Tecnologías de campos petroleros en el espacio Avances en el uso

Oilfield Review
Verano de 2006
Tecnologías de campos petroleros en el espacio
Avances en el uso de ondas sonoras
Acústica de pozo
Visualización de núcleos de alta resolución
06_OR_002_S
Desde la investigación hasta la comercialización de una herramienta: La perspectiva de un cliente
Decir que Chevron participó con Schlumberger en el desarrollo de
la herramienta de adquisición de registros sónicos sería subestimar
la realidad. A través de los años, reconocí que el desarrollo de herramientas, como la mayoría de las ciencias, requiere un ambiente
de colaboración y que el éxito depende en forma crucial de las
relaciones humanas, como las que forjamos con la gente del
segmento de Investigación y Desarrollo (R&D) de Schlumberger.
Hace un par de décadas, como empleada relativamente nueva de
Chevron, pude experimentar por primera vez el ambiente de colaboración con un prototipo técnico de la herramienta Array-Sonic*.
Ésta era la primera experiencia de Chevron con una herramienta
que incluye un conjunto de sensores y parecía que estábamos
ingresando a un nuevo mundo de acústica de pozo.
Algunos años más tarde, organizamos una prueba de las herramientas sónicas dipolares en el Valle de Sacramento, California,
EUA. Steve Chang, que en ese entonces se desempeñaba en el
Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger, trajo un prototipo experimental del generador de Imágenes Sónico Dipolar DSI*
y Mobil aportó sus herramientas sónicas patentadas que abrieron
nuevos horizontes. Esas pruebas nos permitieron desarrollar
nuestros propios conocimientos técnicos en la empresa. Por ejemplo, demostramos al equipo de desarrollo de la herramienta DSI
original que las formas de onda contenían gran dispersión, justificando así la operación de filtrado con frecuencias de tan sólo 1.5
kHz, aunque en esa época aún no pudiéramos explicar la causa de
la dispersión.
Nuestra intervención en el proyecto MSIP (Plataforma de
Generación de Imágenes Sónicas Modulares)—el nombre técnico
de la plataforma de barrido acústico Sonic Scanner*—comenzó en
el año 2001, cuando Schlumberger Kabushiki Kaisha (SKK) solicitó
la ejecución de una prueba de campo de un prototipo experimental
en las formaciones de diatomita del Valle de San Joaquín, en
California. La diatomita plantea desafíos para las ondas sonoras,
como se ilustra en el artículo “Imágenes de la pared del pozo y sus
inmediaciones,” página 16. Hitoshi Tashiro, el gerente del proyecto MSIP en ese momento, nos visitó desde SKK y con valentía
mostró resultados que eran peores que los de la herramienta DSI
más antigua. Esto no es llamativo cuando se trata de una herramienta prototipo experimental y Hitoshi manifestó, “tenemos mucho
trabajo por hacer.” Luego se realizaron tres pruebas más de prototipos experimentales con el soporte incesante de los sectores operativos dirigidos por Dale Julander de Chevron. Durante la visita
siguiente, Vivian Pistre, la nueva gerente del proyecto, demostró
resultados verdaderamente impresionantes con el prototipo.
En Chevron, intuimos el potencial y la complejidad de la nueva
herramienta. Solicitamos una guía para clientes escrita, que David
Sheibner redactó y nos permitió revisar en diversas etapas. Esperamos la transición de esta herramienta al estado de prototipo técnico, de manera de poder contar con las formas de ondas acústicas
para comprender y utilizar esta tecnología en Chevron.
La primera vez que obtuvimos estas formas de ondas en el año
2004 resultó interesante. David supervisó la operación de campo
en California y utilizó el periódico The Sunday Los Angeles Times
como material de relleno para proteger los DVD de datos durante
el transporte. Para el embalaje con destino a SKK, envolvió un DVD
en la sección deportiva, presumiblemente para los amantes del
deporte de ese sector, y, para mí, utilizó la sección de comidas con
su maravilloso colorido. Cuando observé el archivo de datos—un
archivo de 1 GB parecía enorme en ese entonces—su precavida
elección me permitió disfrutar de una enorme fotografía de un
melón cantalupo antes de abordar los datos. Hoy en día, quedamos
impávidos ante archivos de formas de ondas de 6 GB.
Cuando nos recuperamos de la conmoción inicial que nos produjo manipular formas de ondas en tres dimensiones—azimut del
pozo, eje del pozo y tiempo—y una larga señal de barrido de frecuencia dipolar, iniciamos nuestro propio viaje de aprendizaje en
relación con esta herramienta. El viaje tuvo sus altos (como cuando
descubrimos un error de polaridad durante la adquisición, ofrecimos una solución y Vivian de inmediato estuvo de acuerdo en
implementarla) y bajos (como cuando avanzamos con esfuerzo a
través de cientos de palabras nemotécnicas misteriosas). Vivian
redactó una creciente lista de sugerencias, muchas de las cuales
implementó Schlumberger. A lo largo de todo este tiempo, el equipo
de desarrollo respondió con constancia y paciencia nuestras multitudinarias preguntas. Además de Vivian y David, recurrimos a
Takeshi Endo con preguntas. John Walsh, Tom Plona y Jeff Alford
también nos ayudaron. En total, la herramienta fue sometida a
por lo menos ocho pruebas de campo en los pozos de Chevron, de
las cuales la más extensiva tuvo lugar en un pozo del Golfo de
México, con el fuerte soporte de Larry O’Mahoney de Chevron.
Ahora que la tecnología MSIP se ha convertido en la herramienta
Sonic Scanner, estamos ingresando en otro mundo nuevo de la
acústica de pozo. Esta herramienta permite explorar la formación
alrededor del pozo utilizando nuevas alternativas, lo que reconduce a tomar mejores decisiones de perforación y terminación
de pozos, así como también efectuar predicciones petrofísicas.
Surgirán otras aplicaciones nuevas. Los historia demuestra que
las tecnologías de ondas sonoras avanzaron más rápido cuando
tanto Schlumberger como los clientes, tuvieron acceso a las
formas de ondas sin procesar. Debemos recordar esta lección
histórica de colaboración e intercambio de datos crudos; de lo
contrario, nos expondremos al estancamiento.
* Marca de Schlumberger.
Gopa S. De
Chevron Energy Technology Company
San Ramón, California
Gopa S. De se desempeña como consultora en investigación, en Chevron
Energy Technology Company en San Ramón, California, EUA. Ella comenzó su
carrera en Chevron Oil Field Research Company en 1982. Sus principales intereses relativos a la investigación incluyen la adquisición de registros sónicos
y la física de rocas. Posee un doctorado en física de la materia condensada
de la Universidad de California, San Diego. Gopa es miembro de la Sociedad
Física Americana, la Sociedad de Geofísicos de Exploración (SEG), el Comité
de Investigación de la SEG y la Junta de Revisión de Evaluación e Ingeniería
de Yacimientos de la SPE (SPEREE). Gopa grabó su firma al pie de este artículo
en caracteres romanos y bengalíes.
1
Schlumberger
Oilfield Review
Editor ejecutivo y
editor de producción
Mark A. Andersen
Editor consultor
Lisa Stewart
4
Una observación más detallada
de la geometría de los poros
Colaboradores
Rana Rottenberg
Joan Mead
Los geocientíficos están aplicando la misma tecnología de
avanzada que utilizan los médicos para generar imágenes de las
estructuras internas de la roca y de las muestras de núcleos con
un nivel de resolución alto. La tomografía computada que utiliza
rayos X provee una alternativa digital con respecto al análisis de
núcleos convencional. Con la ayuda de la tecnología de visualización innovadora, se pueden virtualmente cortar, manipular y
visualizar volúmenes de núcleos digitales desde cualquier
ángulo, revelando información sumamente detallada sobre la
porosidad, la permeabilidad y la composición de las rocas.
Diseño y producción
Herring Design
Steve Freeman
16 Imágenes de la pared del pozo y sus inmediaciones
Editores senior
Mark E. Teel
Matt Garber
Editores
Don Williamson
Roopa Gir
Matt Varhaug
Ilustraciones
Tom McNeff
Mike Messinger
George Stewart
Impresión
Wetmore Printing Company
Curtis Weeks
Traducción y producción
Lynx Consulting, Inc.
E-mail: mail@linced.com;
http://www.linced.com
Los avances registrados en el diseño de las herramientas y
la calidad de los datos están mejorando nuestra capacidad
para caracterizar las propiedades mecánicas y de los fluidos
alrededor del pozo y dentro de la formación. Este artículo
destaca las aplicaciones de la adquisición de registros sónicos,
incluyendo las mediciones obtenidas en formaciones ultra
lentas, la producción de perfiles radiales para identificar
daño en la región vecina al pozo, el análisis de anisotropía
para el diseño de operaciones de terminación de pozos, la
estimación mejorada de la permeabilidad y la generación
de imágenes de alta resolución de la zona lejana al pozo.
Traducción
Adriana Real
Edición
Antonio Jorge Torre
Subedición
Nora Rosato
Diagramación
Diego Sánchez
Enlaces de interés:
Schlumberger
www.slb.com
Archivo del Oilfield Review
www.slb.com/oilfieldreview
Glosario del Oilfield Review
www.glossary.oilfield.slb.com
2
Dirigir la
correspondencia editorial a:
Oilfield Review
1325 S. Dairy Ashford
Houston, Texas 77077 EUA
(1) 281-285-7847
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de distribución a:
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Sussumu Nakamura
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Verano de 2006
Volumen 18
Número 1
Consejo editorial
Syed A. Ali
Chevron Energy Technology Co.
Houston, Texas, EUA
36 Acústica de pozo
Este artículo describe las ondas acústicas simples y complejas
presentes en el pozo. Examinamos la propagación de las ondas
compresionales, de corte, de Stoneley y flexurales en formaciones
isotrópicas, anisotrópicas y heterogéneas, provenientes de fuentes
monopolares y dipolares.
Abdulla I. Al-Kubaisy
Saudi Aramco
Ras Tanura, Arabia Saudita
Roland Hamp
Woodside Energy, Ltd.
Perth, Australia
George King
BP
Houston, Texas
Eteng A. Salam
PERTAMINA
Yakarta, Indonesia
Y.B. Sinha
Consultor independiente
Nueva Delhi, India
46 Del interior de la Tierra al espacio
Richard Woodhouse
Consultor independiente
Surrey, Inglaterra
Los detectores sensibles para campos petroleros están ayudando a los científicos a investigar la naturaleza fundamental y el
origen de los objetos existentes en el espacio. En 1996, la misión
Encuentro con un Asteroide Cercano a la Tierra, o NEAR por sus
siglas en inglés, provista de sensores para campos petroleros,
partió de la Tierra con destino al asteroide 433 Eros, situado a
unos 160 millones de millas de distancia. En este artículo, analizamos la misión NEAR, junto con otros ejemplos que muestran
cómo las tecnologías de campos petroleros están siendo utilizadas en la búsqueda del conocimiento y la comprensión del
espacio.
66 Colaboradores
68 Próximamente en Oilfield Review
En la portada:
Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los
profesionales de la industria petrolera,
cuyo objetivo consiste en brindar información acerca de los adelantos técnicos
relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se
distribuye entre los empleados y clientes
de Schlumberger y se imprime en los
Estados Unidos de Norteamérica.
Cuando se menciona sólo el lugar de
residencia de un colaborador, significa
que forma parte del personal de
Schlumberger.
© 2006 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta
publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio
alguno, ya sea electrónico o mecánico,
fotocopiado o grabado, sin la debida
autorización escrita de Schlumberger.
La nave espacial Cassini se aproxima
a Saturno luego de una travesía de
6.5 años a través del sistema solar.
Algunos de los instrumentos que
porta consigo se basan en tecnologías
de campos petroleros y están diseñados para ayudar a los científicos a
realizar estudios de primer plano de
Saturno, sus anillos, lunas y ambiente
magnético.
3
Una observación más detallada
de la geometría de los poros
La tecnología de tomografía computada que utiliza rayos X ha constituido un avance
en el campo de la medicina durante más de 30 años. También fue una herramienta
valiosa para los geocientíficos durante un período similar. Las mejoras introducidas
en esta tecnología están ayudando a los geocientíficos a revelar los detalles de la
estructura interna de los poros de la roca yacimiento y a comprender mejor las
condiciones que afectan la producción.
Andreas Kayser
Cambridge, Inglaterra
Mark Knackstedt
Universidad Nacional de Australia
Canberra, Australia
Murtaza Ziauddin
Sugar Land, Texas, EUA
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Veronique Barlet-Gouédard, Gabriel Marquette,
Olivier Porcherie y Gaetan Rimmelé, Clamart, Francia; Bruno
Goffé, École Nórmale Supérieure, París; y Rachel Wood,
Universidad de Edimburgo, Escocia.
Inside Reality e iCenter son marcas de Schlumberger.
La información obtenida a través del análisis de
núcleos (testigos corona) resulta de incalculable
valor para la predicción de la productividad de
una zona prospectiva. Si bien existen otros
métodos que permiten a los petrofísicos estimar
la granulometría, el volumen aparente, la saturación, la porosidad y la permeabilidad de las
formaciones, las muestras de núcleos a menudo
sirven como referencia para calibrar otros métodos. No obstante, a pesar de los varios cientos de
miles de pies de núcleos completos o en placas
que residen en las bibliotecas de todo el mundo,
de la mayor parte de los pozos no se han extraído
núcleos.
4
La abundancia de información que se
obtiene a partir de los núcleos tiene su precio.
La extracción de núcleos a menudo incrementa
el tiempo de equipo de perforación, reduce las
velocidades de penetración y aumenta el riesgo
de atascamiento del conjunto de fondo de pozo.
En ciertas situaciones, las condiciones de fondo
de pozo o superficie hostiles convierten la
extracción de núcleos en una operación demasiado riesgosa. En otros casos, las correlaciones
no son suficientes para permitir que los geólogos
piquen en forma precisa y segura los puntos de
extracción de núcleos. En cambio, muchos
operadores se valen de los núcleos laterales
Oilfield Review
(testigos laterales, muestras de pared) obtenidos a través de zonas prospectivas y pueden
compensar la falta de datos de núcleos completos complementando su programa de adquisición
de registros habitual con una gama de mediciones más amplia.
A medida que las compañías de petróleo y
gas intenten drenar los yacimientos maduros en
forma más eficaz, los ingenieros y geocientíficos
quizás se arrepientan de haber desistido de
extraer núcleos. Una vez que un pozo ha sido
perforado a través de una zona productiva, es
demasiado tarde para volver atrás y extraer
núcleos completos a menos que se desvíe la trayectoria del pozo. No obstante, la mineralogía,
granulometría, saturación, permeabilidad, porosidad y otras medidas de la textura de la roca a
veces pueden determinarse sin extraer núcleos.
Con las mejoras introducidas en la primitiva
técnica médica de barrido por tomografía axial
computada (TAC) desarrollada en el año 1972,
los geocientíficos pueden realizar una serie de
barridos por rayos X, finos y estrechamente
espaciados, a través de una muestra de roca
para obtener información importante sobre un
yacimiento.1 Utilizando una técnica no destructiva denominada tomografía microcomputada,
un haz de rayos X enfocado crea “cortes virtuales” que pueden ser resueltos en una escala de
micrones, no sólo de milímetros.2 Estas refinaciones también posibilitan la opción de
examinar muestras de roca más pequeñas; en
lugar de depender de núcleos completos para
obtener mediciones de la porosidad y la permeabilidad, los geocientíficos ahora pueden utilizar
recortes de formaciones para estimar estas propiedades.3 Si bien muchas compañías no extraen
núcleos de sus pozos, normalmente contratan
los servicios de una compañía de perfilaje del
lodo para recuperar los recortes de formaciones
a medida que pasan a las temblorinas (zarandas
vibratorias). Cuando no se dispone de núcleos,
los geocientíficos están observando que hasta
una astilla de roca puede resultar significativamente reveladora.
Este artículo examina el desarrollo de la tecnología de tomografía computada (TC) que
utiliza rayos X y la consecuente transferencia de
tecnología del ámbito de la medicina al campo
petrolero. Describimos cómo pueden evaluarse
los datos utilizando técnicas de visualización
inmersiva y analizamos un abanico de aplicaciones de campos petroleros que pueden sacar
provecho de las mismas. Por último, veremos
cómo esta tecnología sirvió a los investigadores
para evaluar las operaciones de cementación de
la tubería de revestimiento y los tratamientos de
estimulación de pozos.
Verano de 2006
> Tomografía axial computada (TAC) de tórax. La manipulación de los valores
de color y opacidad de los diferentes tejidos permite a los facultativos observar los pulmones y el esqueleto del paciente sin ningún tipo de obstrucciones.
(Imagen cortesía de Ajay Limaye, VizLab, Universidad Nacional de Australia).
Tecnología de barrido por
tomografía computada
Originalmente desarrollada para uso médico por
Godfrey Newbold Hounsfield en 1972, la tomografía computada utiliza barridos por rayos X para
investigar las estructuras internas de un cuerpo,
tales como las estructuras internas del tejido
blando y los huesos.4 La tecnología TC supera el
problema de superposición que plantea la técnica de radiografía por rayos X convencional
cuando las particularidades tridimensionales de
los órganos internos son oscurecidas por los
órganos y los tejidos sobreyacentes cuya imagen
aparece en la película de rayos X bidimensional.
En lugar de proyectar los rayos X a través de
un paciente y sobre una placa de película, como
sucede con los rayos X convencionales, el proceso
TC adopta un enfoque diferente. El tomógrafo
utiliza una carcasa rotativa en la que se instala
un tubo de rayos X frente a un conjunto de detectores. El paciente se ubica en el centro de la
carcasa, mientras la fuente de rayos X y los detectores opuestos rotan alrededor del mismo. Con el
paciente ubicado aproximadamente en el centro
del plano fuente-receptor, la carcasa rotativa permite obtener una serie de barridos radiográficos
estrechamente espaciados desde múltiples ángulos. Estos estudios, o proyecciones radiográficas,
luego pueden procesarse para obtener una representación 3D del paciente (arriba).
Las proyecciones radiográficas TC dependen
de la atenuación diferencial de los rayos X causada por los contrastes de densidad presentes en
el cuerpo de un paciente. Esta atenuación representa una reducción de la energía conforme los
rayos X atraviesan las diferentes partes del
cuerpo. Algunos tejidos dispersan o absorben
mejor los rayos X que otros: el tejido grueso
absorbe más rayos X que el delgado; los huesos
absorben más rayos X que el tejido blando, mientras que la grasa, los músculos o los órganos
permiten que pasen más rayos X hacia los detectores. Eliminando el paciente de esta ecuación,
la atenuación es una función de la energía de los
rayos X y de la densidad y el número atómico de
los elementos a través de los cuales pasa el rayo
X. La correlación es bastante directa: los rayos que
poseen menos energía, las mayores densidades y
los números atómicos más altos generalmente se
traducen en mayor atenuación.5
1. En el campo de la medicina, la tomografía axial
computarizada (TAC) a veces se denomina también
tomografía asistida por computadora y es sinónimo de
tomografía computada.
2. Un micrón, o micrómetro, equivale a una millonésima de
un metro, o más comúnmente, la milésima parte de un
milímetro. Se abrevia como µ, µm o mc. En el sistema de
medidas inglés, un micrón equivale a 3.937 x 10-5 pulgadas.
3. Siddiqui S, Grader AS, Touati M, Loermans AM y Funk
JJ: “Techniques for Extracting Reliable Density and
Porosity Data from Cuttings,” artículo de la SPE 96918,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual
de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.
Bauget F, Arns CH, Saadatfar M, Sheppard AP, Sok RM,
Turner ML, Pinczewski WV y Knackstedt MA: “What is
the Characteristic Length Scale for Permeability? Direct
Analysis from Microtomographic Data,” artículo de la SPE
95950, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.
4. Hounsfield GN: “A Method of and Apparatus for
Examination of a Body by Radiation such as X- or
Gamma Radiation,” Patente Británica No. 1,283,915
(2 de agosto de 1972).
5. Para obtener más información sobre TC por rayos X,
consulte: Publication Services Department of the ODP
Science Operator. http://wwwodp.tamu.edu/publications/
185_SR/005/005_5.htm (Se accedió el 27 de enero de 2006).
5
Reemplazo de los puntos 2D por los volúmenes 3D
6
> Resolución en pixels. La nitidez y claridad de una imagen son afectados por el recuento de pixels
y por el tamaño de los pixels. Para aumentar el número de pixels dentro de un espacio fijo se debe
reducir su tamaño. A medida que el tamaño de los pixels (en blanco) disminuye progresivamente
(de izquierda a derecha), se pueden utilizar más pixels para lograr mayor detalle en la imagen.
0
Franja cromática
256
Color
600
x
400
200
Pixel
y
Coordenadas verticales, y
800
e
od
te,
cor
z
r
me
1,000
1,000
Coordenadas verticales, y
A mediados de la década de 1880, el artista
neoimpresionista Georges Seurat perfeccionó
una técnica pictórica revolucionaria que consistía en pintar con diminutos puntos de color.
Al igual que Michel Chevrul, quien lo precedió, Seurat reconoció que con la distancia el
ojo mezcla naturalmente los diminutos puntos
de colores primarios para generar sombras de
colores secundarios. Utilizando minúsculas
pinceladas, Seurat y sus contemporáneos captaron escenas de paisajes urbanos, puertos y
personas trabajando y descansando. Esta técnica recibió el nombre de puntillismo.
Las computadoras utilizan una técnica similar para mostrar textos e imágenes; pero
funcionan en una escala mucho más fina. Cada
imagen exhibida en el monitor de una computadora o en una pantalla de visualización se
compone de numerosos puntitos casi imperceptibles, espaciados a intervalos extremadamente
estrechos. En la pantalla de una imagen 2D,
cada punto o pixel (palabra formada por la
contracción de los términos en inglés picture
elements) puede ser definido por las coordinadas horizontal (x) y vertical (y) de la pantalla.
Además, es definido por su valor cromático. En
las imágenes en color, a cada pixel se le asigna
por otra parte su propio brillo.
La cantidad de sombras que puede tomar
un pixel depende de la computadora y del
número de bits por pixel (bpp) que es capaz
de procesar. Los valores usuales oscilan entre
8 bpp (28 bits, lo que se traduce en 256 colores) y 24 bpp (224 bits, o 16,777,216 colores).
En una imagen de escala de grises de ocho
bits, por ejemplo, a cada pixel se le asignaría
un valor correspondiente a un matiz de gris,
fluctuante entre 0 y 255, donde 0 representa
el color negro y 255, el blanco.
El número de pixels utilizados para crear una
imagen controla su resolución (arriba, a la
derecha). Conforme se utilizan más pixels, la
imagen puede ser representada en mayor detalle o con mayor nivel de resolución. De este
modo, en la resolución incide inicialmente el
sistema de adquisición de imágenes y, posteriormente, el sistema de despliegue de imágenes.
Nú
800
600
z
400
x
Voxel
y
200
0
0
0
200 400 600 800 1,000
Coordenadas horizontales, x
0
200 400 600 800 1,000
Coordenadas horizontales, x
> Del pixel al voxel. Un pixel plano (izquierda) incorpora una nueva dimensión cuando el corte en
el que reside se apila con otros cortes para formar un volumen (derecha). La incorporación de la
coordenada z del número de corte básicamente asigna un valor de profundidad al pixel, creando
así un voxel en la pila de cortes.
La resolución en los sistemas de adquisición de imágenes digitales se determina en
gran medida por el número de células fotorreceptoras sensibles a la luz, conocidas como
fotositos, que se utilizan para registrar una
imagen. Estos fotositos (más comúnmente
aludidos como pixels) acumulan cargas que
corresponden a la cantidad de luz que atraviesa la lente y pasa a cada célula.1 A medida
que cae más luz en un fotosito, la carga crece.
Una vez que se cierra el obturador, se impide
la entrada de luz en la lente. En ese momento
la carga de cada célula queda registrada en un
chip de procesamiento y luego se convierte en
un valor digital que determina el color y la
intensidad de los pixels individuales utilizados
para desplegar la imagen en la pantalla. La
resolución de estos dispositivos a menudo se
expresa no en términos de fotositos sino como
megapixels. Un dispositivo de 1.2 megapixel,
por ejemplo, podría tener un área de 1,280 x
960 (1,228,800 pixels), mientras que con un
dispositivo de 3.1 megapixels que midiera
2,048 x 1,536 (3,145,728 pixels) se lograría un
mayor nivel de resolución.
Oilfield Review
Mineral
La resolución de la imagen también puede
quedar afectada por el medio en el que ésta se
despliega. Un monitor de computadora de
resolución relativamente baja podría describirse como una visualización de 640 x 480.
Esto significa que el monitor posee un ancho
de 640 pixels, desplegado a lo largo de una
altura de 480 líneas, lo que totaliza 307,200
pixels. Si esos pixels estuvieran distribuidos a
lo largo de un monitor de 15 pulgadas, a cualquier imagen desplegada en ese monitor se le
asignarían 50 puntos por pulgada. Para incrementar la resolución, se debe reducir el
tamaño de la pantalla o bien condensar más
pixels en la pantalla. En las aplicaciones
modernas generalmente se adoptan ambos
enfoques, comprimiendo un enorme número
de pixels en un área más pequeña.
Para generar la imagen de un objeto 3D, el
pixel se expande incorporando otra dimensión. Se agrega una tercera coordenada (z) al
plano x-y para definir con precisión la posición del pixel dentro del volumen de un objeto
3D, creando de este modo un voxel; la abreviatura de pixel de volumen. En las imágenes TC,
la coordenada z a menudo denota la profundidad y se determina sencillamente por la
posición que posee un corte tomográfico dentro de un volumen formado mediante el
apilamiento de numerosos cortes estrechamente espaciados (página anterior, abajo).
Además de las coordenadas x, y, z, un voxel
puede definir un punto por un valor de atributo dado. En el caso de los barridos por TC,
ese valor es la densidad, que es una función
de la transparencia de la muestra con respecto a los rayos X. Los valores de densidad
pueden vincularse a un espectro cromático,
mientras que una gama de intensidades puede
controlar la opacidad de un voxel en la pantalla de una computadora. Con esta información
y el software que produce 3 dimensiones, se
puede generar una imagen bidimensional de
un objeto 3D para su visualización, con diversos ángulos, en la pantalla de una
computadora.
Cuarzo
Calcita
Anhidrita
Barita
Celestita
Densidad, g/cm3
2.64
2.71
2.98
4.09
3.79
Mineral
Yeso
Dolomía
Ilita
Clorita
Hematita
Densidad, g/cm3
2.35
2.85
2.52
2.76
5.18
> Valores de densidad de los diversos minerales que se encuentran normalmente en la roca sedimentaria. Los rayos X utilizados para visualizar las texturas
de las rocas están afectados, en parte, por las diferencias de densidad y
mineralogía que existen en una muestra.
Los datos de proyecciones digitales se convierten en una imagen generada por computadora
utilizando algoritmos de reconstrucción tomográfica para mapear la distribución de los coeficientes
de atenuación.6 Esta distribución puede exhibirse en cortes 2D compuestos de puntos que se
sombrean de acuerdo con sus valores de atenuación. (Véase “Reemplazo de los puntos 2D por los
volúmenes 3D,” página 6). De este modo, en los
estudios hospitalarios, a los huesos se les asigna
habitualmente un color claro que se corresponda
con su valor de atenuación comparativamente
alto, mientras que al tejido pulmonar lleno de
aire se le puede asignar un color más oscuro
correspondiente a valores de atenuación bajos.
TC fue adaptado para visualizar la desulfuración
microbiana del carbón, el desplazamiento del
petróleo pesado y el flujo de petróleo a través de
núcleos de carbonatos.7
En los primeros días de los estudios de rocas
por TC, no era inusual que los geocientíficos
implementaran contratos con la única institución de la ciudad que podía proveer acceso a una
tecnología tan sofisticada. A menudo, en la oscuridad de la noche, tratando de atraer la menor
atención posible, se acarreaban muestras de
núcleos desde el ámbito petrolero hasta el
ambiente prístino y estéril del sector de estudios
tomográficos de un hospital para la generación y
el análisis de imágenes (abajo).
Hacia la gran potencia industrial
Los contrastes de densidad presentes en un volumen de roca pueden reflejarse en imágenes
como sucede con el cuerpo humano (arriba).
Para mediados de la década de 1980, la tecnología TC estaba haciendo incursiones importantes
en aplicaciones para geociencia. Además de la
determinación cuantitativa de la densidad volumétrica de las muestras de rocas, el barrido por
6. Feldkamp LA, Davis LC y Kress JW: “Practical
Cone-Beam Algorithm,” Journal of the Optical Society
of America A1, no. 6 (Junio de 1984): 612–619.
7. Kayser A, Kellner A, Holzapfel H-W, van der Bilt G,
Warner S y Gras R: “3D Visualization of a Rock Sample,”
en Doré AG y Vining BA (eds): Petroleum Geology:
North-West Europe and Global Perspectiva—Memorias
de la 6a Conferencia sobre Geología del Petróleo.
Londres: The Geological Society (2005): 1613–1620.
Vinegar HJ: “X-ray CT and NMR Imaging of Rocks,”
Journal of Petroleum Technology 38, no. 3 (Marzo de
1986): 257–259.
1. Si bien los especialistas pueden afirmar con razón que
los fotositos no son en realidad pixels, en la jerga
popular estos términos se están utilizando cada vez
más en forma indistinta, en gran medida gracias a la
atracción que ha despertado la fotografía digital, en la
que los fabricantes de cámaras digitales describen la
resolución en términos de megapixels.
> Un tipo diferente de paciente. Una sección de núcleo completo se coloca en una carcasa deslizable antes de la obtención de imágenes en el centro de tomografía axial computada de un hospital.
Verano de 2006
7
A los profesionales ajenos al ámbito de la
medicina no les llevó mucho tiempo reconocer
el potencial de la tecnología TC para la evaluación no destructiva de los materiales. Los
geocientíficos pronto se incorporaron a las filas
de otros investigadores, particularmente aquellos dedicados al campo de los ensayos de
materiales, quienes procuraban obtener detalles
cada vez más finos en las imágenes de las estructuras internas. Esta capacidad ha sido lograda
en gran medida a través del desarrollo de potentísimos sistemas de TC que pueden emplear
rayos X más poderosos, un punto focal más
estrecho y tiempos de exposición más prolongados que los utilizados en el ámbito médico.8
Con el desarrollo de los sistemas microTC
(µTC), los investigadores están obteniendo resoluciones mucho más altas. 9 Utilizando estos
sistemas, los investigadores a veces pueden generar imágenes de sus muestras con tamaños de
voxels de tan sólo 2.5 µm. Dependiendo del
tamaño de una muestra y del número de pixels
utilizados para generar una imagen de la misma,
se están logrando tamaños de voxels equivalentes
a una milésima parte del tamaño de la muestra.
Por ejemplo, es razonable suponer que una
cámara de 1 megapixel que utiliza 1,000 x 1,000
pixels puede resolver una muestra de 1 centímetro cúbico con una resolución de
aproximadamente 10 µm. De un modo similar,
una cámara de 16 megapixels (4,000 x 4,000
pixels) es capaz de resolver la misma muestra
con una resolución de 2.5 µm.
Con estas resoluciones, los geocientíficos
pueden distinguir los contrastes de densidad o
de porosidad presentes en una muestra de roca y
estudiar el espacio y la conectividad de poros en
gran detalle. Esta tecnología µCT permite el
reconocimiento de granos o cementos con diferentes composiciones mineralógicas (derecha).
Incluso se ha utilizado para diferenciar granos
del mismo tipo, como los que se observan en los
carbonatos donde la microporosidad puede
variar entre los diferentes tipos de granos de la
misma roca.10
El proceso de barrido
El proceso de barrido para adquirir datos µCT es
en cierto sentido análogo a la adquisición de
datos sísmicos 3D. Una brigada sísmica registra
una serie de líneas sísmicas regularmente espaciadas. Las coordenadas de los puntos inicial y
final de cada línea son relevadas, haciendo posible inferir la distancia existente entre cada línea
de la serie. De este modo, se puede determinar
la posición de cualquier punto a lo largo de cualquier línea así como la distancia entre puntos,
dentro de la serie de líneas. Con este conoci-
8
Cemento barítico: 1%
Espacio poroso: 16%
Granos de arenisca y cemento cuarzoso: 78%
Cemento de calcita: 5%
> Cuantificación tridimensional y distribución espacial de los componentes
de la arenisca. Si bien la mayoría de las areniscas están compuestas principalmente por granos de cuarzo y cemento, las imágenes radiográficas ayudan
a poner en perspectiva otros componentes. Las diferencias producidas en la
atenuación de los rayos X a través de la muestra indican cambios de densidad causados por la porosidad y los diversos componentes minerales de la
roca. Una vez mapeadas, estas características pueden ser aisladas para su
examen ulterior.
miento, es posible interpolar la posición entre
dos puntos o líneas cualesquiera cuando se procesan los datos.
En lo que respecta a la tecnología µCT, se
adquiere una serie regular de barridos estrechamente espaciados para obtener cortes virtuales
de alta resolución de una muestra. Cada pixel
del corte representa un punto barrido y sus coordenadas corresponden a un punto real de la
muestra. Dado que las coordenadas de cada uno
de los puntos son conocidas, se pueden determinar las distancias entre cada uno de los puntos y
cada uno de los cortes. Y, como sucede con la
línea sísmica, los puntos o los cortes pueden
interpolarse entre los cortes existentes. Si se
apilan los cortes en forma apretada para conformar un volumen de datos, cada pixel de un corte
se convierte en parte de la pila e incorpora una
tercera dimensión. De este modo, cada pixel
puede ser tratado como un voxel.
El proceso de barrido se lleva a cabo utilizando sistemas de rayos X altamente especializados. Si bien diversas compañías ofrecen
sistemas con calidad de investigación, numerosos
dispositivos microtomográficos que utilizan rayos
X se construyen a la medida de las necesidades.
Independientemente de que se trate de sistemas
en existencia o diseñados especialmente, todos
dependen de tres componentes principales: una
fuente de rayos X, una plataforma rotativa donde
se coloca la muestra y una cámara de rayos X para
registrar el patrón de atenuación de rayos X dentro de una muestra.
Para explorar una muestra, se la debe colocar en la plataforma rotativa situada entre la
fuente de rayos X y la cámara. Los rayos X emitidos desde la fuente se atenúan a través de la
dispersión o la absorción antes de ser registrados por la cámara.11 Luego, la cámara registra
una vasta serie de radiografías mientras la
Oilfield Review
Centellador + CCD
Plataforma de rotación
Fuente de rayos X
Aproximadamente 1.5 m
> Un aparato para realizar tomografías por rayos X, de alta resolución, en la Universidad Nacional de
Australia. La plataforma rotativa donde se coloca la muestra y la cámara del dispositivo acoplado por
carga (CCD, por sus siglas en inglés) se desliza sobre un carril, posibilitando el ajuste de la distancia
que existe entre la cámara, la muestra y la fuente de rayos X. Con este dispositivo, se puede ampliar
una muestra entre 1.1 y más de 100 veces con respecto a su tamaño original. La plataforma rota con
precisión de un miligrado y puede ser provista de bombas de fluido para generar imágenes del flujo
que circula a través de los medios porosos. (Figura cortesía de la Universidad Nacional de Australia).
muestra rota 360° en forma incremental sobre
su plataforma. Un programa de computadora
apila los datos de proyecciones digitales a la vez
que mantiene el verdadero espaciamiento entre
pixels y cortes. A estos datos se aplican algoritmos TC para reconstruir la estructura interna de
la muestra y preservar su escala en tres dimensiones.
Uno de esos dispositivos fue construido en el
año 2002 por la Universidad Nacional de Australia en Canberra (arriba). Su fuente genera rayos
X con un punto focal de 2 a 5 µm. El haz de rayos
X se expande desde el punto focal, creando una
geometría de tipo haz cónico. 12 Dado que la
ampliación de la muestra aumenta con la proximidad con respecto a la fuente de rayos X, la
plataforma rotativa y la cámara están diseñadas
para deslizarse en forma independiente sobre un
riel, permitiendo que los investigadores ajusten
las distancias existentes entre la fuente, la muestra y la cámara. La plataforma de la muestra
puede hacer rotar la muestra con precisión de un
miligrado y puede acomodar hasta 120 kg [265 lbm]
de muestra y el equipo de prueba asociado.13
En este centro, la “cámara” de rayos X consta
de un centellador que despide rayos de luz fluorescente verde en respuesta a los rayos X y un
dispositivo acoplado por carga (CCD, por sus
siglas en inglés) que convierte esta luz verde en
señales eléctricas.14 La cámara posee un área
activa de 70 mm2 que contiene 4.1 megapixels
(2,048 x 2,048 pixels). El amplio campo visual
del sistema permite a los investigadores generar
la imagen de un espécimen de 60 mm con un
tamaño de pixel de 30 micrones. Además, pueden aumentar la distancia focal para lograr un
barrido de alta resolución y de este modo obtener la imagen de un espécimen de 4 mm con
pixels de 2 micrones.
Se necesitan aproximadamente 3,000 proyecciones para generar un tomograma de 2,0483
voxels. Entre cada proyección, la plataforma de
8. Para obtener más información sobre TC por rayos X,
de alta resolución, consulte: Centro de Tomografía
Computada por Rayos X, de Alta Resolución, de la
Universidad de Texas. http://www.ctlab.geo.utexas.edu/
overview/index.php# anchor1-1 (Se accedió el 30 de
enero de 2006).
9. Las abreviaturas para la expresión tomografía
microcomputarizada varían desde µCT (donde la letra
griega mu es un símbolo estándar para el prefijo
“micro”), uCT (donde “u” es un sustituto de mu), mCT
(donde la “m” representa la palabra micro) y XMT para
Microtomografia por rayos X.
10. Kayser A, Gras R, Curtis A y Wood R: “Visualizing
Internal Rock Structures: New Approach Spans Five
Scale-Orders,” Offshore 64, no. 8 (Agosto de 2004):
129–131.
11. Ketcham RA y Carlson WD: “Acquisition, Optimization
and Interpretation of X-Ray Computed Tomographic
Imagery: Applications to Geosciences,” Computers &
Geosciences 27, no. 4 (Mayo de 2001): 381–400.
12. Sakellariou A, Sawkins TJ, Senden TJ y Limaye A:
“X-Ray Tomography for Mesoscale Physics Applications,”
Physica A 339, no. 1-2 (Agosto de 2004): 152–158.
Sakellariou A, Sawkins TJ, Senden TJ, Knackstedt MA,
Turner ML, Jones AC, Saadatfar M, Roberts RJ, Limaye
A, Arns CA, Sheppard AP y Sok RM: “An X-Ray
Tomography Facility for Quantitative Prediction of
Mechanical and Transport Properties in Geological,
Biological and Synthetic Systems,” en Bonse U (ed):
Desarrollos en Tomografía por Rayos X IV, Actas de la
SPIE—La Sociedad Internacional de Ingeniería Óptica,
Vol. 5535. Bellingham, Washington, EUA: SPIE Press
(2004): 473–474.
13. Este equipo de prueba incluye bombas u otros
dispositivos utilizados para estudiar el flujo de fluido
o la compactación mecánica.
14. En lugar de exponer la película a la luz, la tecnología
CCD capta las imágenes en una técnica similar a la
fotografía digital común. Un dispositivo CCD utiliza una
plaqueta delgada de silicio para registrar los impulsos
luminosos emitidos por un centellador. La plaqueta de
silicio del CCD se divide en varios miles de celdas
fotosensibles individuales. Cuando un impulso luminoso
proveniente del centellador impacta sobre una de estas
celdas, el efecto fotoeléctrico convierte la luz en una
pequeñísima carga eléctrica. La carga que se encuentra
dentro de una celda se incrementa con cada impulso
luminoso que golpea la celda. Cada una de las celdas de
la plaqueta de silicio del CCD corresponde, en tamaño y
ubicación, a un pixel de una imagen. La intensidad del
pixel queda determinada por la magnitud de la carga
dentro de una celda correspondiente.
Verano de 2006
la muestra se hace rotar 0.12°. El proceso entero
demanda entre 12 y 24 horas, dependiendo del
tipo de muestra y de los pasos de filtrado requeridos para reducir las transformaciones
artificiales de las muestras. Los 24 gigabytes de
datos de proyección resultantes son procesados
con supercomputadoras, y 128 unidades de procesamiento central requieren aproximadamente
2 horas para generar el tomograma.
Tecnología de visualización
Una vez que las proyecciones radiográficas individuales han sido compiladas en un archivo de un
volumen de datos 3D, los datos pueden cargarse
en un ambiente de visualización inmersiva para
un examen detallado. Con la tecnología de realidad virtual Inside Reality, se pueden generar
imágenes y manipular los datos como cualquier
otro volumen de datos 3D. Originalmente desarrollada para visualizar los volúmenes sísmicos
contenidos en millas o kilómetros de datos, la
tecnología Inside Reality también puede manipular volúmenes de datos en base a escalas
submilimétricas mucho más finas.
Los geocientíficos utilizan esta tecnología de
visualización de avanzada para visualizar un
volumen de datos desde cualquier dirección.
Esta capacidad permite observar en forma ortogonal los planos de estratificación y los planos
de fracturas de las muestras de rocas, aún
cuando la muestra física haya sido cortada en
sentido oblicuo a estos planos. Los rasgos sedimentarios y estructurales de la muestra de roca
se analizan habitualmente en forma de cortes o
transparencias a través de un volumen.
Mientras el proceso de barrido se basa en las
diferencias de densidad para distinguir los rasgos
presentes dentro de una muestra, el proceso de
visualización depende en gran medida de las
diferencias de opacidad. Una forma de exponer
los rasgos que se encuentran a profundidad dentro de un volumen que comprende millones de
voxels es hacer que los voxels adyacentes sean
invisibles. La generación de la opacidad es la
clave de la visualización. A cada voxel se le
asigna un valor a lo largo de un espectro de
transparencia-opacidad, lo que hace que ciertos
voxels se destaquen mientras otros se desvanecen. Sin esta capacidad, la opacidad de los voxels
externos ocultaría todos los rasgos que se
encuentran en el volumen.
