laproducción.

La planeación para la explotación del gas, através del reconocimiento de las interdependen-cias entre los diversos procesos de construcciónde pozos, es crítica para el desarrollo de yaci-mientos de gas para el futuro. Este artículo serefiere a la primera fase del viaje que realiza elgas; la construcción del pozo de gas. Ejemplos decampo, provenientes de América del Sur, el Marde Irlanda, Asia y Medio Oriente, demuestran losmétodos efectivos de selección de lodos de per-foración, desplazamiento del lodo antes de la

cementación, y construcción de pozos de largavida productiva en los que se preserva la buenaintegridad del cemento.

Pozos en situación de riesgoDesde los primeros pozos de gas, la migración nocontrolada de hidrocarburos a la superficie hasido un desafío para la industria del petróleo y elgas. La migración de gas, también conocidacomo flujo anular, puede promover la acumula-ción de presión detrás de las tuberías derevestimiento (SCP, por sus siglas en inglés),fenómeno también conocido como existencia depresión anular (SAP, por sus siglas en inglés). Laexistencia de presión detrás de las tuberías derevestimiento puede definirse como el desarrollode presión anular en la superficie que puede eli-minarse pero que luego vuelve a aparecer. Laacumulación de presión detrás de la tubería derevestimiento indica que hay comunicación conel espacio anular, desde una fuente de presiónsustentable, debido a un inadecuado aislamientode las distintas zonas. El flujo anular y la SCPson problemas importantes que afectan a lospozos perforados en diversas regiones producto-ras de hidrocarburos del mundo.3

En el Golfo de México, hay aproximadamente15,500 pozos productores, cerrados y temporaria-mente abandonados en el área de la plataformacontinental externa (OCS, por sus siglas eninglés).4 Los datos del Servicio de Administraciónde Minerales de los Estados Unidos (MMS, porsus siglas en inglés) indican que 6692 de estospozos, o un 43%, tienen SCP en un espacio anularde la tubería de revestimiento como mínimo. Eneste grupo de pozos con SCP, hay presión pre-

sente en 10,153 de todos los espacios anulares delas tuberías de revestimiento: 47.1% de los espa-cios anulares corresponden a las sartas deproducción, 26.2% a la tubería de revestimientode superficie, 16.3% a las sartas intermedias y10.4% a la tubería de superficie.

La presencia de SCP parece estar relacionadacon la edad del pozo; los pozos más antiguos tie-nen en general más probabilidades deexperimentar SCP. Cuando un pozo alcanza 15años, existe una probabilidad del 50% de queexperimente una SCP mensurable en uno o másde los espacios anulares de la tubería de revesti-miento (arriba). Sin embargo, la SCP se puededesarrollar en pozos de cualquier edad.

1. Para una revisión de la historia del gas natural:http://r0.unctad.org/infocomm/anglais/gas/characteristics.htm (se accedió el 20 de agosto de 2003).http://www.naturalgas.org/overview/history.asp (se accedió el 20 de agosto de 2003).

2. Para una cronología de la perforación de pozos de petró-leo y gas en Pensilvania: http://www.dep.state.pa.us/dep/deputate/minres/reclaiMPa/interestingfacts/chronlogyofoilandgas (se accedió el 20 de agosto de 2003).

3. Frigaard IA y Pelipenko S: “Effective and Ineffective Strategies for Mud Removal and Cement Slurry Design,”artículo de la SPE 80999, presentado en la Conferencia deIngeniería de Petróleo de América Latina y el Caribe de laSPE, Puerto España, Trinidad, Indias Occidentales, 27 al30 de abril de 2003.

4. Estadísticas del Servicio de Administración de Mineralesde Estados Unidos: http://www.gomr.mms.gov (se acce-dió el 21 de agosto de 2003).

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> Pozos con SCP, por edad. Las estadísticas del Servicio de Administraciónde Minerales de los Estados Unidos (MMS, por sus siglas en inglés) indicanel porcentaje de pozos con SCP para los pozos del área de la plataforma con-tinental externa (OCS, por sus siglas en inglés) del Golfo de México, agrupa-dos por edad de los pozos. Estos datos no incluyen pozos ubicados en aguasestatales o en localizaciones terrestres.

En el área OCS del Golfo de México, la SCP esgeneralmente el resultado de la comunicacióndirecta entre las areniscas gasíferas someras y lasuperficie o de una deficiente cementación pri-maria que expone a las areniscas gasíferas másprofundas a través de la migración de gas. Lamayor parte de los pozos del Golfo de México tie-nen sartas de revestimiento múltiples yproducen a través de la tubería de producción, loque dificulta y hace más costosa la localización yremediación de las fugas.

En Canadá, la SCP se desarrolla en todo tipode pozo; pozos de gas someros en el sur deAlberta, productores de petróleo pesado en el

este de Alberta, y pozos profundos de gas en lospie de monte de las Montañas Rocallosas.5 Granparte del aumento de presión se debe al gas, sibien en menos del 1% de todos los pozos, tam-bién fluye a la superficie petróleo y a veces aguasalada.

La persistente demanda de gas natural,sumada a la presencia de entornos de perfora-ción cada vez más complejos, ha aumentado laconcientización de los operadores de todo elmundo en lo que respecta a las implicancias deun aislamiento por zonas deficiente en el corto yel largo plazo. Ya sea que se construya un pozode gas, un pozo de petróleo, o ambos tipos de

pozos, el aislamiento por zonas duradero, delargo plazo, es la clave para minimizar los pro-blemas asociados con el flujo de gas anular y eldesarrollo de SCP.6

Identificación de las causas de la migración de gasEl gas anular puede originarse en una zonaproductiva o en formaciones gasíferas no co-merciales.7 Algunos de los flujos de gas máspeligrosos se originaron como consecuencia dela presencia de gas no reconocido detrás de latubería de superficie, o de la intermedia. Habi-tualmente, el flujo de gas que tiene lugarinmediatamente después de la cementación oantes de que fragüe el cemento, se conoce comoflujo de gas anular o migración de gas anular.Este flujo es generalmente masivo y puede serentre zonas, cargando a las formaciones menospresurizadas, o puede fluir a la superficie yrequerir procedimientos de control de pozo. Elflujo en dirección a la superficie, que tiene lugaren una etapa posterior de la vida productiva delpozo, se conoce como SCP. Más adelante, el flujotambién puede pasar de formaciones gasíferas aformaciones de menor presión, generalmente aprofundidades más someras.

La determinación de la fuente precisa delflujo anular o la existencia de presión detrás delas tuberías de revestimiento suele ser difícil, noobstante, las causas probables pueden dividirseen cuatro categorías principales: fugas en latubería de producción y en la tubería de revesti-miento, pobre desplazamiento del lodo, diseñoinadecuado de la lechada de cemento y daño dela cementación primaria después del fraguado(izquierda).

Fugas en la tubería de producción y en latubería de revestimiento—Las fallas de la tube-ría de producción pueden plantear el problemamás grave en lo que respecta a SCP.8 Las fugaspueden producirse como consecuencia de laexistencia de conexiones a rosca deficientes,corrosión, fisuras por esfuerzo térmico o roturamecánica de la sarta interna, o a raíz de unafuga en el empacador. La sarta de producciónestá diseñada normalmente para manejar fugasen las tuberías, pero si la presión de una fugaproduce una falla de la columna de producción,el resultado puede ser catastrófico. Con la presu-rización de las sartas de revestimiento externas,las fugas a la superficie o los reventones subte-rráneos pueden poner en peligro la seguridaddel personal, las instalaciones de la plataformade producción y el medio ambiente.

72 Oilfield Review

Arenisca

Fuga en la tubería de producción

Desplazamiento pobre del lodo

Micro espacio anular

Cemento no estanco al gas

> Escenarios para el flujo de gas. Se muestran los posibles escenarios de mi-gración de gas a la superficie, que se traducen en el desarrollo de SCP. Lasfugas producidas en la tubería de producción y el empacador pueden hacerque el gas migre. Los micro espacios anulares pueden desarrollarse inmedia-tamente después o mucho después de la cementación. El desplazamientopobre del lodo puede provocar un aislamiento por zonas inadecuado. El gaspuede desplazar lentamente el fluido de perforación residual no desplazado,presurizando finalmente el espacio anular entre la sarta de producción y lasarta de revestimiento. El gas también puede fluir a través del cementopermeable, no estanco al gas, de diseño inadecuado.

Invierno de 2003/2004 73

Pobre desplazamiento del lodo—La elimina-ción inadecuada del lodo o de los fluidos tapónantes de la colocación del cemento puede impe-dir el logro del aislamiento por zonas. Varios sonlos motivos que producen una eliminación defi-ciente del lodo incluyendo, entre otras causas,pobres condiciones de pozo, inadecuada mecá-nica de desplazamiento, y fallas en el proceso ola ejecución del desplazamiento. La eliminacióninadecuada del lodo del pozo durante el despla-zamiento es uno de los factores principales quecontribuyen a un pobre aislamiento por zonas ya la migración de gas. El desplazamiento dellodo se analiza en mayor detalle más adelante(véase “Del lodo al cemento,” página 75).

Diseño inadecuado de la lechada decemento—El flujo que tiene lugar antes de quefragüe el cemento es el resultado de la pérdidade presión hidrostática al punto tal que el pozodeja de estar en condiciones de sobrebalance; lapresión hidrostática es menor que la presión deformación. Esta disminución de la presiónhidrostática es el resultado de diversos fenóme-nos que tienen lugar como parte del proceso defraguado del cemento.9 El cambio de unalechada bombeable, altamente fluida, a un mate-rial fraguado, tipo roca, implica una transicióngradual del cemento de fluido a gel y finalmentea una condición de fraguado. Esto puede deman-dar varias horas, según la temperatura, lacantidad y las características de los compuestosretardantes que se agregan para evitar el fra-guado del cemento antes de su colocación.Cuando el cemento comienza a gelificarse, laadherencia entre el cemento, la tubería derevestimiento y el pozo permite que la lechadase vuelva parcialmente autoportante.

Esta característica autoportante no consti-tuiría un problema si fuera la única. Ladificultad surge porque, a la vez que el cementose vuelve autoportante, pierde volumen comoresultado de dos factores como mínimo. En pri-mer lugar, cuando la formación es permeable, elsobrebalance de la presión hidrostática arrastrael agua del cemento hacia la formación. La velo-cidad de pérdida de agua depende deldiferencial de presión, la permeabilidad de laformación, la condición y la permeabilidad decualquier revoque de filtración residual, y lascaracterísticas del cemento en lo que respecta apérdida de fluido. Una segunda causa de la pér-dida de volumen es la reducción del volumen dehidratación al fraguar el cemento. Esto se pro-duce porque el cemento fraguado es más denso yocupa menos volumen que la lechada líquida. Lapérdida de volumen es relativamente pequeña alprincipio, ya que se forma poco producto sólidodurante la hidratación inicial. Sin embargo,

finalmente, la pérdida de volumen puede alcan-zar hasta un 6%.10 La pérdida de volumen,sumada a la interacción entre el cemento par-cialmente fraguado, la pared del pozo y latubería de revestimiento, produce una pérdidade la presión hidrostática que conduce a unacondición de bajo balance.

Mientras la presión hidrostática en elcemento parcialmente fraguado se encuentrapor debajo de la presión de formación, puedeproducirse invasión de gas. Si no se controla, lainvasión de gas puede crear un canal a travésdel cual puede fluir el gas, comprometiendoefectivamente la calidad del cemento y el aisla-miento por zonas.

El agua libre presente en el cemento tam-bién puede formar un canal. Bajo condicionesestáticas, la inestabilidad de la lechada puedehacer que el agua se separe de la lechada decemento. Este agua puede migrar hacia la pareddel pozo y acumularse formando un canal. Estoresulta particularmente preocupante en lospozos desviados donde las fuerzas gravitaciona-les pueden producir separación por densidad einversión del fluido, conduciendo al desarrollode un canal de fluido libre en la parte superiordel pozo.

Daño del cemento después del fraguado—La SCP puede desarrollarse mucho después delproceso de construcción del pozo. Hasta unacementación primaria libre de fallas puede serdañada por las operaciones del equipo de perfo-ración o las actividades realizadas en el pozodespués de fraguado el cemento. Los esfuerzosvariables presentes en el pozo pueden generarmicro espacios anulares, fisuras por esfuerzoslocales, o ambas situaciones, conduciendo amenudo al desarrollo de SCP.11

Las propiedades mecánicas de la tubería derevestimiento y el cemento varían considerable-mente. En consecuencia, no se comportan enforma uniforme si son expuestas a cambios detemperatura y presión. Cuando la tubería derevestimiento y el cemento se expanden y secontraen, puede fallar la adherencia entre la

cementación y la tubería de revestimiento pro-duciendo el desarrollo de un micro espacioanular, o pasaje de flujo.

La reducción de la presión dentro de la tube-ría de revestimiento durante las operaciones determinación y producción también puede condu-cir al desarrollo de micro espacios anulares. Lasoperaciones de disparos en condiciones de bajobalance, las tareas de levantamiento de gas o elincremento de la caída de presión en respuestaal agotamiento del yacimiento, también reducenla presión dentro de la tubería de revestimiento.

Cualquiera de estas condiciones—fugas enla tubería de producción o en la tubería derevestimiento, pobre desplazamiento del lodo,diseño inadecuado del sistema de cementación ydaño del cemento después del fraguado—puedegenerar pasajes de flujo para el gas en forma defracturas de cemento conductivas discretas omicro espacios anulares. Una vez comprendidoel mecanismo de migración del gas, se puedenimplementar los primeros pasos para mitigar elproceso.

Control de la migración de gasA medida que el pozo alcanza mayor profundi-dad, las capas de formación previamenteaisladas quedan expuestas entre sí, siendo elpozo la trayectoria conductiva. El aislamiento deestas capas, o el establecimiento del aislamientopor zonas, es clave para minimizar la migraciónde fluidos de formación entre zonas o hacia lasuperficie donde se desarrollaría la SCP. La con-dición del pozo, la eliminación efectiva del lodoy el diseño del sistema de cementación para sucolocación, durabilidad y adaptabilidad al ciclode vida productiva del pozo, son elementos cru-ciales para este proceso.

La condición del pozo depende de varios fac-tores, incluyendo el tipo de roca, las presionesde formación, los esfuerzos locales, el tipo delodo utilizado y los parámetros operativos deperforación, tales como hidráulica, velocidad depenetración, limpieza del pozo y balance de ladensidad del fluido.

5. Comisión de Energía y Servicios Públicos de Alberta:http://www.eub.gov.ab.ca (se accedió el 15 de agosto de2003).

6. Para mayor información sobre aislamiento por zonas,consulte: Abbas R, Cunningham E, Munk T, Bjelland B,Chukwueke V, Ferri A, Garrison G, Hollies D, Labat C yMoussa O: “Soluciones de largo plazo para el aislamientozonal,” Oilfield Review 14, no. 3 (Otoño de 2002): 16–29.

7. Bonett A y Pafitis D: “Getting to the Root of Gas Migration,” Oilfield Review 8, no. 1 (Primavera de 1996):36–49.

8. Bourgoyne A, Scott S y Manowski W: “Review of Sustained Casing Pressure Occurring on the OCS,”http://www.mms.gov/tarprojects/008/008DE.pdf (mostrado en abril de 2000).

9. Wojtanowicz AK y Zhou D: “New Model of PressureReduction to Annulus During Primary Cementing,” artí-

culo de la IADC/SPE 59137, presentado en la Conferenciade Perforación de la IADC/SPE, Nueva Orleáns, Luisiana,EUA, 23 al 25 de febrero de 2000.

10. Parcevaux PA y Sault PH: “Cement Shrinkage and Elasticity: A New Approach for a Good Zonal Isolation,”artículo de la SPE 13176, presentado en la 59ª Conferen-cia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston,Texas, EUA, 16 al 19 de septiembre de 1984.

11. Un micro espacio anular es un espacio pequeño entre elcemento y una tubería o una formación. Este fenómenoha sido documentado corriendo registros secuencialespara evaluar la adherencia del cemento, primero sin pre-sión en el interior de la tubería de revestimiento y luegocon la tubería de revestimiento presionada. El registro deadherencia indica claramente que la presión aplicada amenudo cierra un micro espacio anular.

La condición final del pozo es determinadafrecuentemente en las primeras etapas del pro-ceso de perforación cuando el lodo deperforación interactúa con la formación reciénexpuesta. Si existe incompatibilidad, la interac-ción del lodo de perforación con las arcillas deformación puede tener serios efectos perjudicia-les sobre el calibre y la rugosidad del pozo. Unavez perforado un pozo, la eficiencia del desplaza-miento, la cementación y, en última instancia, elaislamiento por zonas dependen de que el pozosea estable y de que su rugosidad y tortuosidadsean mínimas.

