Oilfield Review

Oilfield Review
Volumen 25, no.3
Avances en tratamientos de acidificación
Monitoreo de la corrosión en las tuberías de revestimiento
Referenciamiento geomagnético
Las tormentas solares
ión
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A par
Oilfield Review App
La aplicación para iPad† de Oilfield Review para la plataforma Newsstand se
encuentra disponible en forma gratuita en la tienda iTunes† App Store de Apple†.
Oilfield Review comunica a los profesionales de la industria petrolera los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y
producción de hidrocarburos. La aplicación gratuita Oilfield Review Apple iPad para beneficiarse del contenido forma parte de
la plataforma Newsstand y permite el acceso tanto a temáticas nuevas como archivadas. Muchos artículos han sido mejorados
con contenidos más ricos, tales como animaciones y videos, que ayudan a explicar los conceptos y teorías que trascienden las
capacidades de las imágenes estáticas.
La aplicación brinda acceso a numerosos años de temáticas archivadas en un formato compacto que conserva el contenido
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iPad y iTunes son marcas de Apple Inc., registradas en EUA y en otros países.
13-OR-0004-S
Referenciamiento geomagnético para el posicionamiento de pozos
Ampliamente aclamada como tecnología innovadora, la
perforación de pozos de alcance extendido permite el
desarrollo económicamente efectivo de las reservas
marinas desde localizaciones en tierra firme y desde
estructuras de concreto construidas en el mar. Además,
posibilita un máximo contacto con el yacimiento y permite
el acceso a múltiples yacimientos con un solo agujero.
Para Eni US Operating Company Inc., la perforación
de pozos de alcance extendido ha sido esencial para el
desarrollo del campo Nikaitchuq, que se encuentra
ubicado frente al Talud Norte de Alaska en EUA. Las características del campo —desde su localización marina y su
temperatura de fondo de pozo hasta su geología compleja—
lo convierten en un proyecto extremadamente desafiante.
Las concesiones de nuestra empresa se encuentran
ubicadas costa afuera del Océano Ártico y el Mar de
Beaufort, al norte del Círculo Polar Ártico. Para un mejor
acceso al yacimiento, hemos construido una isla a unas
pocas millas mar adentro, en un tirante de agua (profundidad del lecho marino) de menos de 3 m [10 pies]. De los
30 pozos que proyectamos perforar desde una sola localización en la isla artificial, ya hemos perforado 17; pero
además perforamos 22 desde una localización terrestre
ubicada en Oliktok Point. Además de las ventajas económicas, la restricción de los sitios de perforación a sólo dos
localizaciones de pozos minimiza la huella ambiental.
El objetivo es un yacimiento somero y relativamente frío,
lo que hace que el petróleo sea viscoso. Este yacimiento
había sido desarrollado con un sistema de inyección de
agua en línea (desplazamiento por frente continuo); el
plan de desarrollo implica una distribución de pozos inyectores y productores horizontales alternados y, para el año
2014, se procederá a terminar un total de 52 pozos. El agua
de inyección para el proceso de inundación con agua es
producida desde una formación más profunda y más cálida.
Estamos perforando pozos de alcance extendido someros.
Si bien la profundidad de estos pozos oscila entre 1 000 m
[3 200 pies] y 1 300 m [4 200 pies], algunos pozos poseen
una longitud de más de 7 000 m [23 000 pies]. Más del 90%
de los pozos del desarrollo exhiben una relación alcance-profundidad vertical verdadera (TVD) superior a 4 y
en ciertos casos dicha relación alcanza un valor de 6.
Los pozos están separados por una distancia de 370 m
[1 200 pies] entre sí, a lo largo de sus intervalos de
producción, y muchos siguen fallas que compartimentalizan
el yacimiento. El posicionamiento preciso de los pozos
es crucial para asegurar que no fracase el proceso de
inyección de agua o se atraviese inadvertidamente una
falla primaria. Un error de localización del 1% en un pozo
de 7 000 m de longitud, se traduce en un error inaceptable
de más de 60 m [200 pies] en la profundidad final (TD).
Aquí es donde hace su incursión el sistema de referenciamiento geomagnético. Si bien los levantamientos
giroscópicos tradicionales podrían producir datos de calidad suficiente para lograr los emplazamientos de pozos
necesarios, su ejecución en este ambiente es impracticable
y requiere costos y tiempos adicionales que los torna prohibitivamente costosos para los programas de perforación de
esta área. El referenciamiento geomagnético permite el
posicionamiento preciso y en tiempo real de nuestros
pozos y nos brinda la certeza de conocer dónde se encuentran sin tener que detener la perforación. Mediante la utilización del referenciamiento geomagnético, podemos
construir un modelo detallado del campo magnético terrestre para compararlo con las mediciones magnéticas obtenidas durante la perforación (véase “Referenciamiento
geomagnético: La brújula en tiempo real para los perforadores direccionales,” página 34). El modelo se confecciona
con las contribuciones del campo magnético principal de la
Tierra, las variaciones magnéticas locales de las rocas corticales y las perturbaciones variables en el tiempo causadas
por la actividad solar.
Las tormentas magnéticas relacionadas con el Sol se
producen de manera impredecible y en las latitudes del
Ártico generan oscilaciones de gran amplitud en la intensidad y la dirección del campo magnético, que deben ser
incorporadas en el modelo. Para cuantificar estas perturbaciones, Schlumberger se asoció con el Servicio Geológico
de EUA a fin de construir un observatorio geomagnético
cercano, en Deadhorse, Alaska. El observatorio proporciona
los datos de referenciamiento de alta calidad requeridos
para las correcciones asociadas con la continuación de la
perforación en tiempo real y para los levantamientos definitivos al final de cada carrera del arreglo de fondo (BHA).
Estamos perforando nuestro pozo número 39 utilizando
referenciamiento geomagnético. Desde las primeras
aplicaciones de esta tecnología en nuestros pozos, la
incertidumbre asociada con el posicionamiento de los
pozos se redujo continuamente. Y, dado que conocemos
las posiciones con gran certeza, estamos reingresando en
los pozos para perforar tramos laterales duales desde
laterales simples. Esta estrategia nos permite duplicar
básicamente el contacto del pozo con el yacimiento e
incrementar las tasas de producción. Aún con estas tasas
incrementadas, se espera que este campo produzca
durante más de 30 años.
Andrew Buchanan
Geólogo senior de operaciones
Eni US Operating Company Inc.
Anchorage, Alaska, EUA
Andrew Buchanan se desempeña desde el año 2009 en Eni US Operating
Company Inc., en Anchorage, como geólogo senior de operaciones.
Previamente, trabajó para ASRC Energy Services como geólogo consultor.
Andrew obtuvo una licenciatura en geología de la Universidad de Regina, en
Saskatchewan, Canadá. Actualmente se desempeña como el ex-presidente
del Club del Petróleo de Anchorage.
1
Schlumberger
Oilfield Review
www.slb.com/oilfieldreview
Editor ejecutivo
Lisa Stewart
Editores senior
Tony Smithson
Matt Varhaug
Rick von Flatern
1
Referenciamiento geomagnético para el posicionamiento de pozos
Artículo de fondo aportado por Andrew Buchanan, geólogo senior de operaciones
de Eni US Operating Company Inc.
Editor
Richard Nolen-Hoeksema
Colaboradores
H. David Leslie
Ted Moon
Parijat Mukerji
Erik Nelson
Ginger Oppenheimer
Rana Rottenberg
Diseño y producción
Herring Design
Mike Messinger
Ilustraciones Chris Lockwood
Mike Messinger
George Stewart
Impresión
RR Donnelley—Wetmore Plant
Curtis Weeks
Traducción y producción
Lynx Consulting, Inc.
E-mail: info@linced.com;
http://www.linced.com
Traducción Adriana Real
Edición Antonio Jorge Torre
Subedición Nora Rosato
Diagramación Diego Sánchez
4
Estimulación de yacimientos
carbonatados naturalmente fracturados
La estimulación de yacimientos carbonatados naturalmente
fracturados ha mejorado significativamente con la aplicación
de fluidos de acidificación innovadores que contienen
fibras degradables. Las fibras se congregan y forman barreras
que impiden el movimiento de los fluidos hacia las fracturas,
redireccionando el ácido hacia las regiones de permeabilidad
más baja. Esta eficiencia de estimulación mejorada se ha
traducido en perfiles de producción cada vez más uniformes
a través de múltiples zonas y ha generado incrementos
sustanciales de la producción en muchos campos de petróleo
y gas de todo el mundo.
18 Medición de la corrosión en las tuberías de
revestimiento para prolongar la vida de los activos
La corrosión de los tubulares de fondo de pozo puede acortar
la vida productiva de un pozo y contribuir a generar daños
costosos para los operadores. El monitoreo de la corrosión de
fondo de pozo actúa como primera línea de defensa contra la
corrosión en las tuberías de revestimiento.
Acerca de Oilfield Review
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.
2
A menos que se indique lo contrario, las
siglas que aparecen en esta publicación
corresponden al idioma inglés.
Cuando se menciona sólo el lugar
de residencia de un colaborador,
significa que forma parte del personal
de Schlumberger.
© 2014 Schlumberger. Todos los
derechos reservados. Ninguna parte de
esta publicación puede ser reproducida,
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medio alguno, ya sea electrónico o
mecánico, fotocopiado o grabado,
sin la debida autorización escrita
de Schlumberger.
Marzo de 2014
Volumen 25
Número 3
Consejo editorial
Hani Elshahawi
Shell Exploration and Production
Houston, Texas, EUA
34 Referenciamiento geomagnético: La brújula en
tiempo real para los perforadores direccionales
Gretchen M. Gillis
Aramco Services Company
Houston, Texas, EUA
En los últimos años, la necesidad de posicionar los pozos
con precisión ha generado desarrollos tecnológicos que promovieron el avance de la ciencia de direccionamiento de
los pozos. Este artículo examina los métodos de prospección
magnetométrica que mejoran la precisión de las mediciones
en tiempo real y permiten a los perforadores alcanzar sus
objetivos de manera eficiente y económicamente efectiva.
Roland Hamp
Woodside Energy Ltd.
Perth, Australia
Dilip M. Kale
ONGC Energy Centre
Nueva Delhi, India
George King
Apache Corporation
Houston, Texas, EUA
Andrew Lodge
Premier Oil plc
Londres, Inglaterra
50 El soplido del viento solar: Las manchas solares,
los ciclos solares y la vida en la Tierra
La meteorología espacial puede afectar los sistemas terrestres
que son cruciales para la sociedad moderna. Este artículo
describe los fenómenos solares que contribuyen a la
meteorología espacial y constituyen la fuente de los pulsos
electromagnéticos que poseen el potencial para afectar y
dañar las tecnologías electrónicas, de generación de energía,
de comunicaciones, de transporte y de otro tipo de
infraestructura, tanto en la Tierra como en el espacio.
Además, se analizan los ciclos de manchas solares y su
influencia en la meteorología solar y terrestre.
63 Colaboradores
66 Definición del concepto de perfilaje de producción:
Principios del perfilaje de producción
En la portada:
Éste es el decimoprimero de una serie de artículos
introductorios que describen los conceptos básicos
de la industria de E&P.
Enlaces de interés:
Schlumberger
www.slb.com
Archivo del Oilfield Review
www.slb.com/oilfieldreview
Glosario del Oilfield Review
www.glossary.oilfield.slb.com
Dirigir la
correspondencia editorial a:
Oilfield Review
1325 S. Dairy Ashford
Houston, Texas 77077 EUA
(1) 281-285-7847
Facsímile: (1) 281-285-1537
E-mail: editorOilfieldReview@slb.com
Se encuentra disponible en forma gratuita
una aplicación para iPad® para la versión
en inglés de OilfieldReview.
Dirigir las consultas
de distribución a:
Vlamir Bastos
Teléfono: (55) 21 3541 7000
(switchboard)
Directo: (55) 21 3541 7071
E-mail: vbastos@slb.com
Las auroras boreales aparecen como
cortinas brillantes de luces de colores
en las regiones árticas del hemisferio
norte terrestre. Las auroras, que pueden
tener lugar en ambas regiones polares
de la Tierra, se forman cuando las
emisiones de las erupciones solares
y las eyecciones de la masa coronal
interactúan con el campo magnético
terrestre. Un gran bucle de plasma,
conocido como prominencia, emana
de la superficie del Sol (inserto).
Dicha masa de plasma eyectada en
la dirección de la Tierra produce
fenómenos meteorológicos espaciales
que podrían afectar las tecnologías
modernas relacionadas con el
electromagnetismo, lo que incluye
los métodos de direccionamiento
de pozos que dependen de las
mediciones magnéticas.
3
Estimulación de yacimientos
carbonatados naturalmente fracturados
Khalid S. Asiri
Mohammed A. Atwi
Saudi Aramco
Udhailiyah, Arabia Saudita
Los yacimientos carbonatados naturalmente fracturados pueden ser difíciles de
Óscar Jiménez Bueno
Petróleos Mexicanos (PEMEX)
Villahermosa, México
de divergencia de fluidos para asegurarse de que los fluidos de estimulación entren
Bruno Lecerf
Alejandro Peña
Sugar Land, Texas, EUA
estimular porque los fluidos de tratamiento tienden a ingresar en las fracturas y a
evitar las regiones menos permeables. Normalmente, se necesitan técnicas efectivas
en contacto con la mayor superficie posible del yacimiento. Los ingenieros y
químicos desarrollaron un innovador fluido de acidificación que emplea fibras
degradables para obstruir temporariamente las fracturas permeables y hacer que el
fluido ingrese en las zonas menos permeables. Los operadores han aplicado el ácido
Tim Lesko
Conway, Arkansas, EUA
cargado de fibras en yacimientos de petróleo y gas naturalmente fracturados en los
Fred Mueller
College Station, Texas
aplicación, han experimentado mejoramientos sustanciales de la producción.
que es difícil obtener una cobertura zonal completa y, como resultado de dicha
Alexandre Z. I. Pereira
Petrobras
Río de Janeiro, Brasil
Fernanda Téllez Cisneros
Villahermosa, México
Traducción del artículo publicado en
Oilfield Review Otoño de 2013: 25, no. 3.
Copyright © 2014 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo,
se agradece a Charles-Edouard Cohen, Río de Janeiro;
Víctor Ariel Exler, Macae, Brasil; Luis Daniel Gigena,
Ciudad de México; Daniel Kalinin, Al-Khobar, Arabia
Saudita; y Svetlana Pavlova, Novosibirsk, Rusia.
ACTive, MaxCO3 Acid, POD, SXE y VDA son marcas
de Schlumberger.
1. Crowe C, Masmonteil J, Touboul E y Thomas R:
“Trends in Matrix Acidizing,” Oilfield Review 4, no. 4
(Octubre de 1992): 24–40.
4
Oilfield Review
Desde los albores de la industria del petróleo y el
gas, los operadores se han esforzado por maximizar la productividad de los pozos, empleando para
ello una diversidad de técnicas. Por ejemplo, ya en
el siglo XIX, los ingenieros comenzaron a bombear
ácido en los pozos para mejorar la producción.
Los tratamientos de acidificación disuelven y eliminan el daño de formación producido por las
operaciones de perforación y terminación de
pozos y/o forman nuevos trayectos de producción
en las formaciones productivas.
Los tratamientos de acidificación se dividen en
dos categorías. La acidificación matricial consiste
en el bombeo de fluido en la formación a velocidades y presiones que no fracturan el yacimiento.
El tratamiento resultante estimula una región que
se extiende alrededor del pozo hasta una distancia
de aproximadamente 1 m [3 pies]. La acidificación
de las fracturas es un tratamiento de fracturamiento hidráulico en el que se bombea ácido
durante al menos una etapa de fluido. La penetración de la estimulación puede extenderse en la
formación a lo largo de una distancia de uno o dos
órdenes de magnitud mayor que la de la acidificación matricial.
La composición de los fluidos de acidificación
depende del tipo de formación a estimular. Las formaciones carbonatadas, compuestas principalmente por caliza (carbonato de calcio [CaCO3]) o
dolomía (carbonato de calcio y magnesio
[CaMg(CO3)2]), son tratadas con ácido clorhídrico [HCl], diversos ácidos orgánicos, o combinaciones de éstos. Las formaciones de areniscas
están compuestas habitualmente por partículas de
cuarzo [SiO2] o feldespato [KAlSi3O8–NaAlSi3O8–
CaAl2Si2O6] ligadas entre sí por minerales de
arcilla o carbonatos. Los minerales de silicatos
no reaccionan con el HCl, sino que responden a
los fluidos que contienen ácido fluorhídrico [HF]
o ácido fluobórico [HBF4].1 A pesar de las diferencias existentes en la química de los fluidos, la
mayoría de los aspectos de la acidificación de
carbonatos y areniscas relacionados con la ingeniería son similares. No obstante, este artículo se
centra en los avances recientes especialmente
pertinentes a la acidificación de carbonatos.
Fundamentos de la acidificación de carbonatos
La caliza y la dolomía se disuelven rápidamente
en HCl, formando productos de reacción solubles
en agua —principalmente cloruros de calcio y
de magnesio— y liberando dióxido de carbono.
La tasa de disolución es limitada por la velocidad
con la cual el ácido puede ser transportado hacia
la superficie de la roca. Este proceso de disolución produce la rápida formación de canales de
Volumen 25, no.3
> Agujeros de gusanos inducidos por el ácido. Una red intrincada de agujeros
de gusanos formados durante un tratamiento de acidificación matricial
a escala de laboratorio de una muestra de una formación carbonatada.
La longitud, dirección y número de agujeros de gusanos depende de la
reactividad de la formación y de la velocidad con la que el ácido ingresa
en la formación. Una vez formados, los agujeros de gusanos acarrean
virtualmente todo el flujo de fluido durante la producción.
Obtener uniformidad en el tratamiento de
forma irregular denominados agujeros de gusanos (arriba). Los agujeros de gusanos se disponen estimulación puede convertirse en un desafío si
en forma radial, con una distribución dendrítica, existen grandes variaciones de permeabilidad
Oilfield
Reviewdentro del intervalo de tratamiento. A medida
desde los puntos en los que el ácido sale
del pozo
SUMMER 13
e ingresa en la formación. Una vez formados, se que penetra en la formación, el ácido fluye prefeMAXCO3 Fig. 1
rentemente
hacia los trayectos más permeables.
convierten en los trayectos más permeables
den-13-MXCO
ORSUMR
1
tro de la formación y transportan virtualmente Las áreas de permeabilidad más alta reciben la
todo el flujo de fluido durante la producción. mayor parte del fluido y se vuelven más extensas,
Para una estimulación eficiente, la red de aguje- lo que hace que los fluidos de tratamiento pasen
ros de gusanos debe penetrar el intervalo produc- por alto las regiones de permeabilidad más baja.
tivo de manera profunda y uniforme.
5
Selladores de esferas
Empacadores de intervalos inflables
> Métodos de divergencia mecánica. Los selladores de esferas (esferas verdes) se bombean en el
pozo durante el tratamiento de estimulación (izquierda). Las esferas proporcionan divergencia
mecánica porque obturan preferentemente los disparos que admiten el mayor volumen de fluido
de tratamiento. Los empacadores de intervalos inflables también pueden ser desplegados con tubería
flexible para aislar el intervalo de tratamiento preferido (derecha). En este ejemplo, los ingenieros ya
han estimulado la zona inferior y han desplazado los empacadores hacia arriba, preparándose para
estimular la zona siguiente.
Para abordar este problema, los químicos e inge- la mayor parte del fluido. Después del tratamiento,
nieros han desarrollado métodos para desviar los los selladores de esferas se desprenden, son desafluidos de acidificación lejos de los intervalos de lojados mecánicamente o se disuelven (arriba).
Los agentes divergentes químicos incorporaalta permeabilidad y en dirección hacia las zonas
dos en los fluidos de estimulación pueden ser
menos permeables.
Los ingenieros logran la divergencia mediante divididos en dos categorías: sustancias en partíel empleo de medios mecánicos o químicos o culas y viscosificadores. Las sustancias en partíambos.2 La divergencia mecánica de los fluidos culas incluyen los agentes de obturación, tales
de tratamiento puede efectuarse utilizando herra- como las escamas de ácido benzoico y los granos
mientas operadas con la columna de perforación o de sal dimensionados para taponar los poros de
con tubería flexible, provistas de empacadores las formaciones. El espumado del ácido permite
mecánicos que aíslan y dirigen el fluido hacia las lograr un efecto de obturación similar debido al
zonas de baja permeabilidad. Alternativamente, flujo bifásico.