La tecnología basada en voxels puede utilizarse para determinar el volumen y la geometría
de los granos de rocas, el cemento, la matriz y el
espacio de poros en una muestra. Utilizando las
herramientas generadoras de opacidad Inside
9
1.0 mm
> Poros en areniscas. Se utiliza un filtro de opacidad para presentar diferentes rasgos en ventanas de
volúmenes utilizando el programa Inside Reality. La ventana de la izquierda por encima y detrás de la
flecha amarilla muestra sólo los granos de cuarzo (verde claro) presentes en esta arenisca eólica de
la Formación Rotliegendes situada en Alemania. Un volumen que muestra sólo el espacio de poros
(azul) se muestra como fondo, a la derecha. El volumen más pequeño que aparece en primer plano a
la derecha muestra el cemento barítico de origen diagenético tardío (rojo). El corte que compone la
imagen base indica el cuarzo (gris), el espacio poroso (azul), la barita (rojo) y el cemento carbonatado
(naranja). La flecha amarilla que se muestra con el fin de indicar la escala posee 1 mm de longitud.
1.0 m
m
> Rastreo de la arenisca. Se ha utilizado un filtro de opacidad para resaltar los granos de cuarzo presentes en la arenisca de un yacimiento de gas de la Formación Rotliegendes en Alemania. En el volumen
(gris claro), se generan imágenes de la porosidad interconectada (azul) utilizando la herramienta de
generación de volúmenes del programa Inside Reality. La franja (rojo) a lo largo del borde de la porosidad indica las posibles conexiones con los poros vecinos detectados automáticamente por el
programa. El cemento carbonatado (naranja) también se muestra en el volumen. El corte horizontal
exhibe los granos de cuarzo (gris oscuro), el espacio poroso (negro), el cemento carbonatado (gris
medio) y el cemento barítico (blanco).
10
Reality, los geocientíficos pueden asignar diferentes valores del espectro de opacidad-transparencia a los diversos componentes de un volumen.
Esta técnica permite a los geocientíficos distinguir entre materiales de diferentes valores de
densidad. Por ejemplo, la distribución del cemento entre los granos de minerales aparece como un
color distintivo, mientras que configurar el espacio de poros a cero opacidad lo hace transparente, mostrando así los espacios que existen entre
los granos. Esto permite que el visualizador separe los granos de rocas del cemento, la matriz y el
espacio de poros para descubrir los rasgos sedimentarios y estructurales internos (izquierda).
La capacidad de manipular los valores de
opacidad desempeña un rol importante en las
herramientas de selección de puntos de picado y
generación de volúmenes que se ofrecen como
parte de la caja de herramientas del programa
Inside Reality. Utilizando la herramienta de
selección de puntos de picado, el visualizador
selecciona un punto dentro de un corte o volumen. Este punto tiene un cierto valor de
atenuación de rayos X. Una vez seleccionado un
punto, el programa pica automáticamente todos
los voxels vecinos de valor similar que se encuentran conectados a ese punto. Esta funcionalidad
puede ayudar a un geocientífico a picar un punto
dentro de un volumen respecto del cual se sabe
que representa la porosidad, por ejemplo, y la
herramienta de generación de volúmenes mostrará toda la porosidad interconectada presente
en el volumen (izquierda).
15. Saadatfar M, Turner ML, Arns CH, Averdunk H, Senden
TJ, Sheppard AP, Sok RM, Pinczewski WV, Kelly J y
Knackstedt MA: “Rock Fabric and Texture from Digital
Core Analysis,” Transcripciones del 46o Simposio Anual
de Adquisición de Registros de la SPWLA, Nueva
Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005, artículo ZZ.
16. Tanto la escala de Udden-Wentworth como la escala de
Krumbein se utilizan para clasificar las muestras de
rocas de acuerdo con el diámetro; la primera es una
clasificación verbal mientras que la segunda es numérica. De acuerdo con la escala de Udden-Wentworth,
las partículas de sedimento de más de 64 mm de diámetro se clasifican como cantos rodados. Las partículas
más pequeñas corresponden a guijarros, gránulos,
arena y limo. Las de menos de 0.0039 mm, reciben el
nombre de arcilla. Si bien existen en uso muchas otras
escalas granulométricas, la de Udden-Wentworth
(normalmente conocida como escala de Wentworth) es
la más utilizada en geología. La escala de Krumbein es
una escala logarítmica, que asigna un valor conocido
como phi para clasificar el tamaño del sedimento. Phi
se calcula mediante la ecuación: ø = –log2 (tamaño de
grano en mm).
Oilfield Review
Aplicaciones
Los datos texturales y los datos de estructura de
las rocas proveen a los geólogos información
clave que se utiliza en el análisis de facies y en
la determinación de los ambientes sedimentarios. Los geólogos y petrofísicos ahora pueden
obtener importante información sobre el
tamaño, la forma y la matriz de granos a partir
de barridos digitales de núcleos o fragmentos de
núcleos. Una sola imagen de fragmentos de
núcleos puede revelar miles de granos individuales. Mediante la desagregación digital de los
granos de una muestra explorada, los analistas
pueden obtener las coordenadas de todos los
voxels que componen cada grano, el número de
granos vecinos e información sobre la superposición de granos.15
A partir de ese conjunto de datos, los geólogos pueden derivar un análisis general de los
tamaños y la distribución de granos para obtener
una serie completa de mediciones estadísticas
(derecha). El volumen de granos se mide contando los voxels de cada grano diferenciado, a
partir de lo cual se deriva el tamaño que luego se
clasifica contra las escalas granulométricas
estándar de Udden-Wentworth o de Krumbein.16
Verano de 2006
> Visualización utilizando la tecnología Inside Reality. El traslado de los volúmenes de muestras al ambiente seguro de colaboración en red de un iCenter
permite que los equipos a cargo de los activos de las compañías se sumerjan
en sus datos. La proyección estereoscópica crea una percepción de la profundidad, proveyendo una perspectiva diferente sobre la naturaleza 3D de la
roca y su microestructura. El programa de visualización Inside Reality provee
una imagen detallada de un fósil de foraminífero que mide 1.5 x 1.0 mm (inserto).
Esta visualización 3D permite el examen del fósil desde varios ángulos diferentes. El avatar animado refleja los movimientos y acciones de señalización
de otro visualizador que interactúa con estos datos desde un punto remoto.
Tamaño de granos
Arena
muy gruesa
Gruesa
Media
Fina
Limo
50
40
Frecuencia
Dado que cada voxel se define en parte por
sus coordenadas, se puede medir la distancia
que existe entre dos voxels cualesquiera. Para
facilitar este proceso, el sistema Inside Reality
utiliza una herramienta de tipo regla para proveer una escala visual. Esta herramienta puede
utilizarse para medir el tamaño de granos o de
poros en tres dimensiones, ayudando a los
geocientíficos a estimar las proporciones y la
conectividad del volumen de poros.
El traslado de las muestras de rocas del laboratorio a un ambiente de visualización inmersiva
posibilita que los equipos a cargo de los activos de
las compañías intercambien información y conceptos importantes sobre las muestras de
yacimientos para tomar mejores decisiones en
base a la mayor cantidad de información posible.
La tecnología Inside Reality permite que los geocientíficos intercambien datos de núcleos
virtuales 3D con quienes se encuentran en lugares
remotos para ayudar a los equipos a cargo de los
activos de las compañías operadoras a colaborar
con los especialistas y socios de compañías de
todo el mundo (derecha).
30
20
10
0
-1
0
1
2
= -log2 (diámetro)
3
4
> Estadísticas obtenidas a partir de un solo corte de una muestra. Se
desagregaron virtualmente más de 4,100 granos de un solo corte, lo que
permitió a los investigadores compilar datos estadísticos detallados para
caracterizar la estructura y la textura de la roca. Si se comparan con otras
muestras, estas medidas estadísticas pueden ayudar a los geólogos a
clasificar el ambiente sedimentario de la roca. (Adaptado de Saadatfar
et al, referencia 15).
11
Cambio en la opacidad
Granos y cemento cuarzoso
Poros y gargantas de poros
> Una enorme cantidad de nada. A través del manipuleo de la opacidad de la imagen de una muestra
explorada, es fácil examinar visualmente los granos de arena (verde) o bien el espacio poroso (azul).
En muchas evaluaciones, este análisis detallado del espacio poroso puede revelar importantes
claves del futuro desempeño de un yacimiento.
Los programas automatizados pueden rastrear y
clasificar los granos individuales de acuerdo con
las características de esfericidad y redondez del
grano o clasificarlos de acuerdo con las categorías texturales, tales como selección, contactos
de granos, matriz o grano soporte. Algunos programas también pueden medir la anisotropía en
la orientación de los granos para ayudar a los
geocientíficos a determinar la dirección de transporte de los sedimentos.
Más importante que la medición detallada de
los granos de rocas es el análisis del espacio que
existe entre los granos y los contenidos de los
mismos. Las herramientas que generan opacidad funcionan particularmente bien para
mostrar lo que no es roca; es decir, su porosidad.
Los investigadores pueden obtener una buena
imagen de la porosidad mediante la reducción
de la opacidad de los voxels densos que representan los granos de rocas y los cementos,
> Información a escala de poros obtenida de las imágenes tomográficas. Las porciones centrales de los poros (esferas azules), conectadas por las gargantas de poros (cilindros azules), se utilizan para
modelar la porosidad en una muestra de roca carbonatada (amarillo).
El tamaño y la ubicación de las porciones centrales de los poros y las
gargantas de poros en esta red reflejan las condiciones reales existentes dentro de la microestructura de la roca. La complejidad y
heterogeneidad de las redes de poros en los carbonatos aparecen
en primer plano a medida que parte de la matriz de roca se vuelve
semitransparente mientras el espacio poroso se vuelve opaco.
(Imagen cortesía de la Universidad Nacional de Australia).
12
incrementando simultáneamente la opacidad de
los voxels de baja densidad (arriba). Esta misma
técnica de generación de opacidad destaca la
magnitud de la porosidad interconectada dentro
de la roca. Una vez que la porosidad es puesta en
pantalla, los geocientíficos pueden medir el
tamaño de los espacios porosos y las gargantas
de poros utilizando la herramienta de tipo regla.
La interconectividad de los poros también puede
representarse utilizando modelos de redes de
poros basados en las imágenes tomográficas
(izquierda). La distribución de las gargantas de
poros y de los tamaños de poros, junto con la
interconectividad, ocupan un lugar destacado en
la determinación de la permeabilidad relativa y
la estimaciones de la recuperación en muestras
de yacimientos; parámetros que pueden ser difíciles de cuantificar cuando diferentes fluidos
compiten por la misma apertura.
Es posible obtener una diversidad de otras
mediciones a partir de las imágenes tomográficas, de las que a su vez se deriva información
importante. Los analistas pueden correlacionar
directamente los datos de imágenes de la textura y la conectividad de poros con medidas del
factor de formación, la permeabilidad y las presiones de drenaje capilares. Las comparaciones
de los resultados obtenidos a partir de las imágenes µCT con las mediciones de laboratorio
convencionales, realizadas en el mismo material
de núcleos, han mostrado en general buena concordancia.17
Oilfield Review
Tapón de núcleo
Imagen TC
Frente de alteración
Frente de carbonatación
Zona de muy baja porosidad
Burbuja de aire
(Diámetro 0.5 mm)
Frente de disolución
Zona de muy alta porosidad
Microfractura rellena
0
1
cm
2
> Tapón de núcleo de cemento puro. De unos pocos centímetros de longitud, esta muestra reveló información importante acerca
del comportamiento del CO2 supercrítico con respecto al cemento Pórtland. La imagen tomográfica en escala de grises de la
muestra de cemento (derecha), explorada con una resolución de 18.33 µm, muestra una alta concentración de aragonita a lo largo
del borde de un frente de carbonatación, acompañado por un frente de alteración. Un frente de disolución adicional de alta porosidad se extiende a mayor distancia y penetra el núcleo. Los agujeros circulares con un diámetro de 500 µm pueden representar
burbujas de aire. Las microfracturas están rellenas con cristales de aragonita. Los rasgos más claros representan valores de TC
más altos, lo que implica la existencia de una mineralogía diferente en el caso de la microfractura rellena, o diferentes grados de
microporosidad, en el caso del frente de alteración.
Estudio de los efectos del dióxido de carbono en
la cementación de la tubería de revestimiento
En una importante aplicación que trasciende el
campo de la petrofísica convencional, se utilizó la
técnica µCT para estudiar los efectos del dióxido
de carbono [CO2] sobre la cementación de la
tubería de revestimiento. Los gases de efecto
invernadero, particularmente el CO2, han sido
relacionados con los aumentos de temperatura
producidos en todo el mundo. La captación de las
emisiones de CO2 y su secuestro en el subsuelo se
han propuesto como medida para reducir las concentraciones de gas de efecto invernadero en la
atmósfera hasta que sean viables las fuentes de
energía con bajos niveles de emisiones.18 No obstante, el CO2 se vuelve supercrítico cuando las
condiciones de temperatura y presión exceden
los 31.1°C y 73.8 bar [87.9°F y 1,070 lpc]—condiciones que son excedidas fácilmente en la
mayoría de los pozos intermedios a profundos.19
Por lo tanto, un aspecto importante de cualquier
proyecto de secuestro de CO 2 es saber cómo
reaccionarán los materiales de fondo de pozo
ante la presencia de CO2 supercrítico (scCO2,
por sus siglas en inglés).
Los científicos del Centro de Investigaciones
de Schlumberger en Cambridge, Inglaterra, han
colaborado con sus colegas del Centro de Productos Riboud de Schlumberger en Clamart,
Francia, para investigar los efectos del almacenamiento de CO2 sobre la integridad del pozo a
Verano de 2006
largo plazo. En uno de esos experimentos se procuró determinar cómo reaccionaría el scCO2 con
la cementación de la tubería de revestimiento.20
Utilizados por mucho tiempo en pozos de petróleo y gas para aislar hidráulicamente las zonas
productivas de la superficie y de otras zonas permeables, los cementos Pórtland desempeñan un
rol crítico en la integridad del pozo.
Este estudio se concentró en una muestra de
cemento puro. 21 La muestra cilíndrica de
cemento fue curada durante tres días a una temperatura de 90°C y a una presión de 280 bar
[194°F y 4,061 lpc]. Los científicos obtuvieron
tomografías computadas del cilindro de cemento
antes de exponerlo al scCO2. Luego, el cemento
fue sometido a un ambiente de scCO2 húmedo y
se mantuvo a una temperatura de 90°C y a una
presión de 280 bar durante 30 días. Posteriormente, se cortaron y exploraron dos tapones de
núcleos del cilindro original.
Utilizando el programa Inside Reality, los
investigadores pudieron manipular el volumen
de datos para visualizar la porosidad y las microfracturas y realizar cortes arbitrarios a través de
las zonas de interés. Mediante la comparación
de los barridos realizados antes y después del
tratamiento, los investigadores observaron cambios significativos en el tapón de cemento como
resultado del ataque del scCO2. De particular
interés resultaron la formación y la distribución
de las microfracturas, además de una zona de
reemplazo de aragonita y una zona de alteración
mineral caracterizada por la existencia de porosidad secundaria alta.
La reacción entre el scCO2 y el cemento produjo un frente de carbonatación irregular que se
extiende 4 mm [0.16 pulgadas] desde el borde
externo del núcleo hacia su centro. Este frente de
carbonatación de color más claro se pudo ver
fácilmente en el volumen 3D en escala de grises y
en un corte codificado en color (arriba). El análisis de difracción por rayos X subsiguiente
17. Arns CH, Averdunk H, Bauget F, Sakellariou A, Senden
TJ, Sheppard AP, Sok RM, Pinczewski WV y Knackstedt
MA: “Digital Core Laboratory: Analysis of Reservoir Core
Fragments from 3D Images,” Transcripciones del 45o
Simposio Anual de Adquisición de Registros de la
SPWLA, Noordwijk, Países Bajos, 6 al 9 de junio de 2004,
artículo EEE.
18. Bennaceur K, Gupta N, Monea M, Ramakrishnan TS,
Tanden T, Sakurai S y Whittaker S: “Captación y almacenamiento de CO2: una solución al alcance de la mano,”
Oilfield Review 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 48–65.
19. Por encima de su punto crítico, es decir 31.1°C y 73.8
bar, el CO2 se convierte en un fluido supercrítico. En este
estado comprimido, sus propiedades se encuentran
entre las de un gas y las de un líquido. Con una tensión
superficial menor que en su forma líquida, el CO2
supercrítico penetra fácilmente en las fisuras y grietas.
No obstante, a diferencia del gas CO2, puede disolver
sustancias que son solubles en CO2 líquido.
20. Barlet-Gouédard V, Rimmelé G, Goffé B y Porcherie O:
“Mitigation Strategies for the Risk of CO2 Migration
Through Wellbores,” artículo de las IADC/SPE 98924,
presentado en la Conferencia de Perforación de las
IADC/SPE, Miami, Florida, EUA, 21 al 23 de febrero de
2006.
21. El cemento puro no posee aditivos que pueden alterar
su tiempo de fragüe o sus propiedades reológicas.
13
System Men
u – Main M
enu
To o l s
Sys te m M e n u
Co l o r m a p
Fa u l t
Fe n ce
G row i n g
R e s e r vo i r
R u le r
S k e tc h
S l i ce
S u r f a ce
u m e E s t i m at i o n
d ow
Vol um e Win
We ll
Frente de aragonita
S ave S ce n e
S n a p s h ot
R e s to re S ce n e
Stereo
AU TO S AV E
SC R _ 0 4 09 17_ 1736 _
SCR _04 091 7_1
Cemento puro
1
847 _1
Inside Reality
[90 ]
Ver sion 5 .1
> Resaltando el alcance de la alteración producida por el CO2 supercrítico. La codificación en colores
mejora los rasgos que quizás no se visualicen fácilmente en las imágenes en escala de grises. Las
microfracturas formadas durante el ataque del CO2 supercrítico actuaron como conductos para la alteración ulterior de la aragonita. La concentración de aragonita a lo largo de las fracturas y del borde del
frente de alteración puede distinguirse visualmente utilizando la codificación en colores provista por
el programa Inside Reality. Los materiales de los que se obtuvo una imagen son: cemento puro inalterado (verde), un frente de alteración (amarillo) y las microfracturas con relleno de minerales o el frente
de carbonatación (rojo). El incremento de la porosidad (azul) marca el alcance de los diferentes patrones de disolución.
determinó que el frente de alteración poseía una
composición diferente a la del cemento original,
que había sido reemplazado por aragonita. La
porosidad se encontraba claramente mejorada en
las regiones situadas alrededor de las microfracturas y en el frente de aragonita (arriba).
Las pruebas indicaron que la exposición al
scCO2 podía hacer que el cemento convencional
perdiera más del 65% de su resistencia al cabo
de tan sólo seis semanas. Estas importantes
observaciones proporcionaron un incentivo para
la creación de nuevas mezclas de cemento. Los
investigadores de Schlumberger desarrollaron
nuevos materiales de cementación resistentes al
scCO 2 que exhiben un buen comportamiento
mecánico después de la exposición al gas scCO2.
Las pruebas de laboratorio realizadas sobre
estos nuevos materiales muestran sólo una leve
reducción de la resistencia a la compresión
durante los primeros dos días y básicamente
ninguna pérdida durante los tres meses subsiguientes.
14
Examen de los agujeros de gusanos causados
por los tratamientos de estimulación
Los investigadores también han utilizado la generación de imágenes por tomografía computada
para estudiar los efectos de la heterogeneidad
sobre la estimulación de la matriz de carbonatos.
En un experimento, esta técnica resultó esencial
para la visualización de los efectos de la distribución de la porosidad sobre los patrones de disolución del ácido.
Los tratamientos de estimulación se llevan a
cabo normalmente en pozos en los que las condiciones de porosidad pobres limitan la producción
debido a la presencia de formaciones naturalmente compactas o daño de formación. Una
técnica de estimulación común consiste en la
inyección de ácido en las formaciones carbonatadas. El ácido disuelve parte del material de la
matriz de la formación y crea canales de flujo
que incrementan la permeabilidad de la matriz.
La eficiencia de este proceso depende del
tipo de ácido utilizado, las velocidades de reac-
ción, las propiedades de la formación y las condiciones de inyección. Mientras la disolución
aumenta la permeabilidad de la formación, el
aumento relativo de la permeabilidad para una
determinada cantidad de ácido es afectado significativamente por las condiciones de inyección.
Con tasas de inyección extremadamente bajas, el
ácido se consume rápidamente después de
ponerse en contacto con la formación, lo que se
traduce en una disolución relativamente somera
a lo largo del frente de la zona de inyección. Las
tasas de flujo altas producen un patrón de disolución uniforme porque el ácido reacciona a lo
largo de una vasta región. En cualquiera de los
casos, los aumentos de la permeabilidad resultantes requieren flujos de ácido relativamente
considerables.
No obstante, con tasas de flujo intermedias,
se forman canales conductivos largos que se
conocen como agujeros de gusanos. Estos canales penetran profundamente en la formación
para facilitar el flujo de petróleo. Mejor aún, los
Oilfield Review
> Visualización de la formación de agujeros de gusanos. Una muestra de caliza Winterset fue explorada por TC antes (extremo inferior) y después (extremo
superior) de la inyección de ácido. Este volumen de datos se despliega utilizando la tecnología de visualización Inside Reality, en la que el espacio poroso
se hace opaco mientras que los voxels adyacentes se hacen transparentes. La distribución inicial de los poros (extremo inferior) muestra grupos discretos
de poros (azul) siguiendo el eje longitudinal del núcleo. Después de la acidificación (extremo superior), el núcleo exhibe mayor porosidad, con un patrón
de disolución que se extiende de derecha a izquierda y que además marca el flujo del ácido durante la inyección.
agujeros de gusanos requieren sólo un pequeño
volumen de ácido para producir aumentos significativos en la permeabilidad. Por lo tanto, los
investigadores están investigando los factores
que inciden en la producción de agujeros de
gusanos.
La técnica de barrido por TC ha demostrado
ser esencial en lo que respecta a la determinación de los efectos que poseen la tasa de inyección y la distribución espacial de la porosidad
sobre los patrones de disolución formados durante los experimentos de estimulación (arriba).
Dado que es no destructiva, esta técnica permite
la caracterización del núcleo antes y después del
tratamiento experimental de manera de poder
evaluar el desarrollo y la forma del agujero de
gusano.
Mirando hacia el futuro
La técnica de tomografía no es nueva para la
industria petrolera. En el extremo del espectro de
la tomografía correspondiente al sector upstream
se encuentra la técnica de tomografía sísmica
entre pozos y en el extremo correspondiente al
downstream, la tomografía de procesos indus-
Verano de 2006
triales para las refinerías. Como herramienta de
investigación, la tecnología µCT se utiliza en una
vasta serie de aplicaciones industriales para
monitorear el desempeño de las espumas mejoradas con polímeros y las resinas de polietileno
o para visualizar la separación de fases y la
caracterización del espacio poroso en las muestras de formaciones. A lo largo de este abanico
de aplicaciones tomográficas, es fácil imaginar
la potencial expansión de nuevas aplicaciones
para la tecnología µCT.
La tecnología sin lugar a dudas resultará
esencial para mejorar la interpretación y aplicación de los datos de laboratorio y de registros.
Como herramienta de importancia creciente en
la ejecución de pruebas no destructivas, su aplicación se puede extender a las pruebas de
muestras de formaciones no consolidadas o friables realizadas en el laboratorio. La combinación
de imágenes generadas por µCT con cálculos
numéricos puede conducir a pronósticos más
precisos de una amplia variedad de propiedades
de rocas que resultan críticas para la exploración, la caracterización de yacimientos y los
cálculos de recuperación de hidrocarburos.
Otras aplicaciones adicionales incluyen el
desarrollo de correlaciones mejoradas entre
propiedades y la creación de bibliotecas de imágenes 3D que posibilitarán una descripción más
rigurosa y cuantitativa del tipo y textura de las
rocas. Estas descripciones cuantitativas pueden
integrarse con las descripciones sedimentológicas clásicas. La tecnología también puede
realizar un aporte significativo al estudio del
comportamiento elástico, las tendencias de
porosidad-permeabilidad y las propiedades del
flujo multifásico tales como presión capilar, permeabilidad relativa y saturaciones residuales.
Las futuras innovaciones tecnológicas incluirán probablemente un nivel de resolución más
alto para superar los problemas que plantea la
predicción de la porosidad cuando los microporos
caen por debajo de la capacidad de detección de
la técnica actual. Con la resolución de sus muestras en proceso de mejoramiento, la tecnología
µCT está ayudando a nuestros geocientíficos a ver
mejor su mundo en un grano de arena.
—MV
15
Imágenes de la pared del
pozo y sus inmediaciones
J.L. Arroyo Franco
M.A. Mercado Ortiz
Pemex Exploración y Producción
Reynosa, México
Las mediciones sónicas han recorrido un largo camino desde su introducción hace
Gopa S. De
Chevron Energy Technology Company
San Ramón, California, EUA
acústicas para caracterizar las propiedades mecánicas y de los fluidos alrededor del
Lasse Renlie
Statoil ASA
Stjørdal, Noruega
Stephen Williams
Norsk Hydro ASA
Bergen, Noruega
Por su colaboración en la preparación de este artículo y en
reconocimiento a los aportes que han realizado para el
desarrollo de la plataforma y las aplicaciones de barrido
acústico Sonic Scanner, se agradece a Sandip Bose, Jahir
Pabon y Ram Shenoy, Cambridge, Massachusetts, EUA;
Tom Bratton y Adam Donald, Denver, Colorado, EUA; Chung
Chang, Tarek Habashy, Jakob Haldorsen, Chaur-Jian Hsu,
Toru Ikegami, David Johnson, Tom Plona, Bikash Sinha y
Henri-Pierre Valero, Ridgefield, Connecticut, EUA; Steve
Chang, Takeshi Endo, Hiroshi Hori, Hiroshi Inoue, Masaei
Ito, Toshihiro Kinoshita, Koichi Naito, Motohiro Nakanouchi,
Akira Otsuka, Vivian Pistre, Atsushi Saito, Anthony Smits,
Hitoshi Sugiyama, Hitoshi Tashiro y Hiroaki Yamamoto,
Sagamihara, Kanagawa, Japón; Rafael Guerra y
Jean-Francois Mengual, Río de Janeiro, Brasil; Dale
Julander, Chevron, Bakersfield, California, EUA; Larry
O’Mahoney, Chevron, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA;
Marcelo Osvaldo Gennari, Reynosa, México; Pablo
Saldungaray, Veracruz, México; Keith Schilling, Bangkok,
Tailandia; Kwasi Tagbor y John Walsh, Houston, Texas;
Badarinadh Vissapragada, Stavanger, Noruega; Canyun
Wang, Pekín, China; Erik Wielemaker, La Haya, Países
Bajos; y Smaine Zeroug, París, Francia.
Array-Sonic, CBT (herramienta de evaluación de la
Adherencia del Cemento), DSI (generador de Imágenes
Sónico Dipolar), ECS (Espectroscopía de Captura
Elemental), FMI (generador de Imágenes Microeléctricas
de Cobertura Total), HRLA (Arreglo de Lateroperfil de Alta
Resolución), LSS (herramienta Sónica de Espaciamiento
Largo), MDT (Probador Modular de la Dinámica de la
Formación), OBMI (generador de Imágenes Microeléctricas
en Lodos a Base de Aceite), Platform Express, Sonic
Scanner, TLC (Adquisición de Registros en Condiciones
Difíciles) y Variable Density son marcas de Schlumberger.
1. Léonardon EG: “Logging, Sampling, and Testing,” en
Carter DV (ed): History of Petroleum Engineering. Ciudad
de Nueva York: Instituto Americano del Petróleo (1961):
493–578.
2. La lentitud, también conocida como tiempo de tránsito
de un estrato, es la inversa de la velocidad. La lentitud se
expresa comúnmente en microsegundos por pie (µs/pie).
16
50 años. El último avance en tecnología sónica proporciona los datos de mejor calidad
que se hayan conocido hasta la fecha, permitiendo la obtención de mediciones
pozo y hasta decenas de pies dentro de la formación.
El descubrimiento y la producción de hidrocarburos en forma eficaz y efectiva requieren
conocer las rocas y fluidos de un yacimiento y de
las formaciones adyacentes. Para lograr este
objetivo, se concibieron tres mediciones de campos petroleros básicas: electromagnéticas,
nucleares y acústicas. Con los avances registrados en el diseño de las herramientas y en la
adquisición, procesamiento e interpretación de
datos, cada tipo de medición evolucionó para
generar información adicional y diferente. Pero
quizás ninguna alcanzó el grado de desarrollo
logrado por la medición acústica o sónica.
En sus primeros días, las mediciones sónicas
eran relativamente simples. Comenzaron como
una forma de ajustar las señales sísmicas a las
capas de las rocas.1 Hoy, las mediciones sónicas
revelan una multitud de propiedades de yacimientos y pozos. Pueden utilizase para inferir la
porosidad primaria y secundaria, la permeabilidad, la litología, la mineralogía, la presión de
poro, la invasión, la anisotropía, el tipo de fluido,
la magnitud y dirección de los esfuerzos, la presencia y alineación de las fracturas y la calidad
de la adherencia entre la cementación y la tubería de revestimiento.
Las mejoras introducidas en las mediciones
sónicas están mejorando nuestra capacidad para
determinar algunas de estas propiedades. La precisión se está incrementando en las mediciones
básicas, que implican la estimación de las lentitudes (inversas de la velocidad) de las ondas
compresionales (P) y de corte (S).2 Las variaciones producidas en la lentitud también están
siendo caracterizadas en forma más completa, lo
que conduce a comprender mejor el cambio de
las propiedades de las formaciones con la distancia y la dirección.
Las propiedades de las formaciones a menudo varían direccionalmente, de manera que para
ser descriptas en forma completa, deben ser
medidas en tres dimensiones. El pozo posee un
sistema natural de coordenadas 3D cilíndricas:
axial, o a lo largo del pozo; radial, o perpendicular al eje del pozo; y azimutal, o alrededor del
pozo. Las variaciones que se producen alrededor
y lejos del pozo dependen de muchos factores,
incluyendo el ángulo que forma el pozo con la
estratificación sedimentaria. Las variaciones
axiales son típicas de los pozos verticales en
capas horizontales y pueden indicar cambios en
la litología, el contenido de fluidos, la porosidad
y la permeabilidad. Las variaciones radiales producidas en las propiedades de las rocas y fluidos
surgen debido a las distribuciones no uniformes
de los esfuerzos y la alteración mecánica o química causada en la región vecina al pozo por el
proceso de perforación. Las variaciones azimutales pueden indicar la existencia de anisotropía,
que es causada por la estratificación de los granos minerales, las fracturas alineadas o los
esfuerzos diferenciales.
El mejoramiento de la caracterización de las
lentitudes de las ondas compresionales y las
ondas de corte en términos de sus variaciones
radiales, azimutales y axiales ahora es posible
con una nueva herramienta sónica: la plataforma de barrido acústico Sonic Scanner. Las
formas de onda de alta calidad y las técnicas de
procesamiento de avanzada se traducen en estimaciones de la lentitud más precisas, incluso en
sedimentos no consolidados y en pozos grandes;
además, conducen a mediciones de lentitud a
través de la tubería de revestimiento confiables.
Estas mejoras resultan en una mejor caracterización de la roca del subsuelo y de las propiedades
Oilfield Review
de los fluidos, lo que implica pozos más estables,
terminaciones más duraderas y mayor producción.
Este artículo describe los avances registrados
en el diseño de las herramientas y la calidad de
los datos resultantes de la sonda Sonic Scanner.
Algunos ejemplos de EUA, Noruega y México
destacan ciertas aplicaciones entre las que se
encuentran la determinación de las velocidades
de las ondas de corte en formaciones ultralentas, la generación de perfiles radiales para la
optimización de las operaciones de perforación,
terminación y extracción de muestras, la adquisición de registros de movilidad de los fluidos, la
caracterización de las fracturas y la generación
de imágenes lejos del pozo.
Un éxito de la ingeniería
Con más frecuencia que las herramientas de
adquisición de registros electromagnéticos y
nucleares, la sola presencia de una herramienta
sónica en un pozo puede introducir sesgos en las
mediciones que adquiere. La cubierta de acero
de la herramienta es extremadamente eficiente
en lo que respecta a la propagación de las ondas
sónicas. Los diseñadores de herramientas de
adquisición de registros sónicos han minimizado
este efecto indeseado mediante el aislamiento
de los transmisores con respecto a los receptores con materiales aislantes o mediante el
fresado de ranuras y surcos en la cubierta de
acero (véase “Historia de la adquisición de registros sónicos con herramientas operadas con
cable,” página 34). Estos esfuerzos se centraron
en retardar las señales no deseadas y hacer la
herramienta lo más transparente posible con
respecto a la medición.
La herramienta Sonic Scanner es completamente diferente a otras herramientas. Su diseño,
la composición de su material y sus componentes
fueron concebidos de manera de poder modelar
los efectos de su presencia. Estos efectos pueden
ser incorporados luego en la predicción de la respuesta herramienta-pozo-formación completa.
Estas predicciones teóricas fueron verificadas
mediante resultados experimentales en un pozo
de prueba que posee propiedades de formaciones conocidas. Como resultado, los efectos de la
herramienta pueden ser previstos con precisión
en formaciones homogéneas isotrópicas y se pueden realizar correcciones en tiempo real en la
localización del pozo.
La geometría de los transmisores-receptores
(TR) y la funcionalidad de la nueva herramienta
fueron diseñadas cuidadosamente para proporcionar mediciones de la lentitud de las ondas P,
S, de Stoneley y flexurales, en profundidades de
investigación radiales variables (véase “Acústica
de pozo,” página 36). Estos modos operan a una
velocidad de adquisición de registros de 549 m/h
[1,800 pies/h]. Para el escenario típico en el que
las velocidades de las ondas compresionales y de
corte presentes en las formaciones se incrementan con la distancia respecto del pozo, esto se
logra aumentando el espaciamiento TR para
explorar la formación más profundamente. La
herramienta Sonic Scanner combina este enfoque
de espaciamiento largo con el espaciamiento TR
Verano de 2006
17
estrecho de un arreglo compensado por efecto de
pozo y además incorpora receptores distribuidos
en forma azimutal. La herramienta ofrece 13
estaciones axiales en un arreglo de receptores de
1.8 m [6 pies]. Cada estación posee ocho receptores colocados cada 45° alrededor de la
herramienta, lo que resulta en un total de 104
sensores.3 En cada extremo del arreglo de receptores se instala un transmisor monopolar, y otro
transmisor monopolar y dos transmisores dipolaMonopolo
superior
Componentes
electrónicos
Sección receptora
R13
señal de barrido de frecuencias mantiene cada
frecuencia con una duración mayor que las fuentes dipolares de banda angosta, lo que provee
más energía dipolar a la formación.
Al igual que en las herramientas sónicas previas, tales como el generador de Imágenes Sónico
Dipolar, las dos fuentes dipolares están orientadas en sentido ortogonal. Una vibra en línea con
el eje de referencia de la herramienta y la otra en
un ángulo de 90° con respecto al eje. Estos dispo-
Monopolo
inferior
Monopolo
lejano
Aislante
R1
Sección
transmisora lejana
Dipolo X e Y
10 pies
> Herramienta Sonic Scanner con 13 estaciones axiales en un arreglo de receptores de 6 pies. Cada estación posee ocho receptores distribuidos azimutalmente, lo que resulta en 104 sensores distribuidos por toda la herramienta. Los tres transmisores monopolares permiten la adquisición de datos con espaciamientos largos y cortos para la compensación por efectos de pozo, en profundidades de investigación variables. Dos transmisores dipolares ortogonales
generan ondas flexurales para la caracterización de la lentitud de las ondas de corte en formaciones lentas y anisotrópicas.
sitivos generan modos flexurales intensos; ondas
que sacuden suavemente el pozo entero de la
misma manera que una persona puede sacudir un
árbol desde su tronco. Los modos flexurales se
propagan por el pozo, hacia la superficie y hacia
el fondo, y además penetran en la formación
hasta diferentes profundidades que dependen de
sus frecuencias. El contenido de frecuencias—
entre 300 Hz y 8 kHz—de la nueva fuente dipolar
que produce una señal con un barrido de frecuencias excita los modos flexurales en todas las
condiciones de pozos y formaciones, incluyendo
las formaciones lentas y asegura una máxima
relación señal-ruido.
La nueva herramienta sónica produce formas
de ondas P, S, de Stoneley y flexurales de calidad
inigualada. Un ejemplo tomado de una formación
100
Magnitud, dB
res orientados en sentido ortogonal se colocan un
poco más lejos en la herramienta (arriba).
Cada uno de los tres transmisores monopolares Sonic Scanner produce un impulso de
presión más intenso que los transmisores de las
herramientas sónicas previas. Con un “clic”
agudo, generan ondas P y S claras, así como también el modo de Stoneley de baja frecuencia y la
energía de alta frecuencia necesarios para la
evaluación de la cementación.
Cada uno de los dos transmisores dipolares
es un dispositivo vibratorio compuesto por un
motor electromagnético instalado en un cilindro
suspendido en la herramienta. Este mecanismo
genera una señal dipolar de alta presión sin
inducir vibraciones en la cubierta de la herramienta. La fuente vibratoria puede ser operada
en dos modos: la fuente dipolar tradicional en
modo de pulso produce un “clic” profundo; la
nueva fuente también produce una “señal” con
un barrido de frecuencias (abajo). El modo de
80
60
40
400
20
Presión, Pa
200
0
10 3
0
10 4
Frecuencia, Hz
–200
–400
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
Tiempo, ms
> El barrido de frecuencias del transmisor dipolar Sonic Scanner. La potente señal en barrido de frecuencia crea una respuesta de banda ancha (inserto) que es plana entre aproximadamente 300 Hz y 8 kHz.
18
rápida típica del área marina de Noruega muestra
formas de onda adquiridas de los transmisores
monopolares y dipolares (próxima página,
arriba). En las frecuencias altas, la fuente monopolar genera ondas P, S y de Stoneley claras,
mientras que en las frecuencias bajas genera
predominantemente ondas de Stoneley. Los
transmisores dipolares X e Y generan ondas flexurales. Las curvas de dispersión muestran la
lentitud en función de la frecuencia para los arribos de ondas de corte no dispersivas, de ondas de
Stoneley levemente dispersivas y de ondas flexurales altamente dispersivas. El límite de baja
frecuencia de la curva de dispersión de las ondas
flexurales se encuentra en línea con la lentitud
de la onda cónica de corte y con la lentitud verdadera de las ondas de corte de la formación. Las
dos curvas flexurales coinciden, lo que indica
ausencia de anisotropía azimutal.
Las formas de onda provenientes de las mismas fuentes en una formación lenta de EUA
exhiben diferencias evidentes, en comparación
con los resultados de una formación rápida
(próxima página, extremo inferior). La fuente
monopolar de alta frecuencia no genera ninguna
3. Pistre V, Kinoshita T, Endo T, Schilling K, Pabon J, Sinha
B, Plona T, Ikegami T y Johnson D: “A Modular Wireline
Sonic Tool for Measurements of 3D (Azimuthal, Radial,
and Axial) Formation Acoustic Properties,” Transcripciones
del 46o Simposio Anual sobre Adquisición de Registros
de la SPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005,
artículo P.
Pistre V, Plona T, Sinha B, Kinoshita T, Tashiro H, Ikegami
T, Pabon J, Zeroug S, Shenoy R, Habashy T, Sugiyama H,
Saito A, Chang C, Johnson D, Valero H-P, Hsu CJ, Bose S,
Hori H, Wang C, Endo T, Yamamoto H y Schilling K: “A
New Modular Sonic Tool Provides Complete Acoustic
Formation Characterization,” Resúmenes Expandidos,
75a Reunión Anual de la SEG, Houston (6 al 11 de
noviembre de 2005): 368–371.
Oilfield Review
Baja frecuencia
Alta frecuencia
13
11
P
11
9
S
9
7
Stoneley
7
5
5
3
3
400
1
1
0
2
4
0
5
Tiempo, ms
Dipolo X
Número de receptor
10
15
20
Tiempo, ms
Dipolo Y
13
13
11
11
9
9
7
7
5
5
3
3
1
Onda de Stoneley
300
Lentitud, µs/pie
Número de receptor
13
200
Onda flexural
100
Onda de corte
0
0
2
4
6
8
Frecuencia, kHz
1
0
5
10
15
20
0
Tiempo, ms
5
10
15
20
Tiempo, ms
> Formas de onda (izquierda) provenientes de una formación rápida, en el área marina de Noruega. Los transmisores monopolares (extremo superior) en las frecuencias altas (izquierda) generan ondas P, S y de Stoneley claras, y las frecuencias bajas
(derecha) generan principalmente ondas de Stoneley. Las formas de onda flexurales generadas por los transmisores dipolares
(extremo inferior) se registran en los receptores X (izquierda) e Y (derecha). El análisis de dispersión (derecha) muestra datos de
Stoneley levemente dispersivos, datos flexurales altamente dispersivos y datos de corte no dispersivos. La onda compresional
es excitada sólo en las frecuencias de más de 8 kHz presentes en esta formación y no se muestra en la curva de dispersión.
[Modificado del trabajo de Pistre et al, referencia 3 (SEG).]
Baja frecuencia
13
11
11
9
9
7
7
5
5
3
3
1
1
0
2
4
6
0
Tiempo, ms
Flexural rápida
Número de receptor
900
Lentitud, µs/pie
13
10
20
11
9
9
7
7
5
5
3
3
Onda de corte lenta
700
Onda flexural
600
0
1
210
2
3
Onda compresional con fugas
190
Onda compresional
170
150
0
1
Onda de corte rápida
Frecuencia, kHz
Tiempo, ms
Flexural lenta
11
Onda de Stoneley
800
500
30
Lentitud, µs/pie
Número de receptor
Alta frecuencia
2
4
6
8
Frecuencia, kHz
1
0
10
20
Tiempo, ms
30
0
10
20
30
Tiempo, ms
> Formas de onda (izquierda) provenientes de una formación lenta en EUA. La fuente monopolar de alta frecuencia (extremo
superior izquierdo) no genera ninguna onda de corte y las ondas de Stoneley que genera son más pequeñas que en el caso de
la formación rápida. En la baja frecuencia, la fuente monopolar (extremo superior derecho) genera predominantemente ondas
de Stoneley. Los transmisores dipolares X e Y generan ondas flexurales de baja frecuencia, en comparación con la formación
rápida. La anisotropía existente en esta formación produce la división de las ondas flexurales, creando una onda flexural rápida
y otra lenta (extremo inferior izquierdo y derecho, respectivamente) . Los datos de dispersión de baja frecuencia (derecha)
incluyen el modo de Stoneley y dos modos flexurales. El análisis de dispersión de frecuencia más alta de los datos de ondas P
revela la existencia de dispersión—rotulada como compresional con fugas—en las frecuencias más altas. [Modificado del
trabajo de Pistre et al, referencia 3 (SEG)].