Las compañías que proveen servicios defluidos de perforación han creado lodos a basede agua, de alto desempeño, que incorporandiversos polímeros, glicoles, silicatos y aminas,o una combinación de estos elementos, para elcontrol de las arcillas. Actualmente, los fluidosde emulsión inversa a base de agua y no acuo-sos representan un 95% de los fluidos deperforación utilizados. La mayoría, aproximada-mente un 70%, son fluidos a base de agua eincluyen desde agua pura hasta lodos intensa-mente tratados con productos químicos.

Los ingenieros especialistas en fluidos deperforación y los técnicos especialistas relacio-nados con los mismos, han aplicado diversastécnicas para investigar la respuesta de las rocasa la química de los fluidos de perforación; entreellas se encuentra la exposición de muestras de

núcleos a los fluidos de perforación bajo condi-ciones de pozo simuladas y el examen físico denúcleos y recortes con microscopía electrónicade barrido.12 Los resultados son a menudoincompatibles, de manera que la selección delfluido de perforación suele basarse simplementeen la historia del campo. Muchas veces, particu-larmente en campos petroleros nuevos dondequizás se desconoce la química de las arcillas deformación, el desarrollo efectivo del campopuede depender de la comprensión de la natura-leza de las arcillas de formación a medida quevarían con la profundidad (arriba).

Se dispone de numerosos aditivos para flui-dos de perforación que ayudan al perforador conel control de las arcillas de formación. El lodo noinhibidor, levemente tratado, proporciona buenalimpieza del pozo y moderado control de filtra-ción para los tramos superiores rutinarios delpozo. El agua de mar, el agua salobre o las sal-mueras de campo a veces proveen inhibición enlutitas cargadas de arcilla, y se utilizan altosniveles salinos, hasta alcanzar la saturación,para evitar el derrumbe del pozo durante la per-foración de intervalos salinos macizos.

Cuando las regulaciones medioambientaleslo permiten, los lodos a base de fluidos no acuo-sos pueden proveer el óptimo control del pozo.Los fluidos de perforación compuestos de mate-riales a base de petróleo o sintéticos no acuosos,comúnmente conocidos como lodos de emulsión

inversa, han evolucionado para convertirse ensistemas de alto desempeño. Si bien el lodo sin-tético puede costar entre dos y ocho veces másque los fluidos convencionales, las relacionesentre desempeño superior y costo, combinadascon la aceptabilidad medioambiental, han con-vertido a los fluidos sintéticos en la elección porexcelencia para pozos críticos, particularmenteaquéllos en los que mantener el calibre del agu-jero y el aislamiento por zonas constituyenaspectos de importancia.

Al igual que los fluidos en sí, la hidráulica delos fluidos de perforación desempeña un rol fun-damental en la construcción de un pozo decalidad. Se debe mantener un equilibrio entre ladensidad del fluido, la densidad de circulaciónequivalente (ECD, por sus siglas en inglés) y lalimpieza del pozo.13 Si la densidad estática odinámica del fluido es muy alta, puede haberpérdida de circulación. Contrariamente, si esdemasiado baja, las lutitas y los fluidos de forma-ción pueden fluir dentro del pozo o, en el peorde los casos, puede perderse el control del pozo.El control inadecuado de la densidad y lahidráulica del pozo puede producir rugosidadsignificativa del pozo, pobre colocación delcemento, e imposibilidad de lograr el aisla-miento por zonas.

Las propiedades reológicas de los fluidos deperforación deben ser optimizadas de manera talde minimizar las pérdidas de presión por fricciónsin comprometer la capacidad de transporte delos recortes. Las propiedades óptimas de los flui-dos para lograr una buena limpieza del pozo ybaja pérdida de presión por fricción a menudoparecen ser mutuamente excluyentes. Serequiere un análisis de ingeniería detallado paraobtener un compromiso aceptable que permitasatisfacer ambos objetivos (próxima página).

En un proyecto de aguas profundas llevado acabo recientemente en la región marina de Bra-sil, donde la erosión de los pozos se planteócomo un problema serio, el programa de compu-tación Virtual Hydraulics (Hidráulica Virtual) deM-I estableció los parámetros de perforación ylas propiedades de fluidos necesarios para pro-porcionar un buen manejo de la ECD y unalimpieza efectiva del pozo con gastos (velocida-des o tasas de flujo, caudales, ratas) reducidos.En este caso, se requirieron gastos inferiores alos ideales para minimizar la erosión del pozo.No obstante, un cuidadoso equilibrio de la reolo-gía de los fluidos de perforación, los gastos y ladensidad permitió al perforador mantener lavelocidad de penetración, limpiando al mismotiempo el pozo en forma efectiva y minimizandosu erosión mecánica.

74 Oilfield Review

> Respuesta de los recortes a los fluidos de perforación. Se tomaron mues-tras de recortes de un pozo ubicado en la porción sur del Golfo de México,perforado con lodo a base de petróleo; estos recortes no habían sido expues-tos a lodo a base de agua antes de las pruebas. Después de eliminar el pe-tróleo de la superficie de los recortes, los técnicos del laboratorio deSchlumberger clasificaron los trozos de rocas. Se fotografiaron tres mues-tras de roca inicialmente idénticas después de recibir un tratamiento dife-rente. La Muestra A (izquierda) fue colocada en agua corriente, la MuestraB (centro) en un fluido de perforación con lignosulfonato genérico y laMuestra C (derecha) fue sumergida en un fluido con glicol-polímero-clorurode potasio. Cada muestra fue laminada en una celda de acero inoxidable, enun horno de laminación en caliente, durante 16 horas a una temperatura de121°C [250°F] para simular la perforación y el transporte por el pozo hacia lasuperficie. La muestra sumergida en agua corriente, Muestra A, no fue da-ñada y la Muestra C, sumergida en fluido con glicol-polímero-cloruro de po-tasio, quedó esencialmente intacta. El sistema con lignosulfonato generó undaño intermedio en la Muestra B. Es de esperar que la perforación con unlodo con valores de inhibición bajos genere inestabilidad y derrumbe delpozo. Por el contrario, se obtendría un excelente control de las arcillas conuna química más avanzada, tal como un producto consistente en glicol-polímero-cloruro de potasio.

Invierno de 2003/2004 75

Los programas de computación tales como laaplicación Virtual Hydraulics de M-I constituyenuna excelente herramienta para el análisis deta-llado de las propiedades de los fluidos y laevaluación del impacto de los parámetros de losfluidos de perforación sobre la hidráulica defondo de pozo y la erosión del mismo. Durante laperforación pueden cambiar las característicasóptimas de los fluidos según sea la tarea encuestión, tal como bajada de la tubería de reves-timiento o desplazamiento de los fluidos depozo. El modelado y la simulación pueden resul-tar útiles para optimizar las propiedades de losfluidos con anticipación a los cambios en lasoperaciones del equipo de perforación.

La integración de fluidos de perforación cui-dadosamente diseñados con otros servicios clavees crucial para el éxito de la construcción depozos, el aislamiento por zonas y la longevidaddel pozo.

Del lodo al cementoLa selección adecuada del lodo y el manejo cui-dadoso de las prácticas de perforacióngeneralmente dan como resultado un pozo decalidad, que se encuentra casi en calibre, esestable y tiene áreas de rugosidad o derrumbe

mínimas. Para establecer el aislamiento porzonas con cemento, primero se debe eliminarefectivamente del pozo el fluido de perforación.

La eliminación del lodo depende de numero-sos factores interdependientes. La geometría delos tubulares, las condiciones de fondo de pozo,las características del pozo, la reología del fluido,el diseño del desplazamiento y la geometría delpozo desempeñan roles esenciales para el éxitode la eliminación del lodo. El óptimo desplaza-miento del fluido de perforación requiere unaclara comprensión de cada variable y de las inter-dependencias inherentes entre las variables.

Desde comienzos de la década de 1980, ladisponibilidad de la tecnología de computación hagenerado importantes avances en la forma en quelos perforadores abordan el desplazamiento delpozo. Las aplicaciones de los programas de com-putación y el procesamiento por computadora másrápido ahora hacen posible un nivel significativode modelado, simulación e ingeniería previos ala construcción del pozo. Se pueden construir flui-dos, predecir interacciones complejas y simulardesplazamientos en la pantalla de la computa-dora, en lugar de hacerlo en la localización delpozo donde hasta los errores más insignificantespueden traducirse en costos elevados.

Los elementos clave de un desplazamientobien diseñado comienzan con la comprensión delas características del pozo, tales como tamaño yderrumbes, rugosidad, ángulo y severidad de lapata de perro. Una vez comprendidos estos ele-mentos, se pueden tomar decisiones sobre ladinámica del fluido de desplazamiento, el diseñodel espaciador y la química, y los requisitos decentralización.

Un ejemplo de un desplazamiento bien dise-ñado se observa en un caso del Mar de Irlanda.BHP Billiton Petroleum experimentó problemascomo resultado de una pobre eliminación dellodo en el proyecto del campo petrolero Lennox.Ubicada en el sector del Mar de Irlanda corres-pondiente a la Bahía de Liverpool, esta serie depozos, que producen tanto gas como petróleo,experimentó fallas reiteradas de aislamiento porzonas y SCP entre las sartas de revestimiento de95⁄8 pulgadas y 133⁄8 pulgadas. Aparte de otros

12. Galal M: “Can We Visualize Drilling Fluid PerformanceBefore We Start?,” artículo de la SPE 81415, presentadoen la 13a Conferencia y Exhibición del Petróleo de MedioOriente de la SPE, Bahrain, 9 al 12 de junio de 2003.

13. La densidad de circulación equivalente es la densidadefectiva ejercida por un fluido de circulación contra laformación que toma en cuenta la caída de presión en elespacio anular por encima del punto en consideración.

G PF

Limpiezadel pozo

Reologíabaja

G PF

Geometría

G = buenaF = regularP = pobre

Limpiezadel pozo

Reologíaoptimizada

500 550 600 650 700 750 800 850 900

9.90

9.85

9.80

9.75

9.70

Gasto, gal/min

ROP = 16 m/hROP = 28 m/hROP = 39 m/hROP = 50 m/h

ROP = 5 m/h

Reología optimizada

Dens

idad

de

circ

ulac

ión

equi

vale

nte

en la

zapa

ta, l

bm/g

al

Densidad de circulación equivalenteen la zapata versus gasto

Dens

idad

de

circ

ulac

ión

equi

vale

nte

en la

zapa

ta, l

bm/g

al 10.6

10.4

10.2

10.0

9.8

9.6

9.4500 550 600 650 700 750 800 850 900

Gasto, gal/min

Densidad de circulación equivalenteen la zapata versus gasto

Reología bajaROP = 16 m/hROP = 28 m/hROP = 39 m/hROP = 50 m/h

ROP = 5 m/h

> Reología optimizada con el análisis Virtual Hydraulics. En esta simulación, el programa de compu-tación Virtual Hydraulics de M-I demuestra que la capacidad de limpieza del pozo puede ser optimi-zada en función del gasto y la densidad de circulación equivalente (ECD, por sus siglas en inglés). Lasimulación indica que aun cuando se bombea a alta velocidad, la limpieza del pozo (izquierda, Carril 2)con un lodo de reología baja es pobre en las secciones superiores y la ECD es alta (tabla – extremosuperior derecho). Una vez optimizada, la ECD es significativamente más baja (tabla – extremo inferiorderecho) y la eficiencia de la limpieza del pozo mejora, pasando de pobre a buena (izquierda, Carril 3).

riesgos de seguridad relacionados con la presión,el gas proveniente de estos pozos contiene altasconcentraciones de ácido sulfhídrico [H2S], dehasta 20,000 partes por millón (ppm), y el ven-teo periódico de la presión anular constituía unserio problema ambiental.

Para reducir el riesgo y establecer el aisla-miento por zonas en los pozos futuros, losingenieros de BHP Billiton y Schlumberger eva-luaron dos pozos previos y desarrollaron un plancon visión de futuro para atacar el problema dela SCP. Utilizando datos de los pozos L10 y L11,que ya estaban en producción, los ingenieros

corrieron las simulaciones del programa WELL-CLEAN II para determinar la causa de las fallasdel aislamiento por zonas. Los resultados de lassimulaciones mostraron una adecuada correla-ción con los registros de adherencia del cementooriginales, confirmando la precisión y utilidadde las simulaciones WELLCLEAN II para la pre-dicción de la eliminación del lodo y de lacolocación del cemento (arriba).

En base al modelado de los pozos L10 y L11,el equipo de ingeniería determinó que la pobreeliminación del lodo era la causa principal delinadecuado aislamiento por zonas. Utilizando el

programa de computación de diseño y simulaciónde la cementación CemCADE, y la aplicaciónWELLCLEAN II, los ingenieros diseñaron y ejecu-taron un programa de desplazamiento ycementación en el pozo L12, eliminando efectiva-mente el desarrollo de SCP (próxima página). Laoptimización del diseño del espaciador, del pro-grama de centralización de la tubería derevestimiento y de las propiedades del cemento,condujo al efectivo desplazamiento y adherenciadel cemento, aportando un valor significativo aloperador.

76 Oilfield Review

Prof

., m

3

1

3

2 2

2000

2500

3000

3500

4000

1 Pobre cobertura y adherencia después de este punto; interfase bombeo inicial/bombeo final.Notas indicativas:

2 El lodo presente en la pared produjo un canal, que se ve también en la gráfica USI.3 El aumento del riesgo de presencia de lodo en la pared del pozo conduce a una cobertura de cemento pobre y al desarrollo de micro espacios anulares.

Caso AWELLCLEAN

ll

%0 100

WELLCLEAN IIRiesgo de

presencia de lodo en la pared

Separación(entre las

herramientasde perforacióny las paredes

del pozo)

Coberturadel cemento

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

Prof

undi

dad,

m AmplitudCBT

mV0 50

Registro dedensidadvariable

Min Maxµs

Riesgo depresencia de

lodo en la pared

%0 100

Registro USIcondensado –

Tubería derevestimientono presionada

WELLCLEAN llSeparación (entrelas herramientasde perforación ylas paredes del

pozo)

Coberturadel cemento

WELLCLEAN ll

AltoMedioBajoNinguno

AltoMedioBajoNinguno

> Análisis WELLCLEAN II posterior a la colocación del cemento. Los pozos L10 (izquierda) y L11 (derecha) estaban en produc-ción cuando se corrieron estas simulaciones, cada uno con SCP entre las sartas de revestimiento de 133⁄8 pulgadas y 95⁄8 pulga-das. El análisis de cada pozo, posterior a la colocación, indicó un alto riesgo de presencia de lodo en el pozo, lo que implicabaun desplazamiento pobre y un alto potencial de falla de la cementación primaria y migración anular de gas. Las áreas en colorrojo y naranja del Carril 4 (izquierda) y el Carril 3 (derecha) proporcionan indicaciones claras del nivel de riesgo de eliminacióndel lodo. El registro de la herramienta de generación de Imágenes Ultrasónicas USI en la imagen de la izquierda (Carril 2) secorrelaciona con la simulación WELLCLEAN II previa a las operaciones del Carril 4 donde se indica una pobre potencialeliminación del lodo. En el registro USI (Carril 2), el sombreado amarillo indica el cemento adherido.

Invierno de 2003/2004 77

Aislamiento del gas con cementoLa integración de los fluidos de perforación, eldiseño del espaciador y las técnicas de desplaza-miento, constituyen la base para la colocaciónóptima del cemento.14 El aislamiento por zonas alargo plazo y el control del gas requieren que elcemento sea correctamente colocado y proveabaja permeabilidad, durabilidad mecánica y adap-tabilidad a las condiciones cambiantes del pozo.

La permeabilidad del cemento depende de lafracción sólida de la formulación de la lechada.Para lechadas de alta densidad, es inherente unaalta fracción sólida, de modo que la permeabili-dad tiende a ser baja. Para lechadas de bajadensidad, existen productos y técnicas especia-les que crean lechadas de baja densidad con altafracción sólida.

La durabilidad mecánica varía con la resis-tencia, el módulo de elasticidad de Young y larelación de Poisson. El cemento debería dise-ñarse de manera que estas propiedades seansuficientes para prevenir la falla del cementocuando se expone a las cambiantes presiones delpozo y a las fluctuaciones de temperatura, quecrean esfuerzos en el sistema de tubería derevestimiento-cemento-formación. Para darflexibilidad al cemento en este entorno serequieren materiales especiales.