Los viscosificadores incluyen los polímeros
el flujo puede ser obstruido en los disparos individuales si se lanzan selladores de esferas en el solubles en agua, los geles a base de polímeros
fluido de estimulación a medida que éste des- reticulados y los surfactantes viscoelásticos
ciende por el pozo. Los selladores de Oilfield
esferas Review
se (VES).3 Una década atrás, los científicos e ingeSUMMER 13
colocan y se sellan contra los disparos que aceptan nieros de Schlumberger aplicaron la química VES
en los tratamientos de estimulación con ácido e
introdujeron el sistema de ácido divergente viscoelástico VDA. Los fluidos VDA demostraron ser
particularmente exitosos tanto en aplicaciones
de acidificación matricial como en aplicaciones
de acidificación de fracturas de todo el mundo.4
La molécula de surfactante del sistema VDA,
derivada de un ácido graso de cadena larga, es el
zwitterion; una molécula neutra que transporta
una carga positiva y otra negativa en posiciones
independientes.5 Durante su bombeo en un pozo,
el fluido VDA —una mezcla de HCl, surfactantes
VES y aditivos comunes para tratamientos ácidos— mantiene una viscosidad baja. A medida
que el ácido se consume en la formación, las
moléculas de surfactante comienzan a reunirse y
forman micelas elongadas.6 Las micelas se entrecruzan y producen el incremento de la viscosidad
del fluido (abajo). El fluido de mayor viscosidad
forma una barrera temporaria que obliga al ácido
fresco a fluir hacia otras partes. Además de
generar la divergencia, la viscosidad reduce la
velocidad con la que el ácido reacciona con la formación, lo que proporciona más tiempo para la
creación de agujeros de gusanos más profundos y
más intrincados.
Cuando comienza la producción, el fluido VDA
queda expuesto a los hidrocarburos, lo que altera
el ambiente iónico y hace que las micelas se vuelvan esféricas. El entrecruzamiento cesa, las micelas se desplazan libremente y la viscosidad del
fluido se reduce drásticamente, lo que permite
la limpieza eficiente posterior a la estimulación.
A diferencia de los fluidos a base de polímeros,
los surfactantes VES no dejan residuo dañino
alguno que pueda interferir con la productividad
del pozo.
MAXCO3 Fig. 2
ORSUMR 13-MXCO 2
CaCO3 + 2HCl
CaCl2 + CO2 + H2O
Ácido consumido
Moléculas de
surfactantes
Hidrocarburos
Micelas elongadas
Micelas esféricas
> Comportamiento del fluido surfactante viscoelástico (VES) durante un tratamiento de acidificación. Al comienzo, cuando el surfactante se dispersa en
el ácido, cada molécula se mueve independientemente a través del fluido (izquierda). A medida que el ácido reacciona con los minerales carbonatados,
las moléculas de surfactantes se congregan y forman micelas elongadas (centro). Las micelas se entrecruzan e impiden el flujo de fluido, lo que incrementa
la viscosidad del fluido. Cuando comienza la producción de hidrocarburos después del tratamiento, las micelas elongadas se transforman en esferas
(derecha), lo que provoca una reducción considerable de la viscosidad del fluido y facilita una limpieza eficiente.
6
Oilfield Review
Acidificación en agujero descubierto
Agujero
de gusano
Pared
del pozo
Acidificación en pozo entubado
Disparo
Agujero
de gusano
Tubería de
revestimiento
Revoque
de filtración
Revoque
de filtración
Fluido de tratamiento
Fluido de tratamiento
Revoque de filtración
Disparo
Pozo
Revoque
de filtración
Pozo
Tubería de
revestimiento
> Escenarios de despositación de fibras y divergencia. Durante la acidificación en agujero descubierto
(extremo superior y extremo inferior izquierdo), las fibras forman un revoque de filtración que cubre
toda la pared del pozo. Durante la acidificación en pozo entubado (extremo superior y extremo inferior
derecho), las fibras forman revoques de filtración en los túneles dejados por los disparos.
Los yacimientos naturalmente fracturados entrecruzan y forman estructuras que limitan el
constituyen los ambientes más desafiantes para la ingreso de fluido. El nuevo producto, el sistema
acidificación de carbonatos porque pueden pre- de ácido divergente degradable MaxCO3 Acid, ha
sentar contrastes de permeabilidad extremos. Las sido utilizado con éxito y eficiencia para la estimuregiones fracturadas pueden ser varios órdenes de lación de yacimientos carbonatados de todo el
magnitud más permeables que las capas sin frac- mundo caracterizados por su notoria dificultad.
turar. Hasta hace poco, el considerable portafolio
Este artículo describe el desarrollo del sisde tecnologías de divergencia de la industria tema MaxCO3 Acid en el laboratorio y su introdemostró ser ineficiente en este ambiente. Aunque ducción en el campo petrolero. Algunos casos de
utilizaran fluidos autodivergentes tales como la estudio de México, Arabia Saudita y Brasil
formulación del fluido VDA, los ingenieros debían demuestran cómo la aplicación de este nuevo sishacer esfuerzos para obstruir las fracturas y tratar tema de ácido está logrando mejoras significatiel resto de la formación. En consecuencia, los ope- vas en la productividad de los pozos.
radores se veían obligados a bombear
grandes
Oilfield
Review
volúmenes de fluido para llevar a cabo laSUMMER
estimula- 13 Estudio de laboratorio
MAXCO3 Fig. de
4 ácidos cargados de fibras
ción, lo que se traducía en costos de tratamiento
ORSUMR 13-MXCO
más elevados y resultados menos que óptimos.
Durante4 más de 20 años, los químicos e ingenieros
No obstante, los ingenieros y químicos de exploraron formas de utilizar las fibras para mejoSchlumberger descubrieron que era posible lograr rar las operaciones de servicios al pozo. A través
mejoras significativas en la divergencia mediante del trabajo con fibras a base de minerales y políel agregado de fibras degradables al fluido VDA. A meros, estos profesionales descubrieron técnicas
medida que el fluido divergente cargado de fibras de control del comportamiento de los fluidos y los
ingresa en una fractura, las fibras se congregan, se sólidos suspendidos, tanto durante como después
Volumen 25, no.3
de su emplazamiento en un pozo. La investigación condujo a numerosas innovaciones, que
incluyeron métodos de limitación de las pérdidas
de circulación durante las operaciones de perforación y cementación, el mejoramiento de la flexibilidad y la durabilidad de los cementos de
pozos, la facilitación del transporte de apuntalante durante las operaciones de fracturamiento
hidráulico y la prevención del contraflujo (flujo
de retorno) de apuntalante en el pozo después de
un tratamiento de fracturamiento.
El estudio de las aplicaciones para las fibras,
en el contexto de la acidificación, constituye un
esfuerzo más reciente. En el año 2007, los científicos de Schlumberger comenzaron a explorar la
capacidad de las fibras para mejorar la divergencia
del fluido tanto en escenarios de agujero descubierto como de pozo entubado (izquierda). La diferencia principal entre las dos condiciones es que,
para las terminaciones en agujero descubierto, las
fibras se deben acumular a través de toda la superficie del pozo para proporcionar la divergencia,
pero en los casos de pozos entubados, la depositación de las fibras puede confinarse a los disparos.
Los ingenieros descubrieron que el simple
agregado de fibras a una solución de HCl convencional no bastaba para formar una suspensión
fibrosa estable. Inmediatamente después del
agregado, las fibras se congregaban, formaban
bloques y se separaban del ácido. El éxito se
alcanzó con la incorporación de las fibras en el
fluido VDA. La mayor viscosidad del fluido resultante permitió la formación de una suspensión
robusta de fibras discretas.
2. Robert JA y Rossen WR: “Fluid Placement and Pumping
Strategy,” en Economides MJ y Nolte KG (eds): Reservoir
Stimulation, 3a ed. Chichester, West Sussex, Inglaterra:
John Wiley & Sons, Ltd (2000): 19-2–19-3.
3. Para obtener más información sobre los polímeros
solubles en agua y los sistemas de fluidos VES, consulte:
Gulbis J y Hodge RM: “Fracturing Fluid Chemistry and
Proppants,” en Economides MJ y Nolte KG (eds):
Reservoir Stimulation, 3a ed. Chichester, West Sussex,
Inglaterra: John Wiley & Sons, Ltd (2000): 7-1–7-23.
4. Al-Anzi E, Al-Mutawa M, Al-Habib N, Al-Mumen A,
Nasr-El-Din H, Alvarado O, Brady M, Davies S, Fredd C,
Fu D, Lungwitz B, Chang F, Huidobro E, Jemmali M,
Samuel M y Sandhu D: “Reacciones positivas en la
estimulación de yacimientos carbonatados,” Oilfield
Review 15, no. 4 (Primavera de 2004): 30–47.
Lungwitz B, Fredd C, Brady M, Miller M, Ali S y Hughes
K: “Diversion and Cleanup Studies of Viscoelastic
Surfactant-Based Self-Diverting Acid,” SPE Production
& Operations 22, no. 1 (Febrero de 2007): 121–127.
5. Sullivan P, Nelson EB, Anderson V y Hughes T: “Oilfield
Applications of Giant Micelles,” en Zana R y Kaler EW
(eds): Giant Micelles—Properties and Applications.
Boca Ratón, Florida, EUA: CRC Press (2007): 453–472.
6. Una micela es un agregado coloidal de moléculas
de surfactantes. En el ambiente acuoso de un fluido de
acidificación, las moléculas de surfactantes se disponen
de manera tal que el interior de la micela es hidrofóbico
y el exterior es hidrofílico. Las micelas con forma de
gusano pueden tener varios micrones de largo y poseer
una sección transversal de algunos nanómetros.
7
Simulación en agujero descubierto
Presión
Ácido
y fibras
Revoque
de filtración
Celda de presión
Simulación en pozo entubado
Núcleo
Bomba
Regulador de
contrapresión
Sensor de presión
Filtrado
Pistón
Balanza
Geometría de agujeros de gusanos
Orificio
Flujo de fluido
142 cm
Ácido y fibras
1 a 2 mm
20 mm
25,75 mm
Geometría de fisuras o fracturas
Orificio
130 mm
2 a 6 mm
Diámetro interno (ID) 21 mm
Revoque de filtración
65 mm
75 mm
Orificio
> Equipo a escala de laboratorio para comprobar el comportamiento de la pérdida de fluido y la depositación del revoque de filtración. Los ingenieros
utilizaron una celda de filtración convencional para simular un tratamiento de estimulación en agujero descubierto (extremo superior). Los técnicos
colocaron primero un núcleo de carbonato en la base de la celda y luego vertieron ácido cargado de fibras. Después de sellar la celda, aplicaron una
presión diferencial a través del núcleo y utilizaron una balanza para medir la cantidad de filtrado que pasaba por el núcleo. Para la simulación en pozo
entubado (extremo inferior), los ingenieros utilizaron un dispositivo de obturación. El dispositivo consistió principalmente en un tubo de 300 mL provisto de
un pistón, una bomba de cromatografía líquida de alto rendimiento (HPLC) y un orificio (izquierda). El orificio podía ser circular para simular un agujero de
gusano (extremo superior derecho) o rectangular para representar una fractura (extremo inferior derecho). Los técnicos instalaron un pistón en la parte
superior del tubo, que contenía el ácido cargado de fibras. Al salir del tubo, el ácido pasó a través del orificio y los técnicos evaluaron la capacidad de
divergencia de las fibras mediante la medición del volumen filtrado, el volumen del revoque de filtración con fibras y la presión de bombeo con diversas
tasas de flujo.
Oilfield Review
Luego, los ingenieros comenzaron a efectuar
experimentos con equipos a escala de laboratorio
para simular la pérdida de fluido y la depositación
de las fibras (arriba). El simulador principal era
un dispositivo de obturación provisto de diversos
orificios a través de los cuales pasaba el ácido cargado de fibras con tasas de flujo variables. Los orificios circulares, con diámetros oscilantes entre
1 y 2 mm [0,04 y 0,08 pulgadas], simulaban los agujeros de gusanos. Los orificios rectangulares con
anchos variables entre 2 y 6 mm [0,08 y 0,24 pulgadas] eran análogos a las fracturas. Los ingenieros
observaron la formación de tapones de fibras y
registraron la correspondiente presión del sistema a medida que el ácido cargado de fibras
pasaba a través de un orificio.
8
SUMMER 13
MAXCO3 Fig. 5
El desarrollo
de la13-MXCO
presión en5 el dispositivo
ORSUMR
siguió un patrón consistente (próxima página,
extremo superior izquierdo). Al comienzo, no se
produjo incremento alguno de la presión, pero al
cabo de algunos segundos ésta se incrementó rápidamente cuando las fibras formaron un puente y
comenzaron a rellenar el orificio. Estos resultados
indicaron que cuando los primeros volúmenes de
ácido cargado de fibras llegan a los disparos, el
ácido penetra en el yacimiento como si no hubiera
fibras presentes. Luego, a medida que las fibras
producen la obturación, se acumulan en el interior
de los disparos y forman un revoque de filtración.
A continuación, las fibras taponan los disparos,
reduciendo la inyectividad y favoreciendo la divergencia del fluido hacia los disparos. Los ingenieros
descubrieron además que la concentración de
fibras requerida para lograr la obturación se
incrementaba con la tasa de inyección del fluido
(próxima página, extremo superior derecho).
En el laboratorio, después de bombear el ácido
cargado de fibras a través del orificio, los ingenieros llevaron a cabo un lavado con agua dulce.
Cuando el ácido viscoso salió del dispositivo, la
presión de bombeo se redujo gradualmente y por
último se estabilizó. Al final de cada prueba,
quedaba en el orificio un tapón estable de fibras.
Con el conocimiento de la presión, la tasa de
flujo, la viscosidad del fluido y la longitud del
tapón de fibras, los ingenieros también pudieron
utilizar la ley de Darcy para calcular las permeabilidades de los tapones de fibras. Dependiendo
Oilfield Review
Velocidad lineal del fluido, pies/min
60
Ranura
de 2 mm
Influjo de flu
150
30
20
0
1
2
3
10
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Concentración de fibras degradables, lbm/1 000 galones US
40
Presión, lpc
16,4
32,8
49,2
65,6
82,0
98,4
ido
50
0
0
Región de obturación
100
Región sin obturación
Tiempo, s
>Gráfica de presión versus tiempo derivada de un experimento de flujo a
través de una ranura. Durante este experimento, la composición del fluido
MaxCO3 Acid consistió en fluido VDA al 15% en peso y 50 lbm/1 000 galones US
(6 kg/m3) de fibras degradables. En el período 0, el fluido MaxCO3 Acid
comienza a fluir a través de la ranura y las fibras aún no han formado un
puente. En el período 1, la presión se incrementa a medida que las fibras se
entrecruzan y forman un tapón en la ranura. La presión continúa incrementándose hasta que el volumen de ácido se agota. En el período 2, la presión
se reduce gradualmente a medida que el agua dulce ingresa en la ranura y
desplaza el ácido viscoso. La presión del sistema se estabiliza durante el
período 3. El tapón de fibras blancas permanece intacto y estable dentro
de la ranura (fotografía).
Permeabilidad aparente, mD
1 000
100
Oilfield Review
SUMMER 13
MAXCO3 Fig. 6
ORSUMR 13-MXCO 6
1
0,1
0,1
1
10
100
1 000
10 000
Permeabilidad del núcleo, mD
> Permeabilidad aparente resultante del taponamiento de una zona
disparada con fibras. El eje x muestra la permeabilidad original del núcleo.
El eje y muestra la permeabilidad aparente de la zona después de la
formación de un revoque de filtración fibroso de 2D. Los resultados indican
que después de producirse el taponamiento, cuando la permeabilidad del
núcleo excede aproximadamente 1 mD, la permeabilidad aparente
finalmente se nivela en los 100 mD aproximadamente y se vuelve
independiente de la permeabilidad del núcleo.
Volumen 25, no.3
0
5
10
15
20
25
30
Velocidad lineal del fluido, m/min
> Efecto de la concentración de fibras
degradables en la capacidad de obturación a
través de una ranura. Durante los experimentos
de flujo a través de una ranura, los ingenieros
determinaron que la concentración de fibras
requerida para lograr la obturación y favorecer
la divergencia del fluido se incrementa con la
tasa de inyección del fluido.
de la concentración de fibras y de la tasa de flujo
de fluido existente durante la depositación de las
fibras, las permeabilidades medidas oscilaron
entre 400 y 2 400 mD. Sobre la base de estos
datos, los ingenieros llegaron a la conclusión de
que las fibras harían posible una divergencia más
eficiente en las zonas con permeabilidades de
más de 100 mD (izquierda).7
Además, los datos adquiridos durante los experimentos con el simulador permitieron a los científicos desarrollar un modelo matemático para la
predicción del comportamiento de los ácidos cargados de fibras en condiciones de agujero descubierto
y de pozo entubado; el modelo puede ser utilizado
Oilfield Review
8
para optimizar
los diseños
SUMMER
13 de los tratramientos.
Los científicos
efectuaron
340
simulaciones
3D
de
MAXCO3 Fig. 7
alta resolución
en las que
se evaluaron
los esqueORSUMR
13-MXCO
7
mas de disparos típicos, las permeabilidades del
revoque de filtración fibroso y las permeabilidades
10 000
10
50
7. Puede parecer contradictorio imaginar que los tapones
de fibras con permeabilidades más altas que la de la
formación proporcionan una divergencia significativa.
Sin embargo, la restricción de flujo y la caída de presión
producidas a medida que el fluido ingresa en los disparos
también proporcionan una divergencia significativa.
8. Cohen CE, Tardy PMJ, Lesko T, Lecerf B, Pavlova S,
Voropaev S y Mchaweh A: “Understanding Diversion with
a Novel Fiber-Laden Acid System for Matrix Acidizing of
Carbonate Formations,” artículo SPE 134495, presentado
en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Florencia, Italia, 19 al 22 de septiembre de 2010.
9
0,1
0,1
1
10
100
1 000
10 000
Permeabilidad del yacimiento, mD
Permeabilidad de las capas
30 D
10 D
3D
1D
Permeabilidad del tapón de fibras
2 400 mD
1 500 mD
400 mD
1 000
100
Tasa de flujo
Permeabilidad aparente del yacimiento, mD
10 000
10
1
0,1
0,1
1
10
100
Permeabilidad del yacimiento, mD
1 000
10 000
Tiempo
Tasa de flujo
> Predicciones de la divergencia con el simulador del sistema MaxCO3 Acid. Durante los experimentos de depositación de fibras efectuados con el
simulador de disparos, las permeabilidades de los tapones de fibras resultantes oscilaron entre 400 y 2 400 mD aproximadamente (izquierda). El simulador
pronostica cómo los tapones de fibras reducen Permeabilidad
las permeabilidades
aparentes de los yacimientos y favorecen la divergencia. Los tapones de fibras de
de las capas
permeabilidad más baja son divergentes más eficaces. Los
30 Destudios de modelado demostraron además que los revoques de filtración fibrosos posibilitan
la divergencia del fluido mediante la ecualización de las permeabilidades
de las capas del intervalo tratado. Por ejemplo, si el intervalo contiene cuatro
10 D
capas con diversas permeabilidades, la tasa de flujo de fluido
3 D en las capas más permeables se reduce y la tasa de flujo de fluido en las capas menos
permeables se incrementa. Finalmente, las tasas de flujo1convergen
en una sola tasa de flujo y el intervalo se comporta como si exhibiera una sola
D
permeabilidad (derecha). La convergencia de las tasas de flujo se produce más rápido en un pozo entubado con disparos porque la superficie del
revoque de filtración es más baja.
Tiempo
de la formación. El modelo resultante permite a
los científicos seguir el movimiento de los fluidos
y las fibras a través del pozo, en dirección hacia el
yacimiento, y seguir la propagación de los agujeros de gusanos generados a medida que el ácido
reacciona con la roca carbonatada. Además, el
Oilfield
modelo Review
pronostica el comportamiento de la
SUMMER 13
divergencia
del9 fluido (arriba).
MAXCO3 Fig.