Verano de 2006
19
onda de corte directa pero sí genera ondas compresionales con fugas. En las frecuencias bajas,
la fuente monopolar nuevamente genera ondas
de Stoneley, pero además se genera una fuerte
onda compresional con fugas. Los transmisores
dipolares X e Y generan ondas flexurales con la
respuesta de baja frecuencia característica de
una formación lenta. Los datos de dispersión
incluyen el modo de Stoneley levemente dispersivo y la onda compresional con fugas pero
ninguna onda cónica de corte, como es dable
esperar en una formación lenta. En ausencia de
ondas cónicas de corte, la lentitud de la onda de
corte se estima del límite de baja frecuencia del
modo flexural.
El modo flexural no es tan dispersivo como
en una formación rápida; sin embargo, es más
dispersivo que aquel que es dable esperar en
una formación isotrópica homogénea. En la baja
frecuencia, las dos curvas de dispersión de las
ondas flexurales se nivelan en diferentes lentitudes, lo que indica la existencia de anisotropía
azimutal. Las formas de ondas flexurales han
sido rotadas matemáticamente en las direcciones de las ondas de corte rápidas y lentas.4
El análisis de las curvas de dispersión de las
ondas flexurales provenientes de la herramienta
Sonic Scanner clasifica las formaciones de
acuerdo con el tipo de anisotropía, mediante la
comparación de las curvas de dispersión observadas con las modeladas, asumiendo la
presencia de una formación isotrópica homogénea (abajo). En una formación isotrópica
homogénea, las ondas de corte no se dividen en
una componente rápida y una componente lenta,
de manera que las dos curvas de dispersión de las
ondas flexurales observadas poseen respuestas
sísmicas idénticas de lentitud versus frecuencia
y se superponen con la curva modelada. En
casos de anisotropía intrínseca, tales como las
lutitas o las formaciones fracturadas, las curvas
de dispersión de las ondas de corte rápidas y
lentas están separadas en todos lados y tienden
a la lentitud verdadera en la frecuencia cero.5
Isotrópica homogénea
Isotrópica heterogénea
Lentitud
Lentitud
Formación dañada,
próxima a la falla
Onda de corte rápida
Onda de corte rápida
Frecuencia
Frecuencia
Anisotropía intrínseca:
lutitas, estratificación,
fracturas
Onda de corte lenta
Onda de corte rápida
Frecuencia
Anisotrópica heterogénea
Anisotropía inducida
por los esfuerzos
Lentitud
Lentitud
Anisotrópica homogénea
Onda de corte lenta
Onda de corte rápida
Frecuencia
> Curvas de dispersión de ondas flexurales para la clasificación de la anisotropía y la heterogeneidad de las formaciones. En un medio isotrópico
homogéneo (extremo superior izquierdo), las curvas de dispersión observadas para las ondas flexurales registradas en los receptores dipolares
ortogonales (curvas roja y azul) se ajustan a las curvas de dispersión de
ondas flexurales modeladas (círculos negros). En una formación isotrópica
heterogénea (extremo superior derecho), ambas curvas de dispersión observadas muestran mayor lentitud con el incremento de la frecuencia, que
el modelo isotrópico homogéneo. La mayor lentitud con el incremento de la
frecuencia indica que la región vecina al pozo se ha vuelto más lenta, un
signo de daño alrededor del pozo. En un medio anisotrópico homogéneo
(extremo inferior izquierdo), como el que posee anisotropía intrínseca, la
curva de dispersión de ondas flexurales rápidas (rojo) se ajusta al modelo
isotrópico homogéneo (en una primera aproximación), mientras que la
curva de dispersión de ondas flexurales lentas (azul) posee la misma forma
pero se traduce en lentitudes más altas. En un medio anisotrópico heterogéneo (extremo inferior derecho), las dos curvas de dispersión de ondas
flexurales observadas se cruzan. Este fenómeno es el resultado de la concentración de esfuerzos en la región vecina al pozo e indica la existencia
de anisotropía inducida por esfuerzos.
20
En formaciones que han experimentado daño
inducido por la perforación y que están próximas
a la falla, pero que de lo contrario son homogéneas e isotrópicas, las dos curvas de dispersión
son idénticas aunque muestran una lentitud
mucho mayor en las frecuencias altas que la dispersión modelada para una formación isotrópica
homogénea. En formaciones con anisotropía
inducida por los esfuerzos, las curvas de dispersión de las ondas de corte rápidas y lentas se
cruzan. Este rasgo característico es causado por
las concentraciones de los esfuerzos en la región
vecina al pozo.6 Estas relaciones simplificadas
entre las curvas de dispersión resultan válidas
cuando sólo un mecanismo físico controla el
comportamiento de las ondas. Cuando los mecanismos involucrados son múltiples, por ejemplo
si existe tanto anisotropía inducida por los
esfuerzos como anisotropía intrínseca presente,
las curvas pueden ser diferentes.
Además de efectuar mediciones en agujero
descubierto, en formaciones isotrópicas, anisotrópicas, homogéneas y heterogéneas, la
herramienta Sonic Scanner provee resultados de
alta calidad detrás de la tubería de revestimiento.
El diseño mejorado de la herramienta registra
formas de onda a través del revestimiento con
una alta relación señal-ruido. Los poderosos
transmisores y el gran ancho de banda disponible
permiten la adquisición de datos de lentitud de
las formaciones a través de la tubería de revestimiento y del cemento de espesor variable.
La capacidad de medir las propiedades de las
formaciones a través del revestimiento permite
que las compañías monitoreen los efectos mecánicos de la producción sobre la formación
productora. Muchas formaciones experimentan
compactación, debilitamiento u otros cambios
con el tiempo, como resultado del agotamiento
de la presión o como consecuencia de la inyección de agua.
En un ejemplo de un pozo de Statoil situado
en el Mar del Norte, los datos Sonic Scanner fueron adquiridos tanto en agujero descubierto de
8.5 pulgadas como detrás de la tubería de revestimiento de 8 pulgadas de diámetro externo,
antes de poner el pozo en producción (próxima
página). Los registros adquiridos en agujero descubierto en la zona de interés indican una
formación más lenta y más blanda entre X,296 y
X,305 m. El registro del calibrador señala un
derrumbe en este intervalo. Si se comparan con
los registros adquiridos en agujero descubierto,
las lentitudes de las ondas compresionales y de
corte adquiridas en pozo entubado son marcadamente similares incluso a través de la zona
lavada. Las curvas de dispersión en ambos casos
también son similares.
Oilfield Review
Forma de onda
Registro de densidad variable
Coherencia STC
Calibrador
6 Pulgadas 16
0
Rayos gamma Lentitud de ondas de corte
0
°API 150 80
µs/pie
µs
10,000
Tiempo de arribo
540 0
µs
10,000
X,290
X,300
X,300
X,310
X,310
X,320
X,320
Forma de onda
Registro de densidad variable
Coherencia STC
6 Pulgadas 16
0
Rayos gamma Lentitud de ondas de corte
0
X,290
°API 150 80
µs/pie
µs
10,000
Tiempo de arribo
540 0
µs
10,000
300
300
300
250
250
250
250
200
200
200
200
150
150
150
150
100
100
100
100
50
50
50
50
0
0
2,000
4,000
6,000
8,000
0
10,000
Lentitud, µs/pie
300
Amplitud, dB
Lentitud, µs/pie
Tamaño de
la barrena
0
0
2,000
Frecuencia, Hz
4,000
6,000
8,000
Amplitud, dB
6 Pulgadas 16
Profundidad, m
Profundidad, m
Derrumbe
Tamaño de
la barrena
0
10,000
Frecuencia, Hz
> Resultados en agujero descubierto (izquierda) y en pozo entubado (derecha) correspondientes a un pozo de Statoil situado en el
Mar del Norte. La herramienta Sonic Scanner mide las lentitudes de las ondas P, S y de Stoneley en agujero descubierto y detrás de
la tubería de revestimiento, aun donde el calibrador (Carril 1) indica la presencia de una zona lavada (entre X,296 y X,305 m) en los
registros obtenidos en agujero descubierto. La lentitud de modo flexural exhibida en el Carril 2 de cada conjunto está definida en
forma más neta, con una banda cromática más estrecha, en el ejemplo correspondiente al pozo entubado que en el correspondiente
a los registros de agujero descubierto. En las curvas de dispersión (extremo inferior), la lentitud de las ondas compresionales se
muestra con guiones verdes y la lentitud de las ondas de corte, con guiones azules.
En Medio Oriente, la herramienta Sonic
Scanner ha sido utilizada en múltiples ocasiones
para efectuar mediciones de la lentitud a través
de la tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas,
en pozos de más de 20 pulgadas de diámetro. En
cada uno de los casos, a pesar de la cementación
pobre, se obtuvieron buenos datos de lentitud de
ondas de corte a lo largo de todo el intervalo y se
registró una lentitud compresional adecuada al
menos a lo largo de medio intervalo.
La herramienta Sonic Scanner no sólo obtiene resultados de lentitud detrás de la tubería
de revestimiento sino que además puede evaluar
simultáneamente la calidad de la adherencia del
cemento y el tope del cemento. Las señales
registradas por los receptores que se encuentran
a una distancia de entre 0.9 y 1.5 m [3 y 5 pies]
con respecto a los dos transmisores monopolares
cercanos, son procesadas para producir una
Verano de 2006
medición de la atenuación discriminada, libre
de los efectos de los fluidos de normalización de
la herramienta y de las derivas de presión y
temperatura. Los resultados son comparables
con los de la herramienta de evaluación de la
Adherencia del Cemento CBT, pero además se
corrigen por las propiedades de la tubería de
revestimiento y de la cementación. La evaluación de la integridad del pozo y de las
propiedades de las formaciones en la misma
bajada de la herramienta evita las carreras separadas de adquisición de registros y reduce el
tiempo de equipo de perforación y los costos de
movilización.
4. Las fuentes dipolares X e Y están separadas por una distancia de 1 pie. Si bien esto evita la interferencia eléctrica,
también significa que las formas de onda deben desplazarse 1 pie, antes de la rotación de Alford. Esto reduce el
número de formas de onda colocadas de 13 a 11. Formas
de onda colocadas es una expresión acuñada para designar al conjunto de señales originadas de distintos disparos
de los dipolos X e Y y en correspondencia entre sí, cuando
los sensores están ubicados a través de la misma formación y a los mismos espaciamientos entre transmisor y
receptor. Este arreglo puede lograrse sólo para 11 formas
de onda (de allí el término formas de onda colocadas).
Alford RM: “Shear Data in the Presence of Azimuthal
Anisotropy: Dilley, Texas,” Resúmenes Expandidos, 56a
Reunión Internacional Anual de la SEG, Houston (2 al 6
de noviembre de 1986): 476–479.
5. Para identificar la anisotropía de este modo, el eje de
simetría de la anisotropía debe ser perpendicular al eje
del pozo. Por ejemplo, las herramientas de adquisición
de registros dipolares cruzados en los pozos verticales
pueden detectar la anisotropía causada por las fracturas
verticales alineadas y, en los pozos horizontales, pueden
detectar la anisotropía causada por las laminaciones
horizontales.
6. Sinha BK y Kostek S: “Stress-Induced Azimuthal
Anisotropy in Borehole Flexural Waves,” Geophysics 61,
no. 6 (Noviembre-diciembre de 1996): 1899–1907.
Winkler KW, Sinha BK y Plona TJ, “Effects of Borehole
Stress Concentrations on Dipole Anisotropy
Measurements,” Geophysics 63, no. 1 (Enero-febrero de
1998): 11–17.
21
∆T compresional
50
µs/pie
360
∆T de Stoneley
200
µs/pie
1,200
Anisotropía basada
en el tiempo
100
Desviación
de la sonda
-10 Grados 90
0
Energía Azimut del pozo
fuera de 0 Grados 360
línea
Azimut total
Energía 0 Grados 360
máxima
Diámetro del pozo
0
5 Pulgadas 20
100 0
100
0
0
Incertidumbre
asociada
con el azimut
Azimut de la onda
de corte rápida
°API 150 -90
Grados
2
4
6
16
Onda de corte lenta
basada en ∆T
200
µs/pie
90 200
µs/pie
0
Análisis de
lentitud-frecuencia
30,000
µs
30,000
Coherencia
Fin de ventana
1,200
Onda de corte rápida
basada en ∆T
µs
Forma de onda rápida
0
1,200 0
µs
Análisis de
lentitud-frecuencia
Energía
Coherencia
Energía
30,000
Inicio de ventana
Onda de corte rápida
µs
µs/pie
30,000 200
Onda de corte rápida
1,200 200
µs/pie
Onda de corte lenta
1,200 200
µs/pie
Onda de corte lenta
1,200 200
µs/pie
1,200
Depth, ft
0
%
Indicación de anisotropía, % Forma de onda lenta
100
Energía
mínima Rayos gamma
0
%
Anisotropía basada en ∆T
1,250
1,300
1,350
1,400
1,450
1,500
1,550
1,600
> Lentitudes de las ondas de corte computadas de registros de ondas flexurales en la Formación Antílope; formación extremadamente lenta correspondiente al
campo Cymric situado en California. En la zona diatomítica, hasta 1,500 pies de profundidad, las lentitudes de las ondas de corte del Carril 3 promedian 700 µs/pie
y se aproximan a 900 µs/pie en ciertos intervalos. Por debajo de esa profundidad, las lentitudes de las ondas de corte decrecen hasta aproximadamente
400 µs/pie. La gran separación existente entre la energía fuera de línea mínima y máxima, en el carril correspondiente a la profundidad, indica la existencia de
anisotropía. El Carril 1 muestra los rayos gamma (verde), el diámetro del pozo (amarillo), el azimut del pozo (azul claro) y el azimut de la herramienta que rota
continuamente (azul oscuro). El azimut de la onda de corte rápida, que se indica en el Carril 2 (rojo), es relativamente constante en la zona anisotrópica por encima de 1,500 pies, a pesar de la rotación continua de la herramienta. Además de las lentitudes de las ondas de corte rápidas (rojo) y lentas (azul), derivadas
del análisis de dispersión, el Carril 3 muestra la lentitud de las ondas de Stoneley (negro), la lentitud de las ondas P (curva verde) y las anisotropías basadas en
la lentitud (borde izquierdo del carril) y en el tiempo (borde derecho del carril). El Carril 4 muestra las formas de onda y las ventanas de tiempo utilizadas para
el análisis de las ondas flexurales. Las proyecciones coherencia-tiempo-lentitud (STC, por sus siglas en inglés) para las ondas de corte rápidas y lentas se
indican en el Carril 5 y en el Carril 7, respectivamente. Las proyecciones del análisis de lentitud-frecuencia (SFA, por sus siglas en inglés) para las ondas de
corte rápidas y lentas se muestran en el Carril 6 y en el Carril 8, respectivamente. (Modificado del trabajo de Walsh et al, referencia 8).
22
Oilfield Review
rocas complejas. Se registraron formas de onda
en un intervalo situado entre 296 y 503 m [972 y
1,650 pies] de profundidad, en un pozo cercano
a la cresta de la estructura Cymric. En la zona
de diatomita, a 457 m [1,500 pies], la lentitud de
las ondas de corte derivada del procesamiento
de las curvas de dispersión del modo flexural es
al menos tan grande como la observada en
programas de adquisición de registros previos,
promediando 700 µs/pie y aproximándose a
900 µs/pie en ciertos intervalos (página anterior). Por debajo de esa profundidad, la lentitud
de las ondas de corte decrece hasta aproximadamente 400 µs/pie, en la zona de cristobalita.
Gran parte del intervalo registrado exhibe
anisotropía azimutal, como lo indica la gran separación existente entre la energía fuera de línea
mínima y máxima, y también entre las lentitudes
de las ondas de corte rápidas y lentas. La magnitud de la anisotropía oscila entre 4 y 8%, lo que
coincide con los resultados de estudios previos.11
La anisotropía basada en la lentitud se calcula
dividiendo la diferencia entre las lentitudes de
las ondas de corte rápidas y lentas por su promedio. El azimut de la dirección de la onda de corte
rápida se encuentra entre N35O y N15O, lo que
concuerda en general con los estudios previos.12
Verano de 2006
Energía SFA
Lentitud de ondas de corte
100
µs/pie
400
15,000
13
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
15,050
0
2,500
5,000
7,500
10,000
Tiempo, µs/pie
300
400
350
15,100
250
200
250
150
200
150
100
Amplitud, dB
300
Lentitud, µs/pie
7. Valero H-P, Peng L, Yamamoto M, Plona T, Murray D y
Yamamoto H: “Processing of Monopole Compressional in
Slow Formations,” Resúmenes Expandidos, 74a Reunión
Internacional de la SEG, Denver (10 al 15 de octubre de
2004): 318–321.
8. Walsh J, Tagbor K, Plona T, Yamamoto H y De G:
“Acoustic Characterization of an Extremely Slow
Formation in California,” Transcripciones del 46o Simposio Anual sobre Adquisición de Registros de la SPWLA,
Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005, artículo U.
9. Hatchell PJ, De GS, Winterstein DF y DeMartini DC:
“Quantitative Comparison Between a Dipole Log and VSP
in Anisotropic Rocks from Cymric Oil Field, California,”
Resúmenes Expandidos, 65a Reunión Internacional Anual
de la SEG, Houston (8 al 13 de octubre de 1995):13–16.
10. De GS, Winterstein DF, Johnson SJ, Higgs WG y Xiao H:
“Predicting Natural or Induced Fracture Azimuths from
Shear-Wave Anisotropy,” artículo de la SPE 50993-PA,
SPE Reservoir Evaluation & Engineering 1, no. 4
(Agosto de 1998): 311–318.
11. De et al, referencia 10.
12. Hatchell et al, referencia 9.
13. Plona T, Kane M, Alford J, Endo T, Walsh J y Murray D:
“Slowness-Frequency Projection Logs: A New QC
Method for Accurate Sonic Slowness Evaluation,”
Transcripciones del 46o Simposio Anual sobre
Adquisición de Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns,
26 al 29 de junio de 2005, artículo T.
Junto con las curvas de lentitud de las ondas
de corte rápidas y lentas típicas, y las proyecciones de coherencia-tiempo-lentitud (STC, por sus
siglas en inglés) observadas en muchas gráficas
de registros sónicos, las visualizaciones de los
datos Sonic Scanner incluyen nuevos carriles de
control de calidad donde se exhibe el análisis de
lentitud-frecuencia (SFA, por sus siglas en
inglés). Para crear gráficas SFA, se genera una
curva de dispersión en cada profundidad utilizando las formas de ondas flexurales dipolares
registradas (abajo).13 La curva de dispersión se
proyecta sobre el eje de lentitud y esta proyección
Formas de onda desde 15,061 pies
Número de forma de onda
Lentitud extrema
Algunas formaciones son tan lentas que no sólo la
lentitud de las ondas S es mayor que la del lodo
sino que además la lentitud de las ondas P se
aproxima a la del lodo. En estas circunstancias, la
onda P pierde energía en la formación, en lo que
se conoce como modo P con fugas, y es dispersiva.
En el límite de baja frecuencia, la curva de dispersión de las ondas P con fugas tiende hacia la
lentitud de las ondas P y, en el límite de alta frecuencia, alcanza la lentitud del fluido del pozo.7
La Formación Antelope del campo petrolero
Cymric, que se encuentra en el Valle de San
Joaquín, California, es uno de esos casos que
combina la lentitud extrema con otras complicaciones que convierten la adquisición de registros
sónicos en un desafío.8 La litología de la formación está compuesta por diatomita y cristobalita;
formas de sílice opalizado. La permeabilidad es
baja, promediando 2 mD. Sobre la base de estudios previos, se sabe que la lentitud de las ondas
compresionales se aproxima a 200 µs/pie, valor
similar al de la lentitud de la onda de lodo y, en
ciertas secciones, la lentitud de las ondas de
corte excede 800 µs/pie.9 Los perfiles sísmicos
verticales de nueve componentes y los registros
sónicos dipolares cruzados han detectado magnitudes y direcciones de la anisotropía que
cambian con la profundidad y a través de distintas regiones del campo.10 El conocimiento de las
velocidades acústicas y de la anisotropía puede
ser importante para el diseño de las operaciones
de estimulación por fracturamiento hidráulico y
recuperación mejorada de petróleo.
Las mediciones obtenidas con la herramienta
Sonic Scanner proveen nuevos conocimientos
acerca del comportamiento acústico de estas
100
50
50
0
0
2,000
4,000
6,000
0
8,000
Frecuencia, Hz
> Construcción de un registro de análisis de lentitud-frecuencia (SFA, por sus siglas en inglés) para
controlar la calidad de la estimación de la lentitud de las ondas de corte derivada de las ondas flexurales. Las formas de onda flexurales dipolares en cada profundidad (extremo superior izquierdo) se
analizan para estimar su lentitud en frecuencias variables. Los datos resultantes se representan
gráficamente en una gráfica de lentitud-frecuencia (extremo inferior izquierdo), en la que el tamaño
del círculo indica la cantidad de energía. Las energías se codifican en color y se proyectan sobre el
eje de lentitud. La banda cromática se representa gráficamente en la profundidad adecuada para
crear un registro (derecha). La estimación de la lentitud derivada del procesamiento STC dispersivo
se representa gráficamente como una curva negra. La estimación de la lentitud es buena si coincide
con el límite de frecuencia cero de la proyección SFA.
23
4 Pulg 14 140
Calibrador
µs/pie
Lentitud
de las ondas
compresionales
Procesamiento
de ondas P
Análisis de
con fugas
lentitud-frecuencia
240 140
Coherencia
µs/pie
240 140
Coherencia
µs/pie
240
Energía
Profundidad = 1,470 pies
Profundidad = 1,470 pies
225
Tiempo
2,000
µs
4,000
Amplitud de la
forma de onda
4 Pulg 14
225
Lentitud, µs/pie
Lentitud
de las ondas
0 °API 150 compresionales
Tamaño de Procesamiento
monopolar
la barrena
Lentitud, µs/pie
Profundidad medida, pies
Derrumbe
Rayos gamma
Procesamiento STC dispersivo
3.5 kHz a 6.5 kHz
Procesamiento STC tradicional
200
175
150
1,470
200
175
150
1,000
2,000
3,000
4,000
1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000
Tiempo, µs
1,480
Tiempo, µs
Profundidad = 1,510 pies
Profundidad = 1,510 pies
Lentitud, µs/pie
1,490
1,500
225
Lentitud, µs/pie
225
200
175
200
175
1,510
150
150
1,000
2,000
3,000
4,000
Tiempo, µs
5,000
1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000
Tiempo, µs
> Estimación de la lentitud de las ondas compresionales mediante el procesamiento de los datos de dispersión de ondas P con fugas en la formación
lenta Antelope (izquierda). El procesamiento monopolar tradicional que se muestra en el Carril 2 no provee estimaciones de la lentitud tan confiables
como el procesamiento STC dispersivo (Carril 3). Las gráficas STC (derecha) desde dos profundidades diferentes muestran la coherencia mejorada que
genera el procesamiento STC dispersivo (derecha), en comparación con el procesamiento STC tradicional (izquierda). El Carril 4 muestra el análisis de
lentitud-frecuencia (SFA, por sus siglas en inglés) utilizando datos de dispersión de ondas P con fugas, como los que se muestran en las curvas de
dispersión (abajo). (Modificado del trabajo de Walsh et al, referencia 8).
210
200
190
Lentitud de las ondas compresionales
derivadas del modo P monopolar
con fugas
180
170
150
100
50
160
150
0
2,000
4,000
6,000
8,000
0
10,000
Frecuencia, Hz
Lentitud, µs/pie
200
300
Profundidad = 1,510 pies
210
250
Amplitud, dB
Lentitud, µs/pie
220
300
Profundidad = 1,470 pies
Lentitud de las ondas compresionales
derivadas del modo P monopolar
con fugas
200
250
200
190
150
180
100
170
Amplitud, dB
220
50
160
150
0
2,000
4,000
6,000
8,000
0
10,000
Frecuencia, Hz
> Curvas de dispersión para los arribos de ondas compresionales en la zona de diatomita superior
(izquierda) y en la zona de cristobalita inferior (derecha). La lentitud de las ondas compresionales
se estima a través de la lentitud del modo P con fugas en baja frecuencia. [Modificado del trabajo
de Walsh et al, referencia 8].
se grafica en una presentación de tipo registro en
función de la profundidad, similar a la forma en
que se construye una proyección STC. El registro
de lentitud estimado, obtenido del procesamiento
STC dispersivo, se superpone sobre la proyección
SFA y, si la lentitud estimada se ajusta al límite de
baja frecuencia de la proyección SFA, la calidad
de la estimación del valor de lentitud es alta. En
formaciones azimutalmente anisotrópicas, las
proyecciones SFA pueden graficarse tanto para la
dirección de las ondas de corte rápidas como para
la dirección de las ondas de corte lentas.
24
En esta formación extremadamente lenta, la
fuente monopolar no excita una onda cónica
compresional, sino un potente modo de ondas P
con fugas. La lentitud de las ondas compresionales debe estimarse entonces del procesamiento
STC dispersivo, en forma análoga a la técnica de
determinación de la lentitud de las ondas de
corte obtenida de los modos flexurales. La lentitud de las ondas compresionales se estima en
192 µs/pie en la sección de diatomita somera y
en 175 µs/pie en la sección de cristobalita
(extremo superior).
A raíz del éxito inicial de la herramienta
Sonic Scanner, Chevron está planificando correr
la herramienta en más pozos de este campo en
el año 2006. Las velocidades sónicas soportarán
las técnicas microsísmicas de mapeo de las fracturas.14
Perfiles radiales de la variación de la lentitud
Las variaciones producidas en las propiedades
de las formaciones pueden ser naturales o inducidas por el proceso de perforación, y pueden
resultar beneficiosas o perjudiciales para la
actividad de exploración y producción (E&P)
inmediata. Mediante la caracterización completa de las lentitudes de las ondas P y de las
ondas S, en un volumen significativo alrededor
del pozo, se puede conocer la causa de la variación y tomar decisiones acerca de cómo sacar
ventaja de la situación o mitigarla.
En un pozo de exploración reciente, situado
en el área de South Timbalier del Golfo de México,
Chevron penetró con éxito una arenisca establecida como objetivo. En otros pozos, la misma
formación había presentado desafíos en cuanto a
las operaciones de terminación de pozos, de
modo que el programa de adquisición de registros
de este pozo incluyó mediciones para evaluar sus
propiedades mecánicas.
Oilfield Review
14. Bennett L, Le Calvez J, Sarver DR, Tanner K, Birk WS,
Waters G, Drew J, Primiero P, Eisner L, Jones R, Leslie D,
Williams MJ, Govenlock J, Klem RC y Tezuka K: “La
fuente para la caracterización de fracturas hidráulicas,”
Oilfield Review 17, no. 4 (Primavera de 2006): 46–61.
15. Zeroug S, Valero H-P y Bose S: “Monopole Radial
Profiling of Compressional Slowness,” preparado para
ser presentado en la 76a Reunión Internacional Anual
de la SEG, Nueva Orleáns, 1° al 3 de octubre de 2006.
Hornby BE: “Tomographic Reconstruction of NearBorehole Slowness Using Refracted Sonic Arrivals,”
Geophysics 58, no. 12 (Diciembre de 1993): 1726–1738.
Verano de 2006
Onda compresional
180
µs/pie
80
Diámetro del pozo Onda de corte lenta
9
Pulgadas 19 300
Densidad
1.7
g/cm3
µs/pie
100
Onda de corte rápida
2.7 300
µs/pie
100
Profundidad medida, pies
Los perfiles radiales de las lentitudes de las
ondas de corte y de las ondas compresionales
pueden revelar información importante sobre
el estado de la formación cerca del pozo. La
variación radial de la lentitud de las ondas compresionales se puede hallar examinando la
diferencia en la lentitud de las ondas P detectada por el arreglo de receptores, provenientes
de los transmisores monopolares cercano y
lejano. Los rayos provenientes del transmisor
cercano muestrean la zona alterada cercana al
pozo, mientras que los rayos del transmisor
lejano muestrean la zona inalterada, también
conocida como campo lejano.
Cuando los datos de ondas P de los tres transmisores y los 13 receptores son sometidos a un
proceso de reconstrucción topográfica, se obtiene una imagen clara de la variación radial.15 Esta
técnica de inversión emplea la técnica de trazado de rayos para calcular los tiempos de arribo
de las señales en todos los sensores y actualiza
un modelo de formación inicialmente homogénea para crear un modelo final que satisface los
datos observados. Para visualizar el perfil radial
de lentitud de las ondas compresionales resultante, el porcentaje diferencial entre la lentitud
observada y la lentitud en el campo lejano se
codifica en color y se grafica en función de la distancia radial que existe con respecto a la pared
del pozo (derecha).
Los datos de este pozo de Chevron indicaron
que las areniscas de interés exhibían variaciones
radiales en la lentitud de las ondas compresionales que se aproximaban al 15% en la pared del
pozo y se extendían en forma ascendente 30 cm
[1 pie] dentro de la formación. No obstante, la
sola cuantificación de la variación de la lentitud
de las ondas P no identifica su causa. Las variaciones de la lentitud de las ondas compresionales
pueden ser causadas por los cambios de fluidos,
tales como la invasión de fluido de perforación, o
por cambios radiales producidos en los esfuerzos
o en la resistencia de la formación. La información adicional, obtenida del perfil radial de
lentitud de las ondas de corte, podría ayudar a
distinguir estos factores.
Diferencial de onda
de corte rápida
0
2
%
25
0
Diferencial de onda
de corte lenta
Diferencial de
onda compresional
%
%
25 0
Distancia al centro
del pozo
Rayos
gamma
Distancia al centro
del pozo
Pies
0 10 °API 110 0
Pies
25
Distancia al centro
del pozo
2 0
Pies
2
X,480
X,490
X,500
X,510
X,520
X,530
X,540
X,550
> Perfiles radiales de ondas compresionales y de corte en un pozo de Chevron, situado en el Golfo de
México. Los datos de ondas P de los tres transmisores y los 13 receptores constituyen los datos de
entrada para la reconstrucción tomográfica basada en el trazado de rayos a través de una formación
modelada con propiedades que varían gradualmente lejos del pozo. El porcentaje de la diferencia entre
la lentitud de las ondas compresionales observadas y la lentitud de la formación de campo lejano inalterada se representa gráficamente en escalas de color y distancia para indicar el alcance de la diferencia lejos del pozo (Carril 6). En estas areniscas, la lentitud de las ondas compresionales cerca del
pozo varía hasta en un 15% respecto de la lentitud del campo lejano y la variación se extiende hasta
una distancia de 1 pie de la pared del pozo. Los perfiles radiales de ondas de corte aparecen en los
Carriles 3 y 5 para las diferencias de las ondas de corte rápidas y lentas con respecto a la lentitud del
campo lejano, respectivamente. Las diferencias grandes, atribuidas a la deformación plástica producida
en la región vecina al pozo, se muestran en rojo, y se extienden hasta aproximadamente 10 pulgadas
respecto de la pared del pozo. Estas diferencias se producen solamente en los intervalos de areniscas,
identificables a partir del registro de rayos gamma del Carril 4.
25
800
Lentitud, µs/pie
700
600
500
400
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
Frecuencia, Hz
800
Lentitud, µs/pie
700
-20% de alteración de la onda de corte
600
500
400
1
2
3
4
5
6
Relación entre la distancia de alteración de la onda de corte y el radio del pozo
7
> Comparación de la dispersión de las ondas flexurales observada en un pozo
de South Timbalier con los resultados modelados (extremo superior). Las lentitudes de las ondas flexurales observadas (círculos rojos y azules) muestran
una dispersión mucho más grande que el modelo para una formación isotrópica homogénea (curva azul). La gran diferencia producida en las frecuencias
más altas indica daño en la región vecina al pozo. Las lentitudes de las ondas
de Stoneley aparecen como círculos verdes. En la figura inferior, la diferencia
entre las lentitudes de las ondas flexurales observadas y modeladas se representa gráficamente en función de la distancia como la relación que existe
entre la distancia de alteración de la onda de corte y el radio del pozo. La diferencia entre las lentitudes de las ondas flexurales observadas y modeladas
es del 20% hasta una distancia equivalente a aproximadamente dos radios
del pozo.
Los perfiles radiales de la lentitud de las
ondas de corte se construyen en un procedimiento de pasos múltiples.16 El procesamiento
por semblanzas de las formas de ondas flexurales
en las frecuencias bajas provee una estimación
inicial de los parámetros elásticos de la formación. Estos parámetros se utilizan para modelar
una formación isotrópica homogénea. Las diferencias entre la lentitud medida y la lentitud
modelada en una amplia selección de frecuencias constituyen los datos de entrada para un
procedimiento de inversión que da como resultado el perfil radial real de la lentitud de las
ondas flexurales. Los resultados se grafican en
colores que representan la magnitud de la diferencia entre la lentitud observada y la lentitud
de la formación de campo lejano inalterada.
26
En el caso de South Timbalier, el perfil radial
de la lentitud de las ondas de corte muestra una
gran diferencia en la lentitud de la región vecina
al pozo, comparada con la lentitud del campo
lejano. Las curvas de dispersión de las ondas
flexurales indican además un alto grado de alteración en la región vecina al pozo (arriba). El
análisis se complica de alguna manera con la
incorporación de la anisotropía; las ondas de
corte rápidas y lentas exhiben diferencias claras
respecto de la lentitud del campo lejano inalterado. En las areniscas, las lentitudes de las ondas
de corte rápidas y lentas son hasta un 20% mayores que la lentitud del campo lejano, en una zona
que se encuentra a una distancia de aproximadamente 25 cm [10 pulgadas] con respecto a la
pared del pozo.
La heterogeneidad radial en la lentitud de las
ondas de corte descarta la invasión u otras causas
de alteración de la región vecina al pozo relacionadas con los fluidos, porque las ondas de corte
son casi insensibles a los cambios producidos en
el fluido intersticial. Los cambios relacionados
con los fluidos sólo producirían variaciones radiales en la lentitud de las ondas compresionales. La
variación radial mensurable en la lentitud de las
ondas de corte, indica que la formación ha sufrido
daño mecánico en forma de deformación plástica
de los contactos entre granos. El calibrador no
muestra ensanchamiento del pozo a través de
esta zona, de manera que el material dañado aún
no cayó en el interior del pozo pero el aumento de
la lentitud de las ondas de corte cerca de la pared
del pozo indica que está próximo a fallar. Los
datos Sonic Scanner indican una amplia zona
dañada que requerirá precauciones adicionales a
la hora de diseñar una operación de terminación
de pozo.
Los perfiles radiales de ondas compresionales
y de corte aportan nueva información de la que no
se disponía previamente con ninguna herramienta
de adquisición de registros. Las herramientas de
generación de imágenes de la pared del pozo y los
calibradores han permitido obtener imágenes o
evidencias de irregularidades en el pozo inducidas
por la perforación, tales como ovalizaciones por
ruptura de la pared del pozo y fracturas; sin
embargo, sólo resultan útiles después de haberse
modificado la forma del pozo. La herramienta
Sonic Scanner explora la formación en profundidad para revelar el daño mecánico producido más
allá de la pared del pozo.
La producción de perfiles radiales también
puede ayudar a afinar los programas de obtención de muestras de fluidos. En un ejemplo del
Mar del Norte, se computaron los perfiles radiales de ondas compresionales Sonic Scanner para
dos intervalos de los que subsiguientemente se
adquirieron muestras utilizando el Probador
Modular de la Dinámica de la Formación MDT.
La Zona A mostró poca diferencia entre la lentitud en la región vecina al pozo y la lentitud en el
campo lejano (próxima página). Dos muestras
de fluido fueron tomadas de este intervalo luego
de transcurridos 75 y 80 minutos de bombeo y
sin que se produjera ningún problema de muestreo. En la Zona B, el perfil radial indicó daño de
formación a una distancia de 12 pulgadas de la
pared del pozo. Durante el intento de obtener
una muestra de fluido, la probeta de la herramienta de muestreo se taponó y no se obtuvo
ninguna muestra.
El daño de formación no significa necesariamente que no puedan adquirirse muestras; sin
embargo, la extracción de las mismas en estas
Oilfield Review
zonas puede plantear mayores riesgos de taponamiento o atascamiento de la herramienta. Para
minimizar estos riesgos, la operación de extracción de muestras debe demorarse e intentarse
más adelante dentro del programa de muestreo,
de manera de poder recolectar primero muestras
de otros intervalos menos riesgosos.
Caracterización de zonas
y fracturas permeables
Los petrofísicos y los ingenieros de yacimientos
durante mucho tiempo procuraron obtener una
medición continua de la permeabilidad para optimizar las operaciones de terminación de pozos y
los escenarios de producción, pero la permeabilidad continua es una de las propiedades más
difíciles de medir en un pozo de petróleo. Utilizando relaciones empíricas calibradas con
mediciones de núcleos, es posible inferir la permeabilidad o la movilidad—la relación entre
permeabilidad y viscosidad—derivada de otras
mediciones, tales como los registros de porosidad
o de resonancia magnética nuclear. Es posible
obtener mediciones directas con probadores de
formación operados con cable en puntos aislados
a lo largo del pozo o en núcleos, pero las mismas
requieren carreras de adquisición de registros y
costos de extracción de núcleos adicionales. El
análisis de las ondas de Stoneley es una técnica
poderosa que provee una medición continua y
directa de la movilidad a lo largo del pozo.17
La idea de medir la movilidad derivada de la
onda de Stoneley fue expresada por primera vez
en la década de 1970, pero resultó dificultosa en
la práctica. Si bien se realizaron muchos intentos para desarrollar correlaciones empíricas
entre la permeabilidad y la atenuación de Stoneley, estos métodos requerían calibraciones con
otra información e ignoraban diversos factores
importantes, tales como la permeabilidad del
revoque de filtración y la presencia de la herramienta en sí. Los enfoques que simplificaban el
complejo comportamiento de las ondas de Stoneley raramente resultaron exitosos; sin
embargo, un método de inversión que emplea un
modelo derivado de la teoría poroelástica completa de Biot, determina en forma confiable la
16. Sinha BK: “Near-Wellbore Characterization Using Radial
Profiles of Shear Slowness,” Resúmenes Expandidos,
74a Reunión Internacional Anual de la SEG, Denver (10
al 13 de octubre de 2004): 326–331.
17. Brie A, Endo T, Johnson DL y Pampuri F: “Quantitative
Formation Permeability Evaluation from Stoneley
Waves,” artículo de la SPE 49131, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Nueva Orleáns, 27 al 30 de septiembre de 1998.
Verano de 2006
Distancia al centro
del pozo
0
Calibrador
6 Pulgadas 16
Rayos gamma
0
°API 100
Posición de la
herramienta MDT
Pies
Distancia al centro
del pozo
3
Pies
3
Gradiente de lentitud 0
de las ondas
Diferencial de lentitud
compresionales
0
Pies
10
0
Pies
10
A
B
> Un perfil radial de ondas compresionales que indica los intervalos de
muestreo de fluido exitoso y arriesgado. En el intervalo A, el perfil radial de
ondas compresionales (Carril 3) muestra un diferencial pequeño entre la lentitud en la zona vecina al pozo y la lentitud en el campo lejano. Existe poca
alteración de la región vecina al pozo en la zona en la que el Probador
Modular de la Dinámica de la Formación MDT recolectó con éxito dos muestras de fluido de formación. En el Carril 3, la magnitud de la diferencia de
lentitud existente entre el campo cercano y el campo lejano es indicada por
la intensidad del color dorado y marrón, mientras que la profundidad de la
alteración es indicada por la longitud horizontal del área coloreada. En el intervalo B, el perfil radial de las ondas compresionales muestra colores más
oscuros, lo que indica un grado más alto de alteración de la zona vecina al
pozo que se extiende a mayor distancia del pozo. En esta zona, la probeta
MDT se taponó y no pudo recolectar ninguna muestra de fluido de formación. El Carril 2 ilustra el gradiente de lentitud obtenido de la reconstrucción
tomográfica. El gradiente indica la diferencia de lentitud existente entre una
celda del modelo de lentitud y la celda siguiente, alejándose del pozo en
incrementos pequeños.
27
28
∆T compresional
300
Porosidad
m3/m3
1
300
0
°API
150
300
Calibrador
6
Pulgadas
16
Volumen de lutita
0
m3/m3
1
Densidad
1.96
g/cm3
2.96
µs/pie
100
Movilidad MDT
Longitud de las
ondas de Stoneley 1
Rayos gamma
0
0
µs/pie
Lentitud de las
ondas de corte
Profundidad, m
movilidad del fluido intersticial de las formas de
ondas de Stoneley.18 Para su aplicación con los
datos Sonic Scanner, la técnica de inversión
completa de Biot fue extendida con el fin de
incorporar la respuesta de la herramienta.
El esquema de inversión completa de Biot
requiere varios parámetros de pozos, de revoques
de filtración y de formaciones para evaluar la
movilidad del fluido utilizando datos de ondas de
Stoneley. La lista incluye: diámetro del pozo; lentitud, atenuación y densidad de las ondas de lodo;
lentitud, densidad y porosidad de las ondas P y S
en las formaciones; módulo de granos; módulo de
fluido intersticial y densidad; densidad del revoque de filtración; módulo de compresibilidad,
módulo de corte, espesor y rigidez de las membranas. El cómputo da como resultado la movilidad
del fluido y los rangos de errores asociados.
Esta técnica de inversión ha estado disponible
durante varios años, pero su aplicación no siempre resultó exitosa porque la inversión requiere
ondas de Stoneley de frecuencia extremadamente
baja; de hasta 300 Hz. En el pasado, no se disponía de datos con este contenido de frecuencias
porque las herramientas sónicas previas interactuaban negativamente con las señales de baja
frecuencia y requerían procesos de filtrado para
remover las frecuencias de menos de 1,500 Hz.
Ahora, las fuentes de banda ancha de la herramienta Sonic Scanner generan ondas de Stoneley
potentes con contenidos de bajas frecuencias
confiables para los cálculos de la movilidad.
Un ejemplo de un pozo de Statoil situado en
el área de Haltenbanken, en el Mar de Noruega,
muestra una buena correlación entre las movilidades derivadas de las ondas de Stoneley y las
medidas por los pre-ensayos (pretests) MDT. Los
valores de entrada de las propiedades de formaciones y fluidos de una zona cercana al contacto
agua/petróleo fueron determinados con los registros obtenidos por la sonda integrada Platform
Express, operada con cable. Los resultados de la
herramienta MDT provenientes de ocho preensayos convencionales (drawdown pretests) y
de un pre-ensayo en una zona de muy baja permeabilidad (tight pretest) se correlacionan muy
bien con las movilidades derivadas del análisis
de ondas de Stoneley (derecha).