Durante la colocación del cemento, se debenmantener condiciones de sobrebalance en lasformaciones gasíferas hasta reducir la vulnerabi-lidad del cemento a la invasión de gas, a travésdel proceso de fraguado. Cuanto mayor sea elsobrebalance, más tarde se producirá la invasióndentro del ciclo de hidratación.

Una técnica para aumentar o mantener elsobrebalance es la aplicación de presión al espa-cio anular luego de la operación de cementación;usualmente mediante la aplicación de presióndesde la superficie. En Canadá, es prácticacomún bombear cemento de fraguado rápido ade-lante del cemento convencional. Esto permiteque el cemento bombeado en primer lugar, olechada inicial, fragüe en el espacio anular cercade la superficie. A través de la tubería de revesti-miento se puede aplicar presión al cemento queha sido levemente subdesplazado. Una precau-ción a adoptar respecto de la aplicación depresión es que las formaciones débiles deben serevaluadas por posibles riesgos de pérdidas.

Una modificación de esta aplicación de pre-sión es una técnica denominada pulsación delcemento, es decir, la aplicación de pulsos de pre-sión al espacio anular luego de la cementación.15

La ventaja de esta técnica es que los ciclos depresurización-despresurización generan pocodesplazamiento de los fluidos en el pozo, lo queretarda el desarrollo de la resistencia de gel,demorando así la reducción de la presión hidros-tática.

También se puede utilizar cemento energi-zado en las formaciones gasíferas. Al reducirseel volumen a través de la deshidratación, la rela-ción presión-volumen del gas comprimidoutilizado en el proceso de espumado permitemantener mayor presión contra la formación,minimizando así el influjo de gas.

Planeación para la explotación del gasLa obturación del espacio anular frente a lamigración de gas puede resultar más difícil enpozos de gas que en pozos de petróleo. La cons-trucción de un pozo, particularmente enpresencia de formaciones gasíferas, requiereque el pozo, el fluido de perforación, los diseñosdel espaciador y el cemento, y las técnicas dedesplazamiento sean tratados como una serie desistemas independientes, cada uno de los cualesdesempeña un rol igualmente importante. Confrecuencia, las relaciones entre estos sistemasson ignoradas, o al menos, apreciadas inadecua-damente.

14. Fraser L, Stanger B, Griffin T, Jabri M, Sones G, SteelmanM y Valkó P: “Seamless Fluids Programs: A Key to BetterWell Construction,” Oilfield Review 8, no. 2 (Verano de1996): 42–56.

15. Dusterhoft D, Wilson G y Newman K: “Field Study on theUse of Cement Pulsation to Control Gas Migration,” artí-culo de la SPE 75689, presentado en el Simposio deTecnología del Gas de la SPE, Calgary, Alberta, Canadá,30 de abril al 2 de mayo de 2002.

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Separación(entre las

herramientasde perforacióny las paredes

del pozo)

Coberturadel cemento

Riesgo depresenciade lodo

en lapared

WELLCLEAN II

AltoMedioBajoNinguno

WELLCLEAN ll

Prof

undi

dad,

m

Registro USI

Litología

FangolitaCleueley

Halita Rosall

AreniscaOmskirk

%0 100Registro de

densidad variable

FangolitaBlackpool

FangolitaAndsell

> Resultados de una simulación de desplazamiento previa a la operación. Antes de la cementación dela sarta de revestimiento de 95⁄8 pulgadas en el pozo L12, los ingenieros modelaron y simularon lascondiciones de pozo y los parámetros de desplazamiento utilizando el programa de computaciónWELLCLEAN II. Mediante la optimización de las propiedades del lodo y del diseño del espaciador y elcemento, junto con la correcta centralización, la simulación permitió predecir un desplazamiento casicompleto del fluido de perforación (Carril 7). Un registro USI corrido después de la cementación con-firmó la adecuada colocación del cemento y el buen aislamiento por zonas logrado, como se observaen los Carriles 2 a 5 inclusive. El sombreado amarillo en el Carril 5 indica una óptima adherencia delcemento. El pozo L12 produce actualmente sin SCP detectable.

El manejo efectivo de estas tecnologías inter-dependientes requiere que los perforadores y loscementadores trabajen en conjunto durante todoel proceso de perforación, seleccionando lodosque permitan alcanzar los objetivos de perfora-ción a la vez que manejen el pozo en una formaque permita la efectiva eliminación del lodo y eladecuado aislamiento por zonas. La colocacióneficaz de la lechada para lograr un aislamientopor zonas completo y permanente se basa en eldesplazamiento efectivo de los fluidos de perfo-ración del pozo; el modelado, la simulación y eldiseño del sistema espaciador desempeñan rolesclave en este proceso, como se ilustra con unejemplo de América del Sur.

A comienzos del año 2002, Petrobras, que ope-raba en una región remota del sur de Bolivia,experimentó el desarrollo reiterado de SCP en suproyecto Sábalo, en el campo petrolero SanAntonio (abajo, a la derecha). Cada una de las pri-meras tres operaciones de cementación primariade la tubería de revestimiento de superficie de133⁄8 pulgadas desarrolló SCP, que en algunos casosllegó a 1000 lpc [6895 kPa]. También se detectópresión en varias sartas de revestimiento in-termedias de 95⁄8 pulgadas y en sartas derevestimiento de producción de 7 pulgadas.

El siguiente segmento del pozo a perforar erael tramo desviado de 81⁄2 pulgadas del pozo X-3,que atravesaría la formación Huamampampa,cargada de gas y potencialmente comercial. Laspreocupaciones respecto de la lubricidad en unpozo desviado, minimizando el daño de la zonade producción y la necesidad de tener un pozoestable, en calibre, condujeron al equipo de per-foración a seleccionar un sistema de lodo a basede aceite VERSADRIL con baja pérdida de fluido.

El control de pérdida de fluido y el puenteo yla calidad del revoque de filtración son propieda-des importantes del fluido de perforación paraminimizar tanto el daño de formación como elexcesivo aumento del revoque de filtración en laszonas permeables. Dejando de lado las cuestio-nes relacionadas con el daño de formación, elexcesivo aumento del revoque de filtraciónpuede obstaculizar severamente el desplaza-miento del lodo antes de la cementación. Laspropiedades de filtración del sistema fueron con-troladas utilizando una mezcla de gilsonita conalto punto de fusión y partículas de carbonato decalcio de tamaño específico.

La inclinación del pozo causó preocupacionesoperativas acerca de su limpieza y la decanta-ción de la barita.16 La formación de capas derecortes y los problemas de decantación prevale-cen en pozos con inclinaciones de 30 a 60 grados;cualquiera de estas condiciones puede conducir

a la desestabilización del pozo. Por su inclina-ción de 62 grados, el pozo X-3 era considerado dealto riesgo.

Para mitigar estas preocupaciones, el perfo-rador mantuvo altas velocidades de flujo anular,y el ingeniero especialista en fluidos de perfora-ción ajustó la mezcla del lodo y productosquímicos para generar mayor viscosidad a bajastasas de corte (índices de cizalladura). La obser-vación estricta de éstas y otras prácticas deperforación efectivas permitió minimizar la acu-mulación de recortes en el lado más bajo delpozo y reducir al mínimo la erosión del mismo.No se registró ninguna evidencia de decantación.El intervalo de 81⁄2 pulgadas fue perforado conuna densidad de lodo de 1690 kg/m3 [14.1lbm/gal], entre 3347 y 3618 m [10,981 y 11,870pies]. A la profundidad total (TD, por sus siglasen inglés), el registro calibrador de cuatro bra-zos indicó excelentes condiciones de pozo(próxima página, arriba a la izquierda).

El correcto diseño del fluido, la ingeniería ensitio y las adecuadas prácticas de perforación,dieron como resultado un agujero en calibre lim-pio. Los ingenieros optimizaron el sistema

espaciador para las reales condiciones de pozo,las características del lodo y el diseño de latubería de revestimiento. En base a las recomen-daciones derivadas del simulador CemCADE y elprograma WELLCLEAN II, se colocaron en latubería de revestimiento 40 centralizadores, unopor cada junta de la tubería de revestimiento.Dado que para la perforación se utilizó un lodo abase de petróleo, para la óptima eliminación dellodo se diseñó un sistema espaciador MUDPUSHXLO para cementación con surfactante con unarelación de 286 cm3/ m3 [12 gal/1000 gal] y consolvente mutuo a razón de 2380 cm3/ m3 [100gal/1000 gal].

Dado que la Formación Huamampampa secaracteriza por tener un alto nivel de gas, losespecialistas en cementación de Schlumbergerdiseñaron un sistema de lechada DensCRETE de1989 kg/m3 [16.6 lbm/gal] que incorpora un adi-tivo para control del gas a fin de impedir lamigración de gas luego de la colocación delcemento. Para minimizar la deshidratación de lalechada de cemento en las zonas permeables, secontroló la pérdida de fluido a razón de 19mL/30 min.17

78 Oilfield Review

> Perforación en una localización remota de Petrobras. Petrobras está per-forando pozos múltiples en el campo petrolero San Antonio, situado en el surde Bolivia.

Invierno de 2003/2004 79

Las operaciones de desplazamiento y cemen-tación fueron realizadas de acuerdo conestrictas especificaciones de diseño. Al reingre-sar en el pozo, el perforador colocó el tope delcemento a una profundidad medida de 3245 m[10,646 pies], 102 m [335 pies] por debajo deltope del empalme, o la superposición entre latubería de revestimiento en cuestión y la sartade revestimiento previa.

Petrobras evalúa la cementación primaria enforma rutinaria utilizando registros de adheren-cia del cemento y pruebas de pérdida de fluidode la formación. Tres días después de la cemen-tación, se corrió un registro de DensidadVariable adquirido con la herramienta de Adhe-rencia del Cemento CBT.18 El simuladorCemCADE predijo una amplitud CBT de 1.7 mVpara un 100% de eliminación de lodo y de 3.1 mVpara un 80% de eliminación de lodo. Los resulta-dos de los registros indican una amplitudpromedio de aproximadamente 2 mV, de maneraque la cementación de la tubería de revesti-miento de 7 pulgadas arrojó un índice deadherencia promedio del 95% (arriba, a la dere-cha). Estos resultados coinciden con laspredicciones de los programas CemCADE y

WELLCLEAN II. Se logró un buen aislamientopor zonas.

El enfoque holístico adoptado por los equi-pos de ingeniería para controlar la migración degas, combinado con tecnología de última genera-ción, se tradujo en un aislamiento por zonasefectivo sin fugas de gas a la superficie. Aseptiembre de 2003, luego de producir 0.57 m3/d[20 MMpc/D] de gas durante más de un año, elpozo X-3 no mostraba indicación alguna de pre-sencia de micro espacio anular o de desarrollode SCP. Mediante la aplicación de un enfoqueintegrado a la planeación y la construcción depozos, el equipo de ingeniería logró modificarcon éxito sus fluidos de perforación y los progra-mas de cementación para alcanzar elaislamiento por zonas en las dos sartas de reves-timiento siguientes.

Una solución para el aislamiento del gas someroLos flujos de gas somero plantean un problemaespecial para el control de la migración de gas.Mientras operaba en el Golfo de Tailandia, en elotoño de 2001, PTT Exploration and ProductionPublic Company Ltd. (PTTEP) experimentóserios problemas con los flujos de gas somero yel desarrollo de SCP. Originalmente descubiertoen 1973, el campo petrolero Bongkot se encuen-tra ubicado 600 km [373 millas] al sur deBangkok, Tailandia, y 180 km [112 millas] frentea la costa de Songkhla. El campo consta princi-palmente de reservas de gas con ciertaproducción limitada de petróleo.

El proyecto de perforación WP11 era partede un programa de perforación de desarrollo de12 pozos. Los datos geofísicos y los datos deregistros adquiridos con cable indicaron la pre-sencia de potencial gasífero somero a unaprofundidad de entre 312 y 326 m [1023 y 1069pies] debajo del nivel medio del mar. Los inge-nieros de PTTEP planearon asentar la tubería derevestimiento de 133⁄8 pulgadas a 310 m [1017pies], luego perforar un pozo de 121⁄2 pulgadas através de la arenisca gasífera somera y asentarla tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas aaproximadamente 500 m [1640 pies]. El aisla-miento por zonas detrás de la tubería derevestimiento de 95⁄8 pulgadas era crucial para eléxito del proyecto. Si bien se utilizó un diseño delechada de cemento estanco al gas, o resistenteal influjo de gas, las tres primeras operacionesde cementación primaria de la tubería de reves-

3575

3600

Rayos gamma

API0 200Prof,

m

Tamaño de la barrena

pulgadas16 6

Tamaño de la barrena

pulgadas6 16

Calibrador 1

pulgadas16 6

Calibrador 2

pulgadas6 16

> Registros de calibrador del pozo X-3. LosCarriles 2 y 3 indican un agujero casi en calibre.

3575

Rayos gamma

APIProf.,

m1500

3600

Juntas de tubería de revestimientoMarcador de aislamiento del cemento

Tiempo de tránsito(Ventana deslizante) (TTSL)

µs 200400

Amplitud CBT

mV 1000

Amplitud CBT

mV 100

Tiempo de tránsito (TT)

µs 200400

Localizador de junta de tubería de revestimiento (CCL, por sus siglas en inglés)

1-19

< Registro de adherencia de la tubería de reves-timiento en el pozo X-3 . El registro de DensidadVariable obtenido con la herramienta de Adhe-rencia del Cemento CBT fue corrido tres díasdespués de la cementación. La amplitud CBT pro-medio fue de 2 mV (Carril 2) a través de la zona degas, valor extremadamente bajo para los pozosdel área. Los valores de amplitud disminuyen conla calidad de la adherencia del cemento. El pozode 81⁄2 pulgadas fue perforado con un ángulo de62°, utilizando un lodo a base de petróleo cuyadensidad era de 1689 kg/m3 [14.1 lbm/gal]. Lascondiciones de pozo eran excelentes para eldesplazamiento y la cementación. No se detectóninguna SCP, lo que indicó el éxito del aisla-miento por zonas.

16. El término decantación se define como la decantaciónde partículas en el espacio anular de un pozo, que puedeocurrir cuando el lodo se encuentra estático o está encirculación. Debido a la combinación de flujo secundarioy a la fuerza de atracción gravitacional, los materialesdensificantes pueden decantarse, o hundirse, en un lodoque fluye en un pozo de alto ángulo. Si la decantación esprolongada, la parte superior del pozo perderá densidadde lodo, lo que reducirá la presión hidrostática del pozo,permitiendo que ingrese en el mismo un influjo de fluidode formación.

17. Ésta es la norma del Instituto Americano del Petróleo(API, por sus siglas en inglés) para la pérdida de fluidode cementación.

18. Butsch RJ, Kasecky MJ, Morris CW y Wydrinski R: “TheEvaluation of Specialized Cements,” artículo de la SPE76731, presentado en el Encuentro Conjunto Regional deOccidente de la SPE/Sección Pacífico de la AAPG,Anchorage, Alaska, EUA, 20 al 22 de mayo de 2002.

timiento de 95⁄8 pulgadas fallaron, lo que produjodesarrollo de SCP en la superficie y carga congas de las areniscas normalmente presionadasde la zona superior (izquierda).

Si bien no están bajo contrato para el pro-yecto, los ingenieros de Schlumberger y M-I quetrabajan junto con PTTEP y sus socios, Total yBG, propusieron un plan para integrar la estabi-lización del pozo con el desplazamiento del lodoy el diseño del sistema de cementación.

Las formaciones someras en el tramo de121⁄2 pulgadas estaban compuestas principal-mente por arenisca y lutita, 30 al 40% de lascuales correspondían a arcilla reactiva. Históri-camente, se han utilizado lodos convencionalesa base de agua para perforar estas formaciones,lo que se traducía en tramos significativamentederrumbados, desplazamientos pobres, coloca-ción inadecuada del cemento primario y pérdidadel aislamiento por zonas.

El equipo de ingeniería de M-I recomendóque se controlara la integridad del pozo y de losrecortes con lodo SILDRIL, un fluido de perfora-ción a base de silicato de sodio. El objetivo eraobtener un agujero casi en calibre que permi-tiera optimizar la centralización de la tubería derevestimiento, el desplazamiento del lodo y lacolocación del cemento a través de la areniscagasífera.