Después
de demostrar
en el laboratorio las
ORSUMR 13-MXCO
9
capacidades de divergencia de los fluidos VDA
cargados de fibras, los desarrolladores consideraron los efectos de las fibras en la productividad de
los yacimientos luego de un tratamiento de acidificación. Si las fibras permanecieran en los agujeros de gusanos indefinidamente, su presencia
obstruiría el flujo de fluidos desde el yacimiento
Oilfield Review
SUMMER 13
MAXCO3 Fig. 9
ORSUMR 13-MXCO 9
> Mezcla del fluido MaxCO3 Acid por tandas (camadas, baches, lotes). Las fibras degradables (extremo superior izquierdo) son livianas y se encuentran
finamente divididas, lo cual plantea un desafío en cuanto a la mezcla. El equipo tradicional para la mezcla por tandas de los fluidos de acidificación era
ineficaz. Los ingenieros descubrieron que el equipo para mezclar por tandas las lechadas de cemento (extremo inferior izquierdo) podían dispersar las
fibras en el fluido VDA. El fluido VDA fluye hacia un mezclador de paletas de 8 000 L [50 bbl] (extremo superior derecho). Para evitar la formación de
bloques, el personal de campo agrega las fibras al fluido manualmente. Después de agregar las fibras, el tanque se llena con más fluido VDA y la agitación
continúa hasta que la mezcla alcanza una consistencia uniforme (extremo inferior derecho). Durante la operación, los ingenieros mantienen la agitación
para preservar la uniformidad del fluido.
10
Oilfield Review
Verificación de la capacidad
de producción en el sitio del pozo
Dado que los tratamientos de acidificación matricial habitualmente consumen volúmenes de fluidos
pequeños en comparación con otras técnicas de
estimulación, los ingenieros en general emplean
procedimientos de mezcla por tandas (camadas,
baches, lotes). Por el contrario, la acidificación de
las fracturas usualmente requiere volúmenes de
fluidos grandes y procedimientos de mezcla continuos para responder a las tasas de bombeo más
altas. En consecuencia, los ingenieros necesitaban
desarrollar métodos de mezcla de las formulaciones del sistema MaxCO3 Acid en ambos escenarios.
Los objetivos principales eran dispersar las fibras
de manera segura y eficiente en el fluido y preparar
una suspensión uniforme. Dado que las fibras
degradables son livianas y se encuentran finamente divididas, los ingenieros debieron abordar el
desafío de concebir formas de sumergir las fibras
en el fluido VDA para que formaran una mezcla
homogénea.
La experimentación permitió descubrir que
las mezclas uniformes de fluidos MaxCO3 Acid
pueden ser mezcladas eficientemente por tandas
con el equipo existente (página anterior, abajo).
El equipo consta de un recipiente, en el que los
ingenieros vierten el fluido VDA base, y un tanque
para mezcla de recirculación de 8 000 L [50 bbl]
equipado con paletas giratorias. El personal de
campo distribuye las fibras manualmente. Hasta que
comienza el tratamiento, la agitación continua
impide la separación de las fibras y el fluido.
El mezclador programable de densidad óptima
POD es el equipo estándar de Schlumberger para
la distribución continua de materiales sólidos,
tales como los apuntalantes en los fluidos de fracturamiento, y demostró ser un sistema eficiente
para la preparación de las mezclas de fluidos
Volumen 25, no.3
120
Tiempo de degradación de las fibras, h
100
80
60
40
20
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Volumen de ácido consumido a 100°C, %
Cierre
de 16 hs
10
9
Cierre
de 16 hs
KCI al 2% (dirección de la inyección)
KCI al 2% (dirección de la producción)
Fibras inyectadas con el ácido
consumido (pH = 6,5)
8
7
Permeabilidad, mD
hacia el pozo. Por este motivo, las fibras degradables fueron consideradas una opción atractiva.
Después de un tratamiento, las fibras se hidrolizan
y se degradan a los pocos días. La ausencia de fibras
deja los agujeros de gusanos libres de obstrucciones
y maximiza la productividad de la formación.
Además, las fibras degradables están compuestas
por un polímero ácido orgánico cuyos productos
de degradación son ácidos, lo que produce la estimulación adicional de la formación (derecha).9
Los resultados del estudio de laboratorio fueron suficientemente alentadores como para permitir que los ingenieros pasaran a la etapa de
desarrollo siguiente; es decir, las pruebas en depósito para demostrar que el fluido MaxCO3 Acid
cargado de fibras podía ser preparado y bombeado de manera eficiente y segura.
6
K0
K6
K1
5
N2
K2
4
K7
K4
K5
K3
3
2
1
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
Volumen de fluido, volúmenes porosos
> Comportamiento de las fibras degradables. Los ingenieros llevaron a cabo pruebas estáticas en
botellas, durante las cuales las fibras degradables se sumergieron en fluido con HCl parcialmente
consumido. Los datos indican que la tasa de disolución de las fibras se reduce a medida que el HCl
se neutraliza. No obstante, la disolución completa de las fibras se produce en unos pocos días
(extremo superior). Las pruebas de núcleos demostraron que los productos de la degradación de las
fibras ácidas pueden estimular adicionalmente la formación (extremo inferior). Mediante la utilización
de un dispositivo estándar de pruebas de núcleos a 115°C [239°F], los ingenieros bombearon una
solución de KCl al 2% en un núcleo de caliza, primero en la dirección de la inyección y luego en la
dirección inversa o de producción (K0 y K1). Los técnicos registraron la caída de presión a través del
núcleo y, aplicando la ley de Darcy, determinaron que la permeabilidad inicial del núcleo era de 5,1 mD.
A continuación, inyectaron un fluido de HCl al 20% parcialmente consumido (pH = 6,5) que contenía
fibras degradables (N2). El bombeo subsiguiente de KCl al 2% en ambas direcciones reveló que la
permeabilidad del núcleo se había reducido a 3,5 mD (K2 y K3). Luego de un período de cierre de
16 horas, las fibras comenzaron a degradarse y la permeabilidad del núcleo se incrementó hasta
alcanzar aproximadamente 4,8 mD (K4 y K5). Al cabo de otro período de cierre de 16 horas, se produjo
la degradación completa de las fibras y la permeabilidad del núcleo alcanzó 5,5 mD (K6 y K7), lo que
significó un mejoramiento del 8% respecto de la permeabilidad inicial de 5,1 mD.
Oilfield Review
SUMMER 13
MaxCO3 Acid. No obstante, los puntos deMAXCO3
salida delFig. 9.10Para obtener más información sobre pruebas de daño
de formación
10 en el laboratorio, consulte: Hill DG, Lietard
fluido deben ser seguros para garantizarORSUMR
la protec-13-MXCO
ción del personal contra pulverizaciones y fugas de
fluidos. Por consiguiente, los ingenieros diseñaron
un equipo especial de protección contra salpicadu-
OM, Piot BM y King GE: “Formation Damage: Origin,
Diagnosis and Treatment Strategy,” en Economides MJ
y Nolte KE (eds): Reservoir Stimulation, 3a ed. Chichester,
West Sussex, Inglaterra: John Wiley & Sons, Ltd (2000):
14-31–14-33.
11
IRÁN
IRÁN
South
Pars
ARABIA
SAUDITA
BAHRAIN
Dispositivo de
alimentación
de fibras
ARABIA
SAUDITA
Campo
North
QATAR
0
0
> Mezcla continua del fluido MaxCO3 Acid. Un mezclador POD está provisto
de un dispositivo especial de suministro de fibras (extremo superior
derecho) que no tiene restricciones ni curvas, lo que asegura una medición
uniforme. Los trabajadores de campo colocan un borde protector (extremo
superior izquierdo) por debajo del mezclador como protección contra los
derrames de fluido. Una pared lateral de plástico colocada alrededor de las
cubetas mezcladoras (extremo inferior) brinda protección adicional para el
proceso de mezcla.
MÉXICO
Oilfield Review
SUMMER 13
MAXCO3 Fig. 12
ORSUMR 13-MXCO 12
Campo
Jujo-Tecominoacán
Estado
de Tabasco
Villahermosa
0
0
km
50
millas
50
> Campo Jujo-Tecominoacán. Esta región es una de las áreas productoras de petróleo y gas más
prolíficas del sur de México. Los yacimientos se encuentran naturalmente fracturados y resultan
difíciles de estimular de manera uniforme.
12
50
mi
50
> Campo North de Qatar. Descubierta en la década de 1970, esta acumulación
constituye el campo de gas más grande del mundo, con un volumen estimado
de reservas de 25,5 trillones de m3 [900 Tpc]. El yacimiento se denomina
campo South Pars en el lado iraní del límite marítimo (línea negra de guiones).
La formación productiva se caracteriza por los grandes contrastes de
permeabilidad entre las distintas zonas, que llegan a exhibir una relación de
100:1. La profundidad del yacimiento es de unos 3 000 m [9 800 pies] por
debajo del lecho marino, y la presión hidrostática elevada tiende a favorecer
la estimulación de las zonas inferiores a expensas de las capas prospectivas
superiores, lo que incrementa aún más la dificultad para lograr una
estimulación uniforme en un tratamiento.
ras que incluye un borde protector por debajo del
mezclador y una pared lateral de plástico (arriba,
a la izquierda). Además, desarrollaron un vertedor
especial para medir las fibras degradables a
medida que se dispersan en la cubeta mezcladora.
Dicho vertedor modificado es un canal inclinado,
instalado directamente sobre la cubeta de mezcla,
que no posee restricción o curvatura alguna que
impida la distribución pareja de las fibras.
ESTADOS UNIDOS
km
Después de verificar que los fluidos MaxCO3
Acid podían ser preparados de manera confiable
con el equipo de campo existente, el equipo de
proyecto se trasladó a Qatar para las pruebas
de campo. Uno de los objetivos principales de las
pruebas era evaluar la precisión del emplazamiento del ácido y del simulador de divergencia.
Pruebas de campo en Qatar
Oilfield Review
El campo
North13de Qatar es un campo marino
SUMMER
productor
de gas
MAXCO3
Fig.que
13 presenta desafíos únicos
13-MXCO
13
paraORSUMR
las operaciones
de terminación
y estimulación de pozos (arriba, a la derecha). El yacimiento posee un espesor oscilante entre 300 y
400 m [1 000 y 1 300 pies] y los pozos, con desviaciones que alcanzan 55º, pueden alcanzar una
longitud de hasta 610 m [2 000 pies]. El yacimiento
está compuesto por secuencias alternadas de calizas y dolomía, que exhiben un contraste de permeabilidad de 100:1.
El flujo de trabajo habitual para el diseño y la
ejecución de un tratamiento con MaxCO3 Acid
10.Bombeo sin control zonal directo es el bombeo de
fluidos en un pozo desde la superficie, sin control
directo sobre qué intervalos admitirán los fluidos.
11.Thabet S, Brady M, Parsons C, Byrne S, Voropaev S,
Lesko T, Tardy P, Cohen C y Mchaweh A: “Changing the
Game in the Stimulation of Thick Carbonate Gas
Reservoirs,” artículo IPTC 13097, presentado en la
Conferencia Internacional de Tecnología de Petróleo,
Doha, Qatar, 7 al 9 de diciembre de 2009.
Oilfield Review
Volumen 25, no.3
entre dos y cuatro días menos que el requerido con
el enfoque tradicional, lo que representó un ahorro oscilante entre USD 480 000 y USD 960 000
por pozo. Entre las ventajas ambientales, se
puede mencionar una reducción del 72% de las
emisiones de gases de efecto invernadero debido a
la reducción de los procesos de quema en antorcha. Luego del éxito de las pruebas del campo de
Qatar, el operador desplegó la tecnología MaxCO3
Acid en otras regiones.
Optimización de la
producción en el sur de México
El campo Jujo-Tecominoacán, operado por
Petróleos Mexicanos (PEMEX), se encuentra ubicado a 60 km [40 mi] de Villahermosa, en Tabasco,
en el sur de México (página anterior, abajo).
El campo posee 48 pozos de producción y 19 pozos
de inyección para mantener la presión del yacimiento. La profundidad promedio de los intervalos productivos es de 5 000 m [16 400 pies] y la
12 200
12 300
12 400
Profundidad medida, pies
12 500
12 600
12 700
12 800
12 900
13 000
13 100
13 200
0,1
1
10
100
1 000
Permeabilidad, mD
40
35
8 000
7 500
30
7 000
25
20
6 500
15
6 000
10
5 500
5 000
80
100
Fluido en los disparos
Fluido MaxCO3 Acid
Gas
Agua
HCI
Ácido VDA
120
140
160
5
0
Velocidad de bombeo, bbl/min
> Perfil de permeabilidad. La permeabilidad varía cuatro órdenes de
magnitud en un pozo de prueba del campo North de Qatar.
BHP, lpc
consistió en varios pasos. Para construir un modelo
de yacimiento, los ingenieros obtuvieron primero
una descripción exhaustiva del pozo candidato.
La descripción incluyó diagramas de terminación
del pozo, mediciones derivadas de los registros
petrofísicos y de presión, y datos de producción
del pozo previos al tratamiento. El simulador produjo un programa de bombeo diseñado para proporcionar una cobertura zonal óptima y maximizar
la permeabilidad del yacimiento con posterioridad al tratamiento. Durante el tratamiento, los
ingenieros midieron las presiones de fondo de
pozo y de boca de pozo y compararon los resultados con los pronosticados con el simulador.
Las actividades posteriores al tratamiento incluyeron el perfilaje (la adquisición de registros) de
producción para verificar de manera más exhaustiva la precisión del simulador.
Un pozo de prueba tenía 88 m [290 pies] de
disparos a lo largo de 250 m [830 pies]; entre 3 740
y 3 990 m [12 270 y 13 100 pies] de profundidad
medida. Los principales obstáculos para el emplazamiento efectivo del ácido eran el alto contraste
de permeabilidad y los efectos de la presión
hidrostática, que favorecían la estimulación preferencial de las zonas más profundas de alta permeabilidad (derecha). Previo a estas pruebas de
campo, la instalación de tapones puente había
sido la técnica preferida para lograr la divergencia del fluido.
Los ingenieros de Schlumberger llevaron a
cabo un tratamiento de acidificación matricial con
una embarcación para tratamientos de estimulación, utilizando la técnica de bombeo sin control
zonal directo (bullheading).10 El tratamiento consistió en etapas alternadas de 290 bbl [46 m3] de
HCl al 28% y 320 bbl [51 m3] de fluido MaxCO3 Acid
que contenía 9,0 kg/m3 [75 lbm/1 000 galones US]
de fibras degradables. Para asegurar la suspensión
uniforme de las fibras, los ingenieros configuraron el
tratamiento de modo tal que las etapas de MaxCO3
Acid fueran precedidas y seguidas por 160 bbl
[25 m3] de espaciadores de fluido VDA. Durante el
tratamiento, las presiones de fondo de pozo simuladas y medidas mostraron una buena concordancia, lo que confirmó que el simulador describía
correctamente la física de divergencia del comportamiento del fluido MaxCO3 (derecha).
Después del éxito del primer pozo de prueba,
los ingenieros efectuaron 10 tratamientos de acidificación adicionales en el campo con resultados
similares.11 El ácido cargado de fibras mostró el
desempeño pronosticado y las eficiencias operacionales se incrementaron por el hecho de no
tener que depender de la divergencia mecánica.
El tiempo requerido para terminar, disparar, estimular y limpiar los pozos MaxCO3 Acid implicó
Tiempo, min
BHP medida
BHP simulada
Velocidad de bombeo
> Presión de fondo de pozo (BHP) simulada y medida derivadas de una prueba de campo del campo
North de Qatar. Los ingenieros bombearon
cuatro
etapas de HCl al 28% y fluido MaxCO3 Acid. Cada
Oilfield
Review
seguida por13un espaciador de fluido VDA para preservar la
etapa de MaxCO3 Acid fue precedida y SUMMER
uniformidad de la suspensión de las fibras.
La excelente
MAXCO3
Fig. 14concordancia entre las presiones de fondo
de pozo medida (curva azul) y simuladaORSUMR
(negro) ayudó
a confirmar
13-MXCO
14 la validez del modelo de
emplazamiento del fluido MaxCO3 Acid.
13
Nombre de
la etapa
Nombre
del fluido
Volumen de fluido
de la etapa, m3
Colchón de prelavado
Solvente aromático
10
Ácido
Mezcla de ácido HCI y ácido fórmico
20
Divergente
Fluido MaxCO3 Acid
5
Espaciador
Salmuera de NH4Cl al 3%
1
Colchón de prelavado
Solvente aromático
10
Ácido
Mezcla de ácido HCI y ácido fórmico
20
Divergente
Fluido MaxCO3 Acid
5
Espaciador
Salmuera de NH4Cl al 3%
1
Colchón de prelavado
Solvente aromático
10
Ácido
Mezcla de ácido HCI y ácido fórmico
20
Lavado
Nitrógeno
Velocidad de bombeo
de nitrógeno, m3/min
80
80
150
> Programa de bombeo para un tratamiento de acidificación matricial en el campo Jujo-Tecominoacán.
Durante el tratamiento de 11 etapas, los ingenieros bombearon un solvente aromático para limpiar los
disparos, una mezcla de HCl y ácido fórmico, fluido MaxCO3 Acid y un espaciador a base de salmuera
de cloruro de amonio. La etapa final incluyó nitrógeno [N2] para mejorar la limpieza del pozo.
temperatura de yacimiento varía entre 120ºC y
160ºC [250ºF y 320ºF]. En general, los pozos de
este campo producen de múltiples intervalos disparados, con una densidad de fracturas naturales
altamente variable. Este escenario genera un
gran contraste de permeabilidad entre los intervalos, que puede llegar hasta 1 000:1. En consecuencia, la obtención de una cobertura zonal
uniforme durante el tratamiento de estimulación
plantea un desafío importante.
Un pozo típico, que fue perforado en el año
2005, presenta dos intervalos productivos: entre
5 274 y 5 294 m [17 303 y 17 369 pies] y entre 5 308
y 5 340 m [17 415 y 17 520 pies]. La temperatura y
la presión de yacimiento son de 137ºC [279ºF] y
22,8 MPa [3 300 lpc] respectivamente. La porosidad varía entre el 5% y el 8%. Las permeabilidades
de los intervalos superior e inferior exhiben un
valor de 1 000 mD y 3 mD; por consiguiente, el
contraste de permeabilidad es de 333:1.
La tasa de producción inicial de petróleo fue
de 1 278 bbl/d [203 m3/d]. Entre 2006 y 2009,
PEMEX llevó a cabo varios tratamientos de estimulación, utilizando ácidos y técnicas de divergencia convencionales. La tasa de producción se
incrementó de inmediato después de cada tratamiento, pero no pudo estabilizarse y continuó
declinando. En el año 2009, los ingenieros de
Tasa de producción de petróleo, bbl/d
3 500
3 000
Producción de petróleo
2 500
2 000
Oilfield Review
SUMMER 13
Comienzo
del tratamiento
MaxCO
MAXCO3
Fig. con
Table
1 3 Acid
ORSUMR 13-MXCO Table 1
1 500
1 000
500
0
Jun. 2009
Abr. 2009
Jul. 2009
Oct. 2009
Ene. 2010
Abr. 2010
Fecha
> Historia de producción en un pozo de PEMEX situado en el campo Jujo-Tecominoacán. La producción
inicial de petróleo fue de 1 278 bbl/d [203 m3/d]. Los tratamientos de acidificación matricial subsiguientes
en los que se emplearon técnicas convencionales no lograron mejoramientos sostenidos de la producción.
Después de un tratamiento con MaxCO3 Acid, llevado a cabo en diciembre de 2009, la producción de
petróleo se incrementó hasta alcanzar 3 000 bbl/d y se estabilizó en 1 600 bbl/d, superando la tasa de
producción original.
14
PEMEX decidieron evaluar la tecnología MaxCO3
Acid con la esperanza de lograr la estimulación
uniforme y duradera de los dos intervalos.12
Los ingenieros de Schlumberger efectuaron un
tratamiento de acidificación matricial consistente
en el bombeo sin control zonal directo de 30 m3
[7 800 galones US] de un colchón de prelavado de
solvente aromático para limpiar los disparos, 60 m3
[15 600 galones US] de una mezcla de HCl y ácido
fórmico, 10 m3 [2 600 galones US] de fluido MaxCO3
Acid que contenía 11 kg/m3 [90 lbm/1 000 galones US]
de fibras y 2 m3 [520 galones US] de espaciador de
salmuera de cloruro de amonio (izquierda). Las velocidades de bombeo oscilaron entre 8,2 y 15 bbl/min
[1,3 y 2,4 m3/min]. En la última etapa del tratamiento se incluyó nitrógeno para energizar el
fluido y acelerar la limpieza del pozo. La producción de hidrocarburos comenzó al cabo de tres
días. La tasa de producción inicial de petróleo, de
3 000 bbl/d [480 m3/d], superó el pronóstico de
PEMEX. Transcurridos tres meses, la tasa de producción de petróleo promedio se había estabilizado
en 1 600 bbl/d [250 m3/d] (abajo, a la izquierda).