El registro de movilidad continua exhibe alta
movilidad dentro de las areniscas y baja movilidad cerca de las lutitas, a la profundidad de la
zona de muy baja permeabilidad indicada por el
pre-ensayo MDT. Dado que los resultados del
registro de movilidad Sonic Scanner son un tanto
sensibles a algunos parámetros que no están bien
restringidos por las mediciones obtenidas con los
registros, tales como la lentitud de las ondas de
lodo, la atenuación de las ondas de lodo y la rigi-
µs/pie
300
µs/pie
Barra de error
de movilidad
200
Ondas de Stoneley
reconstruidas
Error de movilidad
200 1
µs/pie
mD/cP 10,000
Movilidad
de Stoneley
Lentitud de las
ondas de lodo
240
mD/cP 10,000
40 1
mD/cP 10,000
Lutita
Arenisca
Agua ligada
Petróleo
Agua
Carbón
X,X00
X,X50
> Comparación de los valores de movilidad del fluido derivada de los pre-ensayos MDT con los del procesamiento de las ondas de Stoneley, en un pozo
de Statoil situado en el área de Haltenbanken, en el Mar de Noruega. En el
Carril 3, los valores de movilidad del fluido continuos (curva azul) y las incertidumbres (sombras grises) derivadas del análisis de las ondas de Stoneley
se correlacionan bien con los valores de movilidad discretos, obtenidos de
los pre-ensayos MDT convencionales (drawdown pretests) (puntos rojos).
Las dos medidas de movilidad muestran concordancia incluso en el pre-ensayo MDT efectuado en la zona de muy baja permeabilidad (tight pretest), a
X,X42.15 m, donde la movilidad de las ondas de Stoneley también exhibe un
valor extremadamente bajo. Los valores de porosidad, rayos gamma, densidad, calibrador y volumen de lutitas se ilustran en el Carril 1. El Carril 2
muestra las lentitudes acústicas. El Carril 4 exhibe los volúmenes relativos
de litología y fluidos.
Oilfield Review
∆T de Stoneley
250 µs/pie 150
Tamaño de
la barrena
4
Pulgadas 14
Energía
Calibrador
fuera de
línea 4 Pulgadas 14
Energía
máxima
Permeabilidad
de la fractura
100,000 mD
1010
Porosidad de la fractura
0.1
pie3/pie3
0
Derrumbe
Ancho de
Longitud de la traza
Imagen FMI
de la fractura
Ondas de Stoneley la fractura
Registro de
Resistiva Conductiva
0 100
modeladas
µs/pie
0 Pulgadas 0.5 10
0 densidad variable
Energía 250 µs/pie 150
Modelo Tezuka
de Stoneley
Apertura
de
Permeabilidad de las
mínima
Orientación Norte
Stoneley
ondas de Stoneley 0
S-Se
µs 20,440 0
µs 20,440 0
120 240 360
0 100
Profundidad, pies
X,100
X,200
X,300
pozos requiere el conocimiento de las características de las fracturas y de los esfuerzos
alrededor del pozo y en la formación.
Una fractura abierta que intersecta un pozo
hace que las ondas de Stoneley se reflejen y atenúen.20 El análisis de las formas de ondas de
Stoneley cuantifica estos cambios, que sirven
como datos de entrada de un proceso de inversión
para determinar la apertura de la fractura.21 No
obstante, los derrumbes, la rugosidad del pozo y
los cambios abruptos producidos en la litología
también pueden producir reflexiones de las ondas
de Stoneley y deben considerarse en el análisis.22
Un ejemplo de la aplicación exitosa de este
método proviene de Colorado, EUA.23 En este yacimiento de gas, la porosidad oscila entre el 3 y el
7% y la permeabilidad se encuentra en el orden de
los microdarcies. El análisis de las ondas de
Stoneley permitió cuantificar la apertura y la permeabilidad de las fracturas también observadas
en los datos provistos por el generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI
(izquierda). Con el amplio rango de frecuencias
del modo de Stoneley adquiridas con la herramienta Sonic Scanner, es posible caracterizar en
forma confiable estas fracturas naturales abiertas.
X,400
> Identificación de fracturas permeables en Colorado, utilizando ondas de Stoneley. La apertura, o
grado de apertura, de la fractura computada de la reflexión y la transmisión de las ondas de Stoneley
se muestra en el Carril 2. El Carril 3 muestra la permeabilidad de la fractura derivada de las aperturas
del Carril 2. Las zonas que contienen fracturas permeables se correlacionan con zonas en las que los
registros FMI (Carril 6) indican la presencia de fracturas. Las mismas zonas aparecen como anisotrópicas con grandes diferencias de energía fuera de línea (Carril correspondiente a la profundidad) y
además muestran grandes diferencias entre la lentitud de las ondas de Stoneley medidas y la lentitud
modelada, para una formación elástica e impermeable (sombras de naranja, Carril 1). El Carril 4 muestra
las formas de onda de Stoneley medidas, con reducción de la amplitud en las zonas fracturadas. El
Carril 5 exhibe las formas de ondas generadas con el modelo de Tezuka indicado en la referencia 22.
(Modificado del trabajo de Donald y Bratton, referencia 23).
dez del revoque de filtración, se realizaron pruebas para estudiar el efecto de la incertidumbre
asociada con estos parámetros sobre las barras
de errores de movilidad. El registro de movilidad
continua mostrado es el que posee menos incertidumbre.
Cuando el pozo se encuentra en buenas condiciones, los registros de movilidad continua de las
ondas de Stoneley pueden utilizarse para efectuar
una estimación rápida de la permeabilidad para
la selección de los puntos de muestreo y los intervalos de disparos, además de poder funcionar
como complemento de los puntos de permeabilidad derivados de núcleos o de probadores de
formaciones a lo largo de un intervalo extendido.
Las ondas de Stoneley también pueden utilizarse para caracterizar la permeabilidad
asociada con las fracturas abiertas. En las Mon-
Verano de 2006
tañas Rocallosas de EUA, por ejemplo, los yacimientos de roca dura dependen de las fracturas
inducidas hidráulicamente para una producción
rentable. No obstante, los esfuerzos locales altamente desiguales presentes en la región también
dan origen a fracturas naturales. Si en un pozo
se encuentran fracturas naturales, se deben
ajustar los diseños de las operaciones de cementación y estimulación para evitar que el cemento
ingrese en el sistema de fracturas naturales. Por
ejemplo, los tratamientos sobre la base de fibras
tanto para operaciones de cementación como
para tratamientos de estimulación, pueden utilizarse para reducir las pérdidas de fluidos.19 Es
necesario que los programas de estimulación
tengan en cuenta la magnitud y la dirección de
los esfuerzos principales. La optimización del
diseño de las operaciones de terminación de
18. Kimball CV y Endo T: “Quantitative Stoneley Mobility
Inversion,” Resúmenes Expandidos, 68a Reunión y
Exhibición Internacional Anual de la SEG, Nueva
Orleáns (13 al 15 de septiembre de 1998): 252–255.
Liu H-L y Johnson DL: “Effects of an Elastic Membrane
on Tube Waves in Permeable Formations,” Journal of
the Acoustic Society of America 101, no. 6 (Junio de
1997): 3322–3329.
19. Bivins CH, Boney C, Fredd C, Lassek J, Sullivan P, Engels
J, Fielder EO, Gorham T, Judd T, Sanchez Mogollon AE,
Tabor L, Valenzuela Muñoz A y Willberg D: “Nuevas
fibras para tratamientos de fracturamiento hidráulico,”
Oilfield Review 17, no. 2 (Otoño de 2005): 36–45.
Abbas R, Jaroug H, Dole S, Effendhy, Junaidi H,
El-Hassan H, Francis L, Hornsby L, McCraith S,
Shuttleworth N, van der Plas K, Messier E, Munk T,
Nødland N, Svendsen RK, Therond E y Taoutaou S:
“Una red de seguridad para controlar las pérdidas de
circulación,” Oilfield Review 15, no. 4 (Primavera de
2004): 20–29.
20. Hornby BE, Johnson DL, Winkler KH y Plumb RA:
“Fracture Evaluation Using Reflected Stoneley Wave
Arrivals,” Geophysics 54, no. 10 (Octubre de 1989):
1274–1288.
Brie A, Hsu K y Eckersley C: “Using the Stoneley
Normalized Differential Energies for Fractured Reservoir
Evaluation,” Transcripciones del 29o Simposio Anual
sobre Adquisición de Registros de la SPWLA, San
Antonio, Texas, 5 al 8 de junio de 1988, artículo XX.
21. Endo T, Tezuka K, Fukushima T, Brie A, Mikada H y
Miyairi M: “Fracture Evaluation from Inversion of
Stoneley Transmission and Reflections,” Memorias del
4o Simposio Internacional de la SEGJ, Tokio (10 al 12 de
diciembre de 1998): 389–394.
22. Tezuka K, Cheng CH y Tang XM: “Modeling of LowFrequency Stoneley-Wave Propagation in an Irregular
Borehole,” Geophysics 62, no. 4 (Julio-agosto de 1997):
1047–1058.
23. Donald A y Bratton T: “Advancements in Acoustic
Techniques for Evaluating Open Natural Fractures,”
preparado para ser presentado en el 47o Simposio
Anual sobre Adquisición de Registros de la SPWLA,
Veracruz, México, 4 al 7 de junio de 2006.
29
Anisotropía basada en el tiempo
350
20
-10 grados 90
Anisotropía basada en ∆T
300
A
1,600
20
Indicación de anisotropía, %
0
2
4
6
Lentitud, µs/pie
%
µs/pie
150
200
µs/pie
100
50
0
1,200
∆T de ondas de corte rápidas
350
200
250
∆T de ondas de corte lentas
350
250
150
16
300
2,000
4,000
6,000
Frecuencia, Hz
8,000
Profundidad = 1,658.87 m
1,200
350
300
300
250
200
250
150
200
100
150
Amplitud, dB
Prof.,
m
0
0
Lentitud, µs/pie
Energía Azimut del pozo
fuera de 0
grados 360
línea
Azimut total
Energía 0
grados 360
Azimut de ondas
máxima
de corte rápidas
Diámetro del pozo
0 100
5 Pulgadas 20 -90
grados
90
Energía
mínima Rayos gamma
Incertidumbre asociada
con el azimut
ºAPI 150
0 100 0
%
Profundidad = 1,593.04 m
Amplitud, dB
Desviación
de la sonda
50
0
C
2,000
4,000
6,000
Frecuencia, Hz
8,000
300
300
250
200
250
150
200
100
150
Amplitud, dB
1,650
B
Lentitud, µs/pie
Profundidad = 1,665.27 m
350
50
0
2,000
4,000
6,000
Frecuencia, Hz
8,000
> Registro dipolar cruzado (izquierda) del pozo Cuitlahuac-832 de Pemex, que muestra zonas con isotropía y con diferentes
grados de anisotropía. La Zona A, una zona isotrópica, posee baja energía fuera de línea (carril correspondiente a la profundidad) y lentitudes de ondas de corte rápidas y lentas equivalentes (Carril 3). Las Zonas anisotrópicas B y C poseen
energías fuera de línea distintas de cero y lentitudes de ondas de corte rápidas y lentas diferentes. La magnitud de la
anisotropía, ya sea basada en la lentitud o en el tiempo (bordes del Carril 3), es aproximadamente 8% en la Zona B y
aproximadamente 2% en la Zona C. El azimut de la onda de corte rápida (Carril 2) permanece constante a través de los
intervalos anisotrópicos, aunque la herramienta gira (Carril 1), lo que confiere confianza en los valores de la anisotropía.
Las curvas de dispersión de los tres intervalos (derecha) muestran relaciones características. En la Zona A (extremo
superior), como en otras formaciones isotrópicas, las curvas de dispersión para las ondas flexurales registradas en las
dos direcciones dipolares (círculos rojos y azules) se superponen entre sí. En la porción inferior de la Zona B (extremo
inferior), las curvas de dispersión se entrecruzan. La onda flexural que es rápida cerca del pozo, en las frecuencias bajas
(puntos rojos), se convierte en la onda más lenta con la distancia al pozo (puntos azules). Esto indica que la anisotropía
inducida por los esfuerzos es el mecanismo de anisotropía dominante en esta sección. Más someras en la Zona B (centro),
las curvas de dispersión podrían cruzarse aparentemente pero las componentes de alta frecuencia de la onda de corte
rápida se pierden. En esta profundidad, las fracturas inducidas abiertas resultaron visibles en los registros del generador
de Imágenes Microeléctricas en Lodos a Base de Aceite OBMI. (Modificado del trabajo de Wielemaker et al, referencia 25).
Direcciones de las ondas de corte en México
Las variaciones direccionales pequeñas producidas en las propiedades de las formaciones
pueden tener un impacto significativo sobre las
estrategias de perforación y terminación de
pozos; sin embargo, éstas son difíciles de medir.
Por ejemplo, las velocidades sónicas pueden ser
diferentes en una dirección horizontal, comparada con la dirección horizontal ortogonal. Este
fenómeno, conocido como anisotropía elástica,
se produce en la mayoría de las rocas sedimentarias y es causado por la estratificación, las
fracturas alineadas o el desequilibrio dinámico
30
producido por los esfuerzos.24 Hasta ahora, las
herramientas sónicas operadas con cable lograron cuantificar la magnitud y orientación de la
anisotropía elástica sólo en los casos en los que
la diferencia en las velocidades era al menos de
un 5%. La alta calidad de los datos provistos por
la herramienta Sonic Scanner permite obtener
mediciones de anisotropía confiables de tan sólo
1%, y además ayuda a los intérpretes a determinar la causa de la anisotropía.
Pemex Exploración y Producción deseaba evaluar la magnitud y la dirección de la anisotropía en
formaciones de arenisca compactas productoras
de gas de la Cuenca de Burgos, situada en el norte
de México. Estas formaciones poseen permeabilidades bajas y deben estimularse para producir gas
en cantidades comerciales. El desarrollo óptimo
depende de la orientación correcta de las fracturas hidráulicas en el campo de esfuerzos locales,
de manera que cada pozo vertical drene su volumen asignado. El conocimiento de la orientación
y la magnitud de la anisotropía elástica asistirían
en el diseño y la aplicación de las técnicas de disparos orientados, previos a los tratamientos de
fracturamiento, y además mejoraría el éxito de las
campañas de perforación de pozos de relleno.25
Oilfield Review
24. La anisotropía elástica a veces se conoce como
anisotropía acústica o anisotropía por velocidad.
Puede expresarse como una diferencia de velocidades,
lentitudes, esfuerzos o parámetros elásticos.
Armstrong P, Ireson D, Chmela B, Dodds K, Esmersoy C,
Miller D, Hornby B, Sayers C, Schoenberg M, Leaney S y
Lynn H: “The Promise of Elastic Anisotropy,” Oilfield
Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 36–56
25. Arroyo Franco JL, González de la Torre H, Mercado Ortiz
MA, Weilemaker E, Plona TJ, Saldungaray P y Mikhaltzeva
I: “Using Shear-Wave Anisotropy to Optimize Reservoir
Drainage and Improve Production in Low-Permeability
Formations in the North of Mexico,” artículo de la SPE
96808, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.
Wielemaker E, Saldungaray P, Sanguinetti M, Plona T,
Yamamoto H, Arroyo JL y Mercado Ortiz MA: “ShearWave Anisotropy Evaluation in Mexico’s Cuitlahuac Field
Using a New Modular Sonic Tool,” Transcripciones del
46o Simposio Anual sobre Adquisición de Registros de
la SPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005,
artículo V.
26. La diferencia entre las lentitudes se denomina anisotropía basada en la lentitud y la diferencia entre los tiempos
de arribo se denomina anisotropía basada en el tiempo.
Verano de 2006
Pozo
la
con r
rado canne
S
gist
o re Sonic
rval
Inte amienta
h e rr
Cuando el esfuerzo vertical es el esfuerzo
máximo, las fracturas hidráulicas se propagan
en la dirección del esfuerzo horizontal máximo y
se abren en la dirección del esfuerzo horizontal
mínimo. Las ondas de corte viajan más rápido
cuando se polarizan en la dirección del esfuerzo
horizontal máximo (S H ) y más lentamente
cuando se polarizan en la dirección del esfuerzo
horizontal mínimo (Sh). Esto se debe a que el
esfuerzo adicional endurece la formación, incrementando la velocidad, y, contrariamente, la
reducción del esfuerzo disminuye la velocidad.
La medición de la dirección de las ondas de corte
rápidas da como resultado la dirección preferida
de propagación de las fracturas inducidas.
Las direcciones, o azimuts, de las ondas de
corte rápidas y lentas pueden verse en un registro dipolar cruzado. Un registro dipolar cruzado
del pozo Cuitlahuac-832 muestra tanto las zonas
isotrópicas como las zonas anisotrópicas (página
previa). La Zona A, una zona isotrópica, se
identifica por las energías fuera de línea casi
nulas y lentitudes de ondas de corte y de ondas
compresionales equivalentes.26 Las Zonas B y C
anisotrópicas se identifican por las energías
fuera de línea distintas de cero y lentitudes de
ondas de corte rápidas y lentas divergentes.
Las dos zonas anisotrópicas poseen diferentes grados de anisotropía. En la Zona B, la
magnitud de anisotropía es aproximadamente
8%. En la Zona C, la magnitud de la anisotropía
es aproximadamente 2%. Si bien 2% es menor
que el valor detectado en forma confiable con
otras herramientas, los intérpretes confían en
ese valor porque las formas de ondas son muy
claras y porque el azimut de las ondas de corte
rápidas permanece constante, entre 30° y 40° a
lo largo del intervalo, aunque la herramienta
gira continuamente.
> Sección geológica con la trayectoria de un pozo desviado en el que Norsk Hydro obtuvo imágenes Sonic Scanner. Este alto ángulo de desviación requirió que se adquirieran
registros con herramientas operadas con cable utilizando la herramienta de Adquisición
de Registros en Condiciones Difíciles TLC.
El hecho de conocer la magnitud y el azimut
de la anisotropía es vital, pero no identifica la
causa. La anisotropía puede ser intrínseca de la
roca o puede ser inducida por los esfuerzos; la
identificación de la causa es importante para
comprender cuán estable será el proceso de perforación y cómo responderá un pozo ante los
cambios de los esfuerzos locales. Usualmente, se
necesita información adicional, tal como imágenes
de la pared del pozo o análisis de núcleos, para
precisar exactamente la causa de la anisotropía.
El análisis de las curvas de dispersión de las
ondas flexurales provisto por la herramienta
Sonic Scanner ayuda a identificar los mecanismos de anisotropía en tres profundidades
diferentes del pozo Cuitlahuac-832, utilizando
sólo mediciones sónicas. Las curvas de dispersión a la profundidad de 1,593.04 m, dentro de la
Zona A, se superponen estrechamente entre sí y
se ajustan al modelo correspondiente a una formación isotrópica homogénea. Las curvas
correspondientes a la profundidad de 1,665.27 m,
uno de los intervalos más anisotrópicos cercanos
a la base de la Zona B, muestran la característica
de cruzamiento de la anisotropía inducida por los
esfuerzos. Levemente más someras, a la profundidad de 1,658.87 m, las curvas de dispersión de
las ondas de corte rápidas y lentas se separan en
las frecuencias bajas, pero los datos de alta frecuencia se pierden, de modo que es imposible
determinar la tendencia de las curvas o el tipo de
anisotropía. Las imágenes provistas por el generador de Imágenes Microeléctricas en Lodos a
Base de Aceite OBMI, correspondientes a esta
profundidad, indican la presencia de fracturas
inducidas abiertas, que son la causa probable de
la pérdida de los datos de alta frecuencia y que
además sugieren intensamente la existencia de
anisotropía inducida por los esfuerzos. El azimut
de 45° de las fracturas que se ven en las imágenes OBMI se correlaciona bien con el azimut de
40° del esfuerzo horizontal máximo, derivado de
la dirección de las ondas de corte rápidas.
En la Cuenca de Burgos, el esfuerzo horizontal
máximo tradicionalmente se consideró paralelo al
rumbo de las fallas más cercanas. Los resultados
de los registros obtenidos con la herramienta
Sonic Scanner en cinco pozos de esta cuenca,
indican que la dirección de los esfuerzos locales
puede variar significativamente—hasta 20° con
respecto al rumbo de las fallas cercanas—acentuando la importancia de obtener mediciones
sónicas localizadas antes de diseñar las operaciones de disparos (punzados, cañoneos),
estimulación y perforación de pozos de relleno.
Generación de imágenes
más allá de la pared del pozo
La calidad superior de las formas de ondas
adquiridas con la herramienta Sonic Scanner
posibilita el mejoramiento de las imágenes de
zonas alejadas del pozo. En las imágenes sónicas
se utilizan las ondas P reflejadas para detectar
los reflectores que son subparalelos o forman un
ángulo bajo con respecto al pozo.
Norsk Hydro utilizó la capacidad de las imágenes de la herramienta Sonic Scanner en un pozo
altamente desviado del Mar de Noruega (arriba).
31
27. La migración es un paso del procesamiento de datos
destinado a hacer más nítidos los reflectores, así como
efectuar su desplazamiento y reubicación a sus
verdaderas posiciones.
32
X,240
X,260
X,280
Profundidad vertical, pies
Luego de la adquisición de las formas de ondas
sónicas estándar en una carrera de la herramienta de Adquisición de Registros en
Condiciones Difíciles TLC operada con cable,
una carrera de obtención de imágenes TLC independiente registró las formas de ondas cada 15
cm [0.5 pie], desde las tres fuentes monopolares
disparadas en forma secuencial hasta los 104
receptores, a lo largo de una distancia de 330 m
[1,100 pies]. Las formas de ondas provenientes
de cada fuente fueron procesadas en una
secuencia que se inició con la separación de las
ondas P reflejadas de las ondas de Stoneley y las
ondas P refractadas.
La distribución azimutal de los sensores en
cada estación receptora permite la identificación de la dirección con respecto al reflector.
Luego, se migraron en profundidad las trazas
provenientes de cada estación receptora,
utilizando las velocidades de formación medidas
por los registros Sonic Scanner de la carrera de
adquisición de registros previa.27 Para dar cuenta
de la rotación de la herramienta y de la distribución azimutal de los sensores, se reconstruyó la
imagen en cada estación receptora mediante la
migración de los valores de profundidad y el
apilamiento de las imágenes de cada canal azimutal. Finalmente, se apilaron las imágenes
migradas en profundidad. Las imágenes se obtuvieron en 48 horas.
Los resultados muestran un evento con una
inclinación de 5 grados, que se extiende al menos
13 m [43 pies] dentro de la formación (derecha,
arriba). El echado del evento coincide con la geología esperada en la localización del pozo. El
evento de alta resolución puede correlacionarse
con una capa de carbón de 1 m [3.3 pies], en la
misma profundidad indicada por los registros
petrofísicos (próxima página). La identificación
de una capa de carbón de 1 m indica el potencial
para obtener imágenes de alta resolución de un
levantamiento de obtención de imágenes sónicas.
La resolución es mucho mejor de la que puede
obtenerse de cualquier levantamiento sísmico de
superficie o de pozo (derecha, abajo).
Otra aplicación potencial de las imágenes
sónicas es la detección de fracturas verticales
que se encuentran cerca de los pozos verticales
pero no los intersectan. Las técnicas actuales,
tales como las que utilizan imágenes de la pared
del pozo y la identificación de fracturas utilizando las reflexiones de las ondas de Stoneley,
sólo funcionan si una fractura intersecta el pozo.
X,300
X,320
X,340
X,360
X,380
X,460
X,480
X,500
X,520
X,540
X,560
X,580
Punto medio entre la fuente y el receptor, pies
> Un reflector con echado (buzamiento) suave del que se generó una imagen
lejos del pozo. La trayectoria del pozo se muestra en rojo. El evento de alta
resolución detectado mediante las imágenes sónicas puede verse por encima y a la derecha del pozo, cerca del centro de la imagen. El reflector se
correlaciona con una capa de carbón ubicada en la misma profundidad
indicada por los registros petrofísicos.
Resultados de las imágenes sónicas en escala sísmica
> Comparación de los datos de imágenes sónicas de alta resolución con un levantamiento sísmico de
superficie. La capa de carbón de 1 m, resuelta a través de imágenes obtenidas con la herramienta
Sonic Scanner (inserto), no puede verse en el levantamiento sísmico de superficie.
Oilfield Review
Pirita
Resistividad HRLA1
Rayos gamma
0
°API
Arcilla
Resistividad HRLA2
200
Calibrador
Pulgadas
Resistividad HRLA3
16
Parámetro sigma ECS
60
cu
Derrumbe
0
Profundidad, m
6
Carbonato
Densidad
Resistividad HRLA4
1.95
Resistividad HRLA5
0.2
ohm-m
200 0.45
g/cm 3
2.95
m /m
3
0.3
Siderita
Media logarítmica de T2
Carbón
0.3
-0.15 2.5
3
g/cm
ms
ms
3,000
3,000
Distribución de T2
Densidad
Porosidad
3
Valor de corte de T2
Cuarzo
3.0 0.3
ms
3,000
X,900
Capa de
carbón de
1m
X,925
> Registros petrofísicos del pozo de Norsk Hydro, situado en el área de Haltenbanken del Mar de Noruega,
que muestra la capa de carbón de 1 m delineada mediante las imágenes sónicas. Se ingresan los
registros de resistividad obtenidos con la sonda Platform Express (Carril 2) y los registros de densidad
y porosidad (Carril 3), junto con los datos de Espectroscopía de Captura Elemental ECS, para obtener
la mineralogía (Carril 4). Los datos de resonancia magnética nuclear se muestran en el Carril 5.
Verano de 2006
En muchos casos, los pozos verticales no
encuentran las fracturas verticales. Las imágenes profundas obtenidas con la herramienta
Sonic Scanner extienden el volumen de investigación para posibilitar la identificación de los
rasgos que pueden delinear el alcance del yacimiento o el estado de los esfuerzos lejos del pozo.
Barrido del horizonte
La herramienta Sonic Scanner constituye un
nuevo desarrollo, y los ingenieros, geólogos y
petrofísicos aún están descubriendo nuevas formas de utilizar sus datos. Mediante el agregado
de la dimensión radial y de profundidades de
investigación múltiples a las conocidas mediciones sónicas axiales y azimutales, la herramienta
Sonic Scanner realiza caracterizaciones mejoradas de las propiedades acústicas en formaciones
heterogéneas y anisotrópicas. Con esta información, los clientes pueden prever cómo se
comportarán las formaciones y los fluidos durante
las operaciones de perforación, estimulación y
producción.
El innovador diseño de la herramienta, con
componentes acústicos fáciles de predecir, provee
formas de ondas de excelente calidad y en un
amplio rango de frecuencias. Estas capacidades
permiten la estimación de la lentitud de las ondas
en formaciones extremadamente lentas, midiendo
anisotropías azimutales de tan sólo 1 a 2%, y posibilitan la aplicación confiable de los modos de
Stoneley de baja frecuencia para la estimación de
la movilidad del fluido y la evaluación de las fracturas naturales. El control de calidad de avanzada
con el análisis de lentitud-frecuencia suma confianza a las estimaciones de los valores de
lentitud obtenidos con el análisis de dispersión.
La registración completa de todos los datos
desde las fuentes monopolares y dipolares hasta
los 104 receptores distribuidos azimutalmente
alrededor de la herramienta, elimina las incertidumbres existentes en torno a la geometría y la
estructura de las formaciones y mejora la evaluación a través de la tubería de revestimiento y la
evaluación de la cementación. Las capacidades
actuales permiten obtener solamente datos de
ondas compresionales y de corte monopolares en
pozos entubados. Un área de desarrollo futuro
será la extensión de las capacidades actuales en
agujero descubierto a los pozos entubados.
A medida que más compañías adquieran experiencia con la herramienta Sonic Scanner y con
los datos de alta calidad que produce, surgirán
aplicaciones adicionales. Si bien es difícil predecir cómo evolucionará el resto de la industria del
petróleo y el gas, los defensores de los registros
sónicos anticipan otros 50 años de investigaciones en el pozo y sus inmediaciones.
—LS
33
Historia de la adquisición de registros sónicos con herramientas operadas con cable
En una patente otorgada en el año 1935,
Conrad Schlumberger especificó cómo podría
utilizarse un transmisor y dos receptores para
medir la velocidad del sonido en un intervalo
de roca corto penetrado por un pozo
(derecha).1 Sostenía que la velocidad y la atenuación del sonido permitirían caracterizar la
litología. Su invento falló porque ni los ingenieros especialistas en adquisición de
registros ni la tecnología de la época podían
detectar la breve diferencia de tiempo—decenas de microsegundos (µs)—existente entre
las señales que viajan a la velocidad del
sonido y los receptores separados por unas
pocas pulgadas.
Durante la Segunda Guerra Mundial, surgieron los componentes electrónicos necesarios,
lo que hizo posible la adquisición de registros
sónicos.2 Según una fuente, la primera aplicación de los registros sónicos en campos
petroleros correspondió a la localización de las
conexiones de la tubería de revestimiento y
tuvo lugar en 1946.3 La mayor parte del resto
de las fuentes históricas indican que las primeras aplicaciones sónicas aparecieron después
de los experimentos de 1948 a cargo de Humble
Oil Research, seguida por Magnolia Petroleum
Company y Shell.4 Estas compañías diseñaron
dispositivos con el fin de recolectar información de velocidad sónica para la conversión de
tiempo a profundidad de las secciones sísmicas
de superficie y para la correlación de las secciones sísmicas de superficie con las interfaces
litológicas. Las herramientas constaban de un
transmisor y uno o dos receptores separados
del transmisor por material aislante. Para
mediados de la década de 1950, las compañías
de servicios y las compañías petroleras obtenían datos con herramientas de adquisición de
registros sónicos con el fin de generar sismogramas sintéticos para su comparación con las
secciones sísmicas de superficie.5 En 1957,
habiendo concedido la licencia de la patente
de Humble, Schlumberger introdujo la primera
herramienta sónica, es decir la herramienta de
adquisición de registros de velocidad (VLT, por
sus siglas en inglés), para el mejoramiento de
la interpretación sísmica.
El primer artículo de la compañía Magnolia
Petroleum había insinuado la posibilidad adicional de utilizar las velocidades sónicas para
34
> Ilustración tomada de la patente de 1935
sobre adquisición de registros acústicos por
Conrad Schlumberger. Supuestamente, el
ingeniero de campo (13) deslizaba una camisa
(17) hasta que el sonido proveniente de los
receptores (3 y 4) parecía llegar simultáneamente a cada oído.
determinar la porosidad y la litología, pero
fueron los científicos de la división de investigación de Gulf Oil Corporation quienes
publicaron por primera vez las observaciones
experimentales que confirmaron el enlace.6
En poco tiempo, la demanda de aplicaciones
de adquisición de registros de porosidad
superó a la de las aplicaciones sísmicas.
En 1960, las brigadas de campo que probaban la respuesta de la herramienta VLT en
pozos entubados de Venezuela observaron que
ciertas zonas producían señales de baja amplitud ilegibles. Correctamente, llegaron a la
conclusión de que las señales anómalas podían
atribuirse solamente a la condición de la
cementación. La medición y la registración de
la amplitud de la señal, además del tiempo de
arribo, dio origen a una aplicación inesperada,
y los registros de la herramienta de evaluación
de la Adherencia del Cemento CBT pronto
reemplazaron a los levantamientos de temperatura para la detección del tope del cemento.
Para principios de la década de 1960, las primeras herramientas sónicas habían adquirido
decenas de miles de registros y los ingenieros
emprendieron el diseño de una herramienta de
segunda generación para abordar tres problemas: la durabilidad de la herramienta y la
debilidad de la señal en presencia de irregularidades en el pozo, y la alteración en la región
vecina al pozo. El problema de la durabilidad
de la herramienta surgió porque las primeras
herramientas empleaban caucho para aislar los
receptores de los transmisores, impidiendo así
que las ondas sonoras no deseadas se propagaran en el interior de la herramienta y que las
señales deseadas quedaran sumergidas. No
obstante, el caucho tendía a absorber el gas de
las formaciones gasíferas, provocando la expansión y la separación de la herramienta al llegar
a la superficie. La herramienta se reforzó
mediante el reemplazo del caucho por acero,
pero luego debió moldearse la cubierta para
que la trayectoria de las ondas sónicas que viajaban a través del acero fuera más larga que las
trayectorias que atravesaban la formación y
volvían a los receptores (próxima página).
Muchas herramientas sónicas modernas siguen
presentando ranuras y surcos para retardar los
arribos de las señales—conocidos como arribos
de la herramienta—que viajan estrictamente a
través de la herramienta.
La salida para el segundo problema, es decir
registros pobres en pozos irregulares, fue sugerida por el ingeniero de Shell responsable de la
primera herramienta sónica de esa compañía.7
Oilfield Review
Su arreglo compensador por efectos de pozo de
receptores y transmisores no sólo eliminó el
problema de la señal pobre en zonas lavadas
sino que removió los efectos de la inclinación y
la excentricidad de la herramienta sobre la respuesta del registro. Con la resolución de dos de
los tres problemas que importunaban a las
herramientas previas, Schlumberger incorporó
esta idea en el diseño, totalmente en acero, de
la herramienta sónica compensada por efectos
del pozo (BHC, por sus siglas en inglés), introducida en 1964. La herramienta BHC contenía
dos transmisores y cuatro receptores.
Junto con la tecnología BHC, surgió la capacidad de visualizar las formas de ondas
registradas en un osciloscopio instalado en el
camión de adquisición de registros. En la pantalla aparecían no sólo los arribos primarios
(P), u ondas compresionales, sino también los
arribos secundarios (S), u ondas de corte, y los
arribos posteriores. El hecho de reconocer la
importancia de las ondas de corte convirtió al
1. Schlumberger C: “Procédé et Appareillage pour la
Reconnaissance de Terrains Traversés par un
Sondage.” République Française Brevet d’Invention
numéro 786,863 (17 de junio de 1935). Además, consulte
Doll L: “Method of and Apparatus for Surveying the
Formations Traversed by a Borehole,” Patente de EUA
No. 2,191,119 (20 de febrero de 1940) (presentada por
los herederos de Conrad Schlumberger).
2. Los términos “sónico” y “acústico” se utilizan
indistintamente.
3. Pike B y Duey R: “Logging History Rich with
Innovation,” Hart’s E&P (Septiembre de 2002): 52–55,
http://www.spwla.org/about/Logging-history.pdf (Se
accedió el 28 de abril de 2006).
4. De Humble Oil: Mounce WD: “Measurement of
Acoustical Properties of Materials,” Patente de
EUA No. 2,200,476 (14 de mayo de 1940).
De Magnolia Petroleum Company: Summers GC
y Broding RA: “Continuous Velocity Logging,”
Geophysics 17, no. 3 (Julio de 1952): 598–614.
De Shell: Vogel CB: “A Seismic Velocity Logging
Method,” Geophysics 17, no. 3 (Julio de 1952): 586–597.
Léonardon, referencia 1, texto principal.
5. Breck HR, Schoellhorn SW y Baum RB: “Velocity Logging
and Its Geological and Geophysical Applications,”
Boletín de la Asociación Americana de Geólogos de
Petróleo 41, no. 8 (Agosto de 1957): 1667–1682.
6. Wyllie MRJ, Gregory AR y Gardner LW: “Elastic Wave
Velocities in Heterogeneous and Porous Media,”
Geophysics 21, no. 1 (Enero de 1956): 41–70.
Tixier MP, Alger RP y Doh CA: “Sonic Logging,”
Journal of Petroleum Technology 11, no. 5 (Mayo
de 1959): 106–114.
7. Vogel CB: “Well Logging,” Patente de EUA No.
2,708,485 (17 de mayo de 1955).
8. Hottman CE y Johnson RK: “Estimation of Formation
Pressures from Log-Derived Shale Properties,”
Journal of Petroleum Technology 17, no. 6 (Junio de
1965): 717–722.
9. Hornby BE: “Imaging of Near-Borehole Structure
Using Full-Waveform Sonic Data,” Geophysics 54,
no. 6 (Junio de 1989): 747–757.
10. Pistre et al, referencia 3, texto principal.
Verano de 2006
período correspondiente a mediados de la
década de 1960 en un momento de intensa
actividad relacionada con la expansión de las
aplicaciones sónicas. Los especialistas de Shell
propusieron el empleo de la relación entre la
velocidad de ondas P y la velocidad de ondas S
como indicador de la litología y además utilizaron los registros sónicos para predecir zonas
sobrepresionadas.8 Los ingenieros e investigadores de Schlumberger evaluaron el uso de las
amplitudes de las ondas P y S para localizar las
fracturas. Si bien se habían propuesto éstas y
otras aplicaciones para las ondas de corte, los
sistemas de adquisición de registros de la
época registraban solamente el tiempo de
arribo de la onda P. La forma de onda en sí,
incluyendo los arribos de las ondas P, S y posteriores, no se registraba.
Otra desventaja de la herramienta BHC era
su incapacidad para medir con precisión el
tiempo de tránsito de un estrato de la formación en zonas invadidas, alteración de lutitas y
daño inducido por la perforación. El espaciamiento de 0.9 a 1.5 m [3 a 5 pies] entre
transmisores y receptores (TR) capturaba
solamente las ondas que se propagaban en la
zona alterada, dejando sin explorar la zona
inalterada lejos del pozo. Incrementando el
espaciamiento a 2.4 y 3.7 m [8 y 12 pies], la
herramienta Sónica de Espaciamiento Largo
LSS mejoró la respuesta del registro en las
lutitas alteradas. Las velocidades sónicas de la
formación inalterada son más representativas
del yacimiento en su estado natural y proveen
sismogramas sintéticos que se ajustan mejor a
las trazas sísmicas de superficie.
El espaciamiento TR largo además estiraba
el tren de ondas recibido, separando las ondas
P, S y de otro tipo, en paquetes de energía
reconocibles. Los esfuerzos por capturar la
forma de onda completa se intensificaron, lo
que condujo al desarrollo de herramientas
que registraban formas de ondas digitales de
un arreglo de receptores. La primera versión
comercial de esta tecnología de Schlumberger, introducida en la década de 1980, se
denominó herramienta de velocidad sónica de
forma de onda completa Array-Sonic. La
adquisición de registros de forma de onda
completa dio origen a una diversidad de nuevas técnicas de procesamiento.
El fin de la década de 1980 fue testigo de la
ejecución de experimentos con fines de investigación con una herramienta sónica digital de
segunda generación. El generador de Imágenes
Sónico Dipolar DSI poseía ocho conjuntos de
cuatro receptores monopolares que podían funcionar como receptores dipolares ortogonales y
estaban provistos de una fuente monopolar y
dos fuentes dipolares orientadas en sentido
ortogonal. Las fuentes dipolares generaban
ondas flexurales, lo que permitía la caracterización de la anisotropía de la formación y la
lentitud de las ondas de corte, tanto en formaciones lentas como en formaciones rápidas.
También a fines de la década de 1980, los
investigadores de Schlumberger probaron una
variedad de herramientas acústicas con receptores múltiples para comprobar su capacidad de
generación de imágenes sónicas; imágenes de
tipo sísmico, lejos del pozo.9 El primer servicio
comercial de generación de imágenes sónicas
se corrió en 1996 pero el procesamiento implicaba un uso intensivo de tiempo y personal.
En el año 2005, la plataforma de barrido
acústico Sonic Scanner combinó numerosas
innovaciones del pasado e incorporó las mediciones radiales para explorar simultáneamente
la formación con el fin de estimar las lentitudes en la región vecina al pozo y en el campo
lejano.10 La herramienta en sí está completamente caracterizada con componentes
acústicos predecibles. El amplio rango de frecuencias de los transmisores monopolares y
dipolares ofrece excelente calidad de formas
de ondas en formaciones de todo tipo.
> Una sonda de adquisición de registros
sónicos con ranuras para retardar los arribos
propios de la herramienta.
35
Acústica de pozo
Las ondas acústicas de los pozos pueden ser tan simples o tan complejas como las
formaciones en las que se propagan. Comprender los principios de la propagación de
ondas es esencial para poder apreciar la moderna tecnología de los registros sónicos.
Jakob B.U. Haldorsen
David Linton Johnson
Tom Plona
Bikash Sinha
Henri-Pierre Valero
Kenneth Winkler
Ridgefield, Connecticut, EUA
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Jeff Alford, Houston, Texas; y a Andy Hawthorn
y Don Williamson, Sugar Land, Texas.
36
Día a día estamos rodeados de sonidos que provienen de distintas fuentes. Los teclados hacen
clic, los grillos cantan, los teléfonos suenan y las
personas ríen. Todos comprendemos la información contenida en estos sonidos de manera
automática. Para la mayoría de nosotros, descifrar los sonidos que escuchamos a diario es
mucho más importante que saber qué son las
ondas acústicas y cómo se propagan.
No obstante, para los geocientíficos y otros
profesionales que deben comprender la información contenida en las ondas sonoras que viajan
por la Tierra, sí es esencial conocer qué son las
ondas acústicas y cómo se propagan. Este artículo examina los tipos básicos de fuentes
acústicas y las ondas sonoras que viajan en las
rocas presentes en las proximidades de un pozo.
Además se analizan los efectos que poseen las
variaciones de las propiedades de las rocas
sobre la propagación de las ondas acústicas.
Las ondas acústicas registradas por las
herramientas de adquisición de registros sónicos
dependen de la fuente de energía, la trayectoria
que adoptan y las propiedades de la formación y
del pozo. En la adquisición de registros con
herramientas operadas con cable, existen dos
tipos de fuentes principales: monopolares y dipolares. Un transmisor monopolar emite energía
desde de su centro hacia todas las direcciones
por igual, mientras que un transmisor dipolar
emite energía en una dirección preferida.
Desde un transmisor monopolar colocado en
el centro del pozo, un frente de onda esférico
recorre una distancia corta a través del fluido
del pozo hasta que se encuentra con la pared del
mismo. Parte de esa energía se vuelve a reflejar
en el pozo y otra parte hace que las ondas se
propaguen en la formación (próxima página,
extremo superior). La dirección de propagación
de las ondas es siempre perpendicular al frente
de onda. Este caso simple asume además que la
formación es homogénea e isotrópica y que la
herramienta sónica en sí no produce otro efecto
sobre la propagación de las ondas.1
El ambiente cilíndrico 3D del pozo complica
esta explicación, que puede simplificarse examinando un plano vertical a través del eje de un
pozo vertical. En el sistema 2D resultante, los
frentes de onda se convierten en círculos y se
propagan en un plano. En un mundo 3D, los frentes de onda se propagan por todas partes desde
la fuente y rodean el pozo en forma simétrica.