Los lodos a base de silicato han demostradosu utilidad en la estabilización de la erosión deformaciones someras no consolidadas y en laobtención de agujeros en calibre, manteniendoal mismo tiempo velocidades de penetraciónóptimas. En formaciones altamente reactivas,como las del proyecto WP11, los iones de silicatose adhieren con sitios activos en las arcillas deformación. Esto da como resultado recortes alta-mente competentes y estabilización del pozo através del enlace químico directo del silicatopolimerizado (próxima página, arriba).

80 Oilfield Review

BK-11-G BK-11-LC

Zapata de latubería de

133/8 pulgadasa 308 m

Tubería desuperficie de26 pulgadashasta 151 m

Zapata de latubería de

133/8 pulgadasa 308 m

Tubería desuperficie de26 pulgadashasta 151 m

Pozo de 171/2 pulgadashasta 311 m Tope de la arenisca gasífera = 327 m

Profundidad total = 308 m

Zona de gas somero

Base de la arenisca gasífera = 340 m

BK-11-G BK-11-L

Tubería desuperficie de26 pulgadas

hasta 151 m

Zapata de latubería de

133/8 pulgadasa 308 m

Tubería desuperficie de26 pulgadashasta 151 m

BK-11-G BK-11-L

Pozo de 171/2 pulgadashasta 311 m

Tubería desuperficie de26 pulgadashasta 151 m

Profundidad total = 308 mTope de la arenisca gasífera = 327 m

Zona de gas somero

Base de la arenisca gasífera = 340 m

Profundidad total = 308 mTope de la arenisca gasífera = 327 m

Zona de gas somero

Base de la arenisca gasífera = 340 m

A

B

Pozo de 171/2 pulgadashasta 311 m

Tubería desuperficie de26 pulgadashasta 151 m

< Escenarios para la carga de la arenisca supe-rior. En las primeras operaciones de perforación,las areniscas superiores anteriormente no gasí-feras fueron cargadas con gas. Se desarrollarondiversos escenarios para explicar el flujo cru-zado de gas entre los pozos BK-11-G y BK-11-L, yel desarrollo de SCP en la superficie. El gas semuestra como burbujas rojas que se originan enla arenisca gasífera somera. En los tres escena-rios mostrados, el gas migra en torno al cementopobremente adherido (A). El gas se desplaza entorno al cemento pobremente adherido en direc-ción a las fracturas verticales (B). El gas migraen torno al cemento pobremente adherido y através de una red de microfracturas (C). En todoslos casos, la cementación primaria no propor-cionó aislamiento por zonas. Esto se tradujo enla migración de gas tanto hacia las areniscassuperiores como entre las sartas de revesti-miento, lo que generó SCP.

Invierno de 2003/2004 81

El diseño del espaciador y el desplazamientodel lodo eran el siguiente desafío. Los ingenierosde Schlumberger, utilizando las simulacionesWELLCLEAN II, diseñaron un sistema espacia-dor compuesto por un espaciador MUDPUSH XLy un derrumbe químico CW7 para eliminar elfluido SILDRIL del pozo en forma eficaz, antesde colocar el cemento. El diseño utilizó 22centralizadores de la tubería de revestimientopara proporcionar una separación (entre lasherramientas de perforación y la pared delpozo) superior al 75%. Un régimen de bombeo de1 m3/min [7 bbl/min] permitiría 5 minutos detiempo de contacto del espaciador a través de laarenisca gasífera a 327 m [1073 pies]. El mode-lado WELLCLEAN II predijo un 100% decobertura de cemento en el tramo descubiertodel pozo. Para reforzar la seguridad, los ingenie-ros de PTTEP planearon la colocación de unempacador externo para tubería de revesti-miento (ECP, por sus siglas en inglés) justo porencima de la arenisca gasífera.

El diseño de la lechada de cemento tambiénplanteaba retos. Para evitar pérdidas durante lacementación, se necesitaba una lechada decemento liviana, estanca al gas. La baja tempe-ratura del pozo, 35°C [95°F], implicaba untiempo de fraguado del cemento prolongado. Labaja pérdida de fluido y el rápido desarrollo dela resistencia de gel estática durante el fraguadodel cemento ayudarían a minimizar el influjo degas. Los ingenieros de Schlumberger diseñaronun sistema de cementación LiteCRETE a bajatemperatura que contenía un aditivo del sistemade cementación para control de la migración degas GASBLOK LT y un aditivo para soluciones decementación en aguas profundas DeepCEM dise-ñados para minimizar el tiempo de transición de

líquido a sólido, limitando así el potencial demigración de gas a través del cemento que estáfraguando.

Los registros calibradores indicaron un diá-metro promedio del pozo de 318 mm [12.54pulgadas]; se había logrado la óptima inhibiciónde las arcillas de formación utilizando el sistemade lodo SILDRIL. Si bien cuatro de los sieteECPs no lograron la obturación después de laexpansión, el sistema de cementación Lite-CRETE en conjunto con un agujero en calibre,un sistema espaciador optimizado y un desplaza-miento efectivo, proporcionaron excelentecementación y aislamiento por zonas. Final-mente, no hubo ninguna evidencia de migraciónde gas o SCP detrás de la sarta de revestimientode 95⁄8 pulgadas.

Un enfoque integrado de fluidos de pozo yfluidos de perforación permitió aislar efectiva-mente la problemática zona de gas a 327 m(derecha). Si bien se había considerado cambiarlas localizaciones para evitar la arenisca gasífera

> Control de recortes con lodo a base de silicato. El lodo SILDRIL a base desilicato, utilizado para perforar los tramos de 121⁄4 pulgadas, produjo un pozoestable con un diámetro promedio de 318 mm [12.54 pulgadas]. Los recortesque aparecen atravesando las temblorinas tienen un alto nivel de integridad,lo que confirma el control de la hidratación y la dispersión de las arcillas deformación.

Líquido

Micro pérdida de adherencia

Adherido

Micro espacio anular con gas

o seco

Líquido

Micro pérdida de adherencia

Adherido Mapa del cemento

Micro espacio anular con gas

o seco

-1000.0000-500.0000

0.3000 2.0000 2.2727 2.5454 2.8182 3.0909 3.3636 3.6364 3.9091 4.1818 4.4545 4.72735.0000

Prof., m

300

325

275

250

350

Mapa del cemento con clasificación

de impedancia

-1000.0000-500.0000

0.3000 2.0000 2.2727 2.5454 2.8182 3.0909 3.3636 3.6364 3.9091 4.1818 4.4545 4.72735.0000

> Aislamiento por zonas mejorado. Antes de laoptimización del proceso de perforación y ce-mentación, no se obtuvo aislamiento por zonas,como se indica en los Carriles 1 y 2 (izquierda).Las áreas sombreadas en rojo en el Carril 2 indi-can la presencia de gas. En el Carril 1, las zonassombreadas en azul y verde, en el lado izquier-do, indican la presencia de líquido y pérdida deadherencia respectivamente, señales de un po-tencial canal de gas. Procedimientos efectivos yprocesos de construcción de pozos optimizadospermitieron aislar con éxito las areniscas gasífe-ras. En la gráfica de la derecha, el Carril 1 mues-tra áreas de color amarillo intenso, que indicanla existencia de cemento adherido y aislamientopor zonas. Se observan niveles significativos degas sólo en las proximidades de la areniscagasífera somera.

somera, esta solución permitió a PTTEP mante-ner la plataforma en su lugar y continuar con elprograma de perforación. Desde entonces, sietepozos fueron terminados con éxito.

Mejoramiento de la adherencia del cemento con el tiempoLos recientes desarrollos acaecidos en tecnolo-gía de cementación, que ofrecen ventajassignificativas en lo que respecta a durabilidad yadaptación a las cambiantes condiciones delpozo, han contribuido a la prevención de lamigración de gas y de la SCP. Las propiedadesdel cemento fueron diseñadas tradicionalmentepara la óptima colocación y desarrollo de laresistencia antes que para el desempeño a largoplazo, posterior al fraguado. En general, elrápido desarrollo de una alta resistencia a lacompresión del cemento era considerado ade-cuado para la mayoría de las condiciones depozo. Hoy, los operadores y las compañías de ser-vicios se han dado cuenta de que enfatizar laresistencia a expensas de la durabilidad muchasveces conduce al desarrollo de SCP y a la reduc-ción de la productividad del pozo.

Las características y distribución del tamañode partículas de cemento pueden contribuir sig-nificativamente tanto a la resistencia al influjode gas como al mantenimiento de un sellohidráulico sustentable, especialmente en pozossometidos a fluctuaciones de presión y tempera-tura. La tecnología avanzada de cemento flexibleFlexSTONE, que forma parte de la tecnología decementación de pozos de petróleo a base de con-creto CemCRETE, es una de las tantassoluciones que abordan efectivamente la flexibi-lidad y la durabilidad del cemento.

Se sabe que los cementos Pórtland conven-cionales se contraen durante el fraguado(derecha, arriba).19 Por el contrario, las lechadasFlexSTONE pueden ser diseñadas para expan-dirse, haciendo aún más estanco el sellohidráulico y ayudando a compensar las variacio-nes de las condiciones del pozo o de la tubería derevestimiento. Esta capacidad contribuye a evi-tar el desarrollo de micro espacios anulares.Mediante el ajuste de las características específi-cas del aditivo y la mezcla de la lechada decemento con una distribución del tamaño de par-tículas diseñada, se puede lograr una reduccióndel módulo de elasticidad de Young en elcemento (derecha, abajo). El cemento anular sepuede flexionar así al unísono con la tubería derevestimiento, en lugar de fallar como resultadode los esfuerzos por tracción. De este modo seminimizan el desarrollo potencial de micro espa-cios anulares y la comunicación del gas con lasuperficie o con zonas de menor presión.

Un ejemplo de las capacidades de expansióndel cemento FlexSTONE proviene de MedioOriente. Durante el año 2002, Abu Dhabi MarineOperating Company (ADMA), operadora delcampo Umm Shaif, ubicado 32 km [20 millas] alnoreste de Das Island, en el área marina de AbuDhabi, EAU, utilizó un sistema de cemento expan-sible FlexSTONE para abordar problemasrecurrentes de migración de gas, detrás de las sar-tas de revestimiento de 95⁄8 pulgadas.

Durante la adquisición de registros en eltramo de la tubería de revestimiento de 7 pul-gadas, el operador corrió un registro con laherramienta de generación de ImágenesUltrasónicas USI por segunda vez, en el tramo de

82 Oilfield Review

19. Dusseault MB, Gray MN y Nawrocki PA: “Why OilwellsLeak: Cement Behavior and Long-Term Consequences,”artículo de la SPE 64733, presentado en la Conferencia yExhibición Internacional del Petróleo y el Gas de la SPE,Pekín, China, 7 al 10 de noviembre de 2000.

> Llenado de los espacios intersticiales. El espacio intersticial que existe entre las partículas en loscementos estándar (izquierda) está lleno de agua. Los sistemas FlexSTONE llenan el espacio intersti-cial con partículas medianas y pequeñas (derecha). Se utiliza menos agua en la formulación y las le-chadas se pueden hacer más estancas al gas, más resistentes y más flexibles. Al fraguar el cemento,las partículas específicas del sistema FlexSTONE contribuyen a la expansión mientras que otras par-tículas son concebidas para proporcionar flexibilidad al cemento fraguado.

Cemento salino

-0.5

0.0

% d

e ex

pans

ión

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

CementoPórtland

Cementoenergizado

Cementode yeso

CementoFlexSTONE

0.1 -0.05 0

0.7

3

> Volumen cambiante del cemento durante la fase de fraguado. La mayoríade los cementos sólo experimentan un leve cambio de volumen durante elproceso de fraguado. El sistema avanzado de cemento flexible FlexSTONEpuede formularse para que alcance una expansión de hasta un 3%.

Invierno de 2003/2004 83

95⁄8 pulgadas que había sido cementado con uncemento FlexSTONE dos meses antes. Si bien seobtuvo un sello estanco al gas durante la cemen-tación primaria, se produjo un mejoramiento dela adherencia del cemento con el tiempo. Estedescubrimiento demuestra las característicasexpansivas del diseño FlexSTONE (derecha).

Modelado de los sistemas de cementaciónEl rol del modelado en el diseño de los sistemasde cementación se pone de manifiesto en otroejemplo de Medio Oriente. La empresa Abu DhabiCompany for Onshore Oil Operations (ADCO)perforó 70 pozos de gas en los campos Bab y Asab,situados en el área marina de Abu Dhabi. Muchosde estos pozos tienen problemas de SCP, que losingenieros de ADCO atribuyen a las deficientesprácticas de cementación primaria.

Estos problemas de SCP amenazaron un pro-grama de desarrollo en el año 2003. Senecesitaba un enfoque diferente para mantenerla integridad de la cementación. La planeaciónde un pozo de evaluación horizontal productorde gas brindaba la oportunidad de probar unnuevo sistema de cementación.

Los ingenieros de Schlumberger y ADCOcoincidían en que era preciso conocer clara-mente los mecanismos de falla históricos paralograr una aislamiento por zonas sustentable.Los ingenieros de Schlumberger utilizaron unmodelo de análisis de esfuerzos (SAM, por sussiglas en inglés) para evaluar los sistemas decementación potenciales. Corrieron una serie desimulaciones para predecir el comportamientode la cementación en diferentes tramos del pozo.En un escenario, un sistema de lodo de 1280kg/m3 [80 lbm/pie3] de densidad fue desplazadodel pozo entubado con un fluido de terminacióncuya densidad era de 1184 kg/m3 [74 lbm/pie3].El desplazamiento se tradujo en una reducciónde la presión, equivalente a 540 lpc [3723 kPa],en el tramo de la tubería de revestimiento.

Habitualmente, estos tramos de tubería derevestimiento se cementan con sistemas decementación convencionales de 2000 kg/m3 [125lbm/pie3] de densidad. Los registros de laborato-rio indicaron que los sistemas de cementaciónconvencionales formulados localmente general-mente tienen una resistencia a la compresión noconfinada (UCS, por sus siglas en inglés) deaproximadamente 4000 a 8000 lpc [27 a 55 MPa]y un módulo de Young que oscila entre 1,450,000lpc [10,000 MPa] y 1,700,000 lpc [11,721 MPa].Las simulaciones efectuadas con el modelo SAMpredijeron que una reducción de 540 lpc de lapresión hidrostática existente dentro de la tube-ría de revestimiento haría fallar la adherenciaentre el cemento y la tubería de revestimiento y se

12,900

12,650

12,700

12,600

12,750

12,800

12,850

-500.0000 -6.0000-5.6000-5.2000-4.8000 -4.4000-4.000-3.6000-3.2000-2.8000-2.4000-2.0000-1.6000-1.2000 -0.8000 -0.4000 0.5000

-1000.0000-500.0000 0.3000 2.6000 3.0000 3.5000 4.0000 4.5000 5.0000 5.5000 6.0000 6.5000 7.0000 7.5000 8.0000

Rayos gamma Adherido

Micro espacio anular con gas

o seco

Líquido

Amplitud del eco menos valor

máximoMapa del cemento con clasificación

de impedancia

Mapa del cemento con clasificación

de impedanciaAPI0 70

Amplitud CBT (CBL)

mV0 100

Amplitud CBT (ventana deslizante)

mV Profundidad,pies

0 100

Tiempo de tránsito (TT)

µs400 200

Tiempo de tránsito (ventana deslizante)

Amplitud CBT (CBL)

Amplitud CBT (ventana deslizante)

Tiempo de tránsito (TT)

Tiempo de tránsito (ventana deslizante)

µs400 200

-500.0000 -6.0000-5.6000-5.2000-4.8000 -4.4000-4.000-3.6000-3.2000-2.8000-2.4000-2.0000-1.6000-1.2000 -0.8000 -0.4000 0.5000

-1000.0000-500.0000 0.3000 2.6000 3.0000 3.5000 4.0000 4.5000 5.0000 5.5000 6.0000 6.5000 7.0000 7.5000 8.0000

Rayos gamma

Amplitud del eco menos valor

máximo

API0 70 mV0 100

mV0 100

µs400 200

µs400 200

Micro pérdida de adherencia

Adherido

Micro espacio anular con gas

o seco

Líquido

Micro pérdida de adherencia

> Expansión del cemento FlexSTONE con el tiempo. Los registros USI de un pozo obtenidos en octubre(izquierda) y diciembre (derecha) indicaron la expansión del cemento a lo largo de un período de dosmeses. El Carril 2 indica más pérdida de adherencia (verde) en octubre que en diciembre (Carril 6). Lareducción de la amplitud CBT en los Carriles 4 y 8 también indica un mejoramiento de la adherencia.

traduciría en el desarrollo de un canal o un microespacio anular. Según el modelo, un cementoexpandido más flexible toleraría la variación dela presión interna de la tubería de revestimientosin generar ningún micro espacio anular.