Luego del éxito de este tratamiento, PEMEX continuó aplicando la tecnología MaxCO3 Acid en este
campo con resultados favorables.
Mejoramiento de la producción
de gas en Arabia Saudita
Los vastos yacimientos carbonatados de Arabia
Saudita son las principales localizaciones para
los tratamientos de estimulación con sistemas de
fluidos ácidos. Desde los simples lavados con ácidos hasta las operaciones de fracturamiento
ácido de gran envergadura, todas las técnicas de
estimulación de carbonatos encontraron aplicación en esta región.
12.Martín F, Quevedo M, Téllez F, García A, Resendiz T,
Jiménez Bueno O y Ramírez G: “Fiber-Assisted
Self-Diverting Acid Brings a New Perspective to Hot,
Deep Carbonate Reservoir Stimulation in México,”
artículo SPE 138910, presentado en la Conferencia
sobre Ingeniería Petrolera para América Latina y
el Caribe de la SPE, Lima, Perú, 1º al 3 de diciembre
de 2010.
13.Rahim Z, Al-Anazi HA, Al-Kanaan AA y Aziz AAA:
“Successful Exploitation of the Khuff-B Low
Permeability Gas Condensate Reservoir Through
Optimized Development Strategy,” Saudi Aramco
Journal of Technology (Invierno de 2010): 26–33.
14.Avilés I, Baihly J y Liu GH: “Estimulaciones en
Múltiples Etapas de Formaciones no Convencionales
Ricas en Hidrocarburos Líquidos,” Oilfield Review 25,
no. 2 (Diciembre de 2013): 28–37.
15.Jauregui JL, Malik AR, Solares JR, Núñez García W,
Bukovac T, Sinosic B y Gurmen MN: “Successful
Application of Novel Fiber Laden Self-Diverting Acid
System During Fracturing Operations of Naturally
Fractured Carbonates in Saudi Arabia,” artículo SPE
142512, presentado en la Muestra y Conferencia del
Petróleo y del Gas de Medio Oriente de la SPE,
Manama, Bahrain, 25 al 28 de septiembre de 2011.
Oilfield Review
La mayor parte de la producción de gas de
Arabia Saudita proviene de la formación Khuff, localizada en la porción oriental del país (derecha).
La formación Khuff es altamente heterogénea y
exhibe grandes variaciones de permeabilidad (de
0,5 mD a 10 mD) y de porosidad (de 5% a 15%).
Está compuesta principalmente por calcita y dolomía interestratificadas con filones de anhidrita. La
temperatura y la presión promedio son de 138ºC
[280ºF] y 7 500 lpc [52 MPa] respectivamente.13
Los ingenieros de Saudi Aramco aplicaron la
tecnología MaxCO3 Acid en diversos tratamientos
de acidificación matricial, que en todos los casos
arrojaron resultados excelentes. Debido a este
éxito, los ingenieros de Saudi Aramco decidieron
llevar a cabo 25 tratamientos de fracturamiento
ácido empleando la formulación del fluido
MaxCO3 Acid. Se ejecutaron ocho etapas de fracturamiento ácido en tres pozos equipados con
terminaciones de múltiples etapas por fracturamiento en agujero descubierto, que posibilitaron
los tratamientos continuos.14 El resto de las operaciones, es decir los tratamientos de una sola
etapa en pozos verticales o desviados, se ejecutó
con tuberías de revestimiento cortas (liners)
cementadas y disparadas.15
Los ingenieros llevaron a cabo un tratamiento
en un pozo cementado y disparado, cuya trayectoria había sido desviada en 65º. A lo largo de un
intervalo de 73 m [240 pies], situado en el sector
central del campo, existían tres zonas productivas.
Sobre la base de los parámetros de yacimiento
obtenidos de los registros adquiridos en agujero
descubierto, los ingenieros llegaron a la conclusión de que, para satisfacer las expectativas de
producción de Saudi Aramco, sería necesario
bombear un tratamiento que estimulara las tres
zonas disparadas simultáneamente.
Los ingenieros desarrollaron un tratamiento de
fracturamiento que consistió en 19 etapas de fluido
en las que se alternaron porciones de 4,2 kg/m3
[35 lbm/1 000 galones US] de un fluido de fracturamiento a base de goma guar reticulado con borato,
ácido emulsionado SXE superX al 28% para retardar
la tasa de consumo de ácido, HCl al 28% y una formulación de MaxCO3 Acid al 15% con concentraciones de fibras degradables oscilantes entre 9 y
21 kg/m3 [75 y 175 lbm/1 000 galones US] (derecha).
Durante el tratamiento, después de que la primera
etapa de MaxCO3 Acid entrara en contacto con la
formación, los ingenieros registraron una subida de
la presión de fondo de pozo de 4 500 lpc [31 MPa]
—la primera vez que se registraba un incremento tan grande en este yacimiento de carbonatos— lo que indicó que se había logrado un
excelente control de pérdida de fluido y de diver-
Volumen 25, no.3
Petróleo
Gas
IRÁN
IRÁN
EGIPTO
ARABIA
SAUDITA
BAHRAIN
Campo South
Ghawar
QATAR
EMIRATOS
ÁRABES UNIDOS
0
km
0
ARABIA SAUDITA
100
mi
100
> Campo South Ghawar en el este de Arabia Saudita. Los yacimientos productivos de la formación
Khuff están compuestos por carbonatos heterogéneos. La permeabilidad y la porosidad varían
considerablemente dentro de un intervalo de 30 a 60 m [100 a 200 pies] de espesor de formación, lo
que plantea desafíos complejos para la divergencia de los fluidos.
Programa de tratamiento
Nombre
de la etapa
Tasa de bombeo,
bbl/min [m3/min]
Nombre del fluido
Volumen de fluido de la
etapa, galón US [m3]
Concentración
de ácido, %
Colchón
20 [3,2]
35 lbm de gel reticulado
9 000 [34]
0
Ácido 1
20 [3,2]
Ácido emulsionado SXE
9 000 [34]
28
Colchón
30 [4,8]
35 lbm de gel reticulado
3 000 [11]
0
Divergente 1
30 [4,8]
Fluido MaxCO3 Acid
3 000 [11]
15
Colchón
30 [4,8]
35 lbm de gel reticulado
9 000 [34]
0
Ácido 2
30 [4,8]
Ácido emulsionado SXE
9 000 [34]
28
Colchón
35 [5,6]
35 lbm de gel reticulado
3 000 [11]
0
Divergente 2
35 [5,6]
Fluido MaxCO3 Acid
3 000 [11]
15
Colchón
40 [6,4]
35 lbm de gel reticulado
9 000 [34]
0
Ácido 3
40 [6,4]
Ácido emulsionado SXE
9 000 [34]
28
Colchón
40 [6,4]
35 lbm de gel reticulado
3 000 [11]
0
Divergente 3
40 [6,4]
Fluido MaxCO3 Acid
3 000 [11]
15
Colchón
40 [6,4]
35 lbm de gel reticulado
10 000 [38]
0
9 000 [34]
28
7 000 [26]
0
Oilfield
Review SXE
Ácido emulsionado
SUMMER
13
Fluido de
MAXCO3
Fig. 18
desplazamiento
ORSUMR
13-MXCO 18
Fluido MaxCO Acid
Ácido 3
40 [6,4]
Fluido de
desplazamiento 1
40 [6,4]
Divergente 4
10 [1,6]
3 000 [11]
15
Ácido 4
10 [1,6]
HCl al 28%
7 000 [26]
28
Fluido de
desplazamiento 2
10 [1,6]
Fluido de
desplazamiento
5 000 [19]
0
Lavado
10 [1,6]
Agua
11 200 [42]
0
3
> Programa de bombeo para un tratamiento de fracturamiento ácido en Arabia Saudita. El volumen
total de fluido fue de 2 960 bbl, 470 m3 [124 200 galones US], lo que permitió la estimulación simultánea
de tres zonas sin necesidad de técnicas de divergencia mecánica. La simplicidad de dicho tratamiento
permitió un ahorro de varios días de equipo de perforación, lo que se tradujo en un ahorro significativo
de costos operacionales.
15
15 000
Presión de tratamiento de fondo de pozo
Tasa de bombeo
13 600
100
10 800
85
Presión de fractura
Tasa de bombeo, bbl/min
12 200
9 400
Presión, lpc
115
70
8 000
55
6 600
40
5 200
25
3 800
2 400
1 000
10
10
30
50
70
90
110
130
150
170
Tiempo de tratamiento, min
> Datos de presión y temperatura. Durante un tratamiento de fracturamiento ácido de Saudi Aramco,
la velocidad de bombeo (línea azul) osciló entre 10 y 40 bbl/min [1,6 y 6,4 m3/min], y la presión de
tratamiento de fondo de pozo (línea roja) excedió la presión de fracturamiento de la formación (línea
negra de guiones) durante la mayor parte del tratamiento. Las barras azules verticales indican los
períodos durante los cuales el fluido MaxCO3 Acid ingresó en los disparos.
gencia (izquierda). Además, la presión de fondo
de pozo excedió la presión de fracturamiento a lo
largo de la mayor parte del tratamiento, lo cual no
hubiera sido posible de lograr durante los intentos
previos en los que se utilizaron técnicas de divergencia convencionales.
Después del tratamiento, el pozo se limpió en
menos de tres días; previamente, hubieran sido
necesarios entre cuatro y cinco días. Previo al
tratamiento, la tasa de producción de gas había
sido de 8 MMpc/d [230 000 m3/d] con una presión
de boca de pozo de 2 060 lpc [14,2 MPa]. La tasa
de producción posterior al tratamiento alcanzó
23 MMpc/d [650 000 m3/d] —un incremento de
casi tres veces— con una presión de boca de
pozo de 2 230 lpc [15,4 MPa]. El excelente desempeño de este pozo, posterior al tratamiento
de estimulación, ha sido observado en la mayoría
de los otros pozos de esta región tratados con el
ácido cargado de fibras.
AMÉRICA
DEL SUR
0
1 000
2 000
Estratos de sobrecarga
BRASIL
Cuenca Espíritu Santo
Río de Janeiro
Curitiba
Oilfield Review
San Pablo
SUMMER 13
MAXCO3 Fig. 19
ORSUMR 13-MXCO 19
Profundidad, m
3 000
4 000
Sal
5 000
Cuenca de Campos
6 000
Petróleo
presalino
7 000
Cuenca de Santos
8 000
0
0
km
500
mi
500
9 000
> Yacimientos presalinos de Brasil. Los principales campos productores se localizan fundamentalmente en el área marina (izquierda). Los yacimientos
corresponden a formaciones carbonatadas que yacen por debajo de una capa de minerales evaporíticos de gran espesor (derecha). La profundidad del
yacimiento oscila entre 4 500 y 6 500 m [14 800 y 21 300 pies].
16
Oilfield Review
8 000
HCl más solvente mutuo
HCl al 15%
Fluido VDA
Fluido MaxCO3 Acid
40
8 000
36
7 000
7 500
32
4 000
3 000
28
6 500
24
20
6 000
16
5 500
Presión de fondo de pozo, lpc
5 000
7 000
Velocidad de bombeo, bbl/min
Presión del equipo de perforación, lpc
6 000
12
2 000
5 000
8
1 000
0
4 500
4
0
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
8 000
9 000
4 000
10 000
Tiempo, s
> Tratamiento de acidificación matricial. En un pozo presalino del área marina de Brasil, los ingenieros
bombearon 13 etapas de fluido consistentes en porciones alternadas de HCl al 15%, divergente VDA
y fluido MaxCO3 Acid con diversas velocidades de bombeo (curva azul). El tratamiento fue precedido
y seguido por una mezcla de HCl al 15% y un solvente mutuo. Con el avance del tratamiento, se
incrementaron la presión de superficie (curva roja) y la presión de fondo de pozo (curva verde), lo
que indicó que las fibras estaban desviando efectivamente el tratamiento hacia las zonas con
permeabilidad más baja.
a profundidades oscilantes entre 4 500 y 6 500 m
[14 800 y 21 300 pies], directamente por debajo
de una capa de 2 000 m [6 500 pies] de minerales
evaporíticos. Las temperaturas de yacimiento
varían entre 60ºC y 133ºC [140ºF y 272ºF].
Los yacimientos carbonatados productivos
son el resultado de la depositación de especies de
moluscos seguida por el proceso de diagénesis.
Dichos yacimientos, denominados “coquinas,”
Estimulación de la producción de
exhiben grandes variaciones en sus propiedades.
petróleo en el área marina de Brasil
La porosidad varía entre 5% y 18%, y la permeabiEn América del Sur, la región presalina
comOilfield
Review
prende un grupo de formaciones carbonatadas
SUMMER 13 lidad oscila entre menos de 0,001 mD y decenas
21 mD. Durante los tratamientos de estimulapetrolíferas, localizadas en una regiónMAXCO3
marina deFig. de
ORSUMR
13-MXCO
21 heterogeneidad plantea un desafío par16
ción,
esta
la costa de Brasil (página anterior, abajo).
Las
formaciones productivas se encuentran ubicadas ticularmente difícil en cuanto a divergencia.
Los ingenieros de Petrobras decidieron eva16.Beasley CJ, Fiduk JC, Bize E, Boyd A, Frydman M,
luar
la tecnología de divergencia asistida con
Zerilli A, Dribus JR, Moreira JLP y Pinto ACC: “El play
presalino de Brasil,” Oilfield Review 22, no. 3 (Marzo
fibras MaxCO3 Acid en un pozo nuevo del campo
de 2010): 28–39.
Pirambu. Mediante la utilización del simulador
17.Los solventes mutuos son sustancias químicas en las
que tanto los componentes acuosos como los no
de emplazamiento y divergencia del ácido, los
acuosos son miscibles. Estos solventes pueden ser
ingenieros de Schlumberger diseñaron un tratautilizados para prevenir las emulsiones, reducir la
tensión superficial y hacer que las superficies de las
miento de acidificación matricial para un interformaciones sean superficies humedecidas con agua.
valo comprendido entre 4 500 m y 4 570 m [14 800
La eliminación de las técnicas de divergencia
mecánica redujo el tiempo de terminación y estimulación del pozo en hasta seis días, lo que
generó un ahorro oscilante entre USD 480 000 y
USD 600 000. Como resultado, el sistema MaxCO3
Acid se ha convertido en un elemento prominente
de la estrategia de estimulación de Saudi Aramco.
Volumen 25, no.3
y 15 000 pies]. El simulador requería un tratamiento
bombeado sin control zonal directo de 13 etapas y
790 bbl [12,6 m3], consistente en volúmenes alternados de HCl al 15%, fluido VDA y fluido MaxCO3
Acid con una concentración de fibras oscilante entre
12 y 14 kg/m3 [100 y 120 lbm/1 000 galones US].
El tratamiento fue precedido por una mezcla de salmuera y HCl que contenía un solvente mutuo a base
de monobutil éter.17 Después del tratamiento, los
ingenieros bombearon otro volumen de HCl con solvente mutuo seguido por diésel para acelerar la limpieza del pozo. La velocidad de bombeo osciló entre
5 bbl/min [0,8 m3/min] durante las etapas del fluido
MaxCO3 Acid y 10 bbl/min [1,6 m3/min] durante la
inyección de HCl y 20 bbl/min [3,2 m3/min] durante
las etapas del divergente VDA (izquierda).
Después de la limpieza del pozo, los ingenieros
de Petrobras evaluaron los resultados mediante la
adquisición de registros de producción. Los registros indicaron que el pozo producía de todas las
zonas tratadas, como se había pronosticado con
el simulador. Desde este tratamiento, Petrobras
continuó solicitando el fluido MaxCO3 Acid.
Perfeccionamiento de la
tecnología MaxCO3 Acid
En el momento de la redacción de este artículo,
se habían llevado a cabo más de 300 tratamientos
de estimulación con el fluido MaxCO3 Acid en
todo el mundo. Además de los ejemplos presentados, se han efectuado tratamientos en Kazakstán,
Angola, Canadá, EUA, Kuwait y el Mar Caspio.
Con el incremento del número de tratamientos, la mayor base de datos de tratamientos disponible ha permitido el perfeccionamiento continuo
del simulador y el mejoramiento de los resultados
de las operaciones de estimulación en los yacimientos carbonatados naturalmente fracturados.
Además, la técnica permitió a los operadores
reducir o eliminar la utilización de selladores de
esferas o empacadores, lo que redujo los costos y
los riesgos operacionales.
Actualmente, se está trabajando para combinar
la tecnología MaxCO3 Acid con la familia de servicios de fondo de pozo con tubería flexible ACTive.
Este arreglo emplea sensores que registran la distribución de la temperatura, los cuales permitirán a
los ingenieros monitorear el emplazamiento de los
fluidos en tiempo real y modificar los diseños de los
tratamientos durante una operación. Dicha flexibilidad mejorará aún más la efectividad de los tratamientos de acidificación que emplean técnicas de
divergencia de fluidos basadas en fibras. —EBN
17
Medición de la corrosión en las
tuberías de revestimiento para
prolongar la vida de los activos
Dalia Abdallah
Mohamed Fahim
Abu Dhabi Company for Onshore
Oil Operations
Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos
Khaled Al-Hendi
Mohannad Al-Muhailan
Ram Jawale
Kuwait Oil Company
Ahmadi, Kuwait
Adel Abdulla Al-Khalaf
Qatar Petroleum
Doha, Qatar
Zaid Al-Kindi
Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos
Los desafíos que plantea la corrosión no son nuevos para la industria del petróleo y
el gas, y las compañías productoras buscan constantemente nuevas formas de frenar
la corrosión. Los especialistas han logrado avances en materia de monitoreo de la
corrosión a lo largo de varios frentes. La implementación de estas tecnologías puede
ayudar a los operadores a optimizar la utilización de la infraestructura, maximizar la
producción y minimizar el impacto negativo en el medio ambiente.
Las compañías de petróleo y gas se enfrentan a
una permanente disyuntiva. Por un lado, la rentabilidad impone que las compañías productoras
maximicen la producción en el largo plazo y a la
vez minimicen los costos operativos. Por el otro, el
cumplimiento de la legislación ambiental requiere
que las compañías lleven a cabo las operaciones
de exploración y producción de manera ambientalmente segura y responsable.
Abdulmohsen S. Al-Kuait
Hassan B. Al-Qahtani
Karam S. Al-Yateem
Saudi Aramco
Dhahran, Arabia Saudita
Nausha Asrar
Sugar Land, Texas, EUA
Syed Aamir Aziz
J.J. Kohring
Dhahran, Arabia Saudita
Energía incorporada durante
la refinación de metales
Abderrahmane Benslimani
Ahmadi, Kuwait
M. Aiman Fituri
Doha, Qatar
Mahmut Sengul
Houston, Texas
Traducción del artículo publicado en
Oilfield Review Otoño de 2013: 25, no. 3.
Copyright © 2014 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Ram Sunder Kalyanaraman, Clamart, Francia.
Avocet, EM Pipe Scanner, FloView, Petrel, PS Platform,
PipeView, Techlog, UCI y USI son marcas de Schlumberger.
Mineral de hierro (óxidos)
y productos de corrosión
Metal o aleación refinada
Energía liberada por la corrosión
> Ciclo de evolución habitual de la corrosión durante la refinación de metales. La energía se almacena
en un metal cuando el mismo se refina a partir de su estado natural (tal como mineral de hierro) y se
convierte en una aleación. La corrosión se produce espontáneamente y libera la energía almacenada,
lo que retorna al metal a un estado de energía inferior. Ese proceso puede retardarse en el campo
mediante la aplicación de una o más medidas de mitigación.
18
Oilfield Review
Y ambos mandatos tienen un enemigo en
común. La corrosión, que es la tendencia natural
de los materiales a volver a su estado termodinámicamente más estable a través de la reacción con
los agentes del medio adyacente, ataca a casi todos
los componentes de un pozo. Los pozos se construyen principalmente con acero, que se refina a partir del mineral de hierro natural. El proceso de
refinación del mineral de hierro para obtener una
aleación de acero adecuada para las operaciones
de perforación y producción de petróleo y gas
lleva al mineral a un estado de energía superior.