En la simplificación 2D, cuando el frente de
onda generado en el lodo de perforación se
encuentra con la pared del pozo, produce tres
nuevos frentes de onda. Un frente de onda reflejado regresa hacia el centro del pozo a una
velocidad Vm. Las ondas compresionales, ondas
P, y las ondas de corte, ondas S, son transmitidas o refractadas a través de la interfaz
existente entre el lodo y la pared del pozo y viajan en la formación a las velocidades Vp y Vs,
respectivamente. Éste es el caso más simple
correspondiente a una formación dura o rápida,
donde Vp > Vs > Vm.
Una vez que la onda P refractada se vuelve
paralela a la pared del pozo, se propaga a lo
largo de la interfaz existente entre el pozo y la
formación a una velocidad Vp, más rápida que la
onda reflejada presente en el fluido del pozo. De
acuerdo con el principio de Huygens, cada punto
de una interfaz excitada por una onda P actúa
como una fuente secundaria de ondas P en el
pozo, y de ondas P y S en la formación. La combinación de estas ondas secundarias en el pozo
crea un nuevo frente de onda lineal denominado
Oilfield Review
40
70
80
90
110
170
Onda cónica
de corte
Onda cónica
compresional
> Los primeros momentos de la propagación simplificada de los frentes de onda desde un transmisor monopolar colocado en un pozo lleno de fluido (azul) y
en una formación rápida (pardo). Ambos medios se suponen homogéneos e isotrópicos. Los efectos de la herramienta se ignoran. La progresión de tiempo
tiene lugar hacia la derecha. Los números que aparecen en el extremo superior izquierdo corresponden al tiempo en µs después de haber sido disparada
la fuente. Los frentes de ondas generados en el lodo se muestran en negro, los frentes de ondas compresionales generados en la formación en azul, y los
frentes de ondas de corte generados en la formación en rojo. La onda cónica compresional puede verse a los 90 µs y la onda cónica de corte a los 170 µs.
onda cónica (head wave).2 Esta primera onda
cónica generada en el lodo se conoce como onda
cónica compresional y su arribo a los receptores
se registra como el arribo de las ondas P. La
onda P requiere más tiempo para llegar a los
receptores que se encuentran más alejados de la
fuente. La diferencia de tiempo que existe entre
los arribos de las ondas P, dividida por la distancia recorrida, se conoce como ∆ t (tiempo de
tránsito o lentitud), y es la inversa de la velocidad. Se trata de la medición más básica
obtenida de los registros sónicos.3
La onda P que penetra en la formación se
conoce como onda volumétrica (body wave) y su
penetración en la formación continúa a menos
que un reflector la envíe nuevamente hacia el
pozo, momento en el cual se denomina onda P
reflejada. Los métodos de levantamientos sísmicos estándar ignoran las ondas P reflejadas, pero
las aplicaciones especiales, como las que se describen al final de este artículo, se valen de la
información extra contenida en las ondas P
reflejadas.
El comportamiento de las ondas S refractadas es similar al de las ondas P refractadas.
Cuando la onda S refractada se vuelve paralela a
la pared del pozo, se propaga a lo largo de la
interfaz existente entre el pozo y la formación
como una perturbación de corte, a una velocidad
Vs, y genera otra onda cónica en el fluido del
pozo. Su arribo a los receptores se registra como
la onda S. De esta manera, la lentitud de las
ondas de corte de una formación rápida puede
medirse con una herramienta rodeada por el
fluido del pozo, aunque las ondas S no se pueden
propagar a través del fluido.
Verano de 2006
En los casos en los que la velocidad de las
ondas de corte es menor que la velocidad de las
ondas de lodo—situación conocida como formación lenta—el frente de onda de corte en la
formación nunca forma un ángulo recto con el
pozo. No se genera ninguna onda cónica de corte
en el fluido. Tanto en las formaciones rápidas
como en las formaciones lentas, una onda volumétrica S penetra en la formación.
Otra forma de visualizar cómo viajan las
ondas cónicas y las ondas volumétricas P y S
cerca del pozo es a través de la técnica de trazado de rayos. Estrictamente hablando, la
técnica de trazado de rayos es válida solamente
cuando la longitud de onda es mucho menor que
el diámetro del pozo, o cuando los frentes de
onda pueden representarse como planos en
lugar de esferas o conos. La mayoría de los
modos acústicos de pozos, especialmente los
existentes en bajas frecuencias, no satisfacen
estas condiciones; sin embargo, la técnica de
trazado de rayos puede seguir siendo útil a los
fines de la visualización. Un rayo es simplemente
una línea perpendicular a un frente de onda,
que muestra la dirección de viaje. Una trayectoria de rayos entre dos puntos indica la
trayectoria de viaje más rápida. Los cambios de
la trayectoria de rayos se producen en las interfaces y siguen la ley de Snell; una ecuación que
relaciona los ángulos con los que los rayos viajan
a ambos lados de una interfaz con sus propias
velocidades de propagación (derecha). Entre
otras cosas, la ley de Snell explica las condiciones bajo las cuales se forman las ondas cónicas y
la razón por la cual no se forma ninguna de estas
ondas en las formaciones lentas.
Pozo
Formación
P refractada
S refractada
P reflejada
θ2
θ1
θs
θ1
Onda P incidente
Fuente
Velocidad del lodo, Vm
Velocidad P, Vp > Vm
Velocidad S, Vs
Sen θ1 = Sen θ2 = Sen θs
Vm
Vp
Vs
> Reflexión y refracción de los frentes de onda en
las interfaces y ley de Snell. El parámetro θ1 es el
ángulo de las ondas P incidentes y reflejadas. El
parámetro θ2 es el ángulo de las ondas P refractadas. El parámetro θs es el ángulo de las ondas S
refractadas. La variable Vm es la velocidad de las
ondas de lodo. La variable Vp es la velocidad de
las ondas P generadas en la formación y la variable Vs es la velocidad de las ondas S generadas
en la formación. Cuando el ángulo de refracción
es de 90°, se crea una onda cónica.
1. Una formación homogénea es aquella que posee una
velocidad uniforme. En otras palabras, la velocidad es
independiente de la ubicación. Una formación isotrópica
es aquella en la que la velocidad es independiente de la
dirección de propagación.
2. La onda cónica (head wave) posee un frente de onda
cónica en 3D.
3. El valor de la lentitud (inversa de la velocidad) se
expresa típicamente en unidades de µs/pie.
37
por el estado del pozo. En formaciones lentas, los
modos guiados pierden parte de su energía en la
formación, en forma de ondas que irradian hacia
el interior de la formación. Éstos se denominan
modos con fugas y se propagan a velocidades que
oscilan entre las velocidades P y S. Los modos
con fugas son dispersivos, lo que significa que sus
diferentes componentes de frecuencia viajan a
diferentes velocidades.
Ondas de Stoneley
Los últimos arribos provenientes de una fuente
monopolar son las ondas de interfaz o de superficie. Las ondas de superficie fueron propuestas
por primera vez por Lord Rayleigh en 1885.4 Lord
Rayleigh investigó la respuesta de un material
elástico en contacto con un vacío en la superficie
laminar y observó que una onda se propagaba a
lo largo de la superficie con un movimiento de
partículas, cuya amplitud se reducía con la distancia a la superficie; propiedad conocida como
evanescencia. Los resultados de Rayleigh predijeron la existencia de ondas que se propagan a lo
Conjunto de
receptores
Transmisor
Estado
Efecto
Receptor
Zona de
alteración
Formación
inalterada
> Técnica de trazado de rayos que utiliza la ley de Snell
para modelar las trayectorias de rayos. Aquí, los rayos se
trazan a través de una formación que posee una velocidad
radialmente variable en una zona de alteración. La velocidad se reduce cerca del pozo y se incrementa con la
distancia, situación que tiene lugar cuando las operaciones de perforación inducen daño en la región vecina al
pozo. Los rayos que viajan hacia los receptores más cercanos al transmisor se propagan sólo a través de la zona
alterada (marrón oscuro) y los rayos que viajan hacia los
receptores distantes miden la velocidad de la formación
inalterada (marrón claro).
La técnica de trazado de rayos es útil para
entender por dónde viajan las ondas y para
modelar los fundamentos del diseño de las
herramientas sónicas, tales como la determinación del espaciamiento entre transmisores y
receptores (TR) que se requiere para asegurar
que la trayectoria en la formación sea más
rápida que la trayectoria directa en el lodo, para
los tamaños de pozos y las velocidades de ondas
P y S de formaciones habituales. Esto asegura
que la herramienta mida las propiedades de la
formación en vez de medir las propiedades del
lodo del pozo. La técnica de trazado de rayos
también ayuda a describir la relación entre el
espaciamiento TR y el espesor de la zona alterada en la región vecina al pozo y el contraste de
velocidad (arriba). Además, se utiliza en técnicas de inversión, tales como la reconstrucción
38
tomográfica que resuelve los modelos de lentitud si se dispone de información sobre el tiempo
de arribo.
Después de las ondas cónicas P y S, las
siguientes ondas que arriban a los receptores
desde una fuente monopolar son las ondas de
lodo directas y reflejadas. A éstas a su vez le
siguen los modos de propagación guiados y las
ondas de interfaz que deben su existencia a la
naturaleza cilíndrica del pozo. Los modos de
propagación guiados surgen de las reflexiones
internas múltiples presentes dentro del pozo.
Los frentes de onda de longitudes de ondas particulares que rebotan entre las paredes del pozo
interfieren constructivamente entre sí y producen una serie de resonancias o modos normales.
Los modos de propagación guiados no siempre
se ven en los registros y pueden ser afectados
Atenuada
Reflejada
ra
ctu
Fra
Atenuada
y frenada
Formación
permeable
Onda de
Stoneley
Transmisor
> La onda de Stoneley viaja en la interfaz existente entre el pozo y la formación. La onda de
Stoneley es dispersiva y el movimiento de sus
partículas es simétrico en torno al eje del pozo.
En las bajas frecuencias, la onda de Stoneley
es sensible a la permeabilidad de la formación.
Las ondas que viajan más allá de las fracturas
y formaciones permeables pierden fluido y la
disipación viscosa produce la atenuación de la
amplitud de las ondas y un incremento de su
lentitud. En las fracturas abiertas, las ondas de
Stoneley son tanto reflejadas como atenuadas.
Las flechas rojas en el centro del pozo simbolizan la amplitud de las ondas de Stoneley.
Oilfield Review
Onda
compresional
Onda
de corte
Onda
de Stoneley
13
12
11
10
Número de receptor
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
1,000
3,000
5,000
Tiempo, µs
> Formas de ondas típicas provenientes de un transmisor monopolar en una formación rápida, donde se
muestran las ondas compresionales, de corte y de Stoneley. Las líneas de guiones rosas corresponden a
los tiempos de arribo. A la izquierda se muestra un conjunto de receptores de la herramienta de adquisición de registros sónicos.
largo de la superficie terrestre y dan origen a los
temblores devastadores causados por los terremotos. El mismo efecto, en una escala mucho
menor, genera el ruido “de superficie” en los
levantamientos sísmicos de superficie.
En 1924, Stoneley observó las ondas que se
propagaban en la interfaz existente entre dos
sólidos y notó un tipo similar de onda de superficie.5 El caso particular correspondiente a un
pozo lleno de fluido, es decir la interfaz entre un
sólido y un líquido fue descrito no por Stoneley
sino por Scholte.6 Sin embargo, las ondas que
viajan en la interfaz fluido-pozo, se conocen
como ondas de Stoneley. En otras áreas de la
geofísica, las ondas que viajan en una interfaz
fluido-sólido se denominan ondas de Scholte o
de Scholte-Stoneley.7
La onda de Stoneley aparece en casi todos
los registros sónicos monopolares. Su velocidad
es menor que las velocidades de las ondas de
corte y las ondas de lodo y es levemente dispersiva, de manera que diferentes frecuencias se
propagan a diferentes velocidades.
El decaimiento de la amplitud de las ondas
de Stoneley con la distancia que existe hasta la
interfaz fluido-pozo también depende de la frecuencia; en las frecuencias altas, la amplitud
decae rápidamente con la distancia existente
Verano de 2006
hasta la pared del pozo. No obstante, en las frecuencias bajas—o en longitudes de ondas
comparables con el diámetro del pozo—la amplitud de las ondas de Stoneley decae muy poco con
la distancia que media hasta la pared del pozo.
En frecuencias suficientemente bajas, la amplitud es casi constante entre un lado del pozo y el
otro, creando lo que se conoce como onda tubular. Un ejemplo de onda tubular es el efecto de
golpe de ariete que se presenta en las operaciones de instalación de cañerías cuando el flujo
irrumpe repentinamente.
La onda de Stoneley de baja frecuencia es
sensible a la permeabilidad de la formación.
Cuando la onda encuentra fracturas o formaciones permeables, el fluido vibra respecto del
sólido, causando disipación viscosa en estas
zonas, lo que atenúa la onda y reduce su velocidad (página anterior, a la derecha). Las
reducciones del nivel de energía y de la velocidad de las ondas de Stoneley varían con la
frecuencia de las ondas. Los datos de la dispersión de las ondas de Stoneley, a lo largo de un
ancho de banda de frecuencias grande, pueden
invertirse para estimar la permeabilidad de la
formación.8 Las fracturas abiertas también pueden hacer que las ondas de Stoneley vuelvan a
reflejarse hacia el transmisor. La relación entre
la energía reflejada y la energía incidente se
correlaciona con la apertura de la fractura. Esta
técnica de detección de fracturas permeables
funciona bien en formaciones duras.9
Todas las ondas descritas precedentemente
se propagan simétricamente por el pozo, hacia la
superficie y hacia el fondo, y pueden ser detectadas por receptores monopolares; habitualmente
hidrófonos. Los hidrófonos son sensibles a los
cambios de presión en el fluido del pozo y poseen
una respuesta omnidireccional; esto significa
que responden del mismo modo a los cambios de
presión desde cualquier dirección.
Las formas de ondas registradas a una profundidad dada se despliegan en forma inicial como
una serie de tiempo proveniente del conjunto de
receptores (izquierda). En ciertos registros, los
tiempos de arribo de las ondas P, las ondas S y las
ondas de Stoneley, pueden verse claramente,
pero a menudo se utilizan técnicas de procesamiento de datos para picar los tiempos con
precisión. La diferencia en los tiempos de arribo,
dividida por la distancia entre los receptores, da
como resultado la inversa de la velocidad o lentitud para cada modo. No obstante, en muchos
registros, los altos niveles de ruido, las malas condiciones del pozo u otros factores pueden hacer
que estos arribos sean indistintos o se mezclen
entre sí. En esos casos, el picado visual o automatizado de los tiempos de arribo no provee el valor
de la lentitud verdadera.
Las lentitudes de las ondas pueden estimarse
adecuadamente con mínima intervención
humana, utilizando una técnica de procesa4. Strutt JW, Tercer Barón de Rayleigh: “On Waves
Propagated Along the Plane Surface of an Elastic Solid,”
Memorias de la Sociedad Matemática de Londres 17
(1885): 4.
Las ondas de Rayleigh presentes en la superficie
terrestre poseen componentes de movimiento verticales
y horizontales. Otras ondas de superficie descubiertas
por A.E.H. Love poseen dos componentes de movimiento
horizontales.
5. Stoneley R: “Elastic Waves at the Surface of Separation
of Two Solids,” Memorias de la Royal Society, Serie A
106 (1924): 416–428.
6. Scholte JG: “On the Large Displacements Commonly
Regarded as Caused by Love Waves and Similar
Dispersive Surface Waves,” Memorias de la Koninklijke
Nederlanse Akademie van Wetenschappen 51 (1948):
533–543.
7. Bohlen T, Kugler S, Klein G y Theilen F: “Case History
1.5D Inversion of Lateral Variation of Scholte-Wave
Dispersion,” Geophysics 69, no. 2 (marzo-abril de 2004):
330–344.
8. Winkler KW, Liu HL y Johnson DJ: “Permeability and
Borehole Stoneley Waves: Comparison Between
Experiment and Theory,” Geophysics 54, no. 1 (Enero
de 1989): 66–75.
9. Hornby BE, Johnson DL, Winkler KW y Plumb RA:
“Fracture Evaluation Using Reflected Stoneley Wave
Arrivals,” Geophysics 54, no. 10 (Octubre de 1989):
1274–1288.
39
Fuentes dipolares
Hasta este momento, el análisis se centró en las
ondas generadas por fuentes monopolares; sin
embargo, para ciertas aplicaciones, se requiere
otro tipo de fuente. Por ejemplo, en formaciones
lentas, donde las fuentes monopolares no pueden excitar las ondas de corte, una fuente
dipolar puede resultar efectiva. La fuente dipo-
Número de forma de onda
13
11
9
7
5
3
1
1,000
3,500
6,000
Tiempo, µs
> Formas de onda de modo flexural que muestran
cambios en la forma de la onda a lo largo del
conjunto de receptores. En este caso, la forma
de la onda se estira en el tiempo entre el receptor cercano (extremo inferior) y el receptor lejano (extremo superior). El cambio en la forma de
la onda es causado por la dispersión.
40
Coherencia STC
Número de forma de onda
Formas de onda desde 3,764.89 pies
Onda
Onda
Onda de
compresional de corte
Stoneley
Lentitud
40
13
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
1,000
2,000
3,000
4,000
µs/pie
340
5,000
Tiempo, µs
3,760
300
Lentitud, µs/pie
miento de señales que busca semejanzas—lo que
en matemática se conoce como semblanza o
coherencia—en las formas de ondas, a lo largo
del conjunto de receptores.10 El método comienza
con un tiempo de arribo y un valor de lentitud
asumidos para cada tipo de onda, para luego buscar el conjunto de formas de onda para el tiempo
y la lentitud que maximizan la coherencia. La gráfica de coherencia para los diferentes valores de
lentitud y tiempo se conoce como gráfica de coherencia-tiempo-lentitud (STC, por sus siglas en
inglés) y a partir de esa gráfica se pueden identificar los valores máximos locales de las curvas de
nivel de coherencia (derecha). Los valores máximos correspondientes a la lentitud de las ondas
compresionales, de corte y de Stoneley, representados gráficamente para cada profundidad, crean
un registro de lentitud. Las dos dimensiones de
una gráfica STC se comprimen para generar una
sola dimensión mediante la proyección de los
picos de coherencia sobre el eje de lentitud. Esta
banda vertical de coherencias codificadas en
color, si se grafica horizontalmente en la profundidad correcta, forma un elemento de un registro
de proyección STC; un resultado estándar de los
registros sónicos. La lentitud de cada modo se
representa gráficamente por encima de la proyección STC.
200
100
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
Tiempo, µs
3,770
> Procesamiento STC (coherencia-tiempo-lentitud) para arribos desde fuentes
monopolares. Las formas de onda en una profundidad dada (extremo superior
izquierdo), se exploran dentro de ventanas de tiempo y a lo largo de un rango de
ángulos; conocidos como curvaturas, que se relacionan con la lentitud. Cuando
las señales sobre las formas de ondas que se encuentran dentro de la ventana
exhiben la mejor correlación, el valor de coherencia es el más alto. Una gráfica
STC correspondiente a esa profundidad (extremo inferior izquierdo) muestra la
coherencia codificada en color en el plano tiempo-lentitud, destacándose el valor
de coherencia máximo en rojo. Los valores de coherencia se proyectan sobre
una faja vertical, a lo largo del eje de lentitud, y luego se muestran como una
faja horizontal delgada, a la profundidad correcta, en el registro de proyección
STC (derecha). Uniendo los valores de coherencia más altos en todas las
profundidades se genera un registro de lentitud para cada onda.
lar excita principalmente las ondas flexurales,
además de las ondas cónicas compresionales y
de corte. El movimiento de una onda flexural a
lo largo del pozo puede concebirse en forma
similar a la perturbación que viaja hacia la copa
de un árbol cuando alguien parado en el piso
sacude su tronco. Esta analogía opera mejor si el
tronco del árbol está fijo en el extremo superior
y posee un diámetro constante.
Habitualmente, una herramienta diseñada
para generar ondas flexurales contiene dos fuentes dipolares orientadas en forma perpendicular
entre sí a lo largo de los ejes X e Y de la herramienta. Los transmisores dipolares se disparan
por separado. Primero se dispara el dipolo X y se
registra una forma de onda flexural. Luego se
dispara el dipolo Y, obteniéndose una medición
independiente. La onda flexural viaja a lo largo
del pozo en el plano de la fuente dipolar que la
generó. El movimiento de las partículas de la
onda flexural es perpendicular a la dirección de
propagación de la onda, en forma similar a las
ondas S, y la lentitud de las ondas flexurales se
relaciona con la lentitud de las ondas S. La
extracción de la lentitud de las ondas S a partir
de los datos de ondas flexurales es un proceso de
pasos múltiples.
Las ondas flexurales son dispersivas, lo que
significa que su lentitud varía con la frecuencia
(izquierda). En muchos conjuntos de formas de
ondas flexurales es posible ver el cambio de la
forma de onda a lo largo del conjunto de receptores, ya que las diferentes componentes de
frecuencia se propagan a diferentes velocidades.
Oilfield Review
Dado que la forma de la onda cambia a lo largo
del conjunto de receptores, los métodos estándar de estimación de la lentitud, tales como el
procesamiento STC que se basa en la semejanza
de las formas de las ondas, deben adaptarse
para tratar las ondas dispersivas. El procesamiento STC dispersivo identifica la lentitud de
las componentes de frecuencia individuales.11
La representación gráfica de la lentitud de las
ondas flexurales en función de la frecuencia se
conoce como curva de dispersión (abajo). El análisis de curvas de dispersión compara las curvas
de dispersión acústica modeladas para formaciones isotrópicas homogéneas con las curvas
medidas con las herramientas sónicas de pozos.12
La profundidad de investigación radial de las
ondas flexurales equivale aproximadamente a
una longitud de onda. Las ondas flexurales de
baja frecuencia exploran la formación en profundidad y las ondas flexurales de alta frecuencia
poseen profundidades de investigación más
someras. Por lo tanto, el análisis de la lentitud
del modo flexural en función de la frecuencia,
puede proveer información detallada sobre la
formación cerca y lejos del pozo.
En la frecuencia cero, la lentitud de las
ondas flexurales es la lentitud verdadera de las
ondas de corte de la formación. La representación gráfica de la lentitud de las ondas flexurales
en función de la frecuencia y la identificación del
límite de frecuencia cero de la curva permiten la
estimación de la lentitud de las ondas de corte
generadas en las formaciones. De esta manera, el
análisis de la dispersión de las ondas flexurales
400
Onda de Stoneley
Lentitud, µs/pie
300
200
Flexural
dipolar
100
Onda de corte
0
0
2
4
6
Anisotropía
La alineación espacial de los granos minerales,
las capas, las fracturas o el esfuerzo hace que la
velocidad de las ondas varíe con la dirección;
propiedad que se conoce como anisotropía.14 En
los levantamientos sísmicos, se sabe que la
anisotropía de las lutitas de los estratos de
sobrecarga dificulta la generación de imágenes,
las cuales necesitan corregirse para colocar los
objetivos del yacimiento en la posición correcta.
La información sobre la anisotropía también es
necesaria toda vez que se requiere conocer la
mecánica de las rocas. Las operaciones de perforación direccional, perforación en áreas
tectónicamente activas, diseño de disparos
(punzados, cañoneos) orientados, planeación de
operaciones de fracturamiento hidráulico y
desarrollo de planes de recuperación por mantenimiento de presión, requieren un conocimiento
adecuado de la anisotropía elástica.
Los procesos naturales que producen la anisotropía, también hacen que ésta posea una de dos
orientaciones principales: horizontal o vertical.
Como primera aproximación, las capas horizontales crean un medio anisotrópico que puede
considerarse isotrópico en todas las direcciones
horizontales, pero que es anisotrópico verticalmente. Este tipo de medio se conoce como
TIV
y Eje de simetría
vertical
x
z
TIH
y
x
Eje de simetría
horizontal
z
> Geometrías simplificadas en la anisotropía elástica. En las capas horizontales (extremo superior),
las propiedades elásticas pueden ser uniformes
en la dirección horizontal pero varían verticalmente. Este tipo de medio puede representarse
como transversalmente isotrópico con un eje de
simetría vertical (TIV). Esto significa que la formación puede rotarse alrededor de su eje para
generar un medio con las mismas propiedades.
En formaciones con fracturas verticales (extremo
inferior), las propiedades elásticas pueden ser
uniformes en los planos verticales paralelos a las
fracturas, pero pueden variar en la dirección
perpendicular a los mismos. Este medio puede
representarse como transversalmente isotrópico
con un eje de simetría horizontal (TIH).
transversalmente isotrópico con un eje de simetría vertical (TIV) (arriba). De un modo similar,
las fracturas verticales crean un medio anisotrópico simplificado que puede ser considerado
isotrópico en cualquier dirección alineada con
los planos de fracturas, y anisotrópico en la dirección ortogonal a los planos de fracturas. Este
medio se conoce como transversalmente isotrópico con un eje de simetría horizontal (TIH).
8
Frecuencia, kHz
> Curvas de dispersión que caracterizan los valores de lentitud de propagación en diferentes frecuencias en una formación isotrópica. Las ondas
de corte no son dispersivas; todas sus componentes de frecuencia viajan con la misma lentitud.
Las ondas de Stoneley son sólo levemente dispersivas. Los modos flexurales excitados por una
fuente dipolar exhiben gran dispersión en esta
formación. En el límite de frecuencia cero, la lentitud de las ondas flexurales tiende a la lentitud
de las ondas de corte (línea de puntos).
Verano de 2006
permite la estimación de la lentitud de las ondas
de corte en formaciones rápidas o lentas.13
Hasta ahora, este artículo se concentró en el
caso más simple de una formación isotrópica
homogénea y de fuentes monopolares y dipolares. Dicho tipo de formación posee una lentitud
de ondas P, una lentitud de ondas de Stoneley y
una lentitud de ondas S. La mayoría de las aplicaciones para la utilización de los resultados de
los registros sónicos con el fin de inferir la porosidad, la permeabilidad, el tipo de fluido, los
módulos elásticos, la litología o la mineralogía
de la formación, han sido desarrolladas para formaciones isotrópicas homogéneas. En las
formaciones heterogéneas o anisotrópicas surgen complejidades adicionales. El resto de este
artículo aborda la anisotropía primero y luego se
ocupa de las formaciones heterogéneas.
10. Kimball CV y Marzetta TL: “Semblance Processing of
Borehole Acoustic Array Data,” Geophysics 49, no. 3
(Marzo de 1984): 274–281.
11. Kimball CV: “Shear Slowness Measurement by
Dispersive Processing of the Borehole Flexural Mode,”
Geophysics 63, no. 2 (marzo-abril de 1998): 337–344.
12. Murray D, Plona T y Valero H-P: “Case Study of Borehole
Sonic Dispersion Curve Analysis,” Transcripciones del
45o Simposio Anual sobre Adquisición de Registros de
la SPWLA, 6 al 9 de junio de 2004, Noordwijk, Países
Bajos, artículo BB.
Los parámetros clave requeridos para el modelado de
las curvas de dispersión son la lentitud de la formación,
la densidad de la formación, la velocidad y densidad del
fluido del pozo, y el diámetro del pozo.
13. Sinha BK y Zeroug S: “Geophysical Prospecting Using
Sonics and Ultrasonics,” en Webster JG (ed):
Enciclopedia de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos
Wiley Vol. 8. Ciudad de Nueva York: John Wiley and
Sons, Inc. (1999):340–365.
14. Esto vale para alineaciones en escalas más pequeñas
que la longitud de onda de las ondas en cuestión.
Armstrong P, Ireson D, Chmela B, Dodds K, Esmersoy C,
Miller D, Hornby B, Sayers C, Schoenberg M, Leaney S y
Lynn H: “The Promise of Elastic Anisotropy,” Oilfield
Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 36–47.
41
as
ón
ón
ci
irec
de
ci
aga
rop
s
e la
ond
d
Amplitud
de las ondas
compresionales
p
o
mp
Tie
D
Receptores
dipolares
A
Movimiento de
las partículas
Onda S
rápida
Onda S
lenta
Amplitud
de las ondas
de corte lentas
Movimiento de
las partículas
o
mp
Tie
Fuente
dipolar
B
Amplitud
de las ondas
de corte rápidas
Movimiento de
las partículas
o
mp
Tie
C
Eje de simetría
horizontal
> Movimiento de las partículas y dirección de propagación en las ondas compresionales y en
las ondas de corte. Las ondas compresionales (A) poseen un movimiento de partículas que
sigue la dirección de propagación de las ondas. Las ondas de corte poseen un movimiento
de partículas ortogonal a la dirección de propagación de las ondas. En un material anisotrópico TIH (extremo inferior), una onda de corte que se propaga en sentido paralelo a las
fracturas se divide. La onda S, con un movimiento de partículas verticalmente polarizado en
sentido paralelo a las fracturas (C), es más rápida que la onda S con un movimiento de partículas polarizado en sentido ortogonal a las fracturas (B).
Las ondas sónicas son sensibles a estas
diferencias direccionales existentes en las propiedades de los materiales. Las ondas viajan más
rápido cuando la dirección del movimiento de las
partículas—polarización—es paralela a la dirección de mayor rigidez. Las ondas compresionales
poseen un movimiento de partículas en la dirección de propagación, de modo que las ondas P
viajan más rápido en las direcciones paralelas a la
estratificación y a las fracturas, y se propagan
más lentamente cuando la dirección es perpendicular a la estratificación y a las fracturas.
42
Las ondas de corte poseen un movimiento de
partículas perpendicular a la dirección de propagación (arriba). En medios isotrópicos, el
movimiento de las partículas de las ondas S está
contenido en el plano que contiene las trayectorias de rayos P y S. En los medios anisotrópicos,
una onda S se separará en dos ondas de corte
con diferentes polarizaciones y diferentes velocidades. La onda S polarizada en sentido paralelo
a la estratificación o a las fracturas es más
rápida que la onda S polarizada en sentido ortogonal con respeto a la estratificación o a las
Impulso
de la
fuente
> División de las ondas de corte en un pozo vertical en un medio TIH con fracturas verticales.
Independientemente de cómo esté orientada la
fuente dipolar respecto de las direcciones rápida
y lenta del medio, la onda de corte se dividirá en
una componente rápida y una componente lenta.
La componente rápida se alinea en forma paralela al plano de las fracturas, mientras que la
componente lenta se alinea en sentido perpendicular al plano de las fracturas.
fracturas. Las ondas flexurales se comportan
como las ondas S y por lo tanto se separan de la
misma forma. En el análisis que se presenta a
continuación, las ondas S y las ondas flexurales
son utilizadas en forma indistinta.
Los registros sónicos pueden utilizarse para
detectar y cuantificar la dirección y la magnitud
de la anisotropía si la geometría de la herramienta y el eje de anisotropía están correctamente alineados. En un medio TIH, tal como una
formación con fracturas verticales alineadas, las
ondas S que se propagan a lo largo de un pozo
vertical se dividen en dos ondas, y la onda rápida
se polariza en el plano de las fracturas (arriba).
De un modo similar, en un medio TIV, tal como
una lutita o un intervalo finamente estratificado,
las ondas S que se propagan en un pozo horizontal se dividen y la onda rápida se polariza en el
plano de estratificación.
La polarización de las ondas S divididas por
la anisotropía no puede ser detectada por un
receptor monopolar unitario. Se requieren
receptores direccionales. Se puede crear un
receptor direccional adecuado mediante la sustitución de un receptor monopolar unitario por
dos o más pares de receptores monopolares.
Cada par de receptores monopolares actúa como
Oilfield Review
un receptor dipolar. Para la registración
correcta de las ondas flexurales, al menos un
receptor dipolar se alinea con cada transmisor
dipolar. Con cada disparo de la fuente dipolar,
las señales son registradas por el receptor dipolar orientado en línea (inline) con esa fuente y
además por el receptor dipolar orientado fuera
de línea (offline) (derecha). 15 Este ejemplo
muestra la registración de las ondas flexurales
en 13 estaciones receptoras distribuidas en anillos en cada estación.16
En las formaciones isotrópicas, las ondas flexurales generadas por una fuente dipolar
permanecen polarizadas en el plano de la fuente
y se detectan solamente en el receptor dipolar
alineado en ese plano. No obstante, en las formaciones anisotrópicas, la onda flexural se divide
en una componente rápida y una componente
lenta, alineadas con la anisotropía de la formación. A menos que los ejes de la herramienta
estén alineados accidentalmente con las direcciones rápida y lenta de la formación, la energía
de las ondas flexurales será registrada tanto por
los receptores que están fuera de línea como por
los receptores que están en línea con esa fuente.
Las direcciones, o azimuts, de las ondas de
corte o de las ondas flexurales rápidas y lentas
pueden verse en un registro dipolar cruzado. La
creación de un registro dipolar cruzado constituye un proceso de pasos múltiples. El primer
paso implica la descomposición y recombinación
de las formas de ondas adquiridas en todos los
sensores, en cada estación receptora, para dar
como resultado, en cada profundidad, cuatro formas de ondas correspondientes a las respuestas
en línea y fuera de línea con los dos transmisores
dipolares ortogonales. A continuación, estas formas de onda se rotan matemáticamente para
colocarlas en un sistema de coordenadas consistente con las direcciones de la energía de forma
de onda fuera de línea máxima y mínima.17 Luego,
las formas de ondas correspondientes a las orientaciones de las ondas de corte rápida y lenta se
someten a un procesamiento por semblanzas
para obtener las lentitudes de dichas ondas.18 Las
zonas con lentitudes de ondas de corte rápidas y
lentas equivalentes son isotrópicas, mientras que
las zonas con diferencias considerables entre las
lentitudes de ondas de corte rápidas y lentas son
altamente anisotrópicas.
Las lentitudes de las ondas S rápidas y lentas,
y de las ondas P y las ondas de Stoneley—las cuatro lentitudes que pueden medirse mediante los
registros sónicos en un medio anisotrópico—se
transforman en cuatro módulos anisotrópicos.
Con estos cuatro módulos es posible caracterizar
el más simple de los medios anisotrópicos. Los
medios TIV y TIH requieren cinco módulos para
Verano de 2006
R13x
Anillo de receptor 13
R13y
Anillo de receptor 12
R12y
R12x
Anillo de receptor 11
R11y
R11x
R10x
R9x
R8x
R10y
Anillo de receptor 10
R9y
Anillo de receptor 9
R8y
Anillo de receptor 8
Anillo de receptor 7
R7y
R7x
Anillo de receptor 6
R6y
R6x
R5x
Anillo de receptor 5
R5y
R4x
R4y
R3x
R3y
R2x
R2y
R1x
Conjunto de
receptores
R1y
Anillo de receptor 4
Anillo de receptor 3
Anillo de receptor 2
Anillo de receptor 1
Onda flexural de baja
frecuencia generada
en el pozo (ampliada)
Pozo
inalterado
Par de
transmisores
dipolares
Ty
Tx
θ
x
x’
Eje de las ondas de
corte rápidas generadas
en la formación
y
Eje de la herramienta
y’
Orientación de la herramienta
con respecto a la formación
> Respuesta en línea y fuera de línea en receptores distribuidos en forma
azimutal de una onda flexural de pozo en una formación anisotrópica. La
onda flexural fue excitada disparando el transmisor dipolar en la dirección
X, (Tx) que se muestra en el extremo inferior. En este medio TIH, la onda
flexural se divide en una onda rápida y una onda lenta con componentes
de movimiento de partículas en todos los receptores, no sólo en los alineados con el eje X de la herramienta.
ser caracterizados en su totalidad. En lo que respecta a los tipos de anisotropía más complejos,
se requieren más mediciones, tales como las
ondas P que se propagan siguiendo diferentes
azimuts o inclinaciones, o las ondas S que viajan
en sentido vertical y horizontal. Los levantamientos sísmicos de superficie y de pozo a
menudo pueden proveer esta información.
15. El término offline (fuera de línea) también se conoce
como crossline (línea transversal).
16. Pistre V, Kinoshita T, Endo T, Schilling K, Pabon J, Sinha
B, Plona T, Ikegami T y Johnson D: “A Modular Wireline
Sonic Tool for Measurements of 3D (Azimuthal, Radial,
and Axial) Formation Acoustic Properties,”
Transcripciones del 46o Simposio Anual sobre
Adquisición de Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns,
26 al 29 de junio de 2005, artículo P.
17. Alford RM: “Shear Data in the Presence of Azimuthal
Anisotropy: Dilley, Texas,” Resúmenes Expandidos, 56a
Reunión Internacional Anual de la SEG, Houston (2 al 6
de noviembre de 1986): 476–479.
Brie A, Endo T, Hoyle D, Codazzi D, Esmersoy C, Hsu K,
Denoo S, Mueller MC, Plona T, Shenoy R y Sinha B:
“New Directions in Sonic Logging,” Oilfield Review 10,
no. 1 (Primavera de 1998): 40–55.
18. Esmersoy C, Koster K, Williams M, Boyd A y Kane M:
“Dipole Shear Anisotropy Logging,” Resúmenes
Expandidos, 64a Reunión Internacional Anual de la SEG,
Los Ángeles (23 al 28 de octubre de 1994): 1139–1142.
Kimball y Marzetta, referencia 10.
43
horizontales (véase “Historia de la adquisición
de registros sónicos con herramientas operadas
con cable,” página 34). Otras heterogeneidades,
tales como las zonas de alta permeabilidad o las
fracturas abiertas que intersectan al pozo, pueden detectarse utilizando las ondas de Stoneley,
como se describió anteriormente.
Las propiedades de las formaciones que
varían lejos del pozo, o a lo largo del eje radial,
constituyen evidencias del proceso de perforación y son más difíciles de evaluar. El proceso de
perforación remueve la roca y hace que los
esfuerzos locales se redistribuyan, o se concentren alrededor del pozo en una forma elástica
bien conocida.19 Además, la perforación no sólo
tritura la roca que se remueve para formar el
pozo sino que además puede dañar mecánica-
Profundidad medida, pies
Heterogeneidad
Las propiedades de las formaciones pueden
variar no sólo con la dirección de las mediciones,
como en las formaciones anisotrópicas, sino entre
un lugar y otro, en lo que se conoce como formaciones no homogéneas o, en forma equivalente,
formaciones heterogéneas. Como sucede con la
anisotropía, la detección y la cuantificación de la
heterogeneidad utilizando ondas acústicas dependerá del tipo de variación de la formación y de su
geometría respecto del eje del pozo.
Los registros sónicos estándar permiten
caracterizar las propiedades de las formaciones
que varían a lo largo del pozo. Las primeras herramientas de adquisición de registros sónicos
corridas en pozos verticales identificaban las heterogeneidades en forma de límites entre las capas
Diferencial de ondas
de corte rápidas
0
%
pies
0
25
Rayos
gamma
Distancia al
centro del pozo
2
Diferencial de ondas
de corte lentas
0
10 °API 110 0
%
Diferencial de onda
compresional
25
0
pies
%
25
Distancia al
centro del pozo
Distancia al
centro del pozo
2 0
pies
2
X,480
X,490
> Perfiles radiales de ondas compresionales y ondas de corte en una formación heterogénea anisotrópica. El perfil de la variación en la lentitud de las ondas compresionales (Carril 4) se crea por reconstrucción tomográfica en base a la técnica de
trazado de rayos, a través de una formación modelada con propiedades que varían
gradualmente con la distancia al pozo. La diferencia porcentual entre la lentitud
observada y la lentitud de la formación inalterada se representa gráficamente en
escalas de color y distancia para indicar la magnitud de la diferencia lejos del pozo.
En estas areniscas, identificables a partir del registro de rayos gamma del Carril 2,
la lentitud de las ondas compresionales cerca del pozo varía hasta en un 15% con
respecto a la lentitud del campo lejano y la variación se extiende hasta más de 30 cm
[12 pulgadas] con respecto al centro del pozo. El pozo se muestra como una zona gris.
Los perfiles radiales de ondas de corte indican la diferencia entre la lentitud de las
ondas de corte rápidas y la lentitud del campo lejano (Carril 1), y la diferencia entre
la lentitud de las ondas de corte lentas y la lentitud del campo lejano (Carril 3). Las
diferencias significativas en la lentitud de las ondas de corte se extienden hasta
casi 25 cm [10 pulgadas] del centro del pozo. La variación radial de las velocidades
de ondas compresionales y de corte es inducida por la perforación.
44
mente un volumen de roca que rodea al pozo.20
Este tipo de daño se denomina deformación plástica, en contraste con la deformación elástica o
reversible. Además de la deformación plástica, el
fluido de perforación puede reaccionar con las
arcillas, causando dilatación y alterando las velocidades en la región vecina al pozo. El lodo que
invade el espacio poroso desplaza los fluidos de
formación que probablemente poseen diferentes
propiedades, alterando además las velocidades
sónicas. Las variaciones inducidas por la perforación pueden ser más graduales que las
variaciones producidas a lo largo de las interfaces entre capas.
La alteración de las propiedades en la zona
vecina al pozo puede hacer que las velocidades
aumenten o disminuyan con respecto a la formación inalterada o de campo lejano. Normalmente,
el daño inducido por la perforación reduce la
rigidez de la formación, haciendo que las velocidades se reduzcan cerca del pozo. No obstante,
cuando el fluido de perforación reemplaza al gas
como fluido que rellena los poros, la formación
resultante es más rígida, de manera que la velocidad compresional aumenta cerca del pozo.
La alteración radial de las rocas y de los fluidos afecta las velocidades compresionales y de
corte de diferentes maneras. La alteración que
reduce la rigidez de la estructura de la roca, tal
como el fisuramiento o el debilitamiento inducido
por la perforación, hace que tanto la velocidad P
19. Winkler KW, Sinha BK y Plona TJ: “Effects of
Borehole Stress Concentrations on Dipole Anisotropy
Measurements,” Geophysics 63, no. 1 (Enero–febrero
de 1998): 11–17.
20. Winkler KW: “Acoustic Evidence of Mechanical Damage
Surrounding Stressed Borehole,” Geophysics 62, no. 1
(Enero–febrero de 1997): 16-22.
21. Zeroug S, Valero H-P y Bose S: “Monopole Radial
Profiling of Compressional Slowness,” preparado para
la 76a Reunión Internacional Anual de la SEG, Nueva
Orleáns, 1° al 3 de octubre de 2006.
22. Sinha B, Vissapragada B, Kisra S, Sunaga S, Yamamoto
H, Endo T, Valero HP, Renlie L y Bang J: “Optimal Well
Completions Using Radial Profiling of Formation Shear
Slownesses,” artículo de la SPE 95837, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.