Una vez implementados el modelado SAM yotros análisis, se inició la perforación del pozo deevaluación. El tramo de 95⁄8 pulgadas fuecementado con un sistema de cementación con-vencional, se dejó fraguar, y luego se obtuvieronregistros con la herramienta USI para evaluar laadherencia del cemento. Una vez curado elcemento, el operador sometió el tramo a unaprueba de presión hasta alcanzar 3500 lpc [24MPa]. Para verificar la integridad del cemento,se volvieron a correr los registros USI bajo lasmismas condiciones imperantes durante la pri-mera carrera. El segundo registro indicó que laformulación del sistema de cementación conven-cional no flexible no podía producir una lechadacapaz de compensar la deformación de la tuberíade revestimiento, lo que provocó pérdida deadherencia entre el cemento y la tubería derevestimiento (derecha).

Si bien ya se había cementado la tubería derevestimiento, los ingenieros de Schlumbergersimularon las condiciones de la prueba de pre-sión con el simulador SAM. Las propiedades delcemento fueron importadas del diseño de la ope-ración para el análisis. El simulador SAM predijoque la lechada de cemento convencional no tole-raría el esfuerzo de tracción. Según el modelo, elcambio de la presión interna de la tubería derevestimiento excedía la resistencia a la traccióndel cemento en un 153%. Para tolerar este nivelde esfuerzo de tracción, el modelo SAM reco-mendó un cemento diseñado con un módulo deYoung de 1,200,000 lpc [8273 MPa], es decir,500,000 lpc [3447 MPa] menos que las cifrashabituales para las formulaciones de sistemas decementación convencionales.

El modelado SAM y las lechadas de cementoadicionales probados en el laboratorio de

Schlumberger indicaron que el sistema decementación FlexSTONE proporcionaría un ais-lamiento por zonas sustentable bajo lascondiciones de fondo de pozo anticipadas(abajo). Los resultados indicaron que se requeri-rían tanto las propiedades expansivas como laspropiedades flexibles del cemento FlexSTONEpara cementar en forma efectiva el tramo detubería de revestimiento de 7 pulgadas.

Como sucede con muchos sistemas decementación de alto rendimiento, los cementosFlexSTONE deben ser diseñados cuidadosa-mente. El aumento de la flexibilidad se asociacon una reducción de la resistencia a la compre-sión. En consecuencia, la resistencia a lacompresión no puede ser utilizada como unaindicación importante de la durabilidad de uncemento a largo plazo. Los sistemas de cementa-ción deben ser diseñados para garantizar uncompromiso entre ambas propiedades. Despuésde evaluar varias lechadas potenciales, inclu-yendo pruebas para determinar el equilibrioentre los requisitos de expansión y los requisitosde resistencia a la compresión, los ingenieros sedecidieron por una formulación de cementoFlexSTONE adecuada para la tubería de revesti-miento de 7 pulgadas.

El tramo del pozo de 81⁄2 pulgadas sería perfo-rado a través de una formación calcárea. Por logeneral, cuando se perfora a través de roca car-bonatada no se necesitan sistemas de lodoespeciales. Los ingenieros podrían asumir conseguridad que las condiciones de pozo seríanóptimas, con escaso derrumbe. Se utilizaron elprograma WELLCLEAN II para simular y diseñarel desplazamiento y el programa de computaciónCemCADE para determinar las pautas de diseñoy ejecución de las operaciones de cementación.

Los ingenieros diseñaron el pozo de eva-luación BB-545 con un tramo de tubería derevestimiento de 7 pulgadas que se extendíahasta 3542 m [11,621 pies] de profundidad medi-da, (3385 m [11,104 pies] de profundidad

84 Oilfield Review

9650

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-1000.0000-500.0000 0.3000 2.6000 3.0000 3.5000 4.0000 4.5000 5.0000 5.5000 6.0000 6.5000 7.0000 7.5000 8.0000

Adhe

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Mapa del cemento con clasificación de impedancia

Mapa del cemento con clasificación de impedancia

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-1000.0000-500.0000 0.3000 2.6000 3.0000 3.5000 4.0000 4.5000 5.0000 5.5000 6.0000 6.5000 7.0000 7.5000 8.0000

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> Pérdida de adherencia del cemento despuésde la prueba de presión. La imagen del registroUSI (izquierda) muestra un cemento bien adhe-rido en el Carril 1 (amarillo). Luego de someterel pozo a una prueba de presión hasta 3500 lpc[24 MPa], se corrió otro registro USI (derecha).Cuando se eliminó la presión, el tamaño de latubería de revestimiento se redujo pero la ce-mentación no se desplazó, o no se flexionó, conla tubería de revestimiento. Como se indica enel Carril 3 (azul), se produjo una pérdida deadherencia casi total.

Lechada Módulo deYoung, lpc

Relación dePoisson

Lechada 1– FlexSTONE 900,000 0.20

Lechada 2– Cemento convencional 1, Tipo G 1,700,000 0.19

Lechada 3– Cemento convencional 2, Tipo G

1,500,000 0.22

> Diseños de cemento flexible. El sistema FlexSTONE fue diseñado conun módulo de Young 50% menor que la lechada convencional para sa-tisfacer las especificaciones determinadas a partir de las simulacionesSAM. La Lechada 2 refleja las propiedades para la lechada de cementoconvencional utilizada para cementar la sarta de revestimiento de 95⁄8pulgadas. La Lechada 1 FlexSTONE, que tiene un aumento sustancialde la flexibilidad, se utilizó para cementar la tubería de revestimientode 7 pulgadas.

Invierno de 2003/2004 85

vertical verdadera). Este tramo terminó con unasección de 90° en el yacimiento Arab ABC, unaformación gasífera con un 32% de H2S. La super-posición de la tubería de revestimiento, queconstituye una fuente potencialmente problemá-tica de SCP, se extendía 111 m [365 pies]nuevamente dentro de la tubería de revesti-miento de 95⁄8 pulgadas. La producción del pozoprovino de un tramo horizontal descubierto de 6pulgadas, a 686 m [2250 pies], perforado desdela zapata de la tubería de revestimiento de 7 pul-gadas.

El 4 de febrero de 2003, se cementó la tube-ría de revestimiento de 7 pulgadas, según eldiseño. Una vez fraguado el cemento, un registroUSI confirmó la colocación completa delcemento sin la presencia de canales o microespacios anulares detectables. Al cabo de sietemeses, el pozo de evaluación BB-545 no mostróningún signo de SCP.

El cemento FlexSTONE también fue utilizadopara cementar el tramo de tubería de revesti-miento de 95⁄8 pulgadas del pozo BB-548, un pozosimilar al BB-545 que también penetró la forma-ción Arab ABC. Si bien el pozo experimentósignificativas variaciones de presión durante laspruebas, los registros USI corridos después de 72horas y vueltos a correr al cabo de dos mesesindicaron un aislamiento por zonas sostenido yun mejoramiento de la adherencia con el tiempo(izquierda).

El futuro en construcciónLa migración de gas y la existencia de presióndetrás de las tuberías de revestimiento se produ-cen con una frecuencia impredecible en muchaspartes del mundo. Los organismos reguladores yla industria del petróleo y el gas tienen un inte-rés particular en concentrarse en aquellosfactores que contribuyen a su desarrollo y pre-vención.

Los esfuerzos incesantes por desarrollarprácticas de construcción de pozos seguras, conel tiempo lograrán mitigar la frecuencia deldesarrollo de SCP. Se necesitan nuevos avances,especialmente en las áreas de vigilancia rutina-ria de pozos, localización de fuentes de fugas yprovisión de métodos de remediación eficacesdesde el punto de vista de sus costos.

Las experiencias de operadores presentadasen este artículo demuestran que la integraciónde servicios y tecnologías interdependientes,sumada a los avances acontecidos en la tecnolo-gía de simulación, modelado y productos, hanpermitido avanzar a la industria en lo que res-pecta al abordaje de la seguridad de los pozos degas y su potencial longevidad. —DW

8100

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Amplitud CBTProfundidad,

piesRadios

internos menos

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-1000.0000-500.0000 0.3000 2.1000 2.4000 2.7000 3.0000 3.3000 3.6000 3.9000 4.2000 4.5000 4.8000 5.1000 5.4000

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con gas o seco

Micro pérdida

de adhe- rencia

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Mapa del cemento con clasificación

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promedio

Mapa del cemento con clasificación

de impedancia

-500.00000.3375 0.6750 1.0125 1.3500 1.6875 2.0250 2.3625 2.7000 3.0375 3.3750 3.7125 4.0500 4.3875 4.7250 5.0625 5.4000

-1000.0000-500.0000 0.3000 2.1000 2.4000 2.7000 3.0000 3.3000 3.6000 3.9000 4.2000 4.5000 4.8000 5.1000 5.4000

Adherido

Microespacioanular

con gas o seco

Micro pérdida de adhe-

rencia

Líquido

> Aislamiento por zonas en el pozo BB-548. Tanto el registro CBT (izquierda, Carriles 1 y 2) como el re-gistro USI (derecha, Carriles 3 a 8) fueron obtenidos durante la adquisición de registros en el tramo dela tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas del pozo BB-548, en abril y nuevamente en junio. Los resul-tados del registro USI de abril (Carril 4) indicaron una buena adherencia general (amarillo) con unaspocas zonas de líquido pequeñas (azul). Estas zonas, mostradas en el registro CBT de abril (Carril1/2463 m [8080 pies]), reflejan una amplitud CBT de 20 mV. Como lo indican la presencia de un menorvolumen de líquido en el resultado USI de junio (Carril 7) y una caída del voltaje CBT a 5 mV (Carril 2),las pruebas de presión no afectaron el sello hidráulico desarrollado por el cemento FlexSTONEexpansivo y flexible.

John Anderson se desempeña como ingeniero de plan-ta senior en la Unidad de Negocios de Gas Canadiensede Nexen de Canadá Ltda., en Calgary, Alberta,Canadá, desde 1995. Ha supervisado operaciones deperforación, terminación y producción de pozos, inclu-yendo operaciones de almacenamiento de gas. En másde 23 años como ingeniero de perforación y operacio-nes, John trabajó para varias compañías operativas yconsultoras de Canadá. Obtuvo un diploma de estudiosde ingeniería de la Universidad de Dalhousie, Halifax,Nueva Escocia, Canadá, y una licenciatura en ingenie-ría del Colegio Técnico de Nueva Escocia, también enHalifax.

Paul Basinski ingresó en El Paso Production enHouston, Texas, EUA, en el año 2000, como geólogoprincipal de la División Metano en Capas de Carbón(CBM, por sus siglas en inglés) y actualmente participade nuevos emprendimientos de gas no convencional.Antes de su ingreso en El Paso, trabajó en exploracióninternacional y en exploración y desarrollo de EUAcomo asesor geológico de Burlington Resources enHouston y en Farmington, Nuevo México, EUA, dondeparticipó de diversos proyectos de CBM. Como geólogopara varias compañías independientes y una de lasgrandes operadoras, realizó descubrimientos comer-ciales en las Montañas Rocallosas, Michigan (EUA), laCosta del Golfo y las Cuencas Pérmicas. Paul obtuvouna licenciatura en geología de la Universidad Estatalde Nueva York, Búfalo, EUA, y una maestría en geologíade la Escuela de Minas de Mackay, Universidad deNevada, Reno, EUA.

Andrew Beaton trabaja como especialista en carbón yen metano en capas de carbón (CBM) en el ServicioGeológico de Alberta, Comisión de Energía y ServiciosPúblicos de Alberta en Edmonton, Canadá. Allí se con-centra en la evaluación de recursos de metano encapas de carbón de Alberta y en los factores geológicosque controlan el potencial de producción de CBM.Anteriormente, trabajó en Smoky River Coal Company,Grande Cache, Alberta, en temas relacionados con lacalidad del carbón y la geología minera. También sedesempeñó como consultor en las áreas de química delcarbón, petrología del carbón, calidad del carbón, ex-ploración de carbón y de metano en capas de carbón, yen geología isotópica. Posee una licenciatura en geologíade la Universidad Saint-Francis Xavier, Antigonish,Nueva Escocia, Canadá, y una maestría en ciencia delcarbón de la Universidad de Regina, Saskatchewan,Canadá. Andrew publicó numerosos artículos sobre laquímica del carbón, la petrografía y los recursos de CBM.

Soraya Betancourt se desempeña como ingeniero deinvestigación en el grupo de Muestreo y Análisis delCentro de Investigaciones Doll de Schlumberger enRidgefield, Connecticut, EUA. Ingresó en Schlumbergeren el año 2000, como ingeniero de yacimientos, en elCentro de Terminaciones de Yacimientos deSchlumberger en Rosharon, Texas. Soraya trabajó pre-viamente en Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) enVenezuela, como tecnólogo de producción. Posee unalicenciatura de la Universidad del Zulia en Venezuela yuna maestría de la Universidad de Tulsa, Oklahoma,EUA, ambas en ingeniería petrolera.

Charles Boyer reside en Pittsburgh, Pensilvania, EUA.Es consultor principal especialista en yacimientos degas no convencionales para el segmento de Serviciosde Datos y Consultoría de Schlumberger. Antes deingresar en Schlumberger en 1998, fue gerente de in-vestigación de control del metano en U.S. Steel, lo queincluyó dirigir el primer campo comercial de produc-ción de CBM del mundo. Además fundó o dirigió variasempresas de exploración y consultoría. Charles fueautor o coautor de más de 70 artículos y realizó más de50 presentaciones técnicas sobre el tema del metanoen capas de carbón, en conferencias llevadas a cabo entodo el mundo. Obtuvo una licenciatura en cienciasgeológicas de la Universidad Estatal de Pensilvania enUniversity Park y terminó sus estudios de postgrado enminería e ingeniería petrolera en la Universidad dePittsburgh y la Universidad Estatal de Pensilvania.Recibió la Beca Centenario en la Universidad Estatalde Pensilvania (1996) y el Premio por ServiciosDistinguidos de la Agencia de Gas Potencial (1995), eintegró los comités organizadores de numerosos sim-posios y conferencias nacionales e internacionalessobre CBM.

Claudio Brufatto es coordinador de ingeniería paraPetrobras Bolivia en Santa Cruz, Bolivia. Allí está acargo de proyectos de construcción de pozos, incluyen-do operaciones especiales como las operaciones decementación. Ingresó en Petrobras en 1987. Claudioobtuvo una licenciatura en ingeniería civil de laUniversidad Federal de Río Grande del Sur en PuertoAlegre, Brasil, y una certificación en ingeniería petro-lera del Centro de Desarrollo de Personal dePetrobras, en Bahía, Brasil.

Daren Bulat es gerente técnico de Canadá para elsegmento de Servicios al Pozo de Schlumberger enCalgary, Alberta, desde 1996. Provee soporte técnicoen ventas y operaciones y se desempeña como cam-peón de la introducción de nuevas tecnologías. Dareningresó en Schlumberger en 1993 como ingeniero es-pecialista en cementación. Previamente, trabajó paraCanadian Fracmaster Ltd., Red Deer, Alberta, en di-versas operaciones de campo para la cementación yestimulación de pozos de petróleo y gas. Daren poseeuna licenciatura en ingeniería química de laUniversidad de Calgary.

Andrew Carnegie se desempeña como ingeniero deyacimientos principal de Schlumberger para losEmiratos Árabes Unidos, Qatar, Yemen y la región deOmán. Desde su ingreso en Schlumberger en 1989, trabajó tanto para Wireline & Testing como paraGeoQuest en diversas subdisciplinas de ingenieríapetrolera y caracterización de yacimientos, con activi-dades en Lejano Oriente, Medio Oriente y Australia.Antes de ingresar en Schlumberger, trabajó para CapScientific como matemático, especialista en diseño decascos de torpedos y submarinos y para Intera comoingeniero de yacimientos. Autor de varios artículos,Andrew obtuvo una licenciatura en matemática apli-cada (con mención honorífica) y un doctorado enfísica matemática, ambas del Queen Mary College,Universidad de Londres, Inglaterra.

Jamie Cochran es ingeniero de planta senior especia-lista en ingeniería de cementación para Schlumbergeren Aberdeen, Escocia. En su posición anterior comoingeniero técnico especialista en cementación, trabajóen proyectos del Mar del Norte y el Mar de Irlanda queinvolucraron la construcción y terminación de pozosde diámetro reducido, desafíos asociados con la migra-ción de gas y tecnología de cementación avanzada.Jamie obtuvo una maestría en ingeniería mecánica dela Universidad de Birmingham, Inglaterra en 2000.