La corrosión invierte este proceso y retorna el
metal a su estado de energía inferior original
(página anterior).1
El proceso de corrosión, que comienza en el
momento en que se funde el acero, se acelera en el
campo petrolero debido a la presencia de especies
ácidas —tales como el ácido sulfhídrico [H2S] o el
dióxido de carbono [CO2]— en muchos fluidos de
formación, y a causa de las presiones y temperaturas elevadas de las formaciones productivas.
Entre las consecuencias de la corrosión se encuentran la reducción del espesor de las paredes y la
pérdida de resistencia, ductilidad y resistencia al
impacto del acero que compone los tubulares de
fondo de pozo, los cabezales de los pozos y las
tuberías de superficie, y el equipo de procesamiento ubicado aguas abajo (derecha).
La falta de reacción temprana a los ataques
corrosivos incide en la rentabilidad de los pozos
porque los operadores deben implementar métodos de mitigación potencialmente costosos y probablemente extensivos. Las medidas de mitigación no
sólo incrementan los costos operativos, sino que
además pueden obligar a los operadores a cerrar un
pozo durante un cierto tiempo. En el peor de los
casos, si no se encara, la corrosión puede producir
fugas o rupturas, que constituyen amenazas para la
seguridad del personal petrolero, generar pérdidas
de producción e introducir hidrocarburos y otros
fluidos de yacimiento en el medio ambiente.
. Resumen de los problemas de corrosión
y sus soluciones. En el campo petrolero,
la corrosión es un fenómeno generalizado
y adopta diversas formas. Mediante la
identificación correcta de la fuente del
ataque corrosivo, un operador puede
implementar un programa adecuado de
monitoreo y control de la corrosión.
1. Para obtener más información sobre el proceso
de corrosión, consulte: Brondel D, Edwards R,
Hayman A, Hill D, Mehta S y Semerad T: “Corrosion
in the Oil Industry,” Oilfield Review 6, no. 2 (Abril de
1994): 4–18.
Volumen 25, no.3
Problema
Métodos de control
Monitoreo
• Agua oxigenada
• Ataque interno
• Ataque externo
• Materiales resistentes
• Secuestradores de
oxígeno
• Muestreo de agua y oxígeno
• Niveles de hierro
• Probetas de corrosión
• Sensores de oxígeno
• Análisis de cupones
• Estudios de espesor de pared
• Inspecciones visuales internas
• Análisis visuales
Picaduras de corrosión
por ácido sulfhídrico
• Agua de un acuífero
de producción u otro
acuífero profundo
• Agua contaminada con
gas de desorción o gas
para levantamiento
artificial
• Desgasificación a
baja presión
• Control del gas
contaminado
• Utilización de
materiales resistentes
• Probetas
• Niveles de hierro
• Estudios de espesor
de pared
Bacterias sulfato
reductoras (SRB)
• Fluidos anaeróbicos
• Fluidos estancados
• Condiciones debajo
de incrustaciones u
otros depósitos
• Biocidas
• Cloración
• Recuentos de bacterias
anaeróbicas
• Mediciones de residuos
de cloro
Corrosión por dióxido
de carbono
• Agua de un acuífero
de producción u otro
acuífero profundo
• Agua contaminada con
gas de desorción o gas
para levantamiento
artificial
• Desgasificación a
baja presión
• Control del gas
contaminado
• Utilización de
materiales resistentes
• Probetas
• Niveles de hierro
• Estudios de espesor
de pared
Fisuración por
tensocorrosión
producida por
ácido sulfhídrico
• Fluidos producidos
que contienen ácido
sulfhídrico
• Sistemas anaeróbicos
contaminados con SRB
• Materiales adecuados
• Control de calidad
de los materiales
Corrosión por ácido
• Ácidos para
tratamientos de
estimulación y limpieza
• Inhibidores de ácidos
• Controles de inhibidores
de ácidos
Corrosión galvánica
(bimetálica)
• Dos metales con
diferentes potenciales
iónicos en un medio
corrosivo
• Aislamiento eléctrico de
metales (revestimiento
catódico)
• Diseño mejorado
• Revisiones de diseños
Corrosión por
picadura (corrosión
rápida en los defectos
de las películas
superficiales inertes)
• Inmersión
• Películas superficiales
inertes
• Selección de
materiales
• Inspecciones de equipos
Corrosión por
subdepósitos
• Depósitos de sólidos
húmedos
• Biopelículas
• Empaquetaduras
porosas
• Limpieza con diablo
• Biocidas
• Sellado y diseño
mejorados
• Diseño de velocidad
mínima
• Inspecciones de equipos
• Recuentos de bacterias
Corrosión fisurante
• Diseño pobre
• Imperfecciones
en el metal
• Diseño mejorado
• Selección de materiales
• Desmontaje e inspecciones
de equipos
• Detectores de fugas
Corrosión por cloruros
(fisuración rápida por
exposición a medios
con cloruros calientes)
• Solución salina
• Oxígeno y calor
• Selección de materiales
• Inspecciones de equipos
• Análisis de oxígeno
Fatiga
• Equipo rotativo
• Carga inducida por
oleaje, vientos o
corrientes
• Diseño contra
vibraciones
• Inspecciones de equipos
Corrosión por oxígeno
Fisuración inducida
por hidrógeno
Causa de la corrosión
• Desorción de oxígeno
• Diseño de sellos
mejorado
• Revestimientos
• Protección catódica
Oilfield Review
AUTUMN 13
Corrosion Fig. Table 1
ORAUT 13 CORSN Table 1
19
Perforación y
terminaciones
Producción
Declinación del pozo
Puesta fuera
de servicio
Producción
Diseño
del pozo
• Modelado de • Selección del
yacimientos
• Análisis
de núcleos
• Selección de
materiales
• Análisis
de riesgos
lodo de perforación
adecuado
• Selección de
las aleaciones
adecuadas para
las tuberías y
los equipos
• Selección de
secuestradores
de oxígeno y
sulfuros
adecuados
• Utilización de herramientas y servicios
• Implementación de evaluaciones de integridad
• Utilización de tecnologías de mitigación
• Implementación o expansión de las operaciones
de monitoreo de la corrosión
de la corrosión (inhibidores de corrosión,
sistemas de control de la producción de
arena y secuestradores de oxígeno)
de los activos más estrictas y más expansivas
de separación de petróleo y agua
• Evaluación del estado de la infraestructura
y rastreo de los índices de corrosión
• Aseguramiento de
la contención del
pozo abandonado
en el largo plazo
• Aseguramiento
del cumplimiento
de la legislación
ambiental aplicable
• Implementación de reparaciones y de
estrategias de reemplazo, cuando
sea necesario
> Consideraciones acerca de la corrosión en cada etapa del ciclo de vida de los activos. Durante cada etapa de la vida productiva de un pozo, los
ingenieros deben considerar los factores operacionales para controlar la corrosión y minimizar la amenaza de pérdidas de los fluidos de producción
en el ambiente adyacente.
El costo anual total de la corrosión en EUA solamente se estima en alrededor de USD 1 400 millones,
de los cuales USD 589 millones corresponden a
costos de líneas de conducción e instalaciones de
superficie, USD 463 millones son costos de tuberías de producción de fondo de pozo y USD 320
millones corresponden a erogaciones de capital.2
Estas estimaciones no contemplan las multas que
pueden imponer los organismos normativos gubernamentales a los operadores que experimentan
descargas de fluidos de producción relacionadas
con la corrosión en el medio ambiente. Además, los
costos y los riesgos pueden incrementarse a
medida que se descubren fuentes de hidrocarburos en ambientes más desafiantes —yacimientos
más profundos con temperaturas y presiones más
elevadas, y mayores concentraciones de gases
ácidos— que pueden constituir ambientes de
corrosión más agresivos.
La industria ha propuesto diversos métodos
para combatir la corrosión y prolongar la vida
operativa de un pozo. Estos métodos pueden dividirse en líneas generales en cuatro categorías
principales:
•Metalurgia: sustitución de los tubulares tradicionales de los pozos por tubulares fabricados
con aleaciones resistentes a la corrosión (CRA)
•Química: modificación de los fluidos de producción para reducir la intensidad de los ataques
corrosivos o creación de barreras que aíslan el
metal de los fluidos producidos a través de la
aplicación de un revestimiento de protección
20
•Inyección: bombeo de fluidos a base de surfactantes que se congregan en la superficie del
metal y obturan el contacto entre el agua y el
metal, inhibiendo la corrosión
•Protección catódica: utilización de corriente
continua (CC) para generar una protección
catódica por corriente impresa.3
La primera opción —mejoramiento de los
tubulares para que se equiparen con los compuestos de CRA— puede ser prohibitiva en términos de costos en gran escala. En EUA solamente,
existen más de 100 000 pozos productores de petróleo
y gas con tuberías de revestimiento, tuberías de
producción, cabezales, equipos de procesamiento
y redes de recolección.
Los fabricantes pueden emplear otra opción
de mitigación: aplicar revestimientos permanentes que combaten la corrosión mediante la formación de una barrera resistente entre los medios
Oilfield
con fluidos corrosivos
y laReview
superficie del metal.
AUTUMN 13
Existen muchos tipos de revestimientos, pero en
Corrosion Fig. 2
general se dividen ORAUT
en las siguientes
categorías:
13 CORSN
2
•metálicos: zinc, cromo y aluminio
•inorgánicos: esmaltes, vidrios, cerámicos y revestimientos con vidrio reforzado
•orgánicos: resinas epóxicas, acrílicos y poliuretanos.4
Al igual que con las CRAs, los revestimientos
ofrecen una vida operativa más larga con un mantenimiento reducido, pero su costo es elevado.5
Los operadores pueden utilizar la inhibición
con medios químicos durante la etapa de produc-
ción del pozo para mitigar la corrosión en la
superficie interna de las tuberías y los equipos.
Los inhibidores de corrosión suelen ser formulaciones químicas a base de surfactantes, que se
agregan a la corriente de producción en concentraciones oscilantes entre decenas y varios cientos de partes por millón (ppm). Las moléculas de
inhibidor migran y se agrupan en las superficies;
en el caso de la infraestructura de producción de
un pozo, las moléculas se agrupan en la superficie del metal para formar una barrera entre ésta
y la fase de fluido corrosivo. De esta manera,
actúan de manera similar a un revestimiento,
pero a un costo inferior al de un revestimiento
permanente o una CRA. Además, a diferencia de
un revestimiento, un inhibidor de corrosión debe
ser reaplicado para reponer la película de inhibidor que ha sido degradada o eliminada por la
acción de flujo de la corriente de producción.6
En la prevención de la corrosión mediante la
protección catódica, se hace que las superficies
anódicas del metal —las superficies susceptibles al ataque corrosivo— se vuelvan catódicas o
no corrosivas. Para ello, los operadores aplican
una corriente continua a través del metal a fin de
contrarrestar la corriente de corrosión —técnica
denominada protección catódica por corriente
impresa (ICP)— o utilizan ánodos de sacrificio,
que están compuestos por un metal con una mayor
tendencia a la corrosión que el metal a proteger.7
Oilfield Review
Este artículo se centra en las técnicas de monitoreo y medición de la corrosión de la infraestructura de fondo de pozo durante la producción.
Algunos casos de estudio de Medio Oriente
demuestran cómo las herramientas de monitoreo
de la corrosión y las tecnologías de mitigación han
ayudado a los operadores a identificar la localización y la gravedad de la corrosión producida en la
infraestructura del subsuelo, proporcionando a
cada compañía la información básica para seleccionar la solución más adecuada de mitigación.
La corrosión y el ciclo de vida del pozo
La corrosión constituye una preocupación importante durante toda la vida productiva de un pozo
y en cada etapa se requieren consideraciones y
estrategias de mitigación específicas. El personal
a cargo de los activos de las compañías usualmente comienza tomando decisiones relacionadas con la mitigación de la corrosión de un pozo
antes de la perforación. Durante la etapa de
diseño del pozo, el operador lleva a cabo estudios
integrales del yacimiento, lo que incluye el modelado del yacimiento, estudios de núcleos y análisis
de fluidos a partir de los datos de pozos vecinos.
Los ingenieros utilizan la información obtenida
de estos estudios con el fin de evaluar riesgos
para las amenazas de corrosión en las etapas subsiguientes del pozo. Y luego desarrollan e implementan estrategias de mitigación que incluyen la
selección de materiales adecuados, tasas de producción óptimas, programas de monitoreo y tratamientos con inhibidores de corrosión (página
anterior, arriba).
Durante el proceso de perforación, los operadores centran las estrategias de mitigación de la
corrosión en la prolongación de la vida útil de la
columna de perforación, que se encuentra expuesta
a grandes esfuerzos operacionales y a lodos de
perforación y fluidos de formación potencial2. Koch GH, Brongers MPH, Thompson NG, Virmani YP
y Payer JH: “Corrosion Costs and Preventive Strategies
in the United States,” Washington, DC: Administración
Federal de Autopistas del Departamento de Transporte
de EUA, Oficina de Investigación y Desarrollo de
Infraestructura, Publicación Nº FHWA-RD-01-156,
septiembre de 2001.
3. Nalli K: “Corrosion and Its Mitigation in the Oil &
Gas Industry—An Overview,” PetroMin Pipeliner
(Enero- marzo de 2010): 10–16.
4. Heim G y Schwenk W: “Coatings for Corrosion
Protection,” en von Baekman W, Shwenk W y
Prinz W (eds): Handbook of Cathodic Corrosion
Protection, 3a ed. Houston: Gulf Coast Publishing
Company (1997): 153–178.
5. Craig BD, Lane RA y Rose DH: Corrosion Prevention and
Control: A Program Management Guide for Selecting
Materials, Spiral 2, 2nd ed. Rome, Nueva York, EUA:
Centro Avanzado de Análisis de Información de
Materiales, Manufactura y Pruebas, Alion Science &
Technology (Septiembre de 2006): 40.
Volumen 25, no.3
mente corrosivos. La columna de perforación
puede experimentar diversos tipos de mecanismos de corrosión, incluidas picaduras localizadas,
en las que el H2S, el cloruro o el oxígeno de los
lodos de perforación a base de agua generan una
tasa de corrosión que excede los 25 cm [9,8 pulgadas] por año.8 Otras fuentes de corrosión son la
presencia de CO2 a una presión parcial que oscila
entre 20 y 200 kPa [3 y 30 lpc] o mayor, la corrosión influida microbiológicamente (MIC) causada por la presencia de ciertas bacterias
(microbios) en los fluidos producidos y la corrosión fisurante en la que los índices de corrosión
localizada en las interfaces entre un metal y otro
metal o entre un metal y un no metal, tal como en
los acoplamientos de juntas o en las empaquetaduras, alcanzan niveles elevados y producen picaduras o fisuras.9
El ingrediente en común de estos diversos
fenómenos de corrosión es el lodo de perforación.
Para evitar que los lodos de perforación se vuelvan corrosivos, los ingenieros de lodo utilizan
tratamientos químicos específicos en el lodo.
Estos tratamientos se centran en mantener el pH
del lodo dentro de un rango aceptable —habitualmente entre 9,5 y 12— mediante su dosificación con álcali o el agregado de secuestradores
de oxígeno para reducir los niveles de oxígeno
disuelto por debajo de 1 ppm o la incorporación
de secuestradores de sulfuro que eliminan el H2S
del sistema de lodo.10
La fase de terminación de un pozo se refiere al
montaje y la instalación de los tubulares y equipos
de fondo de pozo, tales como empacadores y sistemas de bombeo para operaciones de levantamiento artificial. La información recolectada
durante la etapa de planeación del pozo, incluidos
datos de temperatura y presión del yacimiento y
la composición de los fluidos de producción,
ayuda a proveer información al operador para la
toma de decisiones sobre las medidas de mitigación de la corrosión que han de ser incluidas en la
fase de terminación. Por ejemplo, la anticipación
de la producción de H2S o CO2 puede conducir al
operador a utilizar aleaciones CRA en las sartas
de revestimiento para la terminación del pozo, las
válvulas de control, los medidores de fondo de
pozo instalados en forma permanente y las líneas
de control hidráulicas y eléctricas.11
Al final del ciclo de vida del pozo, los niveles
de producción de hidrocarburos caen —a menudo
con un incremento correspondiente de las tasas de
producción de agua— hasta un punto en el cual el
pozo deja de ser redituable y el operador debe
taponarlo y abandonarlo (P&A). Las estrategias de
mitigación de la corrosión del operador se desplazan entonces hacia la prevención permanente
de las descargas de fluidos de yacimiento en el
medio ambiente después de abandonar el pozo.
Los pasos básicos de una operación de P&A comprenden la remoción del equipamiento de terminación, la colocación de tapones de aislamiento y
la inyección forzada de cemento en los espacios
anulares, a diferentes profundidades, para aislar
permanentemente las zonas productivas de las
zonas acuíferas.12
Las operaciones de P&A representan un costo
neto, por lo que los operadores llevan a cabo
estas actividades de la forma más rápida y eficiente posible. Al mismo tiempo, una operación de
P&A debe ser llevada a cabo respetando estrictamente los requisitos normativos gubernamentales.
Si bien estas regulaciones varían significativamente en cuanto a severidad y medidas punitivas,
si un organismo regulador descubre una fuga en
un pozo previamente abandonado, es responsabilidad del operador retornar para efectuar las
reparaciones necesarias y volver a taponar el
pozo; a menudo a un costo significativamente más
elevado que el de la operación de P&A original.
6. Los inhibidores de corrosión son aplicados en forma
continua mediante su inyección estratégica en el pozo
o en la sarta de producción, a una velocidad constante,
para mantener una concentración deseada o bien por
medio de la aplicación por lotes, proceso en el cual se
aplica periódicamente en el pozo un volumen más
grande de inhibidor al que se alude a menudo como
lote, bache, camada o bolsón. La inyección continua
ofrece una ventaja adicional ya que el inhibidor puede
ser aplicado sin cerrar el pozo.
7. Para obtener más información sobre la protección
catódica por corriente impresa, consulte: Brondel
et al, referencia 1.
8. El índice de corrosión es el espesor de metal que podría
perderse en un año como consecuencia de la corrosión.
Este índice indica claramente que en mucho menos
de un año podría formarse un agujero en la columna
de perforación.
  9.Para obtener más información sobre la corrosión
influida microbiológicamente, consulte: Augustinovic
Z, Birketveit O, Clements K, Freeman M, Gopi S, Ishoey
T, Jackson G, Kubala G, Larsen J, Marcotte BWG,
Scheie J, Skovhus TL y Sunde E: “Microbios:¿ Enemigos
o aliados de los campos petroleros?,” Oilfield Review
24, no. 2 (Diciembre de 2012): 4–17.
10.Sloat B y Weibel J: “How Oxygen Corrosion Affects
Drill Pipe,” Oil and Gas Journal 68, no. 24 (Junio de
1970): 77–79.
11.Saldanha S: “Intelligent Wells Offer Completion Solution
for Lower Tertiary Fields,” Offshore Magazine 72, no. 8
(1º de agosto de 2012): 54–57.
12.Para obtener más información sobre las operaciones de
taponamiento y abandono de pozos, consulte: Abshire
LW, Desai P, Mueller D, Paulsen WB, Robertson RDB y
Solheim T: “Abandono permanente de los pozos de
áreas marinas,” Oilfield Review 24, no. 1 (Septiembre
de 2012): 48–57.
21
Recubrimiento
de cemento
Fisuras inducidas
por la corrosión
Arenisca acuífera
tra dentro del sistema, el operador no podría utilizar el cupón sólo para determinar su tiempo de
ocurrencia con precisión. Además, la técnica de
los cupones es aplicable solamente en los lugares
del sistema a los que el acceso para colocar y
extraer el cupón resulta fácil o práctico.
Esta segunda limitación imposibilita esencialmente el monitoreo de los cupones, o cualquier
técnica de inspección visual, para las sartas de
revestimiento y los tubulares de fondo de pozo.
Las otras opciones disponibles son las técnicas de
medición indirecta, que incorporan una o más de
las diversas herramientas de adquisición de registros (perfilaje) desplegadas en el fondo del pozo
mediante cable, tractor o tubería flexible.
Empacador
Disparos
Arena petrolífera
> Impacto de la corrosión en la integridad de la tubería de revestimiento.
Las fugas en la tubería de revestimiento se producen generalmente como
resultado de la corrosión excesiva del sistema de producción. Es probable
que estas fugas, que pueden ser costosas y perjudiciales para el medio
ambiente, permitan el ingreso de agua de formación adicional y arena en
la sarta de producción del pozo (flecha azul). Alternativamente, pueden
producirse flujos cruzados (flechas verdes), difíciles de caracterizar y
tratar, y en casos severos, puede ser necesario que el operador extraiga
y reemplace toda la sarta de revestimiento.