Sinha BK: “Near-Wellbore Characterization Using Radial
Profiles of Shear Slownesses,” Resúmenes Expandidos,
74a Reunión Internacional Anual de la SEG, Denver (10
al 15 de octubre de 2004): 326–329.
23. Chang C, Hoyle D, Watanabe S, Coates R, Kane R, Dodds
K, Esmersoy C y Foreman J: “Localized Maps of the
Subsurface,” Oilfield Review 10, no. 1 (Primavera de
1998): 56–66.
24. Hornby BE: “Imaging of Near-Borehole Structure Using
Full-Waveform Sonic Data,” Geophysics 54, no. 6 (Junio
de 1989): 747–757.
Oilfield Review
Capa de carbón
Señales reflejadas
Señales del pozo
> Geometría de la adquisición de datos para la generación de imágenes
sónicas. Diseñada para detectar límites entre capas y otras heterogeneidades aproximadamente paralelas al pozo, la técnica de generación de
imágenes sónicas registra las señales reflejadas (rayos rojos), provenientes
de interfaces que se encuentran a decenas de pies de distancia. Las señales del pozo (rayos negros) deben filtrarse.
como la velocidad S disminuyan. No obstante,
los cambios producidos en el fluido que ocupa
los poros poseen poco efecto sobre la velocidad
S, mientras que la velocidad P puede variar sustancialmente. Por ejemplo, cuando el fluido de
perforación reemplaza el gas, la velocidad de las
ondas P aumenta, pero la velocidad de las ondas
S permanece relativamente inalterada. La
caracterización completa de la heterogeneidad
radial requiere el análisis de la variación radial
de las lentitudes de las ondas compresionales y
de corte.
Un perfil radial de la lentitud de las ondas
compresionales se genera a través de la recolección de datos de ondas P para profundidades de
investigación múltiples; desde la región vecina al
pozo hasta la formación de campo lejano inalterada. Esto demanda la obtención de registros con
una gran diversidad de espaciamientos entre
transmisores y receptores. Las técnicas de trazado de rayos invierten los arribos de las ondas
compresionales refractadas para proveer el valor
de lentitud de las ondas compresionales en función de la distancia al pozo.21 La diferencia entre
la lentitud de las ondas compresionales en la
región vecina al pozo y la lentitud de las ondas
compresionales en el campo lejano se puede
representar gráficamente junto con la profundi-
Verano de 2006
dad de la alteración radial (página anterior). En
este ejemplo, también se representan gráficamente las variaciones radiales de las lentitudes
de las ondas de corte.
Las variaciones radiales de la lentitud de las
ondas de corte son cuantificadas a través de la
inversión de las dispersiones de banda ancha de
los modos flexural y de Stoneley.22 En las altas
frecuencias, estos modos dispersivos investigan
la región vecina al pozo y, en las bajas frecuencias, exploran la formación inalterada lejos del
pozo. Los datos de dispersión de una amplia
gama de frecuencias ayudan a producir los perfiles radiales más confiables de las variaciones en
la lentitud de las ondas de corte.
Algunas de las heterogeneidades cuya caracterización plantea más desafíos son aquellas que
no intersectan al pozo. Puede tratarse de fracturas o fallas verticales situadas cerca de un pozo
vertical o de interfaces sedimentarias que tienen
lugar cerca de un pozo horizontal. La detección
de tales heterogeneidades requiere un método
que explore profundamente la formación y que
permita detectar los cambios abruptos producidos en las propiedades de la misma.
La generación de imágenes sónicas, a veces
conocida como prospección de reflexión acústica de pozo, provee una imagen direccional de
alta resolución de los reflectores a una distancia
de hasta varias decenas de pies del pozo
(izquierda). 23 En consecuencia, esta técnica
posee un potencial de aplicación significativo en
pozos horizontales. Para crear una imagen, la
herramienta registra las formas de onda de
duración relativamente larga provenientes de
los transmisores monopolares. Los receptores
deben estar distribuidos alrededor de la herramienta para permitir la distinción de los azimuts
de las reflexiones.
El procesamiento de datos complejos, similar
al diseñado para los levantamientos sísmicos de
superficie, se aplica en un proceso que consta de
múltiples pasos. En primer lugar, se crea un
modelo de velocidad compresional de la región
vecina al pozo, utilizando las ondas cónicas P.
Luego, para extraer la energía reflejada, se
deben filtrar los arribos sónicos tradicionales,
incluyendo las ondas cónicas P y S y las ondas de
Stoneley, a partir de las formas de onda para
cada disparo. Las trazas filtradas constituyen los
datos de entrada del proceso de migración en
profundidad, que posiciona las reflexiones en su
localización espacial correcta utilizando un
modelo de velocidad.
El proceso de migración convierte formalmente una serie de mediciones de amplitud y
tiempo de tránsito en una imagen espacial de la
formación. Éste puede concebirse como un proceso de triangulación en el que la distancia y el
echado (buzamiento) de un reflector con respecto al pozo son determinados por las señales
registradas en los receptores con diferentes
espaciamientos TR. Los receptores, con diferentes azimuts alrededor del pozo, miden diferentes
distancias con respecto a un reflector, dependiendo del azimut y del echado del reflector
respecto del pozo.
La técnica de generación de imágenes sónicas fue desarrollada en la década de 1980; sin
embargo, los resultados han mejorado con los
avances acaecidos en las herramientas sónicas y
en los métodos de procesamiento.24 Esta técnica
ha sido utilizada para generar imágenes de las
capas de echado pronunciado en pozos casi verticales e imágenes de los límites sedimentarios
en pozos horizontales. Para ver ejemplos de
generación de imágenes sónicas y otras aplicaciones de las mediciones sónicas, remítase al
artículo “Imágenes de la pared del pozo y sus
inmediaciones,” página 16.
–LS
45
Del interior de la Tierra al espacio
Joel Lee Groves
John Simonetti
Stefan Vajda
Wolfgang Ziegler
Princeton Junction, Nueva Jersey, EUA
En la década de 1930, Conrad y Marcel Schlumberger comenzaron a desarrollar
herramientas y sensores para explorar el interior de la Tierra. Unos 75 años más tarde,
detectores similares están ayudando a los científicos a investigar la naturaleza
fundamental y el origen de los objetos existentes en el espacio.
Jacob I. Trombka
Centro de Vuelo Espacial Goddard
Greenbelt, Maryland, EUA
Un frío día de febrero de 2001, una nave espacial aterrizó en 433 Eros, un asteroide entre las
órbitas de Marte y Júpiter. La nave espacial
había completado su viaje de cinco años para
investigar por primera vez cuestiones fundamentales relacionadas con la naturaleza y el
origen de los objetos existentes en las proximidades de la Tierra.
Las demandas técnicas de la misión Encuentro con un Asteroide Cercano a la Tierra
(NEAR)-Shoemaker eran inmensas. Un equipo
multidisciplinario de científicos e ingenieros de
la Administración Nacional de la Aeronáutica y
del Espacio de EUA (NASA) fue seleccionado de
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Edward Durner, Steve Meddaugh, Jim Roderick
y Joel Wiedemann, Princeton Junction, Nueva Jersey.
EcoScope es una marca de Schlumberger.
Teflón es una marca de E.I. du Pont de Nemours
and Company.
A menos que se indique lo contrario, todas las siglas
que aparecen en este documento corresponden al
idioma inglés.
1. Andersen RN, Jarrard R, Pezard P, Williams C y Dove R:
“Logging for Science,” The Technical Review 36, no. 4
(Octubre de 1988): 4–11.
2. Kerr RA: “Signs of a Warm, Ice-Free Arctic,” Science 305,
no. 5691 (17 de septiembre de 2004): 1693.
3. Para obtener más información sobre perforación de
pozos profundos en los océanos, consulte: Brewer T,
Endo T, Kamata M, Fox PJ, Goldberg D, Myers G,
Kawamura Y, Kuramoto S, Kittredge S, Mrozewski S y
Rack FR: “Perforación de pozos profundos en los
océanos con fines científicos: Revelación de los
secretos de la Tierra,” Oilfield Review 16, no. 4
(Primavera de 2005): 26–41.
4. La aceleración se expresa a menudo en unidades de
aceleración de la gravedad normal (gn), lo que se define
como 9.80665 m/s2 y equivale aproximadamente a la
aceleración debida a la gravedad sobre la superficie
terrestre, a nivel del mar.
46
entre diversos recursos científicos e industriales,
incluyendo la industria del petróleo y el gas
orientada predominantemente hacia el estudio
del interior de la Tierra.
La aplicación de tecnologías desarrolladas
para la exploración de petróleo y gas en programas científicos no es práctica nueva. Las
tecnologías de campos petroleros a menudo han
sido empleadas para beneficio de la ciencia. Por
ejemplo, los proyectos de perforación de pozos
profundos llevados a cabo en tierra firme y en la
mayoría de los grandes océanos del mundo han
contribuido a nuestro conocimiento tanto del
pasado como del futuro del planeta Tierra.
Los ingenieros y científicos involucrados en el
Programa de Perforación Oceánica, sustentado
con fondos internacionales, iniciaron operaciones de perforación submarina en el año 1961
para explorar la capa exterior dura de la corteza
terrestre o litosfera. Los científicos utilizaron
herramientas y técnicas desarrolladas para la
exploración de petróleo y gas con el fin de documentar la deriva continental y generar un
volumen sustancial de datos relacionados con la
tectónica de placas.1
En el año 2004, unos ingenieros que se encontraban realizando perforaciones en el Océano
Ártico, en la cresta de la dorsal de Lomonosov,
> Galaxia espiral distante. El Telescopio Espacial Hubble captó esta imagen de luz dejada por la galaxia
espiral NGC1300 hace más de 69 millones de años. Las espirales barradas difieren de las galaxias
espirales normales en que los brazos del objeto no surgen desde su centro sino que están conectados a los dos extremos de una barra recta de estrellas que en su centro contiene el núcleo. Con la
resolución del telescopio Hubble, se revelan detalles finos, nunca antes vistos, el disco, abultamiento y
núcleo a lo largo de los brazos de la galaxia. El núcleo muestra su propia estructura en espiral que
mide aproximadamente 3,300 años luz. La imagen fue construida a partir de muestras tomadas en
septiembre de 2004 con la Cámara Avanzada para Levantamientos. (Imagen, cortesía de la NASA).
Oilfield Review
proporcionaron las primeras evidencias de que
el Ártico no tenía hielo y era cálido hace alrededor de 56 millones de años.2 Los científicos
analizaron núcleos recuperados en el proyecto
de perforación para determinar cuándo, por qué
y cómo había cambiado la temperatura del
Ártico. Además aprendieron sobre la actual tendencia al calentamiento global.3
La comprensión de los procesos fundamentales que tienen lugar en la profundidad de la
corteza terrestre ha contribuido a nuestro conocimiento de muchos de los hechos ocurridos en
el interior de la Tierra, incluyendo la actividad
volcánica, las placas tectónicas, las fluctuaciones climáticas y los procesos químicos y
termodinámicos que conducen al depósito de
minerales.
En la mayoría de los casos, los hidrocarburos
se encuentran en ambientes casi inaccesibles.
Las herramientas y los sensores son exigidos al
máximo conforme se realizan perforaciones cada
vez más profundas en la corteza terrestre, donde
son comunes las altas temperaturas y altas presiones y las vibraciones excesivas, y donde los
esfuerzos y los impactos alcanzan a miles de
veces la aceleración de la gravedad (gn).4 Las
herramientas y los instrumentos asimismo, deben
sobrevivir a amplitudes térmicas extremas, desde
la superficie fría del Ártico hasta temperaturas de
más de 204ºC [400ºF] en el ambiente de fondo de
pozo. Los instrumentos de perforación, adquisición de registros y mediciones han evolucionado
para hacer frente a estos desafíos. En la actualidad, las herramientas e instrumentos de
exploración y producción de petróleo y gas están
diseñados para operar durante períodos prolongados de exposición a esos entornos inclementes y
son sometidos a exhaustivas pruebas para soportar esas condiciones.
De un modo similar, las fuerzas que se experimentan cuando se lanza y acelera un vehículo
en el espacio pueden ser traumáticas para los
componentes de los equipos. Por ejemplo, el
choque de la separación en la etapa pirotécnica
puede alcanzar más de 4,000 gn, sometiendo a un
gran esfuerzo tanto al vehículo como a su carga
útil. Una vez en el espacio, según la orientación
con relación al Sol, las temperaturas extremas
oscilan entre más de 100ºC [212ºF] y menos de
-200ºC [-328ºF]. Debido a la necesidad de operar
en entornos rigurosos, los paquetes de herramientas e instrumentos diseñados para la
perforación de pozos profundos son intrínsecamente aplicables a otros ambientes desafiantes,
tales como el espacio exterior.
Ya sea en la exploración del espacio interior
con fines científicos, en la búsqueda de petróleo
Verano de 2006
y gas o en el sondeo de las inmensidades del espacio exterior, el deseo de explorar ha impulsado la
historia de las civilizaciones modernas. Este
impulso ha desembocado, al menos en parte, en
la conquista de la Luna en la década de 1960, lo
que marcó el comienzo de una nueva generación
en materia de exploración y viajes espaciales.
Más recientemente, naves espaciales tales como
el Telescopio Espacial Hubble (HST), ayudado
por tecnologías desarrolladas para la exploración de petróleo y gas, han escudriñado desde la
órbita de la Tierra cada vez con más agudeza y
profundidad el universo que reside más allá de
nuestro sistema solar (página anterior).
47
A medida que avanzamos de la exploración
del espacio interior a la del espacio exterior, las
herramientas y técnicas desarrolladas para
explorar bien por debajo de la superficie terrestre están contribuyendo a develar los misterios
de nuestro sistema solar y los confines del espacio. En este artículo comentamos algunos de los
aportes recientes que han hecho a la exploración espacial los científicos e ingenieros de la
industria del petróleo y el gas. Si bien la misión
de la nave espacial NEAR ya ha concluido, la
tecnología de campos petroleros existente a
bordo del telescopio HST y de la nave CassiniHuygens en Saturno continúan ampliando
nuestros conocimientos y trazando el rumbo en
nuestra búsqueda de más conocimientos.
El objetivo del telescopio Hubble
A lo largo de la historia, lo que entendíamos del
universo se limitaba al alcance de nuestra vista.
La invención del telescopio expandió nuestra
visión y permitió a Copérnico, Kepler y Galileo
en los siglos XVI y XVII, hacer observaciones que
demostraban que la Tierra no era el centro del
universo.5 Durante el siglo XVIII, el desarrollo
del telescopio ayudó a los científicos a investigar
el cosmos. Con telescopios cada vez más grandes
y mejores, gradualmente se han ido descubriendo y documentando planetas, estrellas y
nebulosas invisibles a simple vista.
Aún a principios del siglo XX la mayor parte
de los astrónomos creía que el universo estaba
compuesto por una sola galaxia, la Vía Láctea;
una colección de estrellas, polvo y gas en la vastedad del espacio. Sin embargo, el universo tal
como lo conocíamos cambió en 1924, cuando el
astrónomo estadounidense Edwin Hubble utilizó
el Telescopio Hooker de 2.54 m [100 pulgadas] en
el Monte Wilson, cerca de Los Ángeles, para
observar miles de millones de otras galaxias más
allá de la Vía Láctea.6
Para astrónomos como Edwin Hubble, siempre ha existido un gran obstáculo para lograr
una clara visión del universo: la atmósfera de la
Tierra. Los gases y las partículas flotantes en la
atmósfera obnubilan la luz visible, hacen que las
estrellas centelleen o brillen, y obstaculizan o
absorben totalmente los rayos infrarrojos, ultravioletas, gamma y las longitudes de onda de los
rayos X.
Para minimizar la distorsión atmosférica, los
científicos construyeron observatorios en las
cimas de las montañas, lejos de las zonas con
gran radiación de luz o brillo en el cielo, como se
observa cerca de las grandes ciudades. Con este
esfuerzo se obtuvieron éxitos de diversos grados.
En la actualidad, la óptica adaptativa y otras téc-
48
nicas de procesamiento de imágenes han minimizado pero no han eliminado totalmente los
efectos de la atmósfera.7
En 1946, el astrofísico de la Universidad de
Princeton Lyman Spitzer documentó los beneficios potenciales de contar con un telescopio en
el espacio, bien por encima de la atmósfera
terrestre. Luego del lanzamiento del satélite
soviético Sputnik en 1957, la NASA colocó en la
órbita de la Tierra dos observatorios astronómicos orbitales (OAO). Los OAO realizaron un gran
número de observaciones ultravioletas y establecieron los principios básicos para el diseño,
fabricación y lanzamiento de futuros observatorios espaciales.8
Grupos científicos, estatales e industriales
siguieron explorando el espacio y planeando el
próximo paso más allá del programa OAO. Spitzer logró el apoyo de otros astrónomos para
construir un gran telescopio orbital, que más
tarde recibió el nombre de Telescopio Espacial
Hubble, y en 1969 la Academia Nacional de Ciencias aprobó el proyecto.9
El Centro de Vuelo Espacial Goddard de la
NASA en Greenbelt, Maryland, EUA, fue el responsable de diseñar el instrumento y de realizar
el control terrestre del observatorio espacial. En
1983, se creó el Instituto de Ciencia Telescópica
Espacial (STScl) en la Universidad Johns Hopkins
de Baltimore, Maryland. El personal del STScl
manejó el tiempo y los datos de observación del
telescopio. La NASA eligió el Centro de Vuelo
Espacial Marshall en Huntsville, Alabama, EUA,
como centro conductor de la NASA a cargo del
diseño, desarrollo y construcción del telescopio
espacial. La empresa Perkin-Elmer Corporation,
actualmente denominada Hughes Danbury Optical Systems, desarrolló el arreglo telescópico
óptico y el sistema de sensores de guía fina (FGS).
El 24 de abril de 1990, luego de numerosas
demoras del proyecto, el trasbordador espacial
Discovery se elevó de la Tierra llevando al telescopio HST en su bodega de carga. Al día siguiente, el
telescopio espacial del tamaño de un autobús de
transporte escolar fue puesto en órbita terrestre
baja (abajo). Libre de la distorsión atmosférica, el
> Servicio de mantenimiento del Telescopio Espacial Hubble (HST). El Trasbordador Espacial Discovery, en su misión STS 82, eleva el HST de su bodega de
carga después de la segunda misión de servicio del Hubble. Con un peso de
lanzamiento de 11,304 kg [25,000 lbm], la estructura principal del Hubble mide
13 m [42.6 pies] de largo por 4.27 m (14 pies) de ancho. Sus paneles solares
gemelos abarcan 13.7 m [45 pies] cuando están desplegados. El telescopio en
sí es una configuración de reflexión denominada Cassegrain, que comprende
un espejo primario de 2.4m [94.5 pulgadas], y un espejo secundario de 30 cm
[12.2 pulgadas]. (Imagen, cortesía de la NASA).
Oilfield Review
gigantesco espejo del telescopio comenzó su
misión de reunir fotones desde lugares tan lejanos
como el borde del universo conocido.
Para el buen rendimiento del telescopio HST
es de importancia crítica que se mantenga en el
objetivo durante largos períodos. Las ondas electromagnéticas emitidas desde objetos distantes a
menudo son leves o débiles, de modo que el telescopio debe permanecer perfectamente posicionado
mientras se reúnen fotones en cantidades suficientes para formar una imagen. Con este fin, los
ingenieros han utilizado la tecnología de tubos
foto-multiplicadores para campos petroleros de
Schlumberger para diseñar el Sistema FGS.10
Un FGS es básicamente una cámara orientable hacia el objetivo capaz de obtener mediciones
celestiales, fijándose sobre estrellas guía y proporcionando datos para maniobrar el telescopio.11
Se utilizan dos FGS para apuntar el telescopio
hacia un objetivo astronómico y para mantener
ese objetivo dentro del campo visual del telescopio; el tercer FGS se puede utilizar para
mediciones astrométricas.12
El sistema FGS puede mantener una precisión de apuntamiento de 0.007 arcosegundos, lo
que permite que el sistema de control de apuntamiento (PCS) mantenga el telescopio Hubble
apuntando a su objetivo durante tiempos de
exposición de la cámara de 10 o más horas.13 El
PCS combina una serie de subsistemas de sensores diferentes para lograr esta precisión de
apuntamiento de milisegundos. Este nivel de
exactitud y precisión es comparable con dirigir
un rayo láser a un objetivo del tamaño de una
uña desde una distancia de 442 km [275 millas].
Dentro del receptáculo de cada instrumento
FGS se encuentran dos interferómetros de cizalladura ortogonales, de luz blanca, sus
elementos ópticos y mecánicos relacionados y
cuatro tubos fotomultiplicadores S-20 (PMT) de
Espejo colimador de
forma esférica imperfecta
Tubo fotomultiplicador
con arreglo de lentes
puntiformes (4)
Espejos selectores
de estrellas
Grupo de corrección
Lente de doblete (4)
Prisma de desviación
Prisma Koesters
5. NASA—La concepción del telescopio Hubble:
http://hubble.nasa.gov/ overview/conception-part1.php
(Se accedió el 18 de abril de 2006).
6. NASA, referencia 5.
7. La óptica adaptativa es una tecnología utilizada para
mejorar el desempeño de los sistemas ópticos mediante
la reducción de los efectos de la distorsión óptica que
cambia rápidamente y que se origina típicamente en
cambios producidos en las condiciones atmosféricas. La
óptica adaptativa funciona midiendo la distorsión y compensándola rápidamente mediante el uso de espejos o
material deformable con propiedades de refracción
variables.
8. Smith RW: The Space Telescope—A Study of NASA,
Science, Technology and Politics. New York City:
Cambridge University Press, 1989.
9. Smith, referencia 8.
10. Para obtener más información sobre tubos
fotomultiplicadores, consulte: Adolph B, Stoller C,Brady
J, Flaum C, Melcher C, Roscoe B, Vittachi A y Schnorr D:
“Saturation Monitoring With the RST Reservoir Saturation
Tool,” Oilfield Review 6, no. 1 (Enero de 1994): 29–39.
11. Space Telescope Science Institute–FGS History:
http://www.stsci.edu/hst/fgs/design/history (Se accedió
el 14 de marzo de 2006).
Una estrella guía es una de las muchas estrellas
brillantes utilizadas para el posicionamiento y la
triangulación de los telescopios.
12. La astrometría es una rama de la astronomía que se
ocupa de las posiciones de las estrellas y otros cuerpos
celestiales, sus distancias y movimientos.
13. Un segundo de arco, o arcosegundo, es una unidad de
medición angular que comprende una sexta parte de un
arcominuto, o 1⁄3,600 de un grado de arco o 1⁄1,296,000 ≈ 7.7x10-7
de un círculo. Se trata del diámetro angular de un
objeto de 1 diámetro unitario, a una distancia de
360x60x60/(2π) ≈ 206,265 unidades, tal como
(aproximadamente) 1 cm a 2.1 km.
14. Los interferómetros fueron utilizados por primera vez por
Michaelson, quien recibió el Premio Nobel en 1907 por
un trabajo en el que utilizó un interferómetro óptico para
medir con precisión la velocidad de la luz.
Verano de 2006
Schlumberger (abajo).14 Estos PMT están basados en la misma construcción sólida que se
utiliza para los instrumentos de adquisición de
registros de pozos. El fotocátodo se fabricó utilizando la misma tecnología que los tubos
empleados en aplicaciones de servicios de campos petroleros. Para el caso del telescopio HST,
los PMT fueron diseñados con sensibilidad por
encima de un rango espectral de 400 a 700
nanómetros (nm), con una eficiencia de aproximadamente 18% en el extremo azul del espectro
electromagnético y disminuyendo en forma lineal
hasta aproximadamente 2% en el extremo rojo.
Prisma separador
de haces
Filtros (5 en rueda)
Banco óptico
Espejo guía
PMT A
PMT B
Diafragma
de campo
Lente de
campo
Lente de
campo
Diafragma
de campo
Doblete
positivo
Doblete
positivo
D
Separador
de haces
dieléctrico
Prisma
Koesters
A
B
C
Frente de onda
incidente
Ángulo Alfa
> Orientación del telescopio Hubble. La luz del Arreglo Telescópico Óptico (OTA) HST es interceptada por
un espejo guía colocado frente al plano focal HST y es dirigida hacia el sistema de sensores de guía fina
(FGS) (izquierda). Los rayos de luz son colimados, o puestos paralelos, y luego son comprimidos por un
espejo colimador de forma esférica imperfecta y guiados hacia los elementos ópticos del arreglo
selector de estrellas. Las pequeñas rotaciones de los arreglos A y B del selector de estrellas alteran
la dirección del haz colimado del objetivo, y, por ende, la inclinación del frente de onda incidente con
respecto al prisma Koesters (derecha). A medida que el frente de onda rota alrededor del Punto B, la
fase relativa de los rayos transmitidos y reflejados cambia en función del ángulo alfa. Cuando el vector
de propagación del frente de onda está paralelo al plano de la superficie dieléctrica, las intensidades
relativas de los dos rayos emergentes detectados por los tubos fotomultiplicadores son iguales.
Cuando el ángulo alfa es distinto de cero, las intensidades de los rayos de salida izquierdo y derecho
son desiguales y los PMT registrarán diferentes recuentos de fotones, lo que proporcionará al sistema
de control de guía del telescopio datos que permitan corregir la dirección en que se apunta. [(Imágenes,
cortesía de la NASA y del Laboratorio de Física Aplicada de la Universidad Johns Hopkins (JHUAPL)].
49
A
+
B
+
pueden proporcionar las posiciones de las estrellas con una precisión 10 veces mayor que las
mediciones obtenidas con los telescopios instalados en tierra. Los científicos emplean las
mediciones astrométricas para definir el temblor
en el movimiento de las estrellas que podría sugerir la presencia de un compañero planetario
(izquierda). Los movimientos de las estrellas
también pueden determinar si un par de estrellas
representa un sistema estelar binario verdadero o
si es simplemente un binario óptico.15
Con la ayuda de elementos de la tecnología
de campos petroleros, el Telescopio Espacial
Hubble continúa su tarea hasta la fecha. Los
científicos están utilizando instrumentos como
el telescopio HST con el fin de explorar las zonas
más lejanas del universo y descubrir secretos del
pasado para avanzar hacia el futuro.
Asteroides de nuestro sistema solar
Un poco más cerca de casa, las tecnologías desarrolladas para uso en campos petroleros están
ayudando a los científicos a explorar los asteroides en nuestro sistema solar. Estas enormes
masas de roca son objetos primordiales que han
quedado después de la formación del sistema
solar. Algunos científicos han sugerido que los
asteroides son los restos de un protoplaneta destruido en una colisión masiva. No obstante, la
opinión que prevalece es que los asteroides son
C
+
D
+
Marte
Mercurio
> Estrellas binarias verdaderas. Cada una de las
dos estrellas de un sistema binario verdadero
orbita en torno al centro de la masa del sistema.
Las leyes del movimiento planetario de Kepler rigen la forma en que cada estrella orbita en torno
al centro de la masa. En afelio (A), cada una de
las dos estrellas se encuentran en los puntos más
alejados de sus respectivas órbitas. En perihelio
(C), las estrellas están en los puntos más cercanos.
Cada uno de los interferómetros FGS consta
de un separador de haces polarizador seguido de
dos prismas Koesters. Para medir la dirección de
la luz emitida por una estrella guía, se orientan los
pares de prismas Koesters perpendiculares entre
sí. El ángulo del frente de onda en los planos X e Y
provee la orientación angular precisa de la estrella guía con relación a la trayectoria óptica del
telescopio HST. Estos datos, una vez cargados en
el PCS, se utilizan para controlar la orientación
del telescopio respecto de la estrella guía.
Además de guiar el telescopio HST, los sensores FGS, por su exactitud, son útiles para
mediciones astrométricas de alta precisión.
Estas mediciones permiten a los científicos
determinar las posiciones precisas y los movimientos de las estrellas. Los sensores FGS
50
Cinturón
principal de
asteroides
Tierra
Venus
Asteroides
de tipo
Troya
Asteroides
de tipo
Troya
Júpiter
0
1.5
2.7
5.2
Unidades astronómicas
> Cinturón principal de asteroides. El cinturón de asteroides es una región del sistema solar situada
aproximadamente entre los planetas Marte y Júpiter, donde se puede encontrar la mayor concentración de órbitas de asteroides. La región principal del cinturón contiene alrededor del 93.4% del total
de planetas menores numerados. Los asteroides de tipo Troya ocupan dos regiones centradas 60º
adelante y detrás de Júpiter. Se conocen varios cientos de Troyanos de la población total, que se estima en unos 2,300 objetos de más de 15 km [9 millas] de ancho y muchos más de menor tamaño; la
mayoría de esos objetos no se mueve en el plano de la órbita del planeta sino en órbitas inclinadas
de hasta 40º.
Oilfield Review
> Impacto sobre la Tierra. Un asteroide que chocó contra la Tierra hace unos 49,000 años laceró la
superficie dejando un cráter de 1.2 km [0.7 millas]. Esta vista aérea muestra la expresión dramática
del cráter en el paisaje árido de Arizona, EUA. (Imagen cortesía de D. Roddy, del Servicio Geológico
de EUA, y del Instituto Lunar y Planetario).
residuos de materia rocosa que nunca lograron
consolidarse para formar planetas.
La teoría de los científicos es que los planetas
del sistema solar se formaron a partir de una
nebulosa de gas y polvo que se fusionó para formar un disco de granos de polvo alrededor del
Sol, que se encontraba en desarrollo. Dentro del
disco, los granos diminutos de polvo se consolidaron para constituir cuerpos cada vez más grandes
denominados planetesimales, muchos de los cuales finalmente se concretaron en planetas
durante un período de 100 millones de años. No
obstante, más allá de la órbita de Marte, la interferencia gravitacional de Júpiter impidió el
crecimiento de cuerpos protoplanetarios de
diámetros de más de 1,000 km [620 millas] aproximadamente.16
La mayoría de los asteroides está concentrada en un cinturón orbital entre Marte y
Júpiter (página anterior, a la derecha). Estas
rocas espaciales orbitan alrededor del Sol tal
como lo hacen los planetas, pero no tienen
atmósfera y poseen muy poca gravedad. Los
asteroides de este cinturón están compuestos
por una importante cantidad de material; si juntáramos todos los asteroides se formaría un
cuerpo de alrededor de 1,500 km [930 millas] de
diámetro, aproximadamente la mitad del
tamaño de la luna de la Tierra.17
No todos los asteroides están tan alejados en
el cinturón de asteroides. Algunos, denominados
asteroides cercanos a la Tierra (NEA), poseen
órbitas que los aproximan a la Tierra. Los astrónomos creen que los NEA son fragmentos
Verano de 2006
despedidos del cinturón principal de asteroides
a causa de una colisión entre asteroides o por
perturbaciones gravitacionales de Júpiter. Algunos NEA también podrían ser los núcleos de
cometas de corta vida, ya extinguidos.
Dado que históricamente muchos asteroides
han colisionado con la Tierra y su luna, la comprensión de su composición y origen puede ser
de importancia clave para nuestro pasado así
como para nuestro futuro. Los científicos creen
que los componentes químicos básicos de la vida
y gran parte del agua de la Tierra pueden haber
llegado en asteroides o cometas que bombardearon el planeta en las primeras etapas de su
desarrollo (arriba). Una teoría ampliamente
aceptada sugiere que un asteroide que medía por
lo menos 10 km [6 millas] de ancho chocó contra
la Tierra hace unos 65 millones de años, causando extinciones masivas entre muchas formas
de vida, incluidos los dinosaurios.
Los astrónomos sospechan que los aproximadamente 800 NEA descubiertos hasta la fecha
representan tan sólo un pequeño porcentaje de su
población total. El más grande que se conoce hasta
el momento es el 1036 Ganímedes, con un diámetro de aproximadamente 41 km [25.5 millas]. Los
NEA con diámetros de más de 1 km [0.6 millas]
se conocen como asteroides potencialmente
peligrosos, lo que sugiere que si chocaran con la
Tierra, podrían amenazar la vida tal como la
conocemos.
De los más de 700 asteroides potencialmente
peligrosos conocidos, uno de los más grandes es
Tutatis, un asteroide de casi 1.6 km [1 milla] de
largo que orbita alrededor del Sol a una distancia de medio grado del plano orbital de la Tierra.
En diciembre de 1992, Tutatis pasó dentro de las
0.024 unidades astronómicas (UA), o 9.4 distancias lunares de la Tierra.18 Luego, el 29 de
septiembre de 2004, la trayectoria orbital de
Tutatis lo colocó dentro de 0.01 UA de la Tierra;
el mayor acercamiento de cualquier asteroide
grande producido en el siglo XX.
Aunque los astrónomos han conocido la existencia de los asteroides por casi 200 años, hasta
hace poco sus propiedades básicas, su relación
con los meteoritos encontrados en la Tierra y sus
orígenes seguían siendo un misterio. La NASA y
la comunidad científica, impulsados tanto por el
deseo de comprender los asteroides como por la
amenaza que los NEA de más de 1 km de diámetro representan para la Tierra, pusieron en
marcha los planes para el proyecto NEAR.
15. El término estrella binaria se refiere a un sistema de
estrellas dobles, o a una unión de dos estrellas en un
sistema, en base a las leyes de la atracción. Cualquier
par de estrellas estrechamente espaciadas entre sí
podría aparecer desde la Tierra como un par de
estrellas dobles cuando, en realidad, es un par
constituido por una estrella cercana y una lejana, con
una gran separación en el espacio. Estos sistemas se
conocen habitualmente como binarios ópticos.
16. NASA–Eros o Bust: http://science.nasa.gov/headlines/
y2000/ast08feb_1.htm (Se accedió el 14 de abril de 2006).
17. NASA, referencia 16.
18. NASA / Laboratorio de Propulsión a Chorro–Asteroide
Tutatis 4179: http://echo.jpl.nasa.gov/asteroids/4179_Toutatis/
toutatis. html (Se accedió el 14 de abril de 2006.
Una unidad astronómica (UA) equivale a la distancia que
existe entre la Tierra y el Sol, o aproximadamente
149,000,000 km [92,500,000 millas].
51
Una misión vanguardista
En 1990, la NASA introdujo un nuevo programa
de misiones planetarias denominado programa
Discovery. En 1991, se seleccionó la primera
misión; un encuentro con un asteroide cercano a
la Tierra, el 433 Eros. El Laboratorio de Física
Aplicada de la Universidad Johns Hopkins
(JHUAPL) fue elegido para dirigir el proyecto, y
en 1995 se despachó la nave espacial NEAR hacia
el Centro Espacial Kennedy en Florida.19
Descubierto en 1898, el asteroide Eros es uno
de los más grandes y mejor observados.20 Con
dimensiones de 33 por 13 por 13 km [21 por 8 por 8
millas], el asteroide Eros posee aproximadamente
el tamaño de Manhattan, Nueva York, EUA (abajo)
y cuenta con casi la mitad del volumen de todos los
asteroides cercanos a la Tierra juntos.
Este gran asteroide en forma de papa tipo S
es uno de los más alargados. Orbita alrededor
del Sol rotando sobre su eje una vez cada 5.27
horas, con un perihelio de 1.13 UA y un afelio de
1.78 UA (abajo).21
La nave NEAR partió de la Tierra rumbo al
asteroide Eros el 17 de febrero de 1996, montado
sobre el vehículo de lanzamiento Delta II. Un
año más tarde, el 18 de febrero de 1997, la nave
NEAR alcanzó su punto más distante del Sol,
2.18 UA, estableciendo un nuevo récord de distancia para una nave espacial con instrumental
alimentado por células solares.
Al final de su misión quinquenal, la nave
NEAR se hallaba a la vanguardia como nave
espacial por varias razones: la primera nave
espacial con instrumental alimentada exclusivamente por células solares que operó más allá de
la órbita de Marte, la primera en encontrarse con
un asteroide tipo C, la primera en encontrarse
con un asteroide cercano a la Tierra, la primera
en orbitar alrededor de un cuerpo pequeño, y la
primera nave espacial en aterrizar en un cuerpo
pequeño.
La misión científica NEAR
Antes de la misión NEAR, nuestro conocimiento
de los asteroides provenía principalmente de
Silueta del
asteroide Eros
Manhattan
> Acercamiento al asteroide Eros. Esta imagen del hemisferio sur del asteroide Eros ofrece una vista a
larga distancia del terreno cubierto de cráteres del asteroide. (Imagen, cortesía de la NASA/JHUAPL).
> Silueta del gran asteroide Eros (rojo) se superpone sobre la isla de Manhattan, Ciudad de Nueva
York, ilustrando el tamaño relativo del asteroide.
Matilde
Gaspra
Ida
> Primer plano de los asteroides. Se muestran vistas de los tres asteroides de los que se obtuvieron
imágenes cercanas con naves espaciales, antes de la llegada de la nave NEAR al asteroide Eros. La
imagen del asteroide Matilde (izquierda) fue tomada por la nave espacial NEAR el 27 de junio de 1997.
Las imágenes de los asteroides Gaspra (centro) e Ida (derecha) fueron tomadas por la nave espacial
Galileo en 1991 y 1993, respectivamente. Estos tres objetos se presentan en la misma escala. La parte
visible del asteroide Matilde tiene 59 km de ancho por 47 km de largo [37 por 29 millas]. (Imágenes,
cortesía de la NASA/JHUAPL).
52
Oilfield Review
Panel solar
Monitores solares
de rayos X
Sistema de propulsión
Plataforma
de proa
Paneles laterales
Espectrómetro
de rayos gamma
Plataforma
de popa
Generador de
imágenes multiespectral
Espectrómetro de
infrarrojo cercano
Espectrómetro de rayos X
Telémetro láser NEAR
> Sistemas de la nave espacial NEAR. Se muestran el diseño básico y los sistemas primarios de la
nave NEAR. (Imagen, cortesía de la NASA/JHUAPL).
tres fuentes: los sensores remotos con base en
Tierra, los datos obtenidos de los sobrevuelos de
la misión Galileo de los dos asteroides tipo S pertenecientes al cinturón principal, el 951 Gaspra y
el 243 Ida, y los análisis de laboratorio de los
meteoritos recuperados después de su impacto
con la Tierra.
Aunque los astrónomos tienen la teoría de
que la mayoría de los meteoros son el resultado
de la colisión de asteroides, éstos pueden no ser
totalmente representativos de todos los materiales comprendidos en los NEA. 22 Resulta muy
difícil establecer lazos claros entre tipos de
meteoritos y tipos de asteroides.23
Algunos asteroides tipo S parecen ser fragmentos de cuerpos que estuvieron sometidos a
un proceso de derretimiento y diferenciación
sustancial, en tanto que otros consisten de lo
que parecen ser materiales primitivos no derretidos, como las condritas.24 Los científicos creen
que los asteroides tipo S no derretidos pueden
haber preservado las características del material sólido a partir del cual se formaron los
planetas interiores.
Los sobrevuelos de la misión Galileo proporcionaron las primeras imágenes de asteroides de
alta resolución a principios de la década de
1990. Las imágenes revelaron superficies complejas cubiertas de cráteres, fracturas, surcos y
variaciones de colores sutiles (página anterior,
derecha extremo inferior).25 Sin embargo, el instrumental de la nave Galileo no fue capaz de
Verano de 2006
medir la composición elemental, de modo que
antes de la misión NEAR, los científicos seguían
sin conocer a ciencia cierta la relación entre las
condritas ordinarias y los asteroides del tipo S.
Los ingenieros de la misión creían que los
datos suministrados por la nave NEAR, combinados con los obtenidos en los sobrevuelos de la
misión Galileo, ayudarían a los científicos a
entender la relación entre los asteroides tipo S y
otros cuerpos pequeños del sistema solar. Los
objetivos primarios de la misión NEAR eran
encontrarse con un asteroide cercano a la Tierra,
orbitar alrededor de él y llevar a cabo la primera
exploración científica de uno de estos asteroides.
La nave espacial NEAR
Los ingenieros diseñaron los sistemas de la nave
NEAR para que funcionaran con energía solar y
fueran simples y altamente redundantes. 26
A bordo de la nave NEAR habían cinco instrumentos diseñados para realizar observaciones
científicas detalladas de las propiedades físicas
brutas, la composición de la superficie y la morfología del asteroide Eros. Estos cinco instrumentos
eran el generador de imágenes multiespectral
(MSI), un espectrómetro de infrarrojo cercano
(NIS), un magnetómetro (MAG), un telémetro
láser NEAR (NLR) y el espectrómetro combinado
de rayos X y rayos gamma (XGRS) (arriba).
19. La nave espacial NEAR recibió el nuevo nombre de
NEAR–Shoemaker en honor al geólogo planetario
Eugene Shoemaker (1928–1997).
20. Farquhar RW: “NEAR Shoemaker at Eros: Mission
Director’s Introduction,” Johns Hopkins APL Technical
Digest 23, no. 1 (2002): 3–5.
21. Los asteroides se clasifican en base al espectro de
reflectancia y las características de reflexión de la luz, o
albedo, que son indicadores de la composición de la
superficie. Los asteroides del tipo S (silíceos) predominan
en la parte interna del cinturón principal de asteroides,
mientras que los asteroides del tipo C (carbonáceos) se
encuentran en las porciones central y externa del
cinturón. Juntos, estos dos tipos dan cuenta de
aproximadamente un 90% de la población de asteroides.
Perihelio y afelio son los puntos orbitales más cercano y
más alejado del centro de atracción; en este caso, el Sol.
22. Un meteorito es una porción sólida de un meteoroide
que sobrevive a su caída en la Tierra. Los meteoritos se
dividen en meteoritos pétreos, férricos y férrico-pétreos
y se clasifican adicionalmente de acuerdo con su
contenido mineralógico. Su tamaño oscila entre
microscópico y con varios metros de ancho. De las
muchas decenas de toneladas de material cósmico que
ingresa en la atmósfera de la Tierra todos los días, sólo
una tonelada aproximadamente llega a la superficie.
23. Cheng AF, Farquhar RW y Santo AG: “NEAR Overview,”
Johns Hopkins APL Technical Digest 19, no. 2 (1998):
95–106.
24. Las condritas son un tipo de meteorito pétreo compuesto
principalmente por minerales silíceos que contienen
hierro y magnesio. Las condritas son el tipo más común
de meteorito, representando aproximadamente el 86%
que cae a la Tierra. Se originan a partir de los asteroides
que nunca se fusionaron o experimentaron procesos de
diferenciación. Como tales, poseen la misma composición elemental que las nebulosas solares originales. El
nombre condritas proviene del hecho de que las
condritas contienen cóndrulos; pequeñas gotitas
redondas de olivina y piroxeno que aparentemente se
condensaron y cristalizaron en la nebulosa solar y luego
se acumularon con otros materiales para formar una
matriz dentro del asteroide.