Leif Colson reside en Denver, Colorado, EUA. Trabajapara Schlumberger en evaluaciones petrofísicas depozos múltiples que conducen a la simulación de yaci-mientos y en evaluaciones de pozos individuales en laregión de las Montañas Rocallosas. Desde 1982 hasta1985, se desempeñó como ingeniero especialista endesarrollo de aplicaciones en Anchorage, Alaska, EUA.También trabajó como gerente de proyecto para eldesarrollo de herramientas nucleares en SchlumbergerWell Services Houston Engineering. Antes de ocupar suposición actual, se especializó en la interpretación dedatos de registros e investigación de las respuestas denuevas herramientas para evaluar en forma más eficazlos yacimientos de petróleo y gas. Leif posee una licen-ciatura en física de la ingeniería de la Escuela deMinas de Colorado en Golden.

Lee Conn es gerente de Ingeniería de ServiciosTécnicos Globales para M-I L.L.C. en Houston, Texas.Lee ha proporcionado soporte global en ingeniería decampo desde el año 1999. Sus posiciones previas inclu-yeron su trabajo como ingeniero de campo en el sur deTexas y el sur de Luisiana (EUA); su desempeño comoingeniero de servicios técnicos en Houston; su desem-peño como ingeniero de servicios técnicos enAberdeen, Escocia; y su trabajo como gerente de servi-cios técnicos en Stavanger, Noruega. Lee posee unalicenciatura en ingeniería mecánica de la UniversidadA&M de Texas en College Station.

Chengli Dong se desempeña como ingeniero de yaci-mientos senior para Schlumberger en Sugar Land,Texas, donde trabaja en pruebas y muestreo de forma-ciones, especialmente en el desarrollo del ProbadorModular de la Dinámica de la Formación MDT*, elAnalizador Óptico de Fluidos OFA*, el Analizador deFluidos en Vivos LFA* para la herramienta MDT y losalgoritmos de interpretación del Analizador de laComposición de los Fluidos CFA*. Chengli obtuvo unamaestría y un doctorado en ingeniería petrolera de laUniversidad de Texas en Austin. Autor de numerososartículos técnicos, Chengli también logró reconoci-miento en el programa Performed by Schlumbergeren los años 2001 y 2003.

George Dozier es gerente de proyectos de Schlumbergerpara el Acuerdo Conjunto de Mejoramiento del Valorde Kerr-McGee. Ingresó en Holditch-ReservoirTechnologies—ahora parte del segmento de Serviciosde Datos y Consultoría de Schlumberger—en el año2000, como ingeniero de producción senior involucradoen operaciones de fracturamiento hidráulico y optimi-zación de la producción. Como gerente de operacionespara Schlumberger en Hobbs y Artesia, Nuevo México,

Colaboradores

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fue responsable de soporte al cliente, operaciones decampo, transferencia de tecnología, finanzas, controlde costos, manejo de personal, mercadeo; y calidad,salud, seguridad y medio ambiente. Otras de sus fun-ciones fueron: gerente de servicios de campo enMichigan; ingeniero de servicios de diseño y evalua-ción DESC* para Chevron California en Bakersfield,EUA; y coordinador de proyectos de operaciones defracturamiento y disparos en Lost Hills, California.George obtuvo una licenciatura en ingeniería mecá-nica de la Universidad de Wyoming, Laramie, EUA.

Jack Elbel se retiró de Schlumberger en 1997.Comenzó su carrera en 1954 y ocupó diversas posicio-nes relacionadas con la ingeniería en operaciones decampo y en centros técnicos de EUA, Medio Oriente yEuropa. Se especializó en el diseño y la evaluación detratamientos de fracturamiento hidráulico. Jack con-currió a la Universidad de Texas y a la UniversidadWilliam Marsh Rice de Houston.

Said Zaki Abd Alla El-Zeghaty es el líder de la sec-ción de Ingeniería de la Cementación para Abu DhabiMarine Operating Company (ADMA-OPCO) en AbuDhabi, EAU. Desde allí dirige las operaciones de ce-mentación y estimulación de pozos. Anteriormente, sedesempeñó como ingeniero principal para las opera-ciones de cementación, pruebas por vía seca yestimulación de ADMA-OPCO. También trabajó paraZakum Development Company en Abu Dhabi, comosupervisor de cementación senior y para DowellSchlumberger y Halliburton en EAU, EUA y Egipto enroles operaciones de campo, ventas e ingeniería. Autory coautor de varios artículos publicados y numerososmanuales de cementación, estimulación e inyección denitrógeno, es miembro activo de la Sociedad deIngenieros de Petróleo (SPE) y del InstitutoAmericano del Petróleo (API) con más de 35 años decontribuciones para la industria. Said posee una licen-ciatura en ingeniería petrolera de la Universidad delCanal de Suez en Ismailia, Egipto.

Kåre Otto Eriksen es especialista en adquisición dedatos de pozos para Statoil ASA en Stavanger,Noruega. Allí se responsabiliza por la implementaciónde nueva tecnología de adquisición de registros y estáinvolucrado en la adquisición de datos de pozos y elsoporte en evaluación de formaciones. Como ingenieropetrolero para Statoil Exploration Norway, participó enoperaciones de adquisición de registros y pruebas depozos, petrofísica, evaluación de yacimientos, desarro-llo de campos e interpretación de la presión de poro,particularmente para pozos de alta temperatura y altapresión. Como asesor técnico para las operaciones deadquisición de registros de pozos de Statoil Exploration& Production de Noruega, supervisó operaciones deadquisición de registros, nueva tecnología de adquisi-ción de registros y soporte en temas relacionados conla mecánica de las rocas y la presión de poro. KåreOtto obtuvo una maestría en ingeniería petrolera delCentro Universitario de Rogaland en Stavanger.

Eugene Fielder se desempeña como supervisor deingeniería de operaciones para Devon Energy enOklahoma City, Oklahoma, EUA, donde su responsabi-lidad se centra en la Cuenca Fort Worth. Antes deingresar en Devon en el año 2001, fue supervisor deingeniería de yacimientos para Mitchell Energy en TheWoodlands, Texas, involucrándose además en operacio-nes de la Cuenca Fort Worth. Otras de las funciones deMitchell implicaron operaciones en el Oriente deTexas y en la Costa del Golfo de México. También tra-bajó para Amoco Production en Tyler, Texas, donde sedesempeñó como ingeniero de producción para elOriente de Texas. Eugene obtuvo una licenciatura eningeniería petrolera de la Universidad A&M de Texasen College Station.

Bernard Fraboulet es asesor de cementación paraTotal Exploration & Production en Pau, Francia. Estáinvolucrado en la investigación y el desarrollo de ope-raciones de cementación. Fue contratado por Elf en1998 como gerente de laboratorio en Pau, donde tra-bajó con fluidos de perforación, cementación,estimulación y tratamiento de pozos, y geomecánica delas rocas. Anteriormente, trabajó durante 26 años paraDowell Schlumberger; período que incluyó actividadesen Argelia, Angola, Camerún, Italia y Francia. Bernardes graduado del Instituto Nacional de CienciasAplicadas de Lyon, Francia, donde estudió ciencias delos materiales.

Go Fujisawa se desempeña como ingeniero de investi-gación senior en el Centro de Investigaciones Doll deSchlumberger en Ridgefield, Connecticut. Go ha traba-jado en análisis de fluidos de fondo de pozo durantelos últimos tres años. Ingresó en Schlumberger SKK enFuchinobe, Kanagawa, Japón, en 1999, y allí trabajócomo ingeniero de desarrollo de productos en la líneade productos correspondiente a sensores de presión.Obtuvo una licenciatura y maestría en física aplicadade la Universidad de Osaka en Japón.

Tom Griffin es socio fundador de Griffin CementConsulting LLC. Provee asesoramiento en servicios decementación de pozos de petróleo y gas para operado-res, compañías de servicios y proveedores de productosy servicios. Cuenta con 33 años de experiencia en ser-vicios al pozo, incluyendo 28 años en cementación depozos de gas y petróleo. Antes de crear su propia com-pañía, pasó 28 años concentrándose en investigación ysoporte técnico para operaciones de acidificación, con-trol de la producción de arena, fracturamiento ycementación de pozos para Schlumberger. Escribiónumerosas publicaciones sobre control de la produc-ción de arena y cementación de pozos y posee variaspatentes relacionadas con acidificación, fractura-miento y cementación de pozos. Además trabajó 12años en el Subcomité de Normalización del API sobreCementación. Tom obtuvo una licenciatura en químicade la Universidad Wake Forest en Winston-Salem,Carolina del Norte, EUA.

Mostafa Haggag es petrofísico senior de Abu DhabiCompany for Onshore Oil Operations (ADCO) y trabajaen Abu Dhabi, EAU, en el activo Sahil de la compañía.

Stephen A. Holditch es miembro erudito deSchlumberger y gerente principal de la sección de gasnatural y petróleo pesado de la compañía, además deasesor de producción e ingeniería de yacimientos. En1977, creó S. A. Holditch & Associates, Inc., que fueadquirida por Schlumberger en 1997. Después de ocu-par diversas posiciones en la Sociedad de Ingenierosde Petróleo (SPE, por sus siglas en inglés), fue desig-nado presidente de la SPE en 2002. La SPE lo hadistinguido con el premio John Franklin Carll y el pre-mio Lester C. Uren en 1994 en reconocimiento a loslogros alcanzados en tecnología de ingeniería petro-lera por un miembro de menos de 45 años de edad.También fue acreedor al premio al LiderazgoIndustrial ASME Rhodes. Stephen fue elegido miem-bro de la Academia Nacional de Ingeniería, laAcademia Rusa de Ciencias Naturales y la Academiade Graduados Ilustres de Ingeniería Petrolera de laUniversidad A&M de Texas, College Station, Texas,EUA, donde se desempeña actualmente como profesoremérito de ingeniería petrolera. Autor de más de 100artículos técnicos, Stephen obtuvo su doctorado eningeniería petrolera de la Universidad A&M de Texas.

René Hoover trabaja como ingeniero de ventas seniorpara el grupo de Servicios al Pozo de Schlumberger enFort Worth, Texas. Desde su ingreso en Dowell—ahoraparte de Schlumberger—en 1976, ha trabajado encementación, acidificación y fracturamiento de pozosen Arkansas (EUA), Oklahoma y Texas, ocupando diver-sas posiciones; desde operador de equipos hasta jefe dedistrito. Miembro activo de la SPE, René es coautor denumerosos artículos. También integró diversas comisio-nes de la SPE y fue presidente de la sección Fort Worthde la SPE. René obtuvo una licenciatura en mercadeode la Universidad Estatal Central (ahora Universidadde Oklahoma Central) en Edmond.

Simon James es gerente de proyectos del Departamentode Química del Cemento del Centro de ProductosRiboud de Schlumberger en Clamart, Francia, dondeenfrenta desafíos asociados con la cementación depozos de gas y la existencia de presión detrás de latubería de revestimiento. En posiciones anteriores enSugar Land, Texas, y St. Austell, Inglaterra, trabajó enmateriales de fracturamiento, terminaciones sin ceda-zos e investigación de fluidos de perforación. Autor denumerosos artículos técnicos, y poseedor de numerosaspatentes, Simon obtuvo una licenciatura en cienciasnaturales y un doctorado en física, ambos de laUniversidad de Cambridge, Inglaterra.

Invierno de 2003/2004 87

Antonio R. Jaramillo se desempeña como coordina-dor de operaciones del equipo Sahil. Antonio esingeniero de yacimientos senior para ExxonMobil-AbuDhabi Company for Onshore Oil Operations (ADCO)en Abu Dhabi, EAU. Anteriormente se desempeñócomo asesor de ingeniería de yacimientos para MobilOil Corporation en Midland, Texas, y en Stavanger,Noruega. Posee una licenciatura y una maestría eningeniería petrolera de la Universidad de Texas enAustin.

Zachariah John es gerente de operaciones para elsegmento de Servicios de Datos y Consultoría deSchlumberger en Perth, Australia Occidental. Ingresóen Schlumberger como ingeniero especialista en opera-ciones con cable y trabajó como ingeniero de campo enYakarta, Indonesia, y en China. Ocupó otras posicionesen Kuwait, India, Vietnam, Indonesia e Irán. Introdujonuevas herramientas de adquisición de registros y coor-dinó la interpretación de registros relacionados con lapresencia de metano en capas de carbón en India. Parafomentar su interés en la interpretación, asistió a laescuela de Interpretación Avanzada de Schlumbergeren Houston, Texas. Desde entonces, sus proyectos invo-lucraron sustitución de fluidos, metano en capas decarbón, interpretación de registros de resonancia mag-nética nuclear, registros de propiedades mecánicaspara fracturamiento de pozos, análisis de registros,procesamiento avanzado e interpretación de registrosadquiridos durante la perforación y vigilancia rutinariaen tiempo real y entrega de datos InterACT*.Zachariah posee una licenciatura en ingeniería mecá-nica del Instituto de Tecnología de la India, NuevaDelhi, India. Autor de numerosos artículos de la SPE,también se desempeña como secretario de la FESWA,la organización local de la SPWLA en Perth.

Frederico Justus se desempeña como gerente de opera-ciones del segmento de Servicios al Pozo y Terminacionesy Productividad de Pozos de Schlumberger. Reside enSanta Cruz, Bolivia. Ingresó en Schlumberger en 1998como ingeniero de campo especialista en cementación enMacaé, Brasil. Frederico trabajó como ingeniero a cargodel Proyecto de Perforación de Shell en Macaé, luego fuetransferido a Bolivia en el año 2002 como ingenierotécnico para el segmento de Servicios al Pozo. Fredericoobtuvo una licenciatura en ingeniería industrial y mecá-nica del Centro Federal de Educación Tecnológica deParaná en Curitiba, Brasil.

Riaz Khan se desempeña como analista de registrossenior para el segmento de Servicios de Datos yConsultoría de Schlumberger en Houston, Texas.Actualmente se encuentra asignado a El PasoProduction y provee servicios de interpretación deregistros y estudios de exploración y desarrollo decampo. En funciones anteriores como líder de proyecto,petrofísico, operador de computadoras y operador deoperaciones con cable, Riaz trabajó en Qatar, ArabiaSaudita e India. Obtuvo una licenciatura en física ymatemática de la Universidad de Bombay en India.

Andrew Kurkjian es el actual gerente de análisis defluidos mediante la herramienta MDT para Schlumbergeren Sugar Land, Texas. Andrew está involucrado en lacomprobación y evaluación de mediciones y en el desa-rrollo de productos de resultados cualitativos ycuantitativos. En 1982, ingresó en el Instituto deInvestigaciones Doll de Schlumberger en Ridgefield,Connecticut, como científico de investigación. Allí, fueel inventor principal de la herramienta de generaciónde Imágenes Sónica Dipolar DSI* . Entre 1988 y 1990,fue gerente de ingeniería para desarrollo de sísmicaentre pozos en el Centro de Productos Riboud deSchlumberger en Clamart, Francia. Posteriormentefue trasladado al Instituto de InvestigacionesCambridge de Schlumberger en Inglaterra, donde tuvoa su cargo la investigación de sísmica de pozo. Desde1993, ha estado involucrado con la herramienta MDTcomo la principal autoridad en muestreo de fluidos yes además co-inventor del Probador de la Dinámica deFormación de Pozo Entubado CHDT*. Andrew obtuvouna licenciatura en ingeniería eléctrica de laUniversidad Católica de Washington, DC, EUA, y unamaestría y un doctorado, también en ingeniería eléc-trica, del Instituto de Tecnología de Massachusetts enCambridge, EUA.

Stephen Lemp trabaja como gerente técnico de servi-cios de tubería flexible para Schlumberger de Canadá,Ltda., en Calgary, Alberta. Stephen provee asistenciatécnica en ventas y operaciones y está involucrado enel mercadeo de nuevas tecnologías para tubería flexi-ble y para diversas tecnologías de estimulación yfluidos de cementación de pozos. En más de 23 añoscon Schlumberger, sus funciones variaron entre ingenie-ro de campo y gerente técnico en Canadá, Venezuela yEUA. Obtuvo una licenciatura en ingeniería químicade la Universidad Tecnológica de Michigan en Houghton.Autor de numerosas publicaciones técnicas, Stephenfue reconocido como ganador del Premio Platino delprograma Performed by Schlumberger y se le adjudicóuna patente de EUA por su trabajo en el proyecto deestimulación por tubería flexible CoilFRAC*.