Los operadores obtienen ganancias durante estas herramientas se exponen a la corriente de
la fase de producción de un pozo, que puede flujo de producción. Otras técnicas proporcionan
durar desde tan sólo algunos años hasta varias el análisis de los efectos de la corrosión, a postedécadas. En esta fase, los esfuerzos para mitigar riori, en un ambiente de laboratorio.13
la corrosión se centran generalmente en manteLa técnica de pérdida de peso que utiliza
ner bajos los índices de corrosión y prevenir las cupones, un método de identificación visual
fugas (arriba). El operador debe monitorear e directa, constituye un proceso de monitoreo siminspeccionar continuamente la infraestructura ple y conocido. En esta técnica, una muestra de
para medir la integridad de las tuberíasOilfield
y de losReview
material —el cupón— se expone al ambiente del
AUTUMN
equipos de superficie y fondo de pozo y la
efecti- 13proceso durante un tiempo dado y luego un técnico
Corrosion Fig.
3
vidad de la mitigación.
lo extrae
del sistema y lo analiza para determinar
ORAUTde13 CORSN
3 físico y la cantidad de peso perdido.14
Las compañías utilizan diversas técnicas
su estado
monitoreo de la corrosión en los campos de petró- La técnica de los cupones de corrosión es ventaleo y gas. En parte, las técnicas se seleccionan josa porque los cupones pueden ser fabricados
sobre la base de la facilidad de implementación con la misma aleación del sistema en estudio, el
del sistema para una aplicación o una localización índice de corrosión puede ser calculado fácildada dentro del sistema de producción, la facili- mente a partir de la pérdida de peso del cupón
dad con que pueden implementarse los resultados durante el tiempo de exposición y la técnica pery la severidad relativa del ataque corrosivo. mite la verificación visual de los depósitos de
Algunas técnicas de medición de la corrosión uti- corrosión o de la corrosión localizada. No obslizan herramientas de monitoreo en línea coloca- tante, si se produjera un problema de corrosión
das directamente en el sistema de producción; tal como una fuga mientras el cupón se encuen-
22
Avances en el monitoreo de la
corrosión en el fondo del pozo
Las técnicas de perfilaje para el monitoreo de la
corrosión en el fondo del pozo incluyen métodos
ultrasónicos, electromagnéticos y mecánicos, que
proporcionan información detallada sobre la localización y el alcance de un problema de corrosión.
El monitoreo ultrasónico emplea una sonda centralizada que se sumerge en el fluido del pozo y
utiliza un subconjunto que contiene un transductor
rotativo para obtener las mediciones.15 La mayoría
de las herramientas ultrasónicas funcionan sobre
la base del principio de las mediciones de ecos de
pulsos y los operadores escogen un transductor
con las características necesarias para el tipo de
medición a obtener. Las mediciones incluyen la
evaluación del cemento, la generación de imágenes en agujero descubierto y la generación de
imágenes de la corrosión.
Un transductor generador de imágenes ultrasónicas USI, que transmite una señal ultrasónica
con una frecuencia que oscila entre 200 y 700 kHz
para hacer resonar la tubería de revestimiento,
está diseñado habitualmente para la evaluación
de la adherencia del cemento y la inspección de
las tuberías. La calidad de la adherencia del
cemento se relaciona directamente con el grado
de resonancia de la tubería de revestimiento: una
buena adherencia del cemento amortigua la señal
acústica y hace que una señal secundaria de baja
amplitud retorne al transductor; una operación
de cementación deficiente o una tubería suelta
permite que la tubería de revestimiento repique y
retorne un eco de mayor amplitud. Además, las
mediciones USI incluyen la generación de imágenes 2D del radio interno de la tubería de revestimiento —derivadas del tiempo de tránsito del eco
principal proveniente de la superficie interna— y
el espesor 2D de la tubería de revestimiento, derivado de la respuesta de frecuencia.
Oilfield Review
13.“Introduction to Corrosion Monitoring,” Metal Samples:
Corrosion Monitoring Systems, www.alspi.com/
introduction.htm (Se accedió el 20 de marzo de 2013).
14.“Introduction to Corrosion Monitoring,” referencia 13.
15.Hayman AJ, Hutin R y Wright PV: “High-Resolution
Cementation and Corrosion Imaging by Ultrasound,”
Transcripciones del 32o Simposio Anual de
Adquisición de Registros de la SPWLA, París,
16 al 19 de junio de 1991, artículo KK.
16.Hayman AJ, Parent P, Rouault G, Zurquiyah S, Verges P,
Liang K, Stanke FE y Herve P: “Developments in
Corrosion Logging Using Ultrasonic Imaging,”
Transcripciones del 36o Simposio Anual de Adquisición
de Registros de la SPWLA, París, 26 al 29 de junio de
1995, artículo W.
Volumen 25, no.3
Tubería de
revestimiento
Transductor
Señal ultrasónica
Amplitud
Con el generador de imágenes ultrasónicas de
la tubería de revestimiento UCI, que utiliza un
transductor de 2 MHz enfocado con resolución
mejorada respecto de la herramienta USI, pueden
obtenerse mediciones de mayor resolución de la
tubería de revestimiento (derecha).16 La herramienta UCI registra dos ecos: el eco principal
proveniente de la superficie interna de la tubería
de revestimiento y el eco más pequeño proveniente de la superficie externa. El radio y el espesor de la tubería de revestimiento se computan a
partir de los tiempos de arribo de los dos ecos.
Los tamaños relativos, o amplitudes, de los dos
ecos son indicadores cualitativos del estado de la
tubería de revestimiento. Si bien el dispositivo
UCI proporciona una mejor indicación del estado
de la tubería de revestimiento que el generador
de imágenes USI, su utilización se limita a aquellas operaciones en las que el fluido del pozo consiste en salmueras, petróleo y lodos a base de
petróleo liviano o agua. Los lodos espesados producen una atenuación acústica que es demasiado
intensa para permitir la obtención de una medición válida.
La inspección ultrasónica ofrece numerosas
ventajas como herramienta de medición de la
corrosión, lo que incluye su sensibilidad tanto a
los defectos internos como a los defectos externos y la notificación instantánea en el campo
cuando se detecta un defecto. Además, la técnica
requiere el acceso a un solo lado del material para
medir el estado de todo el objeto y obtener imágenes exteriores e interiores detalladas del mismo.
No obstante, la inspección resulta ardua para los
materiales de composición heterogénea, de
forma irregular o de escaso espesor; para mejorar
los resultados de la inspección, los técnicos
deben preparar la superficie interna, previo a la
medición, mediante la remoción de las incrustaciones u otros detritos.
Los operadores también pueden emplear otro
método de monitoreo de la corrosión: la inspección
electromagnética (EM). El principio básico de esta
técnica consiste en medir los cambios producidos
en un campo magnético a medida que pasa a través
de un objeto metálico; los cambios se relacionan
Tiempo
Amplitud
Radio
Espesor
> Principios básicos de la herramienta ultrasónica de imágenes de
corrosión UCI. La herramienta UCI utiliza un transductor enfocado de
2 MHz para mejorar la resolución de la medición ultrasónica. El transductor
actúa además como receptor de la señal reflejada y registra su amplitud
y su tiempo de arribo. Esta señal es emitida (o pulsada) a través del fluido
del pozo hacia el interior de la tubería de revestimiento (extremo superior).
Cuando encuentra una discontinuidad, tal como la pared interna o externa
de la tubería de revestimiento (centro), la señal se refleja. La mayor parte de
la energía se refleja en el eco inicial, en la pared interna de la tubería de
revestimiento, debido al gran contraste de impedancia existente entre el
lodo y el acero; la energía remanente transmitida hacia el interior de la
tubería de revestimiento se vuelve a reflejar en la pared externa. La señal
que se vuelve a reflejar en la pared interna puede ser utilizada para evaluar
el estado y el radio de la tubería de revestimiento. La diferencia de tiempo
entre los dos primeros ecos puede ser utilizada para determinar el espesor
de la tubería de revestimiento (extremo inferior). En comparación, la
herramienta USI se utiliza con más frecuencia para la inspección
ultrasónica de las tuberías y emplea un transductor ultrasónico no enfocado
de 200 a 700 kHz para inducir una resonancia en la tubería de revestimiento.
En la medición USI, el espesor se determina a partir de la frecuencia de la
resonancia. (Adaptado de Hayman et al, referencia 15.)
con el estado del material, lo que incluye su espesor dañada o un agujero en el material, parte del flujo
magnético se pierde fuera del metal; esta pérdida
y sus propiedades electromagnéticas.
Oilfield Review
Actualmente, la industria utiliza dos herramienAUTUMN 13es detectada por las bobinas de los sensores de
4
la herramienta.
Si bien este método es útil para
tas de monitoreo EM de la corrosión. LaCorrosion
primera, Fig.
ORAUT 13 CORSN
4
medir cambios
abruptos en el espesor de las
una herramienta de pérdida de flujo, magnetiza
el objeto metálico utilizando un electroimán. tuberías, tales como picaduras o agujeros en la
Cuando el flujo magnético encuentra una sección sarta interna, y la localización de esos cambios,
resulta menos efectivo para monitorear el incre17.Para obtener más información sobre la inducción
mento regular de la corrosión o la corrosión que
electromagnética como método de monitoreo de la
corrosión, consulte: Acuña IA, Monsegue A, Brill
varía gradualmente a lo largo de una sección
TM, Graven H, Mulders F, Le Calvez J-L, Nichols EA,
grande de tubería o de configuraciones de tubeZapata Bermúdez F, Notoadinegoro DM y Sofronov I:
“Detección de la corrosión en el fondo del pozo,”
rías de revestimiento concéntricas.
Oilfield Review 22, no. 1 (Septiembre de 2010): 46–55.
La segunda tecnología de monitoreo electro Brill TM, Le Calvez JL, Demichel C, Nichols E y Zapata
Bermúdez F: “Electromagnetic Casing Inspection
magnético —la herramienta de corrientes paráTool for Corrosion Evaluation,” artículo IPTC 14865,
sitas de campo remoto— mide la señal no sólo
presentado en la Conferencia Internacional de
Tecnología del Petróleo, Bangkok, Tailandia, 7 al
del campo EM primario sino también del campo
9 de febrero de 2012.
secundario a partir de las corrientes parásitas
inducidas de la tubería adyacente.17
23
Discriminación 2D
Diámetro externo
de la herramienta
Transmisor
discriminador, TH
TH
RP
Tubería
Receptor
de patín, RP
RP
RP
TL
RLL
Espesor 2D
TH
Espesor promedio
RP
RLL
RLS
RLS
TL
RLS
RLL
d
TL
Decaimiento en la
profundidad de
penetración efectiva
RLS
RLL
RZ
Propiedades Z
RZ
RZ
TZ
RZ
TZ
τ=
1 1
μ0 ID
μ
ωσ
La herramienta electromagnética de inspección
de la tubería de revestimiento EM Pipe Scanner
obtiene cuatro mediciones bien diferenciadas.
Mediante la utilización de un transmisor —que
opera en tres frecuencias— y dos receptores, la
herramienta EM Pipe Scanner obtiene una medición de la impedancia (Z), que depende de las
características eléctricas y magnéticas de la
tubería de revestimiento. Si se utiliza un transmisor de señales de baja frecuencia en la porción
central de la herramienta y dos conjuntos de
receptores —uno por encima y el otro por debajo
del transmisor— la herramienta mide el espesor
promedio del metal normalizado por la profundidad de penetración efectiva.18
Las dos mediciones restantes proporcionan
imágenes 2D de la tubería; la herramienta obtiene
estas mediciones presionando los sensores del patín
contra la pared interna de la tubería. Una medición
utiliza una señal de baja frecuencia para obtener
información del espesor 2D y la otra utiliza un
24
, Herramienta EM Pipe Scanner. La herramienta
(izquierda) obtiene cuatro mediciones. La medición
de las propiedades Z (extremo inferior derecho)
utiliza un transmisor (Tz ), que opera en tres
frecuencias, y uno de los dos receptores de la
herramienta (R z ). La señal de respuesta de
impedancia depende considerablemente de la
cantidad adimensional, τ, que es una función del
diámetro interno (ID) de la tubería, la frecuencia
angular, ω, y las propiedades electromagnéticas
del metal de la tubería: la permeabilidad μ y la
conductividad σ. El término μ0 es la permeabilidad
constante del espacio libre. El espesor promedio
de la pared de la tubería, d, se determina con el
transmisor de baja frecuencia (TL ) ubicado en la
porción central de la herramienta, junto con dos
receptores por encima y dos por debajo del
transmisor (extremo derecho central). Los dos
receptores de baja frecuencia (RLL ) se denominan
receptores con espaciamiento largo y los otros
dos, receptores con espaciamiento corto (RLS ).
El corrimiento de fase de la señal —que es
una función de la profundidad de penetración
efectiva δ— conforme la señal atraviesa la
tubería desde el transmisor y retorna hacia cada
receptor, se utiliza para determinar el espesor de
la tubería d/δ. Cerca de la parte superior de la
herramienta, los 18 brazos de los calibradores
presionan los receptores de patines (RP ) contra
el interior de la tubería (extremo superior
derecho). La combinación de las mediciones de
estos sensores con la señal de baja frecuencia
del transmisor (TL ), en la parte central de la
herramienta, proporciona una medición del
espesor 2D. Los 18 sensores se utilizan además
con un transmisor discriminador de alta
frecuencia (TH ) localizado en el mandril de la
herramienta, alineado con los patines de los
sensores (extremo superior izquierdo).
La señal de alta frecuencia no penetra la pared
de la tubería; esta parte de la herramienta
proporciona un mapa 2D que distingue el daño
existente en la pared interna de otras señales
que pueden indicar otros fenómenos.
transmisor discriminador de alta frecuencia localizado en el mandril de la herramienta para generar señales que no penetran en la pared de la
tubería, creándose un mapa 2D en el que se diferencia el daño de la pared interna del daño de la
pared externa. Los cambios producidos en las
propiedades geométricas del metal, tales como el
espesor o el diámetro, provocarán cambios en la
impedancia mutua, que es producida por los
defectos de la tubería de revestimiento.
Desde el año 2009, la sonda EM Pipe Scanner
ha sido utilizada en pozos de todo el mundo para
detectar agujeros grandes, grietas en las tuberías
de revestimiento y pérdidas de metal asociadas
con la corrosión tanto desde la superficie interna
como desde la superficie externa de la tubería de
revestimiento; además, puede medir las pérdidas
desde una sarta de revestimiento externa si existen
múltiples sartas presentes. La herramienta consta
de 18 brazos radiales con sensores de patines adosados en torno a un pequeño mandril. Los sensores
exploran la superficie interior y el espesor local de
la tubería de revestimiento de producción; la medición del mandril ayuda a identificar la pérdida de
metal promedio, los daños y las grietas de la tubería
de revestimiento (izquierda).
Las compañías operadoras pueden obtener
estas mediciones sin extraer la tubería de producción del pozo, lo que ahorra tiempo de equipo
de reparación de pozos y costos de operaciones
de intervención. Mientras el ingeniero baja la
herramienta EM Pipe Scanner en el pozo con cable,
tractor o tubería flexible, ésta efectúa un reconocimiento inicial a alta velocidad a fin de rotular las
áreas de interés para la obtención de exploraciones
de diagnóstico detalladas a medida que la herramienta se lleva a la superficie. La herramienta
graba un registro continuo tanto del diámetro
interno promedio de la tubería de revestimiento
como del espesor total del metal y proporciona estimaciones de la corrosión. La herramienta responde
al espesor total del metal, permitiendo la detección
de la corrosión de la tubería de producción o de la
tubería de revestimiento externa. Las mediciones
del radio interno del metal de la tubería de revestimiento son válidas en presencia de la mayoría de
los diferentes tipos de incrustaciones. Su diámetro
de 21/8 pulgadas posibilita el acceso a través de restricciones estrechas. La herramienta opera en
medios gaseosos o líquidos.
Mejor prevenir que curar
En el año 2011, utilizando la sonda EM Pipe Scanner,
Saudi Aramco llevó a cabo una campaña de monitoreo de la corrosión en las tuberías de revestimiento de los pozos de un campo que contenía
pozos terrestres y marinos. Las exploraciones iniciales de siete pozos de tierra firme indicaron
pérdidas de metal relativamente pequeñas y confirmaron que el sistema ICP existente estaba funcionando satisfactoriamente. Debido a la falta de una
fuente de alimentación suficientemente importante, el ICP de los pozos marinos era limitado, lo
que incrementaba la posibilidad de que los índices de corrosión fueran más elevados.
Para determinar la magnitud de la pérdida de
metal en las tuberías de revestimiento de los
pozos de la porción marina del campo y ayudar al
operador a mapear geográficamente los pozos
que exhibían las pérdidas de metal más severas,
se desplegó la herramienta EM Pipe Scanner.
Durante una campaña, en cuatro pozos adyacentes terminados originalmente en el año 1976,
Saudi Aramco realizó controles para determinar
si alguno de estos pozos estaba provisto de tuberías de revestimiento concéntricas que pudieran
presentar fugas rápidamente.19 Si los ingenieros
observaban una pérdida de metal, planificaban el
Oilfield Review
18.Cuando el campo electromagnético (EM) encuentra
un material conductor, tal como el metal de una tubería,
la amplitud del campo se reduce exponencialmente
con una tasa característica dada por la profundidad
de penetración efectiva. Un material conductor y
ferromagnético, tal como la tubería de revestimiento,
tiene una profundidad de penetración efectiva corta.
Todos los medios, salvo el vacío, poseen profundidades
de penetración efectiva más cortas en las frecuencias
más altas.
19.Dado que se sabía que los fluidos de producción de
estos pozos no eran corrosivos y que el espacio anular
existente entre la tubería de producción y la tubería de
revestimiento contenía diésel e inhibidor de corrosión,
se asumió que cualquier pérdida de metal medida era
externa solamente.
Volumen 25, no.3
pulgadas
1 000
2 000
Pérdida de metal del
65% de las tuberías de
revestimiento dobles
1,5
0
pulgadas
1,5
1 000
1 000
2 000
2 000
Pérdida de metal del
62% de las tuberías de
revestimiento dobles
3 000
3 000
4 000
4 000
Zapata de tubería
de revestimiento
de 95/8 pulgadas
5 000
Espesor total derivado
de la herramienta
EM Pipe Scanner
0
pulgadas
Pérdida de metal del
65% de las tuberías de
revestimiento dobles
3 000
1,5
Profundidad vertical verdadera, pies
0
Espesor total derivado
de la herramienta
EM Pipe Scanner
Profundidad vertical verdadera, pies
Espesor total derivado
de la herramienta
EM Pipe Scanner
Profundidad vertical verdadera, pies
Profundidad vertical verdadera,pies
análisis del perfil de pérdidas con el fin de
mapear y anticipar la probabilidad de corrosión
en las tuberías de revestimiento de los pozos cercanos no registrados.
Los registros adquiridos con la herramienta
EM Pipe Scanner mostraron pérdidas variables de
metal en cada uno de los cuatro pozos de referencia, si bien aquellos indicaron una clara correlación en profundidad entre los mismos. Se observó
una correlación notable entre 760 y 850 m [2 500 y
2 800 pies], donde los cuatro pozos exhibieron pérdidas de metal en las tuberías de revestimiento,
oscilantes entre 62% y 65% (derecha). El operador
llegó a la conclusión de que los otros pozos de
estas inmediaciones geográficas eran susceptibles de experimentar pérdidas de metal significativas y corrían el riesgo de presentar fugas por la
tubería de revestimiento en este intervalo de profundidad. Es probable que esta conclusión guíe las
decisiones de terminación de los pozos futuros del
área, lo que podría incluir el asentamiento de la
sarta de revestimiento más externa —habitualmente de 13 3/8 pulgadas— a mayor profundidad
que en los pozos previos. La profundidad de asentamiento original de 213 m [700 pies] podría
extenderse hasta 914 m [3 000 pies] para proporcionar a la sarta interna una capa adicional de
protección contra la corrosión. Otra solución
consistiría en agregar un nivel adicional de protección mediante la utilización de tubería de
revestimiento de 13 3/8 pulgadas con revestimiento
o aleación de cromo, desde 300 m [1 000 pies]
hasta 914 m [3 000 pies].