25. Cheng et al, referencia 23.
26. Cheng et al, referencia 23.
53
El desarrollo del complejo sistema XGRS
comenzó unos tres años antes del lanzamiento.
El instrumento se diseñó para detectar y analizar las emisiones de rayos X y rayos gamma de la
superficie del asteroide, desde alturas orbitales
de 35 a 100 km [22 a 62 millas]. Si bien es posible realizar la espectroscopía de superficies
remotas durante las operaciones de sobrevuelo
de la nave, las mediciones obtenidas mientras
ésta estaba en órbita posibilitan tiempos de
observación más prolongados y producen datos
espectrales de mejor calidad.
Los rayos X emitidos por el Sol que brilla
sobre el asteroide Eros producen fluorescencia
de rayos X a partir de los elementos contenidos
en el milímetro [0.04 pulgada] superior de la
superficie del asteroide. No habiendo una atmósfera significativa que pudiera absorber de otro
modo las emisiones de rayos X, los elementos
emiten fluorescencias con niveles de energía
que son característicos de los elementos específicos. Los científicos utilizaron la energía de la
fluorescencia de rayos X detectada en el nivel de
1 a 10 keV para inferir la composición elemental
de la superficie.
La subunidad XRS consta de tres contadores
proporcionales idénticos, llenos de gas, que brindan una amplia superficie activa y, por lo tanto,
La herramienta MSI generó imágenes de la
morfología de la superficie del asteroide Eros con
resoluciones espaciales de hasta 5 m [16.4 pies],
en tanto que los científicos utilizaron el espectrómetro NIS para medir la abundancia de
minerales con una resolución espacial del orden
de los 300 m [984 pies]. El magnetómetro MAG
se utilizó para definir y mapear los campos magnéticos intrínsecos del asteroide Eros.
Los científicos utilizaron el telémetro NLR
para mejorar los perfiles de la morfología de la
superficie derivados de la cámara de generación
de imágenes de la nave NEAR. El NLR es un altímetro láser que mide la distancia entre la nave
espacial y la superficie del asteroide, emitiendo
un corto disparo de luz láser y registrando luego
el tiempo que requiere la señal para volver desde
el asteroide. Se emplearon clasificadores de datos
para construir un modelo y un mapa topográfico
global del asteroide Eros con una resolución espacial de aproximadamente 5 m.
La sonda XGRS fue la principal herramienta
utilizada para el análisis elemental de superficie
y de la región cercana a la superficie del asteroide Eros. Los científicos combinaron los datos
de los instrumentos XGRS, MSI y NIS para producir mapas globales de la composición de la
superficie del asteroide Eros.
Soporte
Plataforma de popa
Espaciadores
termales
Acoplamiento Cristal
óptico
de NaI (TI)
PMT
pequeño
Escudo
BGO
Resorte
Espaciadores de teflón
Grampa
Acoplamiento
óptico
PMT
grande
Detector de
rayos gamma
Conector
Cuña de teflón
Resorte
> Sistemas de generación de imágenes XGRS. La gráfica muestra el sistema espectrómetro de rayos X
y rayos gamma combinados (XGRS), instalado en la nave espacial NEAR (extremo superior izquierdo).
A la derecha del instrumento XRGS se encuentra el espectrómetro de rayos gamma. El arreglo se
monta en la plataforma de popa de la nave espacial NEAR (extremo superior derecho). El arreglo de
sensores (extremo inferior izquierdo) contiene el detector de NaI(Tl) posicionado en el escudo de
germanato de bismuto en forma de copa (BGO) para reducir las señales de fondo indeseadas en casi
tres órdenes de magnitud. Los tubos fotomultiplicadores de Schlumberger (PMT), situados en cada uno
de los extremos, convierten la salida de la luz de los detectores de centelleos en señales eléctricas.
(Imagen y diagrama, cortesía de la NASA/JHUAPL).
54
la sensibilidad necesaria para los sensores remotos. Se han empleado detectores similares en las
misiones orbitales a la luna y, más recientemente, en las misiones Apolo.
Los tubos de gas de rayos X no son especialmente sensibles a los cambios de temperatura, ya
que el efecto de multiplicación depende más del
número de moléculas de gas que de la presión del
gas. Sin embargo, la ganancia en los tubos de gas
es sensible a las variaciones de voltaje.
La espectrometría de rayos gamma proporciona una medición adicional de la composición
elemental cerca de la superficie. El espectrómetro de rayos gamma (GRS) detecta las emisiones
de rayos gamma de línea discreta dentro de un
rango de energía de 0.1 a 10 MeV. En estos niveles de energía, el oxígeno [O], el silicio [Si], el
hierro [Fe] y el hidrógeno [H] se excitan o se
activan radioactivamente debido a la afluencia
continua de rayos cósmicos. El GRS también
detecta los elementos naturalmente radioactivos
tales como el potasio [K], el torio [Th] y el uranio [U]. Estas mediciones han sido utilizadas
desde hace años en la adquisición de registros de
pozos de petróleo y gas para determinar la composición física y elemental de la roca yacimiento.
A diferencia de los rayos X de baja energía, los
rayos gamma no son absorbidos tan fácilmente y,
por lo tanto, pueden escapar de regiones situadas
debajo de la superficie, permitiendo que el espectrómetro GRS revele la composición elemental, a
profundidades de hasta 10 cm [4 pulgadas] por
debajo de la superficie. Comparando el análisis
elemental del XRS y del GRS, los científicos dedujeron la profundidad y el alcance de la capa de
polvo, o regolito, que cubre la superficie del asteroide Eros.27
El arreglo del detector central GRS está
basado en una unidad de centelleo reforzada de
yoduro de sodio [Nal] activada con talio [TI],
utilizada en las operaciones de adquisición de
registros de pozos de petróleo, diseñada y
construida por Schlumberger (izquierda). Los
centelladores a base de NaI son muy utilizados en
aplicaciones de herramientas de adquisición de
registros de fondo de pozo para obtener mediciones de densidad, radioactividad natural y
espectros elementales. Por ejemplo, la herramienta de funciones múltiples de adquisición de
registros durante la perforación EcoScope utiliza
un detector de Nal para obtener mediciones
espectroscópicas durante la perforación.28 Otras
herramientas de adquisición de registros utilizan
diferentes materiales.
Las interacciones de los rayos gamma con
materiales sólidos dependen de la energía de los
rayos gamma y de la densidad y el número
atómico de los materiales que se estén investi-
Oilfield Review
Navegación
con asistencia
gravitacional
de la Tierra (Swingby)
01/22/98
1,186 km de altura
Órbita del
asteroide Eros
Lanzamiento 02/17/96
C3 = 25.9 km2/s2
Órbita de
la Tierra
Sol
Llegada al asteroide Eros
01/09–02/06/99
Maniobra en
el espacio
profundo
03/07/97
∆V = 215 m/s
> Destino: Asteroide Eros. La nave espacial NEAR fue lanzada con éxito en
febrero de 1996, aprovechando la alineación única de la Tierra y el asteroide
Eros que tiene lugar sólo una vez cada siete años. Un cohete Delta II colocó la
nave NEAR en una trayectoria de asistencia gravitacional de la Tierra durante
dos años. La maniobra de asistencia gravitacional redujo la distancia del afelio,
incrementando al mismo tiempo la inclinación de 0 a aproximadamente 10°.
gando. Estas interacciones se pueden clasificar
por el nivel de energía absorbida por el material
del sustrato.
En los niveles de energía más bajos, prevalece
el efecto fotoeléctrico, o dispersión Compton. En
este caso, se deposita sólo una fracción de la
energía de rayos gamma y el resto deja el material en forma de fotones de baja energía. En los
niveles de energía de rayos gamma más altos, por
encima de 3 MeV, predomina la producción de
pares.29
La identificación de las composiciones elementales se realiza principalmente midiendo la
energía fotoeléctrica característica de las variedades nucleares individuales cuando son
excitadas por una fuente de radiación externa, tal
como el viento solar u otros rayos cósmicos. En
los niveles de energía más altos, el mecanismo de
producción de pares genera espectros bien definidos. De este modo, las mediciones GRS más
precisas se obtuvieron durante períodos de gran
actividad de erupción solar, cuando los niveles de
energía de rayos gamma se encontraban en su
punto más alto.
Para mejorar la capacidad de identificación
elemental del GRS, se diseñó un escudo detector
activo en forma de copa especialmente para la
nave NEAR. Fue fabricado con un solo cristal de
germanato de bismuto [BGO]. La densa copa de
BGO actuaba como centellador activo a la vez que
brindaba protección directa y pasiva frente al
entorno local de rayos gamma, reduciendo asimismo las señales de fondo indeseadas.
Verano de 2006
El nuevo diseño reemplazó a los botalones largos más caros y menos confiables utilizados en
otras misiones para reducir las señales indeseadas
provenientes de la activación del propio cuerpo de
la nave por la radiación cósmica. El GRS además
brindaba sensibilidad con respecto a la dirección
de la cual provenían los rayos gamma.
Desvío hacia un asteroide tipo C
A principios de diciembre de 1993, los directores
de la misión NEAR en el Laboratorio de Física
Aplicada de la Universidad Johns Hopkins
revisaron la lista de asteroides que podrían estar
cerca de la ruta de vuelo de la nave NEAR
(arriba). Se encontró que el asteroide 253 Matilde
estaba dentro de las 0.015 UA, o aproximadamente 2.25 millones de km [1.4 millón de millas],
de la ruta orbital planeada para la nave NEAR.
Los ingenieros calcularon que mediante unos
pequeños cambios en la trayectoria planeada
para la nave NEAR, la nave podría encontrase con
el asteroide 253 Matilde con un cambio de veloci27. El regolito es una capa de material suelto, incluyendo el
suelo, el subsuelo y la roca disgregada, que cubre la
roca firme de fondo. En la luna de la Tierra y en muchos
otros cuerpos del sistema solar, está compuesto
principalmente por los detritos producidos por los
impactos de los meteoritos y cubre la mayor parte de la
superficie.
28. Para obtener más información sobre mediciones
espectroscópicas durante la perforación, consulte:
Adolph B, Stoller C, Archer M, Codazzi D, el-Halawani
T, Perciot P, Weller G, Evans M, Grant J, Griffiths R,
Hartman D, Sirkin G, Ichikawa M, Scott G, Tribe I y
White D: “Evaluación de formaciones durante la
perforación,” Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno de
2005/2006): 4–25.
dad de tan solo 57 m/s [187 pies/s], valor que se
hallaba bien dentro del margen de velocidad de
la nave espacial.30
Si bien el asteroide oscuro había sido descubierto en 1985, poco era lo que se sabía sobre el
asteroide Matilde. En nuevas observaciones astronómicas con telescopios instalados en tierra se
vio que se trataba de un asteroide del tipo C con
un período de rotación inusual de 15 días, casi un
orden de magnitud más lento que la mayoría de los
otros períodos de rotación de asteroides conocidos.
La nave NEAR se encontró con el asteroide
Matilde en el camino al asteroide Eros después
de efectuarse cinco maniobras de corrección de
la trayectoria de aproximadamente 2 UA desde
el Sol.31 A esta distancia, la energía disponible
del sistema alimentado a energía solar de la
nave había descendido casi un 75%. Con esta
energía limitada, los astrónomos sólo podían utilizar el MSI para explorar la superficie del
asteroide y los datos de radiolocalización, antes
y después del acercamiento, para poder determinar la masa del asteroide.
Durante el sobrevuelo, el asteroide Matilde
ejerció leve atracción gravitatoria sobre la nave
espacial NEAR. Debido a la masa del asteroide
Matilde, fue posible detectar en los datos de
radiolocalización de la nave los efectos gravitacionales ejercidos sobre la ruta de la nave NEAR.
Los datos de las estimaciones de la magnitud
de las masas por radiolocalización, junto con las
aproximaciones volumétricas, ayudaron a los
científicos a calcular la densidad aproximada del
asteroide de 1.3 ± 0.3 g/cm3 [81.16 ± 18.73 lbm/pie3].
Debido a sus espectros, el asteroide Matilde se
consideró similar, en lo que respecta a composición, a los meteoritos de tipo condritas
carbonáceas. No obstante, la densidad del asteroide Matilde resultó ser la mitad del valor
esperado, lo que implicó la existencia de una alta
porosidad interna o bien un significativo espacio
intersticial en el asteroide.
Los científicos obtuvieron imágenes del asteroide Matilde a lo largo de un período de 25
minutos, durante el acercamiento de la nave
espacial a una distancia de 1,200 km [746 millas]
y a una velocidad de 9.93 km/s [22,213 mi/h].
29. La producción de pares es el método principal por el
cual se observa la energía de los rayos gamma en la
materia condensada. Siempre que exista suficiente
energía disponible para crear el par, un fotón de alta
energía interactúa con un núcleo atómico y se crean
una partícula elemental y su antipartícula.
30. Dunham DW, McAdams JV y Farquhar RW: “NEAR
Mission Design,” Johns Hopkins APL Technical Digest
23, no. 1 (2002): 18–33.
31. Cheng et al, referencia 23.
55
20 km
> Una vista rápida del asteroide Matilde. Esta vista del asteroide 253 Matilde,
tomada desde una distancia de aproximadamente 1,200 km, fue adquirida inmediatamente después del máximo acercamiento de la nave espacial NEAR al
asteroide. En el asteroide Matilde aparecen numerosos cráteres de impacto,
que oscilan entre más de 30 km [18 millas] y menos de 0.5 km [0.3 millas] de
diámetro. Los bordes elevados de los cráteres sugieren que parte del material
eyectado desde estos cráteres recorrió sólo distancias cortas antes de volver
a caer en la superficie; las secciones rectas de algunos bordes de cráteres
indican la influencia de las fallas o fracturas grandes sobre la formación de
cráteres. El asteroide Matilde tiene al menos cinco cráteres de más de 20 km
[12 millas] de diámetro, en aproximadamente el 60% de la masa visualizada
durante el sobrevuelo de la nave NEAR. (Imagen, cortesía de la NASA/JHUAPL).
Durante este intervalo, se generaron 534 imágenes con resoluciones fluctuantes entre 200 y
500 m [656 y 1,640 pies] (arriba).
Las imágenes obtenidas durante el sobrevuelo al asteroide Matilde muestran un cuerpo
con una superficie cubierta de cráteres. Al
menos cuatro cráteres gigantes poseen diámetros comparables con el radio medio del
asteroide de 26.5 km [16.5 millas]. La magnitud
de los impactos requeridos para crear cráteres de
estas dimensiones es significativa. Los científicos
sospechan que el asteroide Matilde no se separó
durante estos impactos, debido a su alta porosidad. Los datos de laboratorio indican que la
formación de cráteres en objetivos altamente
porosos es regida más por la compactación del
material del objetivo que por la fragmentación y
la excavación.32 Los procesos de formación de
cráteres, controlados por las propiedades estructurales tales como la porosidad, producen
cráteres con paredes empinadas, bordes acentuados y pocas deyecciones, similares a los
detectados en las imágenes del asteroide Matilde.
Las imágenes muestran además que el asteroide Matilde es llamativamente uniforme. Las
observaciones de la nave NEAR no revelaron evidencia alguna de albedo regional, o variaciones
espectrales, lo que implica una composición
homogénea. Además, el albedo medido fue consistente con las observaciones telescópicas
terrestres.
Si bien se obtuvieron datos significativos con
el sobrevuelo al asteroide Matilde, aún quedan
sin responder numerosos interrogantes acerca
de los asteroides del tipo C. La densidad del
asteroide Matilde resultó inconsistente con los
meteoritos de tipo condritas carbonáceas encontrados en la Tierra, y su superficie parece
56
homogénea. De modo que ahora la pregunta por
responder es qué conexión existe, si la hubiere,
entre los asteroides oscuros y los meteoros
encontrados en el sistema solar.
Detección de estallidos de rayos gamma
Los estallidos de rayos gamma (GRB) siguen
siendo uno de los grandes misterios de los astrofísicos desde su descubrimiento hace más de 30
años. El Telescopio Espacial Hubble de la NASA
realizó la primera observación de un objeto asociado con un GRB, que fue detectado por el
satélite italiano BeppoSAX en febrero de 1997.33
Los científicos creen que las GRB son el
resultado de explosiones masivas producidas en
el universo distante, que emiten ondas de fotones
de alta energía. Las GRB parecen producirse diariamente y emanar desde porciones aleatorias
del cielo. Constituyen los episodios más poderosos que se conocen en el universo, emitiendo en
un segundo tanta energía como la que emitirá el
Sol a lo largo de toda su vida. Los análisis espectroscópicos de las débiles pero duraderas incandescencias residuales ópticas de los GRB han
indicado, en varios casos, corrimientos Doppler
en el espectro rojo que sugieren un origen cosmológico para las GRB.34 El tiempo es crucial
cuando se trata de llevar a cabo observaciones de
seguimiento, ya que las incandescencias residuales de las GRB se desvanecen rápidamente, tanto
en el espectro radial como en el espectro óptico,
lo que dificulta la localización de la fuente de
emisión para los astrónomos.
Desde el año 1993, los astrónomos han utilizado naves espaciales especialmente instrumentadas para ayudar a identificar la fuente de las
GRB. Entre las mismas se encuentran la nave
Ulises y otras varias naves espaciales cercanas a
la Tierra: el satélite BeppoSAX, el Observatorio
Eólico, el Observatorio de Rayos Gamma Compton
(CGRO) y el Explorador Sincrónico Rossi de
Rayos X. Desafortunadamente, estas naves espaciales cercanas a la Tierra se encuentran muy
próximas entre sí para permitir una triangulación
definitiva de las localizaciones de los estallidos.
La pérdida del orbitador Pioneer Venus y de
la nave Mars Observer a comienzos de la década
de 1990 implicó que los astrónomos carecieran
de una tercera fuente de detección para la triangulación precisa de los GRB en el espacio
profundo. La incorporación de la nave espacial
NEAR a la red interplanetaria aumentó considerablemente la probabilidad de asociar un GRB
con una fuente en particular utilizando telescopios ópticos y radiales.
El GRS instalado a bordo de la nave NEAR no
fue programado originalmente para iniciar su
trabajo hasta que la nave espacial llegara al asteroide Eros. No obstante, durante el viaje al
asteroide Eros, se hicieron modificaciones simples en el software del sistema XGRS que
permitieron a los científicos utilizar el espectrómetro para la detección de GRB. Mediante la
incorporación de la nave NEAR a la red interplanetaria (IPN) GRB, y gracias al aprovechamiento
de las mejoras significativas introducidas en la
velocidad de los sistemas de telemetría y en la
capacidad computacional, la nave NEAR ayudó a
reducir los tiempos de detección y triangulación
de los GRB, de meses a segundos.
A modo de ejemplo, los detectores de rayos
gamma de las naves NEAR y Ulises registraron
por primera vez el estallido de rayos gamma
GRB000301C el 1° de marzo de 2000.35 En un
comienzo, las coordenadas celestiales del estallido no estaban bien definidas pero, con los
datos de las naves espaciales NEAR y Ulises, se
identificó como fuente potencial un área del
cielo de unos 4.2 arcominutos de ancho y 180
grados de longitud. Una segunda posición del
Explorador Sincrónico Rossi de Rayos X redujo
el error a 4.2 grados de longitud y 8.7 arcominutos de ancho. La triangulación de los tres puntos
de medición redujo aún más la zona de emisión
de rayos gamma a un cuadrado de 50 arcominutos, permitiendo así una exploración mucho más
rápida del cielo con el telescopio HST y otros
telescopios instalados en tierra.
A lo largo de un período de 15 meses, que se
extendió desde diciembre de 1999 hasta febrero
de 2001, la IPN, incluyendo la nave espacial
NEAR, detectó más de 100 GRB.36 De los 100
GBR, 34 fueron localizados en forma suficientemente rápida y precisa como para posibilitar
observaciones de seguimiento con telescopios
ópticos y radiales. Las supuestas localizaciones
Oilfield Review
de las emisiones GRB fueron determinadas con
precisiones del orden de varios arcominutos.
Uno de los resultados más interesantes fue la
detección de un GRB originado en la constelación austral Carina. Las observaciones ópticas
de un corrimiento al rojo extremo indicaron que
la fuente del GRB se encontraba a aproximadamente 12,500 millones de años luz de la Tierra,
lo que lo convertía en el GRB más distante que
se hubiera detectado.
Develando los secretos del asteroide Eros
La nave espacial NEAR ingresó en la órbita del
asteroide Eros el 14 de febrero de 2000, comenzando su misión de un año destinada a explorar
el asteroide Eros. Las características orbitales
variaban entre elípticas y circulares y acercaron
a la nave NEAR a 35 km [22 millas] de la superficie del asteroide Eros. Luego, a casi seis años
de su lanzamiento, los ingenieros de JHUAPL
llevaron la misión NEAR a su culminación con
un exitoso descenso controlado en la superficie
del asteroide Eros.
Si bien la misión principal de la nave espacial NEAR era la investigación de la mineralogía,
composición, campos magnéticos, geología y origen del asteroide Eros, la nave NEAR obtuvo
información mucho más detallada durante su
encuentro orbital con Eros.
Las imágenes, la altimetría láser y las mediciones de la ciencia de ondas de radio
proporcionaron fuertes evidencias de que el asteroide Eros es un asteroide consolidado, y sin
embargo fracturado, con una cubierta de regolito
que varía considerablemente en profundidad
entre aproximadamente cero y 100 m [328 pies],
en ciertas áreas.37 Los científicos creen que la
presencia de cráteres unidos y bien definidos es
indicativa de la resistencia de cohesión existente
en el asteroide. Las imágenes de superficie muestran la relación geométrica de los surcos y los
cortes presentes en la superficie, lo que sugiere
32. Domingue DL y Cheng AF: “Near Earth Asteroid Rendezvous:
The Science of Discovery,” Johns Hopkins APL
Technical Digest 23, no. 1 (Enero a marzo de 2002): 6–17.
33. Laboratorio de Física Aplicada de la Universidad Johns
Hopkins–Near Spacecraft Gets Unexpected View of
Mysterious Gamma-Ray Burst: http://www.jhuapl.edu/
newscenter/pressreleases/1998/gamma.htm (Se accedió
el 5 de abril de 2006).
34. NASA–Sistema automático de procesamiento de datos
NEAR-XGRS para localizaciones de GRB rápidas y precisas
con la Red Interplanetaria: http://gcn.gsfc.nasa.gov/
gcn/near.html (Se accedió el 5 de abril de 2006).
35. NASA–Amateurs Catch a Gamma-Ray Burst:
http://science.nasa.gov/headlines/y2000/
ast14mar_2m.htm (Se accedió el 5 de abril de 2006).
36. Trombka JI et al: NASA Goddard Space Flight Center:
http://www.dtm.ciw.edu/lrn/preprints/4631trombka.pdf
(Se accedió el 5 de abril de 2006).
37. Domingue y Cheng, referencia 32.
38. Domingue y Cheng, referencia 32.
Verano de 2006
que la roca es competente y no una aglomeración de rocas más pequeñas ligadas entre sí sin
cohesión.
El campo de gravedad en el asteroide Eros
parecía consistente con el esperado a partir de
un objeto de densidad uniforme de la misma
forma. La densidad medida del asteroide Eros
indica que su porosidad volumétrica oscila entre
21 y 33%, lo que implica que aunque la masa del
asteroide está distribuida en forma uniforme, es
significativamente porosa y se encuentra potencialmente fracturada, pero en menor grado que
el asteroide Matilde.
La generación de imágenes con resoluciones
de algunos centímetros por pixel reveló la presencia de un regolito complejo y activo que ha
sido significativamente modificado y redistribuido por procesos de pendiente controlados por
la gravedad. Las características de albedo alto
observadas en las imágenes tomadas alrededor de
las paredes de los cráteres que poseen una pendiente de más de 25° fueron a menudo 1.5 veces
más brillantes que sus adyacencias, lo que
indica que se han producido cambios recientes
en las características de la superficie como
resultado de la dilatación del regolito (derecha).38
El análisis mineralógico de los silicatos realizado con el espectrómetro NIS resultó consistente
con los meteoritos de tipo condritas ordinarias.
Las mediciones de la superficie del asteroide
resueltas espacialmente no proporcionaron evidencia alguna de la variación composicional de los
minerales. Los científicos creen que la uniformidad espectral del asteroide Eros puede haber sido
el resultado de un grado uniformemente alto de
meteorización espacial causado por el bombardeo
de micrometeoritos.
Los espectrógrafos XRS, GRS y NIS de la
misión NEAR midieron la composición elemental
y mineral del asteroide Eros. Los datos adquiridos con el instrumento XRS durante la orbitación
mostraron abundancias de calcio, aluminio, magnesio, hierro y silicio, consistentes con las
condritas ordinarias y ciertos meteoritos acondríticos primitivos. No obstante, en el asteroide
Eros, el nivel de azufre típico de los meteoritos
condríticos estaba ausente o bien agotado.
Aunque la superficie del asteroide Eros
parece ser elementalmente homogénea, el instrumento XRS puede medir solamente la
composición de la superficie, de manera que se
desconoce si el agotamiento del azufre es un
efecto superficial o consistente a través del
núcleo del asteroide. El hecho de que el agotamiento del azufre fuera consistente en la mayor
parte del asteroide, implicaría una asociación
con los meteoritos acondríticos primitivos.
> Vista cercana de la pared de un cráter del asteroide Eros. El material de la pared interna del
cráter, en el centro de la imagen, es más brillante
que el regolito adyacente y se considera material
del subsuelo que quedó expuesto al deslizarse el
regolito más oscuro sobreyacente. El campo de
visión tiene 1.2 km [0.7 millas] de ancho, tomado
desde 38 km [24 mi] por encima del asteroide Eros.
(Imágenes, cortesía de la NASA/JHUAPL).
Las mediciones GRS orbitales exhibieron
niveles de señales más bajos que los pronosticados, de manera que las relaciones elementales
con la precisión más alta fueron medidas después del aterrizaje. Los datos GRS indicaron que
las relaciones Mg/Si y Si/O y la abundancia de K
eran consistentes con los valores de los meteoritos condríticos, pero arrojaron niveles de Fe/Si y
Fe/O inferiores a los valores que son dables de
esperar en esos meteoritos. Dado que estas
mediciones fueron obtenidas después del aterrizaje y el instrumento GRS puede explorar
decenas de centímetros por debajo de la superficie, las mismas reflejan un volumen de
aproximadamente 1 m3 [35.3 pie3] alrededor del
detector. A partir de los datos GRS solos, los
científicos no pudieron determinar si el agotamiento de Fe es una propiedad composicional
global del asteroide Eros o una propiedad localizada de la zona donde se posó la nave.
Si bien el sistema XGRS observó al asteroide
Eros durante un período orbital de un año, el
período útil para la recolección de datos fue considerablemente más corto. Los ingenieros se
vieron limitados por los requerimientos angulares de los paneles solares respecto del sol, el
tiempo de telemetría y los períodos en los que la
superficie del asteroide Eros se encontraba bien
iluminada por el sol. Finalmente, los científicos
57
39. Trombka et al, referencia 36.
40. NASA / Laboratorio de Propulsión a Chorro–Cassini
Mission to Saturn: http://www.jpl.nasa.gov/news/
fact_sheets/cassini.pdf (Se accedió el 13 de abril de 2006).
58
Espectros GRS de la superficie
provenientes de la nave NEAR
Hierro
Potasio
106
Silicio
Intensidad relativa
descubrieron que los datos composicionales de
mejor calidad se adquirían durante las órbitas
de baja altitud y después de aterrizar en el asteroide Eros (derecha). Una vez que la nave NEAR
se posó en la superficie, el espectrómetro de
rayos gamma obtuvo mediciones locales del
regolito durante aproximadamente 14 días.39
La composición de la superficie del asteroide
Eros sugiere que el asteroide es similar, en lo que
respecta a composición volumétrica, a una gama
de meteoritos que han experimentado una alteración termal mínima desde su formación, en el
momento del nacimiento del sistema solar. Los
científicos consideran que el asteroide Eros es
primitivo en su composición química y no ha experimentado diferenciación en núcleo, manto y
corteza. Las diferencias entre los datos XRS y GRS
en la relación Fe/Si y una aparente deficiencia de
azufre en la superficie del asteroide Eros podrían
reflejar la existencia de procesos de alteración en
el regolito durante los últimos millones a miles de
millones de años, o bien el derretimiento parcial
acaecido en los primeros 10 millones de años de la
historia del sistema solar.
Estas mediciones espectrales plantearon a los
científicos una nueva serie de interrogantes. Si
bien las observaciones espectrales son consistentes con la composición de un meteorito condrítico
ordinario, las mediciones no establecieron una vinculación irrefutable entre el asteroide Eros y un
tipo de meteorito específico. Aún queda por develar si el asteroide Eros no está relacionado con
ningún tipo de meteorito conocido o si es en realidad un tipo de condrita en profundidad, debajo de
las capas superficiales que pueden haber sido alteradas por procesos de meteorización.
Los científicos se sorprendieron ante el
hecho de que el asteroide Eros parece tener un
campo magnético pequeño o nulo. La mayoría de
los meteoritos, inclusive las condritas, tienden a
estar más magnetizadas que el asteroide Eros.
Es probable que sus bajos niveles de hierro y el
hecho de que sus temperaturas jamás alcanzaron el punto de fusión intervengan en esta
diferenciación. La homogeneidad espectral del
asteroide Eros, combinada con las mediciones
del campo de gravedad, las características
estructurales y las indicaciones de coherencia
estructural sugieren que el asteroide Eros es un
fragmento de un cuerpo principal más grande
resultante de una colisión.
La misión NEAR, una misión vanguardista
del Programa Discovery de la NASA, amplió sustancialmente nuestro conocimiento de los
Oxígeno
105
Hierro
Silicio
Oxígeno
104
Hierro
Detector externo
Detector interno
103
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
Energía, keV
1
Imágenes finales del asteroide Eros:
rango 1,150 m (3,773 pies)
3
Imágenes finales del asteroide:
rango 250 m (820 pies)
2
Imágenes finales del asteroide:
rango 700 m (2,300 pies)
4
Imagen más cercana
final del asteroide
> Aterrizaje en el asteroide Eros. La localización del área de aterrizaje planeada de la nave NEAR
Shoemaker (extremo superior derecho) se muestra en este mosaico de imágenes (círculo amarillo)
tomadas el 3 de diciembre de 2000, desde una altura orbital de 200 km [124 millas]. Los sistemas de
generación de imágenes de la nave NEAR realizaban registraciones (4 imágenes inferiores), a medida
que la nave espacial llevaba a cabo un aterrizaje controlado sobre la superficie del asteroide Eros. Con
un rango de 1,150 m, la nave NEAR captó una imagen que abarca 54 m [177 pies] de la superficie del
asteroide (1). La roca grande que aparece en el extremo inferior izquierdo de la imagen mide 7.4 m
[24 pies] de ancho. La nave NEAR registró luego otras imágenes con rangos de 700 m (2) y 250 metros
(3), seguidos de la última imagen, antes de aterrizar (4), con un rango de 120 m [394 pies]. El campo
de visión en esta última imagen mide 6 m [20 pies] de ancho. La roca grande que aparece en el extremo superior de la imagen mide 4 m [12 pies] de ancho. El área rayada de la parte inferior indica que
se produjo pérdida de señal cuando la nave espacial se posó en el asteroide durante la transmisión
de la imagen. Una vez en la superficie, el sistema GRS generó datos del espectro de rayos gamma
durante un período de siete días (gráfica, extremo superior izquierdo). Estos datos científicos fueron
los primeros recolectados en la superficie de un asteroide. El instrumento de rayos gamma posee dos
sensores (líneas roja y azul) que detectaron los rasgos sísmicos claros de los elementos clave de la
composición del asteroide Eros. Estos datos, que sobrepasan en calidad todos los datos acumulados
por este instrumento desde la órbita, ayudaron al equipo científico de la misión NEAR a relacionar la
composición del asteroide Eros con la de los meteoritos que cayeron en la Tierra. (Imágenes, cortesía
de la NASA/JHUAPL).
Oilfield Review
cuerpos primitivos del sistema solar. Si bien los
datos devueltos por la nave espacial NEAR han
revelado muchos secretos de los asteroides, aún
quedan varios interrogantes sin responder y más
cosas por aprender de misiones futuras.
Exploración de los gigantes de gas
La misión Cassini tiene por meta explorar Saturno,
sus numerosas lunas ya conocidas y las que aún
quedan por descubrir. Dirigido por el Laboratorio
de Propulsión a Chorro (JPL) de la NASA, con sede
en Pasadena, California, EUA, la misión Cassini es
un esfuerzo conjunto emprendido por la NASA, la
Agencia Espacial Europea (ESA) y la agencia espacial italiana (ASI, por sus siglas en italiano).
Constituye uno de los esfuerzos más ambiciosos en
materia de exploración espacial planetaria.40
Debido al bajo nivel de luz solar que llega a
Saturno, no es factible utilizar equipos solares
como fuente de energía. Los ingenieros utilizaron un conjunto de generadores termoeléctricos
radioisotópicos, similares a los empleados en las
misiones Galileo y Ulises, previas a ésta. Con
estos sistemas, el calor proveniente de la declinación natural del plutonio 238 se aprovecha
para generar la electricidad destinada a operar
los sistemas de la nave espacial Cassini.
La nave espacial Cassini está provista de 18
instrumentos, 12 en la órbita y otros seis en la
sonda Huygens, que está diseñada para separarse
de la nave espacial principal y del paracaídas a
través de la atmósfera de Titán; la luna más grande de Saturno. En estos momentos, los 12 instrumentos que están en la órbita realizan estudios
detallados de Saturno: sus lunas, sus anillos y su
entorno magnético (extremo inferior).
El Espectrógrafo Óptico Ultravioleta (UVIS),
un instrumento basado en los sensores y en los
paquetes de programas de Schlumberger, destinado a operar en ambientes rigurosos tales
como los que se encuentran en las operaciones
de adquisición de registros de pozos de petróleo
y gas (abajo), representa la clave de la misión
científica de la nave Cassini. Actualmente el
espectrógrafo UVIS ayuda a los científicos a
HDAC
HSP
h
grap
tro
spec
FUV
> Obtención de imágenes de los anillos de Saturno. El Espectrógrafo Óptico
Ultravioleta (UVIS) es un conjunto de telescopios utilizados para medir la luz
ultravioleta proveniente de las atmósferas, los anillos y las superficies del sistema Saturno. El espectrógrafo UVIS posee dos canales o instrumentos espectrográficos: el canal ultravioleta extremo y el canal ultravioleta lejano (FUV).
Cada instrumento se encuentra alojado en un soporte de aluminio y cada uno
contiene un telescopio reflector, un espectrómetro de rejilla cóncava y un detector contador de pulsos ópticos. El espectrógrafo UVIS incluye además un
canal fotométrico de alta velocidad (HSP), un canal de una célula de absorción de hidrógeno-deuterio (HDAC) y un equipo de electrónica y control.
(Imagen, cortesía de la NASA/Laboratorio de Física Atmosférica y Espacial).
Antena de alta ganancia de 4 m
Antena de baja ganancia (1 de 2)
Brazo del magnetómetro
de 11 m
Recinto del radar
Antena del subsistema
de ondas de radio/plasma
(1 de 3)
Sonda Huygens
de la misión a Titán
Instrumentos de
teledetección
Generador
termoeléctrico
radioisotópico
(1 de 3)
Motor 445N (1 de 2)
> Preparando la nave Cassini para su vuelo. Los técnicos reubican y nivelan el orbitador Cassini en las Instalaciones de Tratamiento de Cargas Útiles
del Centro Espacial Kennedy en julio de 1997, después de apilar la sección del equipo superior de la nave sobre el módulo de propulsión (izquierda).
Se muestran los sistemas primarios del orbitador (derecha). (Imágenes, cortesía de la NASA/JPL).
Verano de 2006
59
determinar la química atmosférica, la naturaleza de las nubes y de los sistemas de anillos, y
el equilibrio de energía atmosférica existente en
Saturno y su luna Titán.
El espectrógrafo UVIS comprende un grupo de
telescopios que miden la luz ultravioleta proveniente de las atmósferas, anillos y superficies del
sistema de Saturno. El instrumento posee dos espectrógrafos: el canal ultravioleta distante (FUV),
ubicado a una distancia de entre 110 y 190 nm, y
el canal ultravioleta extremo (EUV), que se halla
a una distancia de entre 56 y 118 nm.
Los canales FUV y EUV del espectrómetro UVIS
requieren diferentes detectores para optimizar la
sensibilidad con respecto al rango de longitud de
onda requerido por el proyecto Cassini. En colaboración con el Laboratorio de Física Atmosférica y
Espacial (LASP) de la Universidad de Colorado,
Schlumberger diseñó la respuesta del detector
para que cumpliera con esos requisitos.
El detector FUV fue montado mediante la utilización de un fotocátodo de yoduro de cesio con
una ventana de fluoruro de magnesio. Este detector fue sellado al vacío e incluyó una bomba que
mantuvo un vacío ultra-elevado durante el montaje y el lanzamiento de la nave espacial. Una vez
en el espacio, el detector fue ecualizado con respecto al vacío del espacio para el viaje a Saturno.
El detector EUV utiliza un fotocátodo de bromuro de potasio y no posee ventanas, ya que la
transmisión de todas las sustancias conocidas es
muy pobre en este rango de longitud de onda
corta. Afortunadamente, el bromuro de potasio
es un fotocátodo muy robusto y puede verse
expuesto al aire seco durante el breve lapso que
se necesita para las pruebas y el montaje. Una
vez que estuvo en el vacío del espacio, se abrió la
cubierta del detector y esto permitió que la luz
ingresara al instrumento.
Ambos detectores utilizan placas de microcanales seleccionadas especialmente (MCP). Hace
mucho tiempo que se aplica la tecnología MCP en
los instrumentos de generación de imágenes para
vuelos espaciales. Los procedimientos de control
de la calidad implementados durante la fabricación permitieron que sólo se utilizaran MCP con
densidades de defecto muy bajo para el montaje
final. No bien se dispuso de una MCP, los científicos de LASP y Schlumberger trabajaron en forma
conjunta durante el proceso de montaje final.
Luego, las unidades fueron transportadas a los
laboratorios de la NASA para las pruebas finales.
En el Centro de Tecnología de Schlumberger
en Princeton (PTC), Nueva Jersey, se montaron
dos detectores FUV y dos detectores EUV que
cumplían con los estrictos requisitos vigentes en
materia de calidad para viajes espaciales a
60
Saturno. Dos detectores fueron designados como
unidades de vuelo, mientras que el segundo conjunto se mantuvo en reserva como refuerzo.
El espectrógrafo UVIS incluye además un
canal fotométrico de alta velocidad (HSP), una
célula de absorción de hidrógeno-deuterio
(HDAC) y un equipo de electrónica y control.
Los científicos están utilizando el HSP para realizar mediciones del ocultamiento estelar de la
estructura y densidad del material de los anillos
de Saturno.
La nave Cassini fue lanzada el 15 de octubre
de 1997, desde Cabo Kennedy, Florida, a bordo
del cohete Titán IVB/Centauro, el vehículo de
lanzamiento espacial más poderoso de la flota
estadounidense (abajo). Después de colocarse a
la nave Cassini en órbita alrededor de la Tierra,
se disparó la etapa superior para enviar la nave
en una trayectoria interplanetaria que finalmente la llevaría a Saturno.
La nave Cassini voló dos veces más allá de
Venus, y luego una pasando la Tierra y Júpiter. La
velocidad de la nave espacial con respecto al Sol
aumentaba a medida que se aproximaba y sobrevolaba alrededor de cada planeta, lo que le
brindó a la nave Cassini el refuerzo acumulativo
que necesitaba para llegar a Saturno con un
consumo mínimo de combustible. Después de
alcanzar Saturno, la nave Cassini encendió su
motor principal durante unos 96 minutos, lo que
redujo la velocidad de la nave espacial y permitió
que fuera capturada en una órbita alrededor de
Saturno. El 5 de enero de 2005, la nave Cassini
liberó su sonda Huygens, de fabricación europea,
hacia Titán.
Trayecto a una luna distante
De un diámetro superior al del planeta Mercurio, Titán es una de las lunas más interesantes
del sistema solar. La superficie de esta luna se
mantiene oculta por debajo de una atmósfera
opaca que es 50% más densa que la de la Tierra
(próxima página, arriba a la derecha).
La atmósfera de Titán está cargada de una
bruma de color naranja con tonalidades marrones compuesta de moléculas orgánicas
complejas que caen como lluvia desde el cielo
hasta la superficie. La mayoría de los científicos
está de acuerdo en que las condiciones climáticas que prevalecen en Titán son demasiado frías
para que se haya desarrollado vida; aunque existen teorías sobre la posibilidad de que existan
formas de vida en lagos cubiertos de hidrocarburos líquidos que son calentados por el calor
interno del planeta.
Swingby de Venus 04/26/98
Swingby de Venus 06/24/99
Llegada a Saturno
07/01/04
Órbita de
Júpiter
Órbita de la Tierra
Maniobra en el espacio profundo
12/03/98
Órbita de Venus
Lanzamiento 10/15/97
Órbita de
Saturno
Swingby de Júpiter
12/30/00
Swingby de la Tierra 08/18/99
> Lanzamiento de la nave Cassini. Un vehículo de lanzamiento Titán IVB/Centauro lanzó la nave espacial
Cassini y la sonda Huygens adosada a uno de sus lados, al espacio, desde el Complejo de Lanzamiento
40 de la Estación Aérea de Cabo Kennedy, en Florida. En esta vista se observan la carga útil de 20 m
[66 pies] de largo y 5 m [17 pies] de ancho, sobre el vehículo que sostiene la nave espacial Cassini. La
trayectoria de vuelo interplanetario planificada de la nave Cassini (inserto) comenzó con el lanzamiento desde la Tierra el 15 de octubre de 1997, seguido de los sobrevuelos con maniobras de asistencia
gravitacional de Venus, la Tierra y Júpiter. Los sobrevuelos con maniobras de asistencia gravitacional
de los diferentes planetas están destinados a incrementar la velocidad de la nave espacial en relación
con el Sol para que pueda llegar a Saturno. Con la trayectoria con asistencia gravitacional, la nave
Cassini tardó más de 6 años y medio en llegar a Saturno. (Imágenes, cortesía de la NASA).