Joseph R. Levine es el actual jefe del sector deAnálisis de Operaciones del Departamento del Interiorde EUA, Servicio de Administración de Minerales(MMS, por sus siglas en inglés). Reside en Herndon,Virginia, EUA. Sus responsabilidades incluyen lasupervisión del desarrollo y la implementación del pro-grama de normalización del MMS, el programa deentrenamiento marino, la preparación de publicacio-nes técnicas, el análisis de datos inherentes a laPlataforma Continental Externa (OCS, por sus siglasen inglés), actividades asociadas con ductos en la pla-taforma continental externa y otros temasrelacionados con la seguridad. Tiene experiencia enoperaciones de perforación en campos petrolerosterrestres y trabajó con el MMS en sus oficinas regio-nales de Alaska, el Pacífico y el Golfo de México.Joseph se graduó en ingeniería petrolera en laUniversidad de Wyoming en Laramie.

Nick Low es ingeniero de Schlumberger InTouch parael grupo de Servicios de Construcción de Pozos (WCS,por sus siglas en inglés), con base en el Centro deProductos Riboud de Schlumberger en Clamart,Francia. Anteriormente, se desempeñó como ingenierode mercadeo e ingeniero técnico de US LandGeoMarket* para WCS en Denver, Colorado. Tambiénfue gerente de cuentas para Santos en Adelaide,Australia Sur, y trabajó como gerente de servicios decampo de WCS para diversas compañías petroleras enAberdeen, Escocia, donde también se desempeñócomo ingeniero DESC. Como ingeniero de desarrolloen química de fluidos e ingeniería de proceso, estuvoen Saint-Étienne y Clamart, Francia. Nick ingresó enSchlumberger en 1988 como ingeniero de campo, tra-bajando en Australia, Brunei y Malasia. Obtuvo unalicenciatura (con mención honorífica) en ingenieríaquímica de la Universidad de Adelaide en Australia.

Carl Montgomery trabaja como investigador deConocoPhillips en Bartlesville, Oklahoma. Carl haestado a cargo de la innovación y el entrenamiento téc-nico en las operaciones de estimulación y terminaciónde pozos de la compañía en todo el mundo desde el año2000. Actualmente está concentrado en el desarrollo deprogramas de computación para el diseño de operacio-nes de fracturamiento hidráulico, fracturamiento conácido y tratamientos de matrices, desarrollando técni-cas de terminación de tipo cavidad, programas deestimulación para los campos Eldfisk-Ekofisk-Emblasituados en Noruega, el campo Bohai Bay de China y elcampo Britannia del Reino Unido, y desarrollando tam-bién nuevos programas de entrenamiento enestimulación para ConocoPhillips. Anteriormente, tra-bajó para ARCO y Dowell Schlumberger. Autor denumerosos artículos sobre estimulación, presidió lassesiones de numerosas conferencias de la SPE, fue edi-tor de SPE Production & Facilities y presidente delComité de Conferenciantes Ilustres de la SPE. Carl segraduó en bioquímica y obtuvo una licenciatura de laUniversidad Estatal de Colorado en Fort Collins, y unamaestría de la Universidad Estatal de Ball en Muncie,Indiana, EUA. Además concurrió a la Escuela de Minasde Colorado en Golden.

Oliver C. Mullins obtuvo una licenciatura en biologíadel Beloit College en Wisconsin, EUA, y una maestría yun doctorado en química de la Universidad Carnegie-Mellon, Pittsburgh, Pensilvania. Ocupó posiciones deinvestigación relacionadas con la química en laUniversidad de Chicago, Illinois, EUA, y con la físicaen la Universidad de Virginia, Charlottesville. Estuvoen el Centro de Investigaciones Doll de Schlumbergerdesde 1986, y lideró o trabajó en esfuerzos de investi-gación para diversos servicios comerciales, incluyendolos sistemas OFA, LFA y CFA. Oliver se desempeñaactualmente como asesor científico y gerente de pro-gramas para el Análisis de Fluidos de Fondo de Pozo.Fue co-editor de dos libros sobre asfaltenos, publicó 50artículos en publicaciones afines y 11 en publicacionessobre campos petroleros, y es co-autor de 19 patentesde EUA, habiendo presentado 12 solicitudes más.

88 Oilfield Review

Trevor Munk es el actual gerente de implementaciónde nueva tecnología para cementación. Trevor tiene subase en el centro de Productos Riboud de Schlumbergeren Clamart, Francia. Allí dirige el despliegue de tecno-logías en el campo y provee entrenamiento y soporteinternos y para clientes. Comenzó su carrera en 1985como técnico de proceso en Petro-Canadá. Ocupó di-versas posiciones de ingeniería y manejo de proyectosen Canadian Western Natural Gas, Home Oil y el Ins-tituto Canadiense de Desarrollo de la IndustriaPetrolera. Se desempeñó como ingeniero especialistaen desarrollo de negocios para Imperial Oil antes deingresar en Schlumberger en 1998 como líder decélula del grupo de Servicios al Pozo en Gabón, convir-tiéndose en ingeniero a cargo en Guinea Ecuatorial yluego en el Sur de África. Antes de ocupar su posiciónactual, fue gerente de desarrollo de negocios relacio-nados con el control de la producción de arena enSudáfrica y África Occidental. Trevor posee un diploma(con mención honorífica) en tecnología de ingenieríapetrolera otorgado por el Instituto de Tecnología delNorte de Alberta, en Canadá, una licenciatura en inge-niería petrolera y una maestría en manejo deingeniería de la Universidad de Alberta.

Dominic Murphy se desempeña como ingeniero deperforación para BHP Billiton en Londres, Inglaterra,donde se responsabiliza por todos los aspectos deldiseño y las operaciones de pozos para la próximacampaña de perforación de la Bahía de Liverpool.Antes de ingresar en BHP en el año 2002, trabajó paraShell, KCA Drilling y para varias compañías de servi-cios. Dominic obtuvo una licenciatura (con menciónhonorífica) en geología de la Universidad de Durham,Inglaterra, y una maestría en ingeniería de perforaciónde la Universidad Robert Gordon en Aberdeen,Escocia.

Tom Olsen es gerente de desarrollo de negocios rela-cionados con el metano en capas de carbón deSchlumberger US Land. Reside en Denver, Colorado.Estuvo en Schlumberger desde que ingresó en Dowellen 1980. Sus primeras funciones relacionadas con esti-mulación de pozos, mejoramiento de la producción eingeniería de proyectos, lo llevaron a ocupar puestosen el Mar del Norte, la ex Unión Soviética (CIS),Canadá y en EUA, Alaska, Texas, Oklahoma y Colorado.Posteriormente se desempeñó como gerente técnicode mejoramiento de la producción para Europa y la exUnión Soviética. Luego de trabajar como gerente deservicios de producción de pozos en Dowell paraEuropa y la ex Unión Soviética, fue trasladado a SugarLand, Texas, como gerente de mercadeo para el Centrode Productos de Servicios al Pozo. Antes de ocupar suposición actual, dirigió el Grupo de Servicios deConsultoría de Schlumberger. Tom obtuvo una licen-ciatura en geología de la Universidad de Connecticuten Storrs.

Jochen Pfeiffer reside en Houston, Texas. Está involu-crado en operaciones de cementación de pozos en elGolfo de México. Ingresó en Dowell Schlumbergerluego de graduarse en geología en la Universidad

Ludwig-Maximilians de Munich, Alemania, en 1981.Desempeñó sus primeras funciones como especialistaen cementación en Turquía y Libia, gerente de cemen-tación del área marina de Libia, gerente de unaembarcación para operaciones de estimulación enItalia, y gerente de campo en Libia y luego en Noruega.Entre 1993 y 1997, dirigió actividades de tubería flexibley estimulación en Alemania y allí fue nombrado jefe dedistrito. Desde 1997 hasta 1999, fue gerente de merca-deo del segmento de Servicios al Pozo de Schlumbergerpara Europa Central y Oriental. Antes de ocupar suposición actual, Jochen fue gerente de proyectos, traba-jando en mercadeo de Servicios al Pozo en el Centro deProductos Riboud de Schlumberger en Clamart,Francia.

Tiraputra Pornpoch es gerente senior delDepartamento de Perforación para PTT Explorationand Production Public Company Limited (PTTEP) enBangkok, Tailandia.

David Power es asesor técnico de aguas profundaspara M-I L.L.C. en Houston, Texas, donde está a cargodel soporte técnico global de aguas profundas.Anteriormente, desarrolló tecnología de perforación yde fluidos de perforación como profesional técnicosenior para Halliburton Energy Services. David obtuvouna licenciatura y un doctorado en ingeniería químicade la Universidad de Melbourne, Victoria, Australia.

Satyaki Ray trabaja como geólogo senior del seg-mento de Servicios de Datos y Consultoría (DCS, porsus siglas en inglés) de Schlumberger en Calgary,Alberta. Allí se especializa en procesamiento de imá-genes de la pared del pozo, interpretación y pruebasde campo, y tiene experiencia de interpretación entecnología sónica dipolar. Además es líder del equipode Geología del Metano en Capas de Carbón y trabajapara desarrollar productos y soluciones para clientesen Canadá. Comenzó su carrera en 1989 como geólogode pozo y analista de núcleos para Oil & Natural GasCorporation Ltd. (ONGC), India, y posteriormente tra-bajó en un grupo de modelado de yacimientos. Ingresóen Schlumberger en 1997 como geólogo de desarrollode interpretación en Bombay, India. Desde 1999 hasta2002, fue coordinador de Schlumberger DCS para elárea terrestre de India e India Oriental. Satyaki poseeuna maestría en geología aplicada del Instituto Indiode Tecnología en Roorkee, India, y una maestría engeo-exploración del Instituto Indio de Tecnología enBombay.

Scott Reeves es fundador, vicepresidente ejecutivo ydirector de Advanced Resources International enHouston, Texas, y se especializa en recursos emergen-tes, tecnologías y asuntos relacionados con la industriadel petróleo y el gas. Supervisa las operaciones de lacompañía en el Occidente de EUA, dirige las prácticasde ingeniería de yacimientos de la firma y es responsa-ble de la planeación estratégica y el mercadeo. Tienemás de 18 años de experiencia en la industria, inclu-yendo operaciones, ingeniería e investigación paraTaurus Exploration, Inc. (ahora Energen Resources),TRW Exploration and Production, y la Comisión de

Investigación del Petróleo de Texas. Scott fueConferenciante Ilustre de la SPE en tecnología mejo-rada de metano en capas de carbón. Fue designado porla Agencia de Protección Ambiental de EUA como ase-sor especial para Rusia en tecnología de metano encapas de carbón en el año 2000, por la Agencia deDesarrollo Internacional de EUA como asesor especialpara Ucrania en tecnología de metano en capas de car-bón en 1998 y 1999, y por las Naciones Unidas comoasesor especial para China en tecnología de metano encapas de carbón y mejoramiento de campo, entre 1992y 1996. Scott obtuvo una licenciatura en ingenieríapetrolera de la Universidad A&M de Texas en CollegeStation, y una maestría en administración de negociosde la Escuela de Negocios de Fuqua, Universidad deDuke, Durham, Carolina del Norte.

Don Reinheimer se desempeña como analista deregistros senior para el segmento de Servicios deDatos y Consultoría de Schlumberger en Calgary,Alberta, donde sus intereses incluyen petrofísica,corrosión, mecánica de rocas y pruebas de formacióncon herramientas operadas a cable. Comenzó sucarrera en Schlumberger como ingeniero de campoespecialista en operaciones con cable en 1975. Lastareas de campo de Don se centraron fundamental-mente en terreno canadiense, y en localizacionesterrestres y árticas. Posee una licenciatura en ingenie-ría eléctrica de la Universidad de la ColumbiaBritánica, Vancouver, Canadá.

Lara Rishmani se desempeña como ingeniero generalde campo especialista en cementación de Schlumbergeren Abu Dhabi, EAU. Lara provee soporte técnico encementación para Abu Dhabi Company for Onshore OilOperations (ADCO). Su última actividad involucró ope-raciones de cementación en Yemen. Lara obtuvo unalicenciatura en ingeniería civil de la UniversidadAmericana de Beirut en Lebanon.

Barry Ryan es especialista en carbón y metano encapas de carbón y trabaja desde hace 14 años en elSector Oportunidades Emergentes Relacionadas conPetróleo y Gas y Geociencias del Ministerio de Energíay Minas, Victoria, Columbia Británica, Canadá. Es res-ponsable de los aspectos técnicos de la geología delcarbón y la geología del metano en capas de carbón enla provincia. Anteriormente, Barry fue contratado porCrowsnest Resources, subsidiaria de Shell de Canadádedicada a la exploración y el desarrollo del carbón enel Occidente de Canadá. También trabajó en la minade carbón Line Creek, situada en el sureste de laColumbia Británica. Barry posee un doctorado en geo-logía estructural y geología isotópica de la Universidadde la Columbia Británica en Vancouver y pasó untiempo en Sudáfrica como becario de nivel pos-docto-rado.

Invierno de 2003/2004 89

posee una licenciatura en geología de la UniversidadMcGill, Montreal, Quebec, Canadá, y una maestría eneconomía de la Universidad de Calgary. Ex presidentede la Sociedad de Economía de Calgary, es directorfundador y actual de la Sociedad Canadiense de GasNo Convencional.

Harry Terabayashi es gerente de proyectos deAnálisis de Fluidos de Fondo de Pozo de SchlumbergerSKK, Fuchinobe, Kanagawa, Japón. Desde allí super-visa el manejo de proyectos y el desarrollo continuo delos módulos OFA, LFA y CFA para la herramienta MDT.Desde su ingreso en la compañía en 1988, trabajó en eldesarrollo de los módulos OFA, LFA y CFA y en otrosproyectos que involucran el análisis de fluidos defondo de pozo. Obtuvo una licenciatura en física apli-cada de la Universidad de Agricultura y Tecnología deTokio, Japón. Harry fue reconocido por sus contribu-ciones al análisis de fluidos de fondo de pozo en losaños 2000, 2001 y 2003 a través del programaPerformed by Schlumberger.

Del Wisler es el actual gerente del equipo del activoRincón para Kerr-McGee Oil & Gas Onshore LLC enHouston, Texas. Del dirige las operaciones y las activida-des de desarrollo para el campo Rincón en Texas Sur.Ingresó en Oryx Energy Company—ahora propiedad deKerr-McGee—en 1985, desempeñándose como inge-niero de operaciones en California, Texas y Luisianadurante catorce años. Se convirtió en gerente de opera-ciones para el Occidente de Texas en 1999 y luego fuegerente de ingeniería de operaciones terrestres en EUAdurante tres años, antes de asumir su posición actual.Del posee una licenciatura en ingeniería petrolera de laUniversidad del Sur del California en Los Ángeles.

Steve Wolhart es ingeniero de planta senior paraPinnacle Technologies en Houston, Texas. Steve dirigeproyectos que combinan diagnósticos de fracturashidráulicas, ingeniería y modelado de fracturas, e inge-niería de yacimientos para optimizar el fracturamientohidráulico y el desarrollo de campos petroleros. Antesde ingresar en Pinnacle, Steve trabajó para el Institutode Investigación del Gas (GRI, por sus siglas eninglés), ahora Instituto de Tecnología del Gas (GTI,por sus siglas en inglés), liderando proyectos de desa-rrollo de areniscas gasíferas compactas yfracturamiento hidráulico. También trabajó paraExxon en ingeniería de yacimientos y terminacionesde pozos. Su experiencia incluye estudios de campopara optimizar tratamientos de estimulación y desa-rrollo de campo de yacimientos gasíferos compactos enEUA, Canadá y México. Es autor o co-autor de numero-sos artículos de la SPE sobre fracturamientohidráulico, diagnóstico avanzado de fracturas hidráuli-cas, refracturamiento hidráulico, pruebas a través detubería flexible y cementación de pozos. Steve fueConferenciante Ilustre de la SPE entre 2001 y 2002 entemas relacionados con refracturamiento hidráulico.Obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica de laUniversidad A&M de Texas en College Station, y unamaestría en administración de negocios de laUniversidad Metodista del Sur en Dallas, Texas.

Greg Schlachter ingresó en el segmento de Serviciosde Datos y Consultoría de Schlumberger en Calgary,Alberta, como analista de registros senior en 1997.Como campeón de productos MDT local, proveesoporte de interpretación de la herramienta MDT ade-más de registros de producción, resistividad en pozoentubado e interpretación petrofísica. Anteriormente,se desempeñó como ingeniero de planta senior espe-cialista en interpretación de pruebas de producción encámara cerrada en agujero descubierto y desarrollo deprogramas de computación para Delta-P TestCorporation en Calgary. Además trabajó en pruebas deproducción y en adquisición e interpretación de datosde perforación en condiciones de bajo balance, comogerente de operaciones para Datalogger Inc., tambiénen Calgary. Greg obtuvo una licenciatura en ingenieríamecánica de la Universidad de Alberta en Edmonton.