Los perfiles de pérdida de metal de estos
pozos también pueden incidir en la decisión del
operador de implementar reacondicionamientos
más eficientes y económicamente efectivos para
reparar las fugas. Por ejemplo, el operador podría
reducir los costos de reacondicionamiento de
pozos mediante la ejecución de una operación de
inyección forzada de cemento limitada a la profundidad de la pérdida significativa de metal en
vez de incurrir en los costos adicionales de una
tubería de revestimiento corta (liner), un parche
Espesor total derivado
de la herramienta
EM Pipe Scanner
0
pulgadas
1,5
1 000
2 000
Pérdida de metal del
63% de las tuberías de
revestimiento dobles
3 000
4 000
4 000
Zapata de tubería
de revestimiento
de 95/8 pulgadas
5 000
Zapata de tubería
de revestimiento
de 95/8 pulgadas
Zapata de tubería
de revestimiento
de 95/8 pulgadas
5 000
> Registros obtenidos con la herramienta EM Pipe Scanner. Los registros correspondientes a los
cuatro pozos de Saudi Aramco mostraron grados variables de pérdida de metal (rojo), espesor
remanente (gris) y espesor medido total (verde) con respecto a la profundidad. Entre los pozos
se observó una clara correlación de patrones y una reducción similar del espesor total con la
profundidad. Todos los pozos mostraron pérdidas de metal variables entre el 62% y el 65% de
las tuberías de revestimiento dobles externas a una profundidad de aproximadamente 2 500 pies.
El operador utilizó esta información para anticipar patrones de pérdida de metal similares y
esperó una severidad de la corrosión comparable en los pozos adyacentes aún no registrados.
Oilfield Review
AUTUMN 13
Corrosion Fig. 6
ORAUT 13 CORSN 6
25
Centralizadores
motorizados
Calibradores
Centralizadores
motorizados
PMIT-24 brazos
PMIT-40 brazos
> Calibradores de brazos (o dedos) múltiples. Los calibradores de brazos
múltiples miden el diámetro interno de las tuberías de revestimiento.
Numerosos calibradores, o brazos, presionados contra la pared de la
tubería detectan pequeños cambios en el diámetro interno de la tubería,
que pueden ser interpretados como fenómenos de desgaste o corrosión.
En general, los calibradores de brazos múltiples cuentan con un número
variable de brazos; para los diámetros internos más grandes se necesita
un mayor número de brazos.Oilfield
El generador
Reviewde imágenes de brazos múltiples
de los servicios de producción
de nueva
AUTUMN
13 generación PipeView PS Platform,
la herramienta PMIT de 24 brazos
(izquierda),
Corrosion
Fig. 7 requiere centralizadores
mecánicos (no mostrados).ORAUT
La herramienta
PMIT7 PipeView de 40 brazos
13 CORSN
(derecha) cuenta con centralizadores motorizados incorporados.
Una tercera versión, no mostrada aquí, posee 60 brazos.
26
de tubería de revestimiento o una tubería de
revestimiento de reparación (scab), lo que se
recomendaría normalmente si una pérdida de
metal masiva cubriera un intervalo largo.20
Además de las técnicas acústicas y electromagnéticas de monitoreo analizadas, resultan de
utilidad los métodos mecánicos. Existe un calibrador mecánico de brazos múltiples basado en un
criterio esencialmente diferente. Los dispositivos
de calibradores se basan en el contacto físico
directo con la pared de la tubería para la obtención
de mediciones y la detección de cambios pequeños
en las paredes de los tubulares, tales como las
deformaciones que se producen como consecuencia de la acumulación de incrustaciones o las
pérdidas de metal ocasionadas por la corrosión.
Aunque bien establecidos para evaluar problemas
internos, los calibradores no proporcionan datos
sobre el estado de la pared externa.
El calibrador de brazos múltiples PipeView de
Schlumberger para la sarta de sonda PS Platform
ha sido desplegado para investigar la corrosión en
numerosos tipos de pozos, pero especialmente en
aquellos que presentan excesiva corrosión e
incrustaciones, en los que no pueden correrse
herramientas acústicas. La sonda, que puede ser
desplegada con 24, 40 o 60 brazos y utilizarse con
diámetros de tuberías de revestimiento oscilantes
entre 13/4 pulgadas y 14 pulgadas, proporciona una
imagen mecánica de la corrosión interna de los
tubulares utilizando un software de visualización
y análisis 3D (izquierda).
Las mediciones con el tiempo
Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations
(ADCO) desplegó la herramienta PipeView para
medir la corrosión producida con el tiempo en un
pozo de un campo maduro prolífico. El pozo fue
perforado originalmente en el año 1969 y ha sido
sometido a numerosas operaciones de reacondicionamiento. Durante el reacondicionamiento más
reciente llevado a cabo en el año 2006, se corrió y se
cementó hasta la superficie una tubería de revestimiento corta de empalme de 7 pulgadas, para
cubrir una sección corroída de tubería de revestimiento de 9 5/8 pulgadas. Luego, el operador perforó
un pozo horizontal de 5 7/8 pulgadas en una formación carbonatada previamente pasada por alto.
Este tramo lateral fue terminado como un pozo
productor de petróleo mediante levantamiento
artificial por gas.21
Los ingenieros de la compañía utilizaron el gas
producido naturalmente sin tratamiento alguno
de inhibición de la corrosión como gas de inyección, que ingresaba en el sistema a través de un
mandril de cavidad lateral para el levantamiento
artificial por gas. Preocupados por el potencial de
Oilfield Review
X 550
Pérdida de metal promedio, %
Profundidad, pies
X 500
Pérdida de metal promedio, 2009
Pérdida de metal promedio, 2010
Pérdida de metal promedio, 2011
50
40
30
20
10
0
1 000 pies
Y 050
Pérdida de metal promedio, %
Profundidad, pies
Y 000
Profundidad
Pérdida de metal promedio, 2009
Pérdida de metal promedio, 2010
Pérdida de metal promedio, 2011
50
40
30
20
10
0
500 pies
Profundidad
> Registros de corrosión obtenidos con un calibrador. Los datos obtenidos con el servicio PipeView (extremo superior izquierdo) y la pérdida de metal
promedio versus la profundidad (extremo superior derecho) fueron registrados en los años 2009, 2010 y 2011 para la tubería de producción en el punto de
inyección de gas. Los registros del carril 1 (extremo superior y extremo inferior izquierdos) incluyen una medición del radio interno nominal (línea negra
de guiones), el radio externo nominal (línea verde de guiones), la excentricidad (línea roja de guiones), el radio interno mínimo (línea azul sólida), el radio
interno máximo (línea roja sólida) y el radio interno promedio (línea negra sólida) por encima y por debajo del punto de inyección de gas (extremo superior
y extremo inferior izquierdos, respectivamente). El carril 2 es una traza de cada calibrador. El carril 3 es un registro de imagen de la pérdida de espesor de
la tubería de revestimiento. El azul oscuro indica la presencia de incrustaciones, el azul al blanco indica una pérdida de espesor del 0% al 20%, el blanco
al rosado representa una pérdida del 20% al 40% y el anaranjado al rojo indica una pérdida del 40% al 80%. El rojo puro (no mostrado) indicaría una pérdida
del 100% y la presencia de un agujero en la tubería de revestimiento. La pérdida de metal promedio por encima del punto de inyección de gas (extremo
superior derecho) no cambió significativamente durante los tres años, lo que indica que el gas produjo un efecto de mitigación de la corrosión.
Una gráfica similar para la tubería de producción por debajo del punto de inyección de gas (extremo inferior derecho) indicó una pérdida de metal
mayor, que se incrementó durante un período de tres años, lo que insinúa un fenómeno de corrosión más agresivo.
corrosión que planteaba el gas de inyección, los
ingenieros de ADCO optaron por ejecutar levantamientos de monitoreo entre lapsos de tiempo
(técnica de repetición) con el generador de imágenes de brazos múltiples para identificar, cuantificar y rastrear el desarrollo de la corrosión
interna en la tubería de producción y estimar un
índice de corrosión y el tiempo hasta la falla.
20.La inyección forzada de cemento es una operación de
remediación diseñada para forzar cemento en los
trayectos de las fugas existentes en los tubulares de los
pozos y en las sartas de revestimiento. Las operaciones
de inyección forzada de cemento se llevan a cabo para
reparar operaciones deficientes de cementación primaria,
aislar disparos o reparar tuberías de revestimiento o
tuberías de revestimiento cortas (liner) dañadas.
21.El levantamiento artificial por gas es un método de
terminación en el que se inyecta gas en la tubería de
producción para reducir la presión hidrostática de la
columna de fluido del pozo y la presión de fondo de
pozo. Este método permite que los fluidos del yacimiento
ingresen en el pozo con una tasa de flujo más alta.
Volumen 25, no.3
ADCO efectuó los levantamientos durante un
período de tres años —desde 2009 hasta 2011—
utilizando una versión de la herramienta de
111/16 pulgadas y 24 brazos.
Los registros de calibración revelaron una
corrosión variable en dos secciones de la sarta de
producción, una por debajo y otra por encima del
punto de entrada
del Review
gas de inyección en el manOilfield
dril de cavidadAUTUMN
lateral (arriba).
13 La sección inferior,
Corrosion
desde el extremo
inferiorFig.
de 8la tubería de produc13 inyección
CORSN 8del gas, había
ción hasta elORAUT
punto de
experimentado una corrosión significativa y la subsiguiente pérdida de metal, que se incrementó
entre el año 2009 y el año 2011. El intervalo superior, comprendido entre el mandril de levantamiento artificial por gas hasta el extremo superior
de la sarta de producción, experimentó una corrosión mínima durante el mismo período y conservó
las dimensiones de manufactura originales.
El operador presupuso que el gas de inyección, que ingresa en el flujo de petróleo-agua producida en el mandril y fluye hacia arriba, genera
un efecto inhibidor en los fluidos de producción.
Este efecto redujo el índice de corrosión en el
intervalo superior, pero dado que los fluidos producidos por debajo del mandril no contenían gas
para el levantamiento artificial, esa sección experimentó una corrosión más severa.
Los ingenieros de ADCO aún continúan conjeturando acerca del mecanismo de inhibición exacto;
según una teoría muy verosímil, el gas inyectado
agrega turbulencia al flujo de producción y altera el
régimen de flujo, lo que reduce la fracción volumétrica del agua y el contacto del agua con la superficie interna de la tubería de producción. Este mismo
fenómeno de menor corrosión por encima del
punto de inyección de gas ha sido observado en
otros pozos que producen mediante levantamiento
27
Profundidad, pies
Rayos gamma,
2011
0 ºAPI 100 0
Rayos gamma,
2010
0 ºAPI 100 0
Rayos gamma,
2009
0 ºAPI 100 0
Pérdida de metal promedio, 2011
%
100
Pérdida de metal promedio, 2010
%
100
Vista en imagen
Pérdida de metal promedio, 2009
%
100 0
Fracción
volumétrica
del agua,
volumen de
flujo corregido
0,9 0,4
1
Régimen
de flujo
Distribución de la
fracción volumétrica
del agua en
sección transversal
D 500
E 000
E 500
F 000
Por encima del
mandril de
cavidad lateral,
el gas rompe
el contacto
agua/metal
F 500
G 000
Inyección
de gas
G 500
H 000
H 500
Por debajo del
mandril de
cavidad lateral,
el contacto
agua/metal se
mantiene estable
I 000
I 500
J 000
> Cambios producidos en el perfil de la fracción volumétrica del agua. Un registro de calibración corrido en combinación
con las sondas de medición de la fracción volumétrica del agua FloView en un pozo de ADCO muestra el incremento de la
corrosión con el tiempo (carril 2) por debajo del punto de inyección de gas y muy poca corrosión por encima de dicho punto.
Este fenómeno se atribuye a una reducción de la fracción volumétrica del agua por encima del punto de entrada del gas.
Según los analistas, existe un incremento del gas en el régimen de flujo (derecha, puntos rojos), lo que también incluye un
volumen significativo de agua (azul) y petróleo (puntos verdes). La fracción volumétrica del agua, corregida por el volumen
de la línea de flujo (carril 4), se reduce en la sección superior; el índice de corrosión es más bajo en la sección superior que
en la inferior, en la que existe menos gas presente. El carril 3 es una imagen de la fracción volumétrica del agua; el azul
Oilfield Review
representa el agua y el rojo, el petróleo y el gas.
artificial por gas, en los que se efectuaron levantamientos con calibradores. Un registro de calibración de un pozo similar, en combinación con una
medición de la fracción volumétrica FloView, corrobora la teoría de que la inyección de gas puede
estar reduciendo el contacto del agua con la tubería de producción (arriba). El operador tiene previsto utilizar estos resultados para refinar el diseño
de las terminaciones de pozos futuros que produz-
28
AUTUMN 13
Corrosion Fig. 9
ORAUT 13artificial
CORSNpor9 gas a fin
can mediante levantamiento
de aprovechar este efecto.
Combinación de mediciones para el
mejoramiento del monitoreo de la corrosión
Los operadores pueden incrementar su conocimiento de la localización y extensión de la corrosión
en los tubulares de fondo de pozo combinando la
información proveniente de múltiples herramientas.
Kuwait Oil Company (KOC) aplicó este criterio en
un pozo de un campo de tierra firme que contiene
pozos que producen desde hace más de 60 años.
Diversos factores, incluida la antigüedad, el incremento de la mezcla de la producción de agua de
formación y el alto contenido de CO2 y H2S de los
fluidos producidos, instaron a KOC a examinar el
potencial de corrosión de estos pozos.
Oilfield Review
Sección:
3 1/2 pulgadas
5
y 9 /8 pulgadas
Herramienta de inspección de la tubería de
revestimiento EM Pipe Scanner
Calibrador de brazos múltiples PipeView
Espesor de la
tubería de producción
de 3 1/2 pulgadas
Pérdida de metal total
Radio interno máximo
1,4
pulgadas
Radio interno mínimo
1,4
pulgadas
Pérdida de metal en la
tubería de producción
de 3 1/2 pulgadas
1,9
Profundidad, pies
Radio interno nominal
Esquema del pozo
1,4
pulgadas
V
1 1,4
pulgadas
0
Radios menos promedio
1,9 –0,8
pulgadas
0,8
0,2
pulgadas
Pérdida de metal en la tubería de
revestimiento de 9 5/8 pulgadas
9
Espesor de la tubería de
revestimiento externa
0,649 pulgadas
0,4
Bobina doble B
Fase de
espaciamiento largo
Espesor nominal de la
tubería de producción
0,254 pulgadas
pulgadas
Espesor total nominal
Pseudo-espesor de la
tubería de producción
1,9
Radio externo nominal
Profundidad del
localizador de los 1,4
pulgadas
1,9
collares de la tubería
de revestimiento
Radio interno promedio
–8
Espesor de la
tubería de producción
más la tubería de
revestimiento
1,9
0
grado
0
360
pulgadas
1
Línea de base del espesor de
la tubería de revestimiento externa
0,395 pulgadas
X 000
100% de pérdida
de metal
Y 000
Z 000
> Comparación en paralelo. Los registros adquiridos con el calibrador de brazos múltiples PipeView y la herramienta de inspección de la tubería de
revestimiento EM Pipe Scanner, corridos a través del intervalo que contenía las sartas de revestimiento de 3 1/2 pulgadas y 9 5/8 pulgadas, mostraron la
existencia de daños y agujeros en la tubería de producción de 3 1/2 pulgadas y pérdida de metal (carriles 4, 5 y 6, sombreado verde) en la tubería de
revestimiento de 9 5/8 pulgadas, lo que incluye una sección que experimentó una pérdida de metal del 100%.
Durante una operación de reacondicionamiento destinada a ejecutar una inyección forzada
de cemento en los disparos existentes y reterminar el pozo —que había sido perforado y terminado
en septiembre de 2001 como pozo productor— los
ingenieros descubrieron una fuga en el pozo.
Para localizar la zona de la fuga a través de la
cuantificación de la pérdida de metal en la
tubería de producción de 3 1/2 pulgadas y en las
sartas de revestimiento de 7 pulgadas y 9 5/8 pulgadas, el operador consideró la extracción de la
tubería de producción fuera del pozo y la ejecución de pruebas de presión en la tubería de
revestimiento. No obstante, esto habría sumado
Volumen 25, no.3
un costo significativo y habría puesto el pozo
fuera de producción durante varias semanas.
En cambio, los ingenieros de KOC decidieron
evaluar la integridad de las sartas de producción y
Oilfield Review
revestimiento utilizando
las herramientas PipeView
AUTUMN
13 de perfilaje consistió
y EM Pipe Scanner.
El plan
Corrosion Fig. 10
en correr el calibrador PipeView para evaluar la
ORAUT 13 CORSN 10
pérdida de metal de la tubería de producción y utilizar la herramienta EM Pipe Scanner para medir
el espesor total de las sartas de revestimiento.
Mediante el conocimiento del espesor combinado
total de las sartas de producción y revestimiento
desde el principio y la substracción de la pérdida
de metal de la tubería de producción, los ingenie-
ros pudieron atribuir cualquier pérdida de metal
a las sartas de revestimiento.
La operación de perfilaje se dividió en tres
secciones de acuerdo con el diseño de la tubería
de revestimiento. La primera sección consistió
en tuberías de revestimiento de 3 1/2 pulgadas y
9 5/8 pulgadas; la segunda sección, en tuberías de
revestimiento de 3 1/2 pulgadas, 7 pulgadas y 9 5/8 pulgadas; y la tercera sección consistió en una tubería de revestimiento de 7 pulgadas. Los registros
calibradores mostraron daños en la tubería de
producción, en el intervalo del pozo con tuberías
de revestimiento de 3 1/2 pulgadas y 9 5/8 pulgadas,
lo que indicó la presencia de agujeros (arriba).
29
Radios menos promedio
Excentricidad
0
pulgadas
1
Radio interno promedio
2
pulgadas
Orientación relativa
Visualización obtenida con el
calibrador de brazos múltiples
3
0
grado
360
Radio interno máximo
2
pulgadas
3
Radio interno mínimo
2
pulgadas
3
Collar
Excentralización
0
pulgadas
1
Radio externo nominal
2
pulgadas
3
Espesor de la tubería
de producción de
31⁄2 pulgadas
Radio interno máximo
Radio interno mínimo
Radio interno nominal
Radio interno menos
promedio PMIT-A
Radio externo nominal –0,08 pulgadas
0,08
También en la primera sección, la medición del
espesor promedio obtenida con la herramienta
EM Pipe Scanner reveló la pérdida de metal en la
sarta externa de la tubería de revestimiento de
9 5/8 pulgadas.
Sobre la base de estos resultados, KOC extrajo
la tubería de producción para confirmar el daño.
El registro de calibración procesado y una fotografía del daño de la tubería de producción muestran una correlación directa entre las mediciones
de la corrosión y la localización del daño (izquierda).
Los resultados de este levantamiento inspiraron
la confianza de KOC en cuanto a que podría
medir con exactitud la corrosión e identificar un
intervalo con pérdidas detrás de la tubería de
producción en los pozos futuros sin tener que
extraer la tubería de producción del pozo.
Qatar Petroleum implementó además una
estrategia combinada de medición de la corrosión en un pozo de un campo marino. El pozo, perforado en 1998, contenía sartas de revestimiento
de 9 5/8 pulgadas, 13 3/8 pulgadas y 20 pulgadas, una
tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas y
una sarta de producción de 3 1/2 pulgadas (abajo).
Radio interno promedio Radios menos promedio
1,4
pulgadas
1,9 –0,16 pulgadas
0,44
Zapata de tubería
de revestimiento
de 20 pulgadas
Agujeros visibles en la imagen 3D y en el perfil
Zapata de tubería
de revestimiento
de 133/8 pulgadas
Tubería de producción
de 31/2 pulgadas
Calibrador, pulgadas
1,500 1,625 1,750
> Registro de calibración procesado. Los registros de campo obtenidos con el calibrador de brazos
múltiples PipeView en el intervalo con tuberías de producción de 3 1/2 pulgadas y de revestimiento de
9 5/8 pulgadas (extremo superior) se correlacionaron con precisión con el daño visual observado en la
tubería de producción recuperada (extremo inferior derecho). El registro de calibración (extremo
superior izquierdo) incluye mediciones correspondientes a la excentricidad (línea roja de guiones), el
radio interno promedio (línea negra sólida), el radio interno máximo (línea roja sólida), el radio interno
mínimo (línea azul sólida), la excentralización (línea negra de guiones) y el radio externo nominal
(línea verde de guiones). El registro de calibración (extremo superior, centro) se compone de tres
trazas que indican los collares de la tubería de revestimiento utilizados para la correlación en
profundidad (línea roja horizontal). El registro de imagen (extremo superior derecho) de la tubería
de revestimiento indica pérdidas de espesor. El azul oscuro indica la escala, el azul al blanco indica
una pérdida de metal del 0% al 20%, el blanco al rosado representa una pérdida del 20% al 40% y el
anaranjado al rojo indica una pérdida del 40% al 80%. El rojo (círculo) indica una pérdida del 100% y
un agujero en la tubería de revestimiento. Una imagen del procesamiento 3D (extremo inferior
izquierdo) basada en los datos derivados del calibrador de brazos múltiples muestra además una
Oilfield Review
fuerte correlación con el daño observado en la tubería de producción recuperada, como lo hacen los
AUTUMN
registros procesados (extremo inferior,
centro).13
Zapata de tubería de
revestimiento de
95/8 pulgadas
Zapata de tubería de
revestimiento corta
(liner) de 7 pulgadas
> Programa de entubación. El pozo de referencia
de un campo del área marina de Qatar contenía
una tubería de producción de 3 1/2 pulgadas, una
tubería de revestimiento corta (liner) de 7 pulgadas
y sartas concéntricas de tuberías de revestimiento
de 9 5/8 pulgadas, 13 3/8 pulgadas y 20 pulgadas.