Oilfield Review
Velocidad de ingreso: 6.2 km/s
1,000
Desaceleración máxima: 10gn a 25 gn
500
300
Despliegue del paracaídas principal
Altura, km
192
Se abre la
lumbrera de
admisión del
instrumento
Lanzamientos
del reductor
de velocidad
170
Despliegue del paracaídas
utilizado para el frenado
La sonda
realiza un
reconocimiento
de superficie
0
0
2.5
Tiempo, horas después del ingreso
> Descenso en Titán. La sonda Huygens analizó la atmósfera de Titán y registró un volumen significativo de datos e imágenes en su viaje a la superficie
de Titán. (Imagen, cortesía de la NASA/JPL).
La sonda Huygens ingresó en la atmósfera de
Titán el 14 de enero de 2005, desplegó sus paracaídas y comenzó sus observaciones científicas
durante un descenso a través de la atmósfera
densa de la luna, que insumió cerca de 21⁄2 horas
(arriba).41 Los instrumentos instalados a bordo de
la sonda detectaron una temperatura de superficie de 94K en el lugar de aterrizaje. Las imágenes
tomadas por la sonda durante el descenso mostraron canales superficiales que parecían indicar
la presencia de lluvia o flujo de fluidos, posiblemente en forma de metano líquido. Se observó
que había dorsales de hasta 100 m de altura cerca
del área de aterrizaje (derecha). Se detectaron
grandes cantidades de metano en la atmósfera
inferior, con predominio de nitrógeno en la
atmósfera superior. No se observó presencia de
oxígeno, tal vez porque está ligado en el agua congelada. Esto también impediría la formación de
dióxido de carbono.
Las pruebas de laboratorio recrearon las
mediciones de impactos obtenidas del penetrómetro transportado a bordo. Estas pruebas
indican que la superficie del área de aterrizaje
puede estar compuesta de partículas finas con
una costra de poco espesor. Las mediciones del
acelerómetro sugieren que la sonda se introdujo
entre 10 y 15 cm [4 y 6 pulgadas] dentro de la
superficie. El calor proveniente de los instru41. Agencia Espacial Europea–Cassini-Huygens:
http://huygens.esa.int/science-e/www/object/
index.cfm?fobjectid=36396 (Se accedió el 13 de
abril de 2006).
Verano de 2006
> Imagen de Titán. En esta vista infrarroja de Titán, se muestran los rasgos
del hemisferio delantero, incluyendo el arco brillante de Hotei en forma de
media luna (a la derecha del centro), a menudo aludido como “la sonrisa” por
los investigadores. La vista está centrada en la región brillante conocida
como Xanadu. La imagen fue tomada con la cámara de angular estrecho de
la nave Cassini, utilizando un filtro espectral sensible a las longitudes de
ondas de luz infrarroja, centradas en 938 nm, y se adquirió a una distancia de
aproximadamente 1.3 millón de km [800,000 millas] de Titán. (Imagen, cortesía
de NASA/JPL/Instituto de Ciencia del Espacio).
> Bajo la atmósfera de Titán. La vista en perspectiva de la superficie de Titán cerca del área de aterrizaje de la sonda Huygens (extremo superior) está codificada en color, indicando el azul la altura más
baja y el rojo, la más alta. La superficie total cubierta por la imagen es de aproximadamente 1 por 3 km
[0.6 por 2 millas]. Se obtuvo un par de imágenes (inserto) del generador de imágenes de descenso/radiómetro espectral Huygens. La imagen de la izquierda se generó desde 14.8 km [9 millas] por encima
de la superficie con el generador de imágenes de alta resolución y la de la derecha, desde una altura
de 6.7 km [4 millas], con el generador de imágenes de resolución intermedia. (Imágenes, cortesía de
ESA/NASA/JPL/Universidad de Arizona/USGS).
61
mentos luego evaporó el metano líquido del
suelo y lo descargó alrededor de la nave espacial
como gas metano. La sonda Huygens siguió obteniendo mediciones y transmitiendo datos a la
nave Cassini durante 72 minutos, después del
aterrizaje, hasta que las limitaciones existentes
en materia de energía y el deterioro de la nave
espacial ocasionado por las condiciones de
superficie extremas presentes en Titán produjeron una pérdida de señal.
Exploración del planeta anillado
Aparte de Titán, más lunas de mayor variedad que
las de cualquier otro planeta orbitan a Saturno.
Hasta ahora, las observaciones realizadas desde
la Tierra y las efectuadas por naves espaciales
han encontrado satélites saturninos que oscilan
desde pequeños cuerpos del tamaño de un asteroide hasta cuerpos tan grandes como Titán.
Por su tamaño, Saturno es el segundo planeta
del sistema solar. Como los otros planetas exteriores gaseosos—Júpiter, Urano y Neptuno—posee
una atmósfera integrada en su mayor parte por
hidrógeno y helio, y al igual que aquellos, está
rodeado de anillos. Los característicos anillos brillantes de Saturno están compuestos por
partículas de hielo y roca y pueden ser tan pequeños como un grano de arena o incluso llegar a ser
grandes como casitas.
Aunque la cara de Saturno parece calma, el
planeta presenta una atmósfera barrida por el
viento en la que una corriente de chorro ecuatorial sopla a 1,800 km/h [1,118 mi/h], y tormentas
arremolinadas se agitan por debajo de la parte
superior de las nubes. Las primeras exploraciones realizadas por la nave espacial Pioneer 11 de
la NASA en 1979, y la Voyager 1 y 2 en 1980 y
1981, constataron que Saturno posee un
ambiente magnético inmenso y complejo donde
los protones y electrones atrapados interactúan
entre sí, y con el planeta, los anillos y las superficies de muchas de las lunas de Saturno.
Desde la Tierra, los anillos de Saturno semejan ser sólo bandas monolíticas, mientras que en
realidad constan de miles de anillos y pequeños
aros, con partículas que a veces están dispuestas
en órbitas complicadas por la interacción gravitacional de pequeñas lunas que no habían sido
observadas previamente desde la Tierra (arriba,
a al derecha). Los científicos están utilizando
datos del espectrógrafo UVIS en modelos de
computación detallados para simular el complejo
movimiento de estos anillos.
Como mayor planeta después de Júpiter,
Saturno posee un volumen que es más de 750
veces el de la Tierra. En combinación con la baja
62
> Exploración de los anillos de Saturno. Las imágenes obtenidas durante la orbitación de la nave espacial Cassini alrededor de Saturno muestran la variación composicional de sus anillos (extremo superior).
El color rojo de la imagen indica los anilletes más esparcidos que comprenden probablemente partículas “más sucias” y posiblemente más pequeñas que las de los anilletes turquesa más helados. La
banda roja, a aproximadamente tres cuartas partes del camino hacia el exterior, es conocida como el
Vacío o la Discontinuidad de Encke. Esta imagen fue tomada con el Espectrógrafo Óptico Ultravioleta
(UVIS), que es capaz de resolver los anillos para mostrar rasgos de hasta 97 km [60 mi] de ancho; es
decir, con una resolución unas 100 veces superior a la resolución de los datos ultravioletas obtenidos
por la nave espacial Voyager 2. La vista en falsos colores del anillo A de Saturno (extremo inferior
izquierdo) también fue tomada con el espectrógrafo UVIS. El anillo es el más azul del centro, donde
los bloques gravitacionales son mayores. La banda negra más espesa del anillo es el Vacío o Discontinuidad de Encke y la banda negra delgada más a la derecha es el Vacío o Discontinuidad de Keeler.
El inserto (extremo inferior derecho) corresponde a una simulación por computadora de unos 150 m
[490 pies] de ancho, que ilustra la región de partículas heladas del anillo A. (Imágenes, cortesía de la
NASA/JPL/Universidad de Colorado).
densidad del planeta, menos de la mitad de la del
agua, su rápida rotación promueve una acumulación de material cerca del ecuador. Saturno tiene
la forma de una pelota achatada; su diámetro de
polo a polo es de sólo 108,728 km [67,560 millas],
en tanto que el diámetro ecuatorial es de unos
120,536 km [aproximadamente 74,898 millas].
A diferencia de los planetas internos rocosos
como la Tierra, Saturno no tiene superficie sobre
la cual se pueda aterrizar. Simplemente, una
nave espacial que descendiera a su atmósfera
notaría que los gases circundantes se tornan
más densos y la temperatura cada vez más alta;
finalmente la nave colisionaría y se fundiría. El
análisis detallado del campo gravitacional de
Saturno lleva a los astrónomos a considerar que
es probable que el interior más profundo de
Saturno conste de un núcleo rocoso fundido de
aproximadamente el mismo tamaño que el planeta Tierra, pero mucho más denso.
Los estudios espectroscópicos realizados por
la nave espacial Voyager verificaron que Saturno
está integrado por aproximadamente 94% de
hidrógeno y 6% de helio. El hidrógeno y el helio
son los componentes fundamentales de todos los
planetas de gas gigantes, y del Sol y las estrellas.
La gravedad por encima de las nubes de Saturno
es similar a la que se presenta cerca de la superficie de la Tierra. La temperatura que prevalece
cerca de la parte superior de las nubes es de
unos -139°C [-218°F], y se incrementa hacia el
núcleo del planeta debido a la mayor presión
atmosférica. Se prevé que en el núcleo la temperatura de Saturno es de alrededor de 10,000°C
[18,000°F].
El 21 de junio de 2005, el espectrógrafo UVIS
detectó emisiones aurorales provenientes de los
polos norte y sur de Saturno (próxima página,
arriba).42 Se considera que estas emisiones son
similares a las Luces Septentrionales de la Tierra; sin embargo, son invisibles a simple vista.
Las imágenes ultravioletas captaron todo el
óvalo de las emisiones aurorales a partir del gas
de hidrógeno excitado por el bombardeo de electrones. Las imágenes adquiridas con la técnica
de repetición (técnica de lapsos de tiempo) indican que las luces de la aurora son dinámicas, ya
que responden rápidamente a los cambios producidos en el viento solar.
Oilfield Review
Keeler y los patrones ondulados de los bordes de
la discontinuidad, que son generados por la
influencia gravitacional de la luna (izquierda,
extremo inferior).
El nuevo objeto, Dafne, posee unos 7 km
[4 millas] de diámetro y refleja aproximadamente
la mitad de la luz que cae sobre él; brillo típico de
las partículas de los anillos cercanos. A medida
que la nave Cassini siga explorando Saturno y sus
lunas, los científicos esperan descubrir más
secretos de este vasto sistema planetario.
> Luces australes de Saturno. Las imágenes de Saturno obtenidas con el espectrógrafo UVIS de la nave Cassini muestran emisiones aurorales en sus
polos, similares a las Luces Septentrionales de la Tierra. Las dos imágenes
UV son las primeras imágenes de la misión Cassini-Huygens que captaron el
“óvalo” entero de las emisiones aurorales en el polo sur de Saturno. Además,
muestran emisiones similares en el polo norte de Saturno. En estas imágenes
en falsos colores, el azul representa las emisiones aurorales de gas hidrógeno
excitadas por el bombardeo de electrones, mientras que el color rojo-naranja
representa la luz solar reflejada. Estas imágenes fueron tomadas con una
hora de diferencia; durante este tiempo, el punto más brillante en la imagen
de la aurora izquierda se desvanece y aparece un punto brillante en el centro
de la aurora, en la imagen de la derecha. (Imágenes, cortesía de la NASA/JPL/
Universidad de Colorado).
Luna
Perturbaciones
causadas por la luna
> Perturbaciones causadas por una luna pequeñísima. Esta imagen confirmó las sospechas previas
acerca de que una luna pequeña orbitaba en el estrecho Vacío o Discontinuidad de Keeler, en el anillo
A de Saturno. El Vacío o Discontinuidad de Keeler está situado a unos 250 km [155 millas] dentro del
borde exterior del anillo A de Saturno, que es además el borde exterior de los anillos principales brillantes. La nueva luna, Dafne, posee unos 7 km de diámetro y refleja aproximadamente un 50% de la luz
solar incidente. Los científicos pronosticaron la presencia de la luna y su distancia orbital con respecto
a Saturno después de julio de 2004, cuando observaron la existencia de perturbaciones en la estructura del anillo del borde externo del Vacío o Discontinuidad de Keeler. Estas imágenes se obtuvieron
con la cámara de angular estrecho de la nave Cassini el 1° de mayo de 2005, a una distancia de
aproximadamente 1.1 millón de km [680,000 millas]. (Imagen, cortesía de la NASA/JPL/Instituto de
Ciencia del Espacio).
Nuevas lunas
Había sólo 18 lunas conocidas que orbitaban a
Saturno cuando la nave espacial Cassini comenzó
su misión a Saturno en 1997. Durante la travesía
de siete años de la nave Cassini, los telescopios
instalados en la Tierra revelaron otras 13 lunas.
Poco después de que la nave espacial llegara a
Saturno, el equipo de la nave Cassini descubrió
otras dos lunas diminutas: Metona y Palena. Estas
dos nuevas lunas poseen un diámetro que oscila
entre aproximadamente 3 km [1.8 millas] y 4 km
[2.5 millas].
Verano de 2006
Los científicos sospechaban que se podían
encontrar más lunas saturninas diminutas dentro de las discontinuidades de los anillos de
Saturno. El 1º de mayo de 2005, mediante la utilización de una secuencia de imágenes
adquiridas con la técnica de repetición con las
cámaras de la nave Cassini, los astrónomos confirmaron la presencia de una luna muy pequeña
oculta en una discontinuidad del anillo A de
Saturno.43 Las imágenes muestran el objeto diminuto en el centro del Vacío o Discontinuidad de
Signos de una atmósfera
Aunque la luna Encelado está cubierta de hielo
compuesto de agua, como otras lunas de
Saturno, exhibe una superficie inusualmente
pareja con muy pocos cráteres de impacto. De
un diámetro de sólo 500 km [310 millas], la luna
Encelado encajaría en el Estado de Arizona.
Incluso pese a su pequeño tamaño, esta luna
muestra una de las superficies más interesantes
de todos los satélites helados. Esta luna refleja
aproximadamente el 90% de la luz solar incidente como si estuviera cubierta de nieve recién
caída, lo que la ubica entre los objetos más
reflectores del sistema solar. Aunque antes se
pensaba que la luna Encelado era una masa
rocosa fría y muerta, los datos obtenidos por la
nave espacial Cassini indican evidencias de volcanismo de hielo, lo que podría explicar sus
características de superficie pareja.
En julio de 2005, los instrumentos de la nave
Cassini detectaron una nube de vapor de agua
sobre el polo sur de la luna y fracturas calientes
donde el hielo que se evapora probablemente
provee la nube de vapor.44 Hasta ahora, la luna
Encelado es el más pequeño de los cuerpos
encontrados que presenta pruebas de volcanismo activo. Los científicos teorizan que los
puntos calientes de la superficie helada y agrietada de la luna probablemente hayan sido
producidos por el calor proveniente de la energía de las mareas como los volcanes en la luna Ío
de Júpiter. Su superficie geológicamente joven,
de hielo a base de agua, suavizada por el calor
de abajo, se asemeja a las superficies de las
lunas Europa y Ganímedes de Júpiter.
42. Laboratory for Atmospheric and Space
Physics–Cassini-UVIS Mission to Saturn and
Titan:http://lasp.colorado.edu/cassini/whats_new/ (Se
accedió el 13 de abril de 2006).
43. NASA/Laboratorio de Propulsión a Chorro–Cassini Finds
an Active, Watery World at Saturn’s Enceladus:
http://www.nasa.gov/mission_pages/cassini/media/
cassini-072905.html (Se accedió el 13 de abril de 2006).
44. NASA/ Laboratorio de Propulsión a Chorro, referencia 43.
63
Encelado
Flujo de
plasma caliente
Saturno
Nube de vapor
> Campos magnéticos oscilantes. La concepción de este artista muestra la
detección de una atmósfera dinámica en Encelado, la luna helada de Saturno.
El magnetómetro de la nave Cassini está diseñado para medir la magnitud y la
dirección de los campos magnéticos de Saturno y sus lunas. Durante los tres
sobrevuelos cercanos de la nave Cassini a la luna Encelado, que tuvieron lugar
el 17 de febrero, el 9 de marzo y el 14 de julio de 2005, el instrumento detectó
una torsión del campo magnético alrededor de dicha luna, causada supuestamente por las corrientes eléctricas generadas por la interacción de las partículas atmosféricas y la magnetósfera de Saturno. La gráfica muestra el
campo magnético observado por la nave Cassini, además de la nube de vapor
prevista, emitida desde el polo sur de la luna Encelado. El magnetómetro de la
nave Cassini observó la torsión del campo magnético consistente con su
drapeado en torno a un objeto conductor. (Imagen, cortesía de la NASA/JPL).
A
B
Estrella Lambda
de Escorpión
Luz de la estrella
Luz de la estrella
Bellatrix
Julio
Febrero
> Indicaciones de una atmósfera. El 11 de julio de 2005, el espectrógrafo óptico ultravioleta de la nave
Cassini observó la estrella Bellatrix mientras pasaba detrás de la luna Encelado, tal como se
visualiza desde la nave espacial. Se observó que la luz de la estrella se desvanecía cuando se
acercaba a dicha luna, lo que indicaba la presencia de una atmósfera aislada en el polo sur (A).
El espectrógrafo óptico ultravioleta indicó que la atmósfera correspondía a vapor de agua en base
a las características de absorción presentes en el espectro de la estrella. Los colores muestran la
señal de la estrella no desvanecida (azul), en comparación con la señal de la estrella desvanecida
(rojo). Cuando Bellatrix resurgió desde detrás de la luna Encelado, no se observó desvanecimiento
de la luz de la estrella. En otro ocultamiento (B) de la estrella Lambda perteneciente a la constelación de Escorpión, no se detectó ningún signo de existencia de atmósfera, lo que implica que la
atmósfera está localizada en dirección hacia el polo sur. (Imagen, cortesía de la NASA/JPL/Instituto
de Ciencia del Espacio).
La nave Cassini voló a 175 km [109 millas]
de distancia de la luna Encelado el 14 de julio de
2005. Los datos recabados durante ese sobrevuelo confirman una atmósfera extendida y
dinámica. Esta atmósfera fue detectada por primera vez por el magnetómetro de la nave
Cassini, durante un sobrevuelo distante realizado previamente ese año (izquierda).
El magnetómetro de la nave Cassini detectó
perturbaciones en el campo magnético causadas
por pequeñas corrientes de gas ionizado proveniente de la atmósfera existente alrededor de esta
luna. Dichas perturbaciones pudieron ser detectadas por ese magnetómetro mucho antes de que se
lograran utilizar los instrumentos de generación
de imágenes para confirmar este hallazgo.
A medida que la nave Cassini se acercaba a
este pequeño cuerpo, los instrumentos de generación de imágenes lograron obtener mediciones
que demostraron la composición del gas, y además confirmaron la presencia de una atmósfera.
Los espectrómetros de iones y de masa natural y
el espectrómetro UVIS mostraron que la atmósfera meridional contiene vapor de agua
(izquierda, extremo inferior). El espectrómetro
de masa constató que el vapor de agua comprende aproximadamente un 65% de la
atmósfera, estimándose el hidrógeno molecular
en un 20% aproximadamente. El resto es, en su
mayor parte, dióxido de carbono y cierta combinación de nitrógeno molecular y monóxido de
carbono. La variación de la densidad del vapor de
agua con la altitud sugiere que el vapor de agua
proviene de una fuente localizada, comparable
con un punto caliente geotérmico. Los resultados
ultravioletas proveen sólidos indicios de la presencia de una nube de vapor local. El hecho de
que la atmósfera persista en este mundo de baja
gravedad, en lugar de escaparse al espacio,
indica que la luna es lo suficientemente activa
desde el punto de vista geológico para reponer el
vapor de agua a un ritmo lento y continuo.
Las imágenes de alta resolución muestran
que el polo sur posee un aspecto aún más joven y
más fracturado que el resto de la luna Encelado,
completo con bloques helados que poseen el
tamaño de grandes casas, y grietas o fallas largas
y azuladas (próxima página, arriba).
Otro instrumento de la nave Cassini, el espectrómetro infrarrojo compuesto (CIRS), demuestra
que el polo sur es más caliente que lo previsto
(próxima página, abajo). Se constató que cerca
del ecuador las temperaturas alcanzaban un valor
helado de 80K. Los científicos consideran que los
polos deben de ser incluso más fríos debido al bajo
45. Sagan C: Cosmos. New York City: Carl Sagan
Productions and Random House (1980): 4.
64
Oilfield Review
El desafío del espacio
Los adelantos alcanzados en tecnología, sobre
todo durante los últimos 100 años, han ayudado a
modificar la forma en que visualizamos la Tierra,
nuestro sistema solar y el universo que se
extiende más allá de ellos. Desde los primeros
comienzos de la industria de exploración y producción (E&P), los ingenieros, los geocientíficos y
muchos otros hombres y mujeres dedicados al
tema han sido pioneros en la exploración de nuestro medio ambiente espacial interno. Hoy en día,
el mismo espíritu innovador y, en muchos casos,
tecnologías similares, nos están haciendo trascender los límites del ambiente de la Tierra hacia
la vastedad desconocida del espacio exterior.
Los ejemplos presentados en este artículo
constituyen sólo algunos de los aportes efectuados
por la industria de servicios de campos petroleros
a la exploración espacial. En el futuro podemos
esperar que se aplique más tecnología terrestre
en la búsqueda del conocimiento de lo extraterrestre. El astrofísico Carl Sagan, ya fallecido,
escribió: “A menudo la imaginación nos llevará a
mundos que jamás existieron. Pero sin ella no
vamos a ninguna parte.”45 Esta imaginación y esta
creatividad son las que han impulsado a la industria de E&P a explorar en profundidad por debajo
de la superficie de la Tierra y las que inevitablemente lanzarán las primeras expediciones de perforación a Marte y aún más lejos.
—DW
Verano de 2006
> Obtención de imágenes de la luna Encelado. Esta vista (extremo superior izquierdo) es un mosaico
de cuatro imágenes de alta resolución obtenidas con la cámara de angular estrecho de la nave
espacial Cassini durante su sobrevuelo cercano a Encelado, la luna helada de Saturno. La vista
tiene aproximadamente 300 km [186 millas] de ancho y muestra una diversidad de fallas, fracturas,
pliegues, cubetas y cráteres. Las imágenes se obtuvieron con luz visible, a distancias oscilantes
entre 26,140 y 17,434 km [16,246 y 10,833 millas]. El terreno polar sur de la luna Encelado (extremo
inferior izquierdo) aparece salpicado con grandes bloques de hielo en la imagen de la cámara de
gran angular; se muestran más detalles en la imagen tomada con la cámara de angular estrecho
de alta resolución (inserto). Las dos imágenes fueron adquiridas a una altura de aproximadamente
208 km [129 millas]. La vista en color mejorada de la luna Encelado (derecha) corresponde
principalmente al hemisferio sur. El terreno polar sur está marcado por un conjunto sobresaliente de
fracturas “azules” y se encuentra circundado por una llamativa cadena de pliegues y cordones
continuos. Este mosaico es una vista en falso color que contiene imágenes tomadas con longitudes
de onda que van desde la porción ultravioleta hasta la porción infrarroja del espectro óptico.
(Imágenes, cortesía de la NASA/JPL/ Instituto de la Ciencia del Espacio).
Mapa de la temperatura de la Luna Encelado
85
Temperatura, kelvin
nivel de energía recibida del Sol. No obstante, las
temperaturas promedio del polo sur llegaban a
85K, valor mucho más alto que lo esperado. Las
áreas pequeñas del polo, concentradas cerca de
las fracturas, son aún más cálidas; con temperaturas superiores a 140K en algunos lugares.
Los científicos consideran que las temperaturas son difíciles de explicar si la luz del sol es
la única fuente de calor. Es más probable que
una porción de la región polar, incluso las fracturas observables, sea calentada por el calor que
escapa desde el interior. La evaporación de este
hielo “caliente” en varias localizaciones dentro
de la región podría explicar la densidad de la
nube de vapor de agua detectada por los instrumentos de la nave Cassini. Cómo una luna de
500 km [310 millas] de diámetro puede generar
tanto calor interno y porqué ese calor está concentrado en el polo sur sigue siendo un misterio.
De un modo similar a los instrumentos de
adquisición de registros de pozos múltiples que
operan conjuntamente a gran profundidad por
debajo de la superficie de la Tierra, el descubrimiento de una atmósfera en la luna Encelado se
logró gracias a un arreglo de sensores diferentes
que trabajaron en forma sinérgica para adquirir
datos y obtener su máximo valor científico.
80
75
70
65
Temperaturas pronosticadas
Temperaturas observadas
> Un polo sur caliente. Este mapa representa la temperatura superficial de la
luna Encelado, como la ve el espectrómetro infrarrojo compuesto. Las temperaturas observadas incluyeron un punto caliente inesperado en el polo sur. En
promedio, la región es 15K más caliente que lo esperado; en ciertos lugares,
se observaron puntos calientes de más de 140K. Los puntos más calientes se
alinean con las fajas de fracturas azules visibles en la imagen previa (arriba).
(Imágenes, cortesía de la NASA/JPL/Centro de Vuelo Espacial Goddard).
65
Colaboradores
J.L. Arroyo Franco se desempeña como líder de
equipo para el grupo del área Herreras de Pemex
Exploración y Producción (Norte de México) y reside
en Reynosa, México. Antes de ser transferido a esta
posición a principios del año 2006, desarrolló tareas
como geofísico de grupo y luego como líder del grupo
Cuitlahuac. Desde 1980, J.L. ha trabajado en estudios
gravimétricos y sísmicos 2D y 3D para Pemex. Obtuvo
un diploma en ingeniería geofísica de la Universidad
Nacional Autónoma de México, en Ciudad de México,
y una maestría en administración en la Universidad
Autónoma de Chihuahua, en México.
Gopa S. De se desempeña como consultora en investigación en Chevron Energy Technology Company, con
sede en San Ramón, California, EUA. Ella comenzó su
carrera en Chevron Oil Field Research Company en
1982. Sus principales intereses relacionados con la
investigación incluyen la adquisición de registros
sónicos y la física de rocas. Posee un doctorado en
física de la materia condensada de la Universidad de
California, en San Diego. Gopa es miembro de la
Sociedad Física Americana, la Sociedad de Geofísicos
de Exploración (SEG), el Comité de Investigación de la
SEG y la Junta de Revisión de Evaluación e Ingeniería
de Yacimientos de la SPE (SPEREE).
Joel Lee Groves se desempeña como investigador
científico principal en el Centro de Tecnología de
Schlumberger en Princeton (PTC), Nueva Jersey, EUA.
Entre sus proyectos más significativos se encuentran
los sistemas generadores de neutrones pulsados, generadores de rayos X, y medidores de flujo multifásico.
Posee una licenciatura en física y una maestría en
física experimental, ambas de la Universidad de
Virginia Oeste, en Morgantown, EUA. Además, posee
un doctorado en física nuclear de la Universidad de
Illinois, en Urbana-Champaign, EUA. Ingresó en el
Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger
(SDR) como investigador científico en Ridgefield,
Connecticut, EUA, en 1984, después de pasar 10 años
en la Universidad de Illinois y en la Universidad de
Columbia, en la Ciudad de Nueva York. Fue director
del departamento de Ciencia Nuclear en el centro
SDR hasta que se incorporó en el centro PTC, en
1995. Durante su permanencia en el centro PTC, se
ha desempeñado como oficial de seguridad sobre las
radiaciones, ingeniero fabricante de minitrones y
director de investigación e ingeniería.
Jakob B.U. Haldorsen obtuvo su licenciatura y maestría en física de la Universidad de Oslo en Noruega.
Luego pasó seis años dedicado a la investigación y la
enseñanza en la Universidad de Oslo y en la
Organización Europea para la Investigación Nuclear
(CERN), en Ginebra, Suiza. Después de ingresar en
Geco en 1981, ocupó muchas posiciones diferentes,
incluyendo la de gerente de proyecto de R&E en Oslo y
luego en Houston. Después que Geco pasara a formar
parte de Schlumberger en 1987, fue transferido al
centro SDR en Ridgefield, Connecticut, como miembro
del departamento de Geoacústica. Posteriormente, fue
66
transferido al Centro de Investigaciones de Schlumberger
en Cambridge (SCR), Inglaterra, como miembro del
departamento de sísmica y luego a Geco-Prakla en
Hannover, Alemania, para trabajar en algoritmos
matemáticos y problemas físicos, relacionados con
datos adquiridos en ambientes con altos niveles de
ruido. Jakob retornó al centro SDR en 1995, como
líder para el programa Radar de Superficie y ahora
es asesor científico responsable de la generación de
imágenes de formaciones de alta resolución utilizando
herramientas sísmicas sónicas y de pozo.
David Linton Johnson se incorporó en el programa
de física de rocas en el centro SDR, de Ridgefield,
Connecticut, en 1979, y actualmente se desempeña
como asesor científico y gerente de programas del
departamento de física de sensores. Es responsable de
diversos proyectos de acústica de pozo, lineales y non
lineales, y sigue participando activamente en la investigación de las propiedades de los medios granulares o
porosos. David obtuvo una licenciatura en física de la
Universidad de Notre Dame, en Indiana, EUA, y además una maestría y un doctorado en física teórica de
la Universidad de Chicago. Antes de ingresar en
Schlumberger, integró el cuerpo académico de la
Universidad del Nordeste, en Boston, Massachusetts,
EUA. David es autor de numerosas publicaciones y
posee varias patentes. Es miembro de la Sociedad
Americana de Física.
Andreas Kayser trabajó para Schlumberger desde el
año 2003, hasta asumir recientemente un cargo en BP,
en Sunbury, Inglaterra. Como ingeniero de desarrollo
del centro SCR, en Inglaterra, Andreas estuvo a cargo
del análisis tomográfico por rayos X y supervisó la
adquisición, conversión, visualización e interpretación
de datos. Además, participó en una amplia gama de
proyectos que utilizan la tecnología de realidad virtual
Inside Reality* y el programa Petrel* que provee flujos
de trabajo desde la sísmica hasta la simulación para la
interpretación, visualización y planeación de pozos
complejos. Luego, Andreas fue trasladado al segmento
de Servicios de Datos y Consultoría de Schlumberger,
en Doha, Qatar, para trabajar en interpretación con el
generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura
Total FMI*. Posee una maestría en geología de la
Universidad de Philipps, en Marburg, Alemania.
Mark Knackstedt obtuvo una licenciatura de la
Universidad de Columbia, en la Ciudad de Nueva York,
y un doctorado de la Universidad de Rice, en Houston;
ambos en ingeniería química. Es profesor y jefe del
departamento de matemática aplicada de la Universidad
Nacional de Australia, en Canberra, y profesor visitante
de la Facultad de Ingeniería de Petróleo de la
Universidad de Nueva Gales del Sur, en Sydney. Su
trabajo se ha centrado en la caracterización y el
modelado realista de los materiales desordenados. Los
principales intereses de Mark radican en el modelado
de las propiedades del transporte, flujo elástico y flujo
multifásico y en el desarrollo del análisis de imágenes
tomográficas 3D para materiales complejos.
M.A. Mercado Ortiz es gerente del área oriental del
Activo Integral Burgos para Pemex Exploración y
Producción. Previamente, fue gerente del grupo
Cuitlahuac.
Tom Plona se desempeña como asesor científico en el
centro SDR de Ridgefield, Connecticut, y actualmente
trabaja en nuevos métodos de adquisición de registros
sónicos para mejorar la comprensión de los problemas
geomecánicos. Desde su ingreso en Schlumberger en
1976, ha llevado a cabo estudios acústicos básicos
sobre física de rocas y ha participado en numerosos
proyectos de desarrollo de herramientas acústicas.
Tom se desempeña como Conferenciante Ilustre de
la SPWLA para el año 2006 y es un autor prolífico que
posee numerosas patentes. Posee una licenciatura en
física del Providence College, en Rhode Island, EUA, y
una maestría y un doctorado en física de la Universidad
de Georgetown, en Washington, DC.
Lasse Renlie se desempeña como petrofísico principal
en el área de Halten/Nordland, del Mar de Noruega,
para Statoil ASA y reside en Stjørdal, Noruega. Antes
de ingresar en la compañía en 1998, trabajó para Sintef
Petroleum Research en Trondheim. Lasse obtuvo una
maestría en física y un doctorado en acústica de pozo
de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología de
Trondheim.
John Simonetti se desempeña como consultor técnico
para Schlumberger PTC en Nueva Jersey, donde trabaja
en la aplicación de nuevos materiales para el mejoramiento de las herramientas nucleares. Ingresó en la
compañía en 1982, en el grupo de Desarrollo de
Productos Cerámicos y luego se desempeñó en la
sección de tecnología de materiales y en detectores
generadores de imágenes, generadores nucleares,
evaluación de nuevos destelladores y desarrollo de
monitores de neutrón. John obtuvo una licenciatura
en Rutgers, la Universidad Estatal de Nueva Jersey,
en New Brunswick, y una maestría y un doctorado de
la Universidad de Princeton, todos en química.
Bikash Sinha se desempeña como asesor científico
del programa de Matemática y Modelado, en el centro
SDR de Ridgefield, Connecticut. Desde su ingreso en
Schlumberger en 1979, ha contribuido a numerosas
innovaciones en términos de adquisición de registros
sónicos para aplicaciones geofísicas y geomecánicas y
al desarrollo de sensores de presión de cuarzo de alta
precisión. Actualmente está involucrado en la caracterización del daño mecánico existente en la región
vecina al pozo y en la estimación de los parámetros de
esfuerzos presentes en la formación, utilizando datos
sónicos de pozos. Bikash obtuvo un diploma B Tech
(con mención honorífica) del Instituto Indio de
Tecnología, en Kharagpur, y una maestría de la
Universidad de Toronto, en Canadá, ambos en ingeniería mecánica. Posee un doctorado en mecánica aplicada del Instituto Politécnico de Rensselaer, en Troy,
Nueva York, EUA. Es autor o co-autor de más de 135
artículos técnicos y recibió 22 patentes de EUA.
Oilfield Review
Becario del IEEE, Bikash fue galardonado con el premio
al artículo destacado de 1993, por el diseño innovador
y el desarrollo de sensores de presión de cuarzo, publicado en las Transcripciones sobre Componentes
Ultrasónicos, Ferroeléctricos y Control de Frecuencias
del IEEE .
Jacob I. Trombka se desempeña como becario senior
en el Centro de Vuelo Espacial Goddard de la NASA,
en Greenbelt, Maryland, EUA. Es líder de equipo para
los espectrómetros de teledetección de rayos X/gamma
de la nave espacial Encuentro con un Asteroide
Cercano a la Tierra (NEAR). En Goddard, trabajó en el
desarrollo de los espectrómetros de teledetección y se
ha desempeñado como investigador principal, miembro
de equipo o investigador invitado en los programas US
Apollo, Viking, WIND, SMM y Mars Observer y en los
programas Russian Luna, Mars, Phobos y Mars de
1996. Jacob comenzó su carrera en el Laboratorio de
Propulsión a Chorro de la NASA, trabajando en el
espectrómetro de rayos gamma Ranger y estudiando
las aplicaciones de la espectroscopía de rayos X, rayos
gamma y neutrón/rayos gamma a los sistemas remotos
planetarios y a los sistemas de análisis geoquímicos en
sitio. El asteroide 1981 ET26 ha recibido el nuevo nombre de (4990) Trombka por su trabajo en ese campo.
Es un autor prolífico y ha sido galardonado con numerosos premios. Obtuvo una licenciatura y una maestría
en física de la Universidad Estatal de Wayne, en
Detroit, Michigan, EUA, y un doctorado en ciencia
nuclear de la Universidad de Michigan, Ann Arbor.
Stefan Vajda es investigador científico principal y
ahora trabaja en detectores nucleares, en el centro
PTC de Schlumberger en Nueva Jersey. Posee una
maestría de la Universidad de Bucarest, en Rumania,
y un doctorado del Instituto de Física Nuclear e
Ingeniería de Bucarest/Magurele, Rumania; ambos
en física. Stefan ingresó en la compañía en 1984, trabajando como físico de investigación en generadores
de neutrones y de rayos X. Posteriormente, se dedicó
a la investigación de destelladores inorgánicos, detectores nucleares y espectroscopía de rayos gamma.
Construyó un espectrómetro de rayos gamma para la
misión de la NASA al asteroide 433 Eros, que fue
completada con éxito en el año 2001. Stefan ha escrito
más de 40 artículos y posee dos patentes.
Henri-Pierre Valero es gerente de programas e investigador científico senior del centro SDR, en Ridgefield,
Connecticut, y está involucrado en el desarrollo de
algoritmos para herramientas de acústica de pozos.
Ingresó en la compañía en 1998 como ingeniero de proyectos en Schlumberger KK, Fuchinobe, Sagamihara,
Kanagawa, Japón, y trabajó en el desarrollo e implementación de productos de respuestas sonoras hasta
su transferencia al centro SDR en 2004. Henri-Pierre
posee una licenciatura en ciencia de la Universidad de
Rennes, en Francia, una maestría (con mención honorífica) en geociencia de la l'École Nationale Supérieure
des Pétroles et Moteurs, en Rueil-Malmaison, Francia,
y un doctorado (con mención honorífica) en geofísica,
del Institut de Physique du Globe de París, en Francia.
Verano de 2006
Stephen Williams es asesor de evaluación de formaciones para Norsk Hydro ASA en Bergen, Noruega.
Está a cargo de la planeación, ejecución y seguimiento
de los programas de evaluación de formaciones en los
pozos que posee la compañía en todo el mundo. Ha
ocupado numerosas posiciones desde su ingreso en
Norsk Hydro en 1998. Previamente, pasó 14 años en
Schlumberger ejecutando diversas tareas relacionadas
con operaciones, manejo técnico, entrenamiento y
dirección en América del Norte y América del Sur,
Europa, Escandinavia y Medio Oriente. Stephen obtuvo
una licenciatura y un diploma MA en ciencias naturales de la Universidad de Cambridge, en Inglaterra.
Kenneth Winkler se desempeña como investigador
científico principal en el centro SDR, en Ridgefield,
Connecticut, donde trabaja en principios microsónicos, herramientas y técnicas de interpretación, para
producir un mapa de velocidad acústica de alta resolución de la pared del pozo. Sus otros proyectos incluyen
estudios de acústica no lineal, aseguramiento del flujo
y presión de poro. Ingresó en Schlumberger en 1979,
instalando el laboratorio de propiedades de las rocas
de alta presión en el centro SDR. Desde entonces, ha
trabajado en diversos programas, incluyendo el programa de geoacústica, acústica en la región vecina al
pozo y generación de imágenes microsónicas de alta
resolución. Ken posee una licenciatura en física del
Instituto Politécnico Rensselaer, en Troy, Nueva York,
y una maestría y un doctorado en geofísica de la
Universidad de Stanford, en California. Se desempeñó
como Conferenciante Ilustre de la SPWLA y fue editor
técnico del sector de Evaluación de Formaciones de
la SPE, entre 1993 y 1996. Autor de muchos artículos,
posee además varias patentes.
Wolfgang Ziegler se desempeña como ingeniero principal para el centro PTC de Schlumberger, en Nueva
Jersey, y actualmente trabaja en el desarrollo de un
detector nuclear, concentrándose en aplicaciones de
alta temperatura y en nuevos materiales. Ingresó en la
compañía en el centro SDR de Ridgefield, Connecticut,
en el año 1992, para trabajar sobre conceptos de medición posteriormente implementados en las herramientas de funciones múltiples y adquisición de registros
durante la perforación EcoScope* y en la investigación
de nuevos detectores para aplicaciones de campos petroleros. Fue transferido al centro PTC en el año 2000 y
mantuvo su participación en esos proyectos. Wolfgang
obtuvo un diploma en física de la Universidad de Mainz
y un doctorado en física nuclear experimental de la
Universidad de Darmstadt, ambas en Alemania.
Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.
Murtaza Ziauddin se desempeña como ingeniero principal de Schlumberger en el Centro de Tecnología de
Sugar Land, donde trabaja en operaciones de estimulación de la matriz de areniscas y carbonatos, secuestro
de CO2, fracturamiento hidráulico, y acumulación de
incrustaciones orgánicas e inorgánicas. Dirigió el desarrollo del programa de simulación geoquímica Virtual
Lab* para operaciones de acidificación de la matriz,
predicción de la acumulación de incrustaciones inorgánicas y pruebas de compatibilidad del agua. Está
involucrado en el desarrollo de un modelo reológico
predictivo para fluidos de fracturamiento a base de
polímeros y con modelos de acidificación en el programa de estimulación de pozos StimCADE* y en la
aplicación del programa WellBook* para el diseño, ejecución y evaluación de tratamientos. Murtaza ingresó
en Schlumberger en 1997 después de obtener una
licenciatura de la Universidad de Houston y un doctorado de la Universidad de Minnesota en Minneapolis,
EUA, ambos en ingeniería química. Es autor de
muchos artículos y posee varias patentes.
67
Próximamente en Oilfield Review
Yacimientos naturalmente fracturados. Las fracturas
naturales en los yacimientos pueden hacer productivas
las rocas que de lo contrario serían compactas; sin
embargo, también pueden incidir negativamente en
los yacimientos porosos y permeables. Este artículo
examina los yacimientos naturalmente fracturados y
cómo los geocientíficos e ingenieros los detectan,
caracterizan y modelan en diversas escalas y a lo
largo de todas las fases del desarrollo de yacimientos.
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Petróleo pesado. La contracción de la producción de
petróleos convencionales, los precios elevados y la
necesidad de incrementar las reservas están revitalizando el interés por el petróleo pesado. Este artículo
analiza las propiedades de los petróleos pesados y los
escenarios de potenciales de producción, desde la
explotación minera hasta la combustión en sitio.
Algunos ejemplos de campo demuestran las técnicas
para la caracterización de los yacimientos de petróleo
pesado, la determinación del mejor método de recuperación, la construcción y terminación de pozos y el
monitoreo de la producción.
Subsidencia y compactación. La subsidencia que
se produce por encima de los yacimientos puede tener
consecuencias económicas enormes, que quizás no se
limiten sólo a los daños producidos en la infraestructura de los campos petroleros. Una gran cubeta de
subsidencia puede ocasionar daños importantes en las
estructuras de superficie, particularmente en las áreas
bajas. La compactación se produce por el agotamiento
de formaciones que son mecánicamente débiles y es
la causa de la subsidencia relacionada con la industria.
Este artículo describe los principios básicos de la compactación y la subsidencia e incluye algunos ejemplos
de diversos campos activos.
Oilfield Review
SCHLUMBERGER OILFIELD REVIEW
VERANO DE 2006
VOLUMEN 18 NUMERO 1