David Schoderbek es líder del equipo de metano encapas de carbón para Burlington Resources de Canadáen Calgary, Alberta. Trabajó para Burlington Resourcesy su predecesora, Meridian Oil, en Farmington, NuevoMéxico, y Midland, Texas. Sus tareas geológicas y geofí-sicas incluyeron actividades tanto de exploracióncomo de desarrollo en el Occidente de Texas, laCuenca San Juan y la Cuenca Paradox. Antes de ingre-sar en Burlington, David fue contratado como geofísicopara trabajar en el Occidente de Texas y la Costa delGolfo de México por Chevron USA y Gulf Oil enMidland y Houston, Texas. David posee una licencia-tura en geología del Instituto de Minería y Tecnologíade Nuevo México en Socorro y una maestría en geolo-gía de la Universidad de Houston.

Eduard Siebrits es el líder de equipo del Grupo deModelado y Mecánica de Schlumberger en Sugar Land,Texas. Eduard participa activamente en acidificaciónde matrices, reacción y transporte en medios porosos,fracturamiento hidráulico, manejo de la producción dearena, reología de nuevos fluidos, modelos de friccióny admisión, modelos de transporte de apuntalantes,limpieza de fracturas, fracturamiento de rocas blandasy modelos de fracturamiento hidráulico con limitacióndel crecimiento de la fractura (TSO, por sus siglas eninglés). Antes de ingresar en Schlumberger en 1995,trabajó para CSIR Mining Technology y COMRO RockEngineering en Johanesburgo, Sudáfrica. Obtuvo unalicenciatura (con mención honorífica) y una maestríaen ingeniería civil y un doctorado en geoingeniería,ambos de la Universidad de Ciudad del Cabo, Sudáfrica,y un doctorado en geoingeniería de la Universidad deMinnesota en Miniápolis. Eduard integra el consejoconsultivo internacional de FRAGBLAST—la revistatrimestral internacional sobre voladuras y fragmenta-ción—desde su iniciación en 1997.

Mike Simpson es gerente del sector de metano encapas de carbón de la División Petróleo y Gas deCanadá para Nexen de Canadá Ltda. en Calgary,Alberta. También fue gerente de exploración cana-diense y gerente de división de planeación estratégicay presentación de informes para Nexen. Anteriormentetrabajó para Home Oil Co. y B.C. Exploration en posi-ciones de supervisión relacionadas con la exploración,la planeación y la consolidación de propiedades. Mike Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.

90 Oilfield Review

Próximamente en Oilfield Review

Opciones reales. El análisis financiero similar alutilizado para apreciar las operaciones de dobleopción del mercado bursátil está siendo aplicadoahora a las opciones que implican bienes tangiblese inmuebles. Esta metodología a menudo permiterevelar un valor adicional en los proyectos anticipa-dos, más allá del calculado a través de un análisisde flujo de fondos descontado convencional. El artí-culo definirá las opciones reales y describirá unametodología para su cálculo.

Fluidos de estimulación. Un innovador sistemade ácido surfactante viscoelástico que no producedaño supera los desafíos que plantea la estimula-ción de yacimientos carbonatados. Este tratamientolibre de sólidos es auto selectivo y resulta compati-ble con los aditivos normales, puede bombearse enforma forzada o ser transmitido por tubería flexiblecomo fluido unitario, conservando su eficacia a altastemperaturas. Ejemplos de campo demuestran trata-mientos ácidos superiores que mejoran laproducción.

Bajo balance dinámico. Las operaciones de dis-paros convencionales dependen de un grandiferencial de presión, o bajo balance estático,entre el pozo y la formación para eliminar los detri-tos y el daño de la zona triturada. No obstante,investigaciones recientes indican que la limpieza delos disparos en realidad es regida por una bruscacaída de presión que se produce cuando los fluidosdel pozo ingresan en las pistolas usadas, inmedia-tamente después de la detonación. Este artículodescribe diseños de disparos específicos y equiposde computación que optimizan esta condición debajo balance dinámico, a partir de un modesto bajobalance estático o de un leve sobre balance paramejorar significativamente la productividad o lainyectividad del pozo.

Geología petrolera del sur de la Cuenca del CaspioLeonid A. Buryakovsky,George V. Chilingar y Fred AminzadehGulf Professional Publishing, impre-sión de Butterworth-Heinemann225 Wildwood AvenueWoburn, Massachusetts 01801 EUA2001. 442 páginas. US$ 125.00ISBN 0-88415-342-8

Los autores presentan modelos y análisismatemáticos para evaluar y describir lageología petrolera del sur de la Cuencadel Caspio, rica en recursos petroleros,incluyendo el este de Azerbaiyán y eloeste de Turkmenistán. Sus modelosdescriben el sistema geológico, juntocon la estructura y los mecanismos deentrampamiento. También se incluyeuna explicación de la nueva tecnologíaque puede ayudar a los operadores ahacer que sus pozos sean más rentables.

Contenido:

• Geología de Azerbaiyán y del sur dela Cuenca del Caspio

• Volcanes de lodo

• Distribución regional del petróleo y elgas

• Marco litoestratigráfico

• Campos de petróleo y gas terrestres

• Campos de petróleo y gas marinos

• Regularidades generales en la distri-bución del petróleo y el gas

• Conclusiones (Capítulos 1-7)

• Modelos matemáticos en la geologíadel petróleo

• Modelos matemáticos en la explora-ción y producción de petróleo y gas(Sistemas geológicos estáticos)

• Modelado matemático de los proce-sos geológicos (Sistemas geológicosdinámicos)

• Otras aplicaciones de la metodologíade simulaciones numéricas

• Conclusiones (Capítulos 8-13)

• Bibliografía

…el libro contiene un volumensustancial de datos sobre la porciónsur de la Cuenca del Caspio corres-pondiente a Azerbaiyán, datos queantes no se encontraban disponiblespara la comunidad geológica deOccidente. De bella edición y conbuenas ilustraciones, este volumenpresenta algunos mapas de difícil lec-tura. Resultará de gran interés paratodos los geólogos involucrados en elestudio y la exploración de estaregión rica en recursos petroleros.

Ulmishek GF: Journal of Petroleum Geology 25,

no. 3 (Julio de 2002): 367-368.

El campo de ondas sísmicas,Volumen 1: introducción y desa-rrollo teóricoBrian L.N. KennettCambridge University Press40 West 20th StreetNueva York, Nueva York 10011 EUA2001. 370 páginas. US$ 100.00 (tapadura); US$ 35.95 (edición económica)ISBN 0-521-80945-2

El libro ofrece una guía para la com-prensión de los sismogramas en térmi-nos de procesos de propagación físicosdentro de la Tierra. El enfoque se cen-tra en la observación de sismos y fuen-tes sísmicas creadas por el hombre entodas las escalas, tanto para ondasvolumétricas (libres) como para ondassuperficiales. Comienza con un examende la estructura de la Tierra y la natu-raleza de la propagación de las ondassísmicas utilizando sismogramas obser-vados como ejemplos. La segunda partepresenta un desarrollo completo de losantecedentes teóricos del comporta-miento de las ondas sísmicas.

Contenido:

• Introducción

• Sismos y estructura de la Tierra

• Ondas sísmicas

• Fuentes sísmicas

• Fases sísmicas

• Construcción de un sismograma

• Esfuerzo y deformación

• Ondas sísmicas I—Ondas planas

• Ondas sísmicas II—Frentes de ondasy rayos

• Rayos en la estratificación

• Fuentes sísmicas

• Ondas en la estratificación

• Reflexión y transmisión

• Construcción de la respuesta de unmodelo

• Construcción del campo de ondas

• Ondas volumétricas (libres) y ondassuperficiales

• Apéndice, Bibliografía, Índice

Si bien se trata de un libro de ini-ciación, proporciona el suficientedetalle como para que el lector se décuenta de los conceptos que subyaceneste trabajo. El trabajo de Kennett esun documento minucioso y unificadorque sirve como excelente introducciónal estudio de los campos de ondas sís-micas.

Slawinski MA: The Leading Edge 22, no. 3

(Marzo de 2003): 273-274.

Riesgo y razón: la seguridad,la ley y el medio ambienteCass R. SunsteinCambridge University Press40 West 20th StreetNueva York, Nueva York 10011 EUA2002. 352 páginas. US$ 30.00ISBN 0-521-79199-5

El autor sostiene que, en lo que respec-ta a la compresión de riesgos, el públi-co carece de buena información y espropenso a quedarse con los escenariosmás alarmantes. La política resultanteinvierte recursos limitados en riesgosmínimos y pierde oportunidades deregular los más grandes.Afirma además que si los especialistasemplearan herramientas objetivas,tales como el análisis de la relación

91Invierno de 2003/2004

NUEVAS PUBLICACIONES

costo-beneficio, se introduciría unacomponente de racionalidad en losprocesos reguladores, se salvaríanvidas y se generarían ahorros en térmi-nos de costos, protegiendo al mismotiempo al medio ambiente.

Contenido:

• Introducción: magnitudes, compen-saciones y herramientas

• Más allá del ambientalismo de ladécada de 1970

• Pensando en los riesgos

• ¿Están equivocados los especialis-tas?

• El riesgo de este mes (con TimurKuran)

• Reducción de riesgos en formaracional

• Compensaciones en materia de salud

• La aritmética del arsénico

• Acera de los tribunales y la ley: prin-cipios de incumplimiento en térmi-nos de la relación costo-beneficio

• Limpieza del aire

• Herramientas

• Palabras finales: sobre consecuen-cias y tecnócratas

• Apéndices, Índice

Riesgo y razón—un libro untanto irregular de Cass Sunstein, unaautoridad en materia jurídica,abarca un amplio e interesante terri-torio pertinente a la regulaciónmedioambiental. Las tesis principa-les sostienen que no se puede confiaren la gente para que juzgue racional-mente los riesgos con que se enfrentay que la respuesta a este problema,es una clerecía de tecnócratas guber-namentales que lleven a cabo unanálisis de la relación costo-benefi-cio (CBA, por sus siglas en inglés)aislado de la revisión judicial y lapresión ejercida por los grupos parti-darios.

Mi temor es que el estado de larelación costo-beneficio de Sunsteinsólo resulte exitoso en hacer que lagente sólo preste atención a los erro-res de sus contadores.

Sunstein manifiesta que el CBAno necesariamente prepara las cosasa favor de los grupos industrialesque procuran obstruir las regulacio-nes pero ofrece razones insuficientespara justificar tal optimismo.

Pierrehumbert RT: Nature 422, no. 6929

(20 de marzo de 2003): 263.

Petrología ígnea y metamórfica,2da. ediciónMyron G. BestBlackwell Publishing350 Main StreetMalden, Massachusetts 02148 EUA2003. 832 páginas. US$ 84.95ISBN 1-40510-588-7

Los avances acaecidos en geoquímica,geocronología y geofísica, además de lasnuevas herramientas analíticas, hancontribuido a las nuevas formas de con-cepción del origen y la evolución de losmagmas, y los procesos que impulsan elmetamorfismo. Este libro ofrece unaamplia cobertura de estos nuevos avan-ces además de un sustento firme en loque respecta a los aspectos clásicos dela petrología ígnea y metamórfica.

Contenido:

• Visión general de los conceptos fun-damentales

• Composición y clasificación de lasrocas magmáticas

• Termodinámica y cinética: una intro-ducción

• Fusiones de silicatos y fluidos voláti-les en sistemas magmáticos

• Equilibrios cristales-roca fundida ensistemas magmáticos

• Dinámica química de las rocas fundi-das y los cristales

• Trayectorias cinéticas y estructura delas rocas magmáticas

• Dinámica física y térmica de los cuer-pos de magma

• Ascenso y emplazamiento de mag-mas: relaciones de campo de lasintrusiones

• Extrusión de magmas: relaciones decampo de los cuerpos de rocas volcá-nicas

• Generación de magmas

• Diferenciación de magmas

• Asociaciones petrotectónicas magmá-ticas

• Rocas metamórficas y metamorfismo:generalidades

• Petrografía de las rocas metamórficas:estructura, composición y clasifica-ción

• Reacciones y equilibrios de los mine-rales metamórficos

• Evolución de las estructuras metamór-ficas impuestas: procesos y cinética

• Metamorfismo en márgenes de placasconvergentes: trayectorias P–T–t ,facies y zonas

• Asociaciones de rocas precámbricas

• Apéndices, Referencias, Glosario,Índice

…Para la mayoría de los cursos degeociencias, un libro sobre las rocas esuna elección mucho más acertada. Yexiste a mano uno realmente bueno:Petrología ígnea y metamórfica, deMyron Best. Estos tópicos, que sonabarcados en su totalidad por la geo-logía de “las rocas duras,” han perdi-do prominencia en los programas deestudio ya que los departamentos aca-démicos procuran abordar temarioscada vez más enfocados en el medioambiente. Es probale que libros comoéste comiencen a restablecer el equili-brio.

Butler R: New Scientist 177, no. 2387 (22 de marzo

de 2003): 52.

Una introducción a la exploracióngeofísica, 3ra. edición

Philip Kearey, Michael Brooks yIan HillBlackwell Science350 Main StreetMalden, Massachusetts 02148 EUA2002. 280 páginas. US$ 69.95ISBN 0-632-04929-4

El libro se refiere a los principios físicos,metodología, procedimientos de interpre-tación y aplicaciones de los diversosmétodos de levantamiento utilizados enla exploración geofísica. Se hace particu-lar hincapié en las técnicas sísmicas,aunque también se analizan los métodosgravimétrico, magnético, eléctrico, elec-tromagnético y radiométrico.

Contenido:

• Los principios y limitaciones de losmétodos de exploración geofísica

• Procesamiento de datos geofísicos

• Elementos de la prospección sísmica

• Sísmica de reflexión

• Sísmica de refracción

• Levantamiento con método gravimé-trico

• Levantamiento con método magneto-métrico

• Levantamiento con método eléctrico

• Levantamiento con método electro-magnético

• Levantamiento con método radiomé-trico

• Adquisición de registros geofísicos depozos

• Apéndice, Referencias, Índice

Con una cobertura tan amplia, [ellibro] no ofrece el detalle que probable-mente requieran los especialistas. Noobstante, en caso de que se necesitemayor información, las referencias quefiguran al final de cada capítulo sonmuy adecuadas.…en cada capítulo losautores aportan la base matemáticarequerida, en forma clara y simple.

El análisis de los diferentes métodosde exploración …será de gran ayudapara los estudiantes universitarios de losprimeros años y para quienes pretendantener una idea de lo que sucede debajode la superficie terrestre (por ejemplo,arqueólogos y gerentes).

Michael F: The Leading Edge 21, no. 12

(Diciembre de 2002): 1251.

Geodinámica, 2da. edición

Donald L. Turcotte y Gerald SchubertCambridge University Press40 West 20th StreetNueva York, Nueva York 10011 EUA2002. 528 páginas. US$ 110.00 (tapadura); US$ 50.00 (edición económica)ISBN 0-521-66186-2

En esta segunda edición, los autoresactualizan el texto clásico con agrega-dos que incluyen geodinámica químicay una cobertura de la planetología com-parativa basada en misiones planeta-rias recientes. El libro proporciona losfundamentos necesarios para compren-der cómo funciona el terreno firme através de la descripción de la mecánicade los sismos, las erupciones volcánicasy la formación de cadenas montañosas,en el contexto del rol de la conveccióndel manto y la tectónica de placas.

Contenido:

• Tectónica de placas

• Esfuerzo y deformación en sólidos

• Elasticidad y flexión

• Transferencia de calor

• Gravedad

• Mecánica de fluidos

• Reología de las rocas

• Formación de fallas

• Flujos en medios porosos

• Geodinámica química

• Apéndices, Índice

La tan esperada segunda edicióntiene el tratamiento matemático bienaplicado del original—no cambia lafísica de los problemas—pero las apli-caciones están actualizadas. De ma-nera que, junto con la reología, elequilibrio y la mecánica térmicos,necesarios para comprender cómo sedeforman y desplazan las placas, apa-recen nuevos enfoques, tales como lautilización de la geodesia satelital pararastrear la deformación activa de lasuperficie terrestre, comparaciones conla tectónica de otros planetas y herra-mientas geoquímicas actualizadas paracomprender el manto.

Butler R: New Scientist 177, no. 2387

(22 de marzo de 2003): 52.

92 Oilfield Review