Corrosion Fig. 11
ORAUT 13 CORSN 11
30
Oilfield Review
0
Azimut ultrasónico
Agua
Agua
grado
Espacio anular
Espacio anular
Tubería de
revestimiento
Tubería de
revestimiento
Radio interno
máximo
Radio interno
máximo
0,5
Velocidad del cable
0
Velocidad del motor
Profundidad, pies
6
RPM
pulgadas
dB
0,5
Amplitud
máxima de onda
0
0,5
Localizador de los
collares de la
tubería de
revestimiento,
ultrasónico
–20 pulgadas
–6
8
Amplitud de
excentricidad
0
Amplitud de onda
menos máximo
pies/h 1 000
0
20 0
dB
100 4,2
5
Radio interno
máximo
pulgadas
Amplitud
mínima de onda
Radio interno
promedio
dB
pulgadas
100 4,2
Amplitud
promedio de onda
Radio interno
mínimo
dB
pulgadas
100 4,2
pulgadas
3,5 5
Radio interno
mínimo
4,7 5
pulgadas
pulgadas
3,5 5
pulgadas
pulgadas
Relación de micro
pérdida de adherencia
Espesor mínimo
3,5
Radio interno
promedio
3,5 5
Radio externo
promedio
4,7 5
Líquido
3,5
Radio interno
mínimo
Radio interno
promedio
4,7 5
pulgadas
Ligado
Micro pérdida de adherencia
pulgadas
0,1
3,5
Radios internos
menos promedio
Radio externo
promedio
3,5 5
pulgadas
pulgadas
Espesor máximo
0,1
pulgadas
1
0,6
0,6
Espesor promedio
de la tubería
de revestimiento
Impedancia acústica
del cemento
1
0,08 0,1
pulgadas
0,6 –0,08
0,08 0
Mrayl
0
Mediciones de
gas / Total
Espesor promedio
3,5 –0,08
0
Mediciones de
cemento / Total
8,0 1
Micro pérdida de adherencia
0 –2,0
Mrayl
8,0
300
310
320
330
340
350
360
Sin pérdidas de metal
severas detectadas
Tope del cemento
370
380
390
400
410
420
430
440
> Tope del cemento. Los ingenieros utilizaron los registros de la herramienta USI para localizar con precisión el tope del cemento por detrás de la tubería de
revestimiento de 95/8 pulgadas (carriles 10 y 11); los datos de la herramienta USI estándar indicaron que la tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas y la
tubería de revestimiento de 95/8 pulgadas estaban libres de cualquier problema de corrosión significativo.
En el año 2011, el operador observó que la tubería de revestimiento de 13 3/8 pulgadas se había
hundido en el cabezal del pozo. Una prueba de presión, diseñada para verificar la integridad de cada
sarta de revestimiento, demostró la presencia de
flujo de fluido en el espacio anular existente entre
las sartas de 9 5/8 pulgadas y 13 3/8 pulgadas, y en el
espacio anular que separaba las sartas de 13 3/8 pulgadas y 20 pulgadas. Esto indicó que había una fuga
en la sarta de revestimiento de 13 3/8 pulgadas.
Los ingenieros de Qatar Petroleum implementaron una operación de reacondicionamiento, a la
que se puso en marcha mediante la evaluación de
Volumen 25, no.3
la integridad del cemento y la presencia de corrosión en la tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas y la tubería de revestimiento de 9 5/8 pulgadas.
Una prueba de inspección ultrasónica identificó
el tope del cemento por detrás de la tubería de
revestimientoOilfield
de 9 5/8 Review
pulgadas y confirmó que la
AUTUMN 13corta de 7 pulgadas y la
tubería de revestimiento
Corrosion Fig.
tubería de revestimiento
de 13
9 5/8 pulgadas estaban
ORAUT 13 CORSN 13
libres de cualquier tipo de corrosión significativa
o de la presencia de un agujero que pudiera permitir la comunicación de los fluidos. En base a la
localización del tope del cemento, que fue identificado con el registro de adherencia del cemento
adquirido con la herramienta USI, los ingenieros
de Qatar Petroleum lograron determinar el intervalo a cortar para la recuperación de la tubería
de revestimiento (arriba). Luego, pudieron evaluar directamente la tubería de revestimiento de
13 3/8 pulgadas para determinar los defectos producidos por la corrosión.
A continuación, los ingenieros desplegaron la
herramienta EM Pipe Scanner para evaluar las
sartas de revestimiento externas. A pesar de que
las mediciones se efectuaron fuera de las especificaciones recomendadas, la herramienta identificó una anomalía a una profundidad por encima
31
del lecho marino; el nivel de amplitud en la anomalía era alto y el nivel de fase bajo, lo que en ambos
casos sugería que existía menos metal presente a
través de la anomalía del que cabría esperar en circunstancias normales. Esta información reforzó la
interpretación de los datos de la prueba de presión
anular y señaló la localización precisa del agujero
en la tubería de revestimiento de 13 3/8 pulgadas.
Luego, se corrió el generador de imágenes de brazos múltiples PipeView para evaluar la tubería de
revestimiento de 13 3/8 pulgadas; el registro indicó
que la tubería de revestimiento estaba corroída y
completamente partida a la misma profundidad en
la que la herramienta EM Pipe Scanner había
detectado la pérdida de metal (abajo). Estas mediciones proporcionaron a Qatar Petroleum un conocimiento claro de la localización y la extensión del
daño producido por la corrosión a fin de que los
Calibrador, pulgadas
6,250 6,359 6,469 6,578 6,688
Pérdida de metal
Bobina doble B
Fase de
espaciamiento largo
40
grados
78
82
400
Bobina doble B
Amplitud de
espaciamiento largo
–60
dB
86
90
Profundidad, pies
Tubería de revestimiento
de 95⁄8 pulgadas
Profundidad, pies
Tubería de revestimiento
de 20 pulgadas
Tubería de revestimiento
de 133⁄8 pulgadas
74
0
90
94
98
102
100
Calibrador, pulgadas
106
6,688
6,578
6,469
6,359
6,250
110
114
118
122
> Pérdida de metal significativa. Si bien la herramienta EM Pipe Scanner fue corrida fuera de su rango
especificado de amplitud y fase, detectó una pérdida de metal significativa en las tres sartas de revestimiento
(recuadro rojo de guiones, extremo superior izquierdo). Las visualizaciones 3D (extremo superior central) y 2D
(extremo superior derecho), producidas a partir del registro de calibración de la herramienta de brazos múltiples
PipeView corrido en la tubería de revestimiento de 13 3/8 pulgadas, indican que la tubería de revestimiento se
había corroído al punto de fracturarse (extremo inferior izquierdo y derecho) a la profundidad en que la
herramienta EM Pipe Scanner había detectado una pérdida de metal.
Oilfield Review
AUTUMN 13
Corrosion Fig. 14
ORAUT 13 CORSN 14
32
Oilfield Review
ingenieros de la compañía pudieran planificar
una estrategia para recuperar la tubería de revestimiento de 13 3/8 pulgadas y colocarle un parche.
Qatar Petroleum había efectuado varias operaciones de reacondicionamiento en otro pozo
marino del campo y lo está utilizando como pozo
inyector de agua, en el que el agua producida se
inyecta en otra formación. Dado que el agua inyectada es agua sin tratamiento, la tubería de revestimiento de producción experimenta regularmente
problemas de corrosión.
El pozo fue entubado originalmente con tres conjuntos de tuberías de revestimiento de acero: una
tubería de revestimiento de superficie de 20 pulgadas, una tubería de revestimiento intermedia de
13 3/8 pulgadas y una tubería de revestimiento de
producción de 9 5/8 pulgadas. Después de detectar
problemas de corrosión en el año 2002, los ingenieros superpusieron la tubería de revestimiento
de producción con la tubería de revestimiento de
7 pulgadas. El pozo se encuentra disparado en una
formación entre 1 918 y 1 926 m [6 290 y 6 320 pies]
y en otra, entre 1 988 y 2 143 m [6 523 y 7 030 pies].
El agua producida de ambas formaciones es
inyectada en una formación, entre 2 284 y 2 344 m
[7 492 y 7 690 pies].
Como parte del monitoreo operacional regular y de la evaluación del pozo, los ingenieros de
Qatar Petroleum desplegaron la herramienta
EM Pipe Scanner para evaluar la corrosión del
pozo. Los resultados obtenidos con esta herramienta indicaron una pérdida de metal significativa en las secciones de 7 pulgadas y 9 5/8 pulgadas.
A aproximadamente 1 900 m [6 250 pies], la
herramienta indicó un espesor de aproximadamente 0,71 cm [0,28 pulgadas], mucho menor
que el espesor nominal esperado de 2,03 cm
[0,797 pulgadas], lo que significó una pérdida de
metal de aproximadamente 65%. La historia del
pozo y la experiencia local del operador en el
campo indicaron que toda la tubería de revestimiento de 9 5/8 pulgadas estaba corroída y que la
tubería de revestimiento de 7 pulgadas presen-
Volumen 25, no.3
taba una corrosión parcial con una pérdida de
metal de aproximadamente 10%. La medición
con imágenes de alta frecuencia obtenida con la
herramienta EM Pipe Scanner confirmó que la
tubería de revestimiento interna de 7 pulgadas
no había sido penetrada completamente por la
corrosión, lo que indicó que la pared interna de la
tubería se encontraba en buen estado.
Mitigación mejorada de la
corrosión a través de la gestión
Las herramientas de monitoreo de la corrosión
de fondo de pozo ayudan a los ingenieros a conocer el estado físico de las sartas de producción y
revestimiento. Luego, los operadores pueden
tomar decisiones más informadas y económicamente efectivas de mitigación y reparación. Pero
conforme las compañías continúan buscando
métodos holísticos y más simplificados para proteger sus activos y prolongar la vida productiva de
sus pozos, los proveedores de servicios trabajan
para mejorar las capacidades de monitoreo.
Por ejemplo, la introducción de las capacidades de obtener mediciones en línea, en tiempo
casi real, produjo una progresión natural hacia el
desarrollo de flujos de trabajo de monitoreo de la
corrosión y plataformas de software que maximizan la utilidad de los datos registrados. Estas plataformas utilizan los avances de la tecnología de
la información y la comunicación para mejorar las
gestiones de E&P de las compañías de petróleo y
gas con los objetivos de optimizar las operaciones
de campo y evitar el tiempo no productivo.
Los ingenieros de Schlumberger están trabajando para integrar el proceso de recolección de
datos de mediciones de corrosión en las operaciones de campo generales. Estos esfuerzos se centran en tres plataformas de gestión basadas en
aplicaciones de computación. La plataforma del
software Petrel E&P proporciona a los operadores y las compañías de servicios una visión de la
optimización de los campos petroleros a nivel de
yacimiento, ya que permite a los equipos a cargo
de los activos de las compañías construir flujos de
trabajo en ambientes de colaboración basados en
las propiedades geomecánicas, geoquímicas y de
los fluidos de yacimiento. Junto con información
tal como la temperatura y la presión de yacimiento
y las características corrosivas previstas de los fluidos de producción del mismo, el software Petrel
ayuda a guiar a los planificadores de pozos en la
toma de las decisiones adecuadas para asegurar la
construcción de pozos de alta integridad con aleaciones adecuadas.
La plataforma del software para pozos Techlog
mejora aún más esta evaluación a través de la
provisión de flujos de trabajo centrados en el
pozo para identificar los riesgos de corrosión.
Estos flujos de trabajo incorporan datos sobre
composición de fluidos y tasas de flujo para rotular cualquier problema del pozo inducido por la
corrosión, permitiendo que el operador tome
decisiones de construcción y terminación que
minimicen el impacto de la corrosión. La plataforma del software de operaciones de producción
Avocet combina las operaciones de pozos con los
sistemas de manejo de datos de producción para
generar una imagen clara e integral de las operaciones en la superficie. El software Avocet acepta
los datos de corrosión registrados con diversas
técnicas de monitoreo y los analiza para determinar su impacto en la producción. El software
rotula las áreas con mayor corrosión o con una
historia de fenómenos relacionados con la corrosión, y como resultado, el operador puede priorizar las operaciones de mitigación de la corrosión
e implementar medidas preventivas adecuadas.
A medida que la industria accede a ambientes
de corrosión más agresivos y regiones de producción
técnicamente exigentes, este tipo de avances en
materia de monitoreo de la corrosión debe continuar expandiéndose y evolucionando si se pretende
que los operadores continúen siendo redituables
y a la vez ambientalmente responsables. — TM
33
Andrew Buchanan
Eni US Operating Company Inc.
Anchorage, Alaska, EUA
Carol A. Finn
Jeffrey J. Love
E. William Worthington
Servicio Geológico de EUA
Denver, Colorado, EUA
Fraser Lawson
Tullow Ghana Ltd.
Accra, Ghana
Stefan Maus
Magnetic Variation Services LLC
Boulder, Colorado
Shola Okewunmi
Chevron Corporation
Houston, Texas, EUA
Referenciamiento geomagnético: La brújula en
tiempo real para los perforadores direccionales
Para establecer con exactitud la localización y dirección de un pozo, los
perforadores direccionales se basan en mediciones obtenidas con acelerómetros,
magnetómetros y giroscopios. En el pasado, los métodos de orientación de pozos
de alta precisión requerían la interrupción de la perforación para obtener
mediciones direccionales. Los avances logrados en materia de referenciamiento
geomagnético ahora permiten que las compañías utilicen los datos adquiridos
en tiempo real durante la perforación para posicionar con exactitud los pozos
horizontales, reducir el espaciamiento entre pozos y perforar múltiples pozos
desde localizaciones limitadas en la superficie.
Benny Poedjono
Sugar Land, Texas
Traducción del artículo publicado en
Oilfield Review Otoño de 2013: 25, no. 3.
Copyright © 2014 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Essam Adly, Muscat, Omán; Goke Akinniranye,
The Woode lands, Texas; James Ashbaugh y Robert Kuntz,
Pennsylvania General Energy Company, LLC, Warren,
Pensilvania, EUA; Nathan Beck, Anchorage; Luca Borri,
Jason Brink y Joseph Longo, Eni US Operating Co. Inc.,
Anchorage; Daniel Cardozo, St. John’s, Terranova, Canadá;
Pete Clark, Chevron Energy Technology Company, Houston;
Steve Crozier, Tullow Ghana Ltd., Accra, Ghana; Mike
Hollis, Chesapeake Energy, Oklahoma City, Oklahoma,
EUA; Christopher Jamerson, Apache Corporation, Tulsa;
Xiong Li, CGG GravMag Solutions, Houston; Ross Lowdon,
Aberdeen; Diana Montenegro Cuellar, Bogotá, Colombia;
Ismail Bolaji Olalere, Shell Nigeria, Port Harcourt, Nigeria;
Irina Shevchenko, Michael Terpening y John Zabaldano,
Houston; Tim White, Servicio Geológico de EUA, Denver; y
al Departamento de Recursos Naturales del Gobierno de
Terranova y Labrador, St. John’s, Terranova, Canadá.
PowerDrive es una marca de Schlumberger.
1. La orientación de un pozo puede ser descripta en
términos de inclinación y azimut. La inclinación se
refiere al ángulo vertical medido desde la dirección
descendente; las direcciones descendente, horizontal
y ascendente poseen inclinaciones de 0°, 90° y 180°
respectivamente. El azimut se refiere al ángulo horizontal
medido en sentido horario desde el norte verdadero; las
direcciones norte, este, sur y oeste poseen azimuts de
0°, 90°, 180° y 270° respectivamente. Para obtener más
información sobre la orientación de los pozos, consulte:
Jamieson AL: Introduction to Wellbore Positioning.
Inverness, Escocia: Universidad de las Highlands y las
Islas, 2012, http://www.uhi.ac.uk/en/research-enterprise/
wellbore-positioning-download (Se accedió el 18 de junio
de 2013).
2. Griswold EH: “Acid Bottle Method of Subsurface Well
Survey and Its Application,” Transcripciones de AIME
82, no. 1 (Diciembre de 1929): 41–49.
34
Por diversos motivos, las compañías operadoras
necesitan saber dónde se encuentran sus pozos a
medida que se perforan. Muchos de los pozos desviados y horizontales de nuestros días no se limitan sencillamente a penetrar una zona yacimiento,
sino que deben navegar lateralmente a través de
dicha zona para incrementar lo más posible el
contacto con el yacimiento. El posicionamiento
preciso de las trayectorias de los pozos es necesario para optimizar la recuperación de hidrocarburos, determinar dónde se encuentra cada pozo
con respecto al yacimiento y evitar colisiones con
otros pozos.
Para lograr estos objetivos, los perforadores
requieren una precisión direccional de una fracción de grado. Y para alcanzar este nivel de precisión, utilizan herramientas de adquisición de
mediciones durante la perforación (MWD) que
incluyen acelerómetros y magnetómetros para la
detección del campo gravitacional y el campo
magnético de la Tierra; además, utilizan procedimientos sofisticados para compensar las perturbaciones de las mediciones. A medida que los
perforadores lograron éxito con estas herramientas y su uso se tornó indispensable para el direccionamiento de sus pozos, se incrementó la
necesidad de cuantificar con exactitud la incertidumbre posicional en la que se toma en cuenta
cualquier error de medición. Para ciertas aplica-
ciones, la incertidumbre es tan importante como
la posición propiamente dicha.
Este artículo analiza diversos aspectos de la
prospección (levantamientos, relevamientos) de
pozos y se centra principalmente en las técnicas
modernas de prospección magnética con herramientas MWD. Para comprender la operación de
las herramientas magnéticas y la incertidumbre
asociada con las mismas, se examinan los aspectos importantes del campo magnético terrestre
y su medición. Algunos ejemplos de EUA, Canadá,
las áreas marinas de Brasil y las áreas marinas de
Ghana ilustran la aplicación de nuevas técnicas
que mejoran la exactitud de las mediciones y por
ende reducen considerablemente los errores asociados con las prospecciones ejecutadas con
herramientas magnéticas.
Perspectiva histórica
Tradicionalmente, los pozos eran perforados en
sentido vertical con un amplio espaciamiento
entre sí. El espaciamiento entre los pozos se redujo
conforme los campos maduraron, las normativas
se tornaron más estrictas y los nuevos objetivos
eran yacimientos de áreas remotas. Con el tiempo,
la perforación de múltiples pozos horizontales
desde una sola localización se convirtió en práctica corriente. Hoy en día, es posible lograr que
muchos pozos penetren en un yacimiento, dispues-
Oilfield Review
tos en abanico desde una sola plataforma marina o
desde una localización en tierra firme.
La perforación desde localizaciones de múltiples pozos —el agrupamiento de los cabezales de
los pozos en una localización de superficie—
requiere menos movimientos de los equipos de
perforación y terminación de pozos, produce
menos perturbación en la superficie, y facilita y
economiza las operaciones de terminación de
pozos y producción de hidrocarburos. No obstante, la introducción de la técnica de perfora-
Volumen 25, no.3
ción horizontal y la reducción del espaciamiento
entre los pozos han intensificado la necesidad de
posicionar los pozos con exactitud y contar con
procesos para evitar colisiones entre la barrena y
los pozos cercanos.
Antes de la introducción de los motores direccionales modernos de fondo de pozo y de las
herramientas avanzadas para medir la inclinación
y el azimut del pozo, la perforación direccional u
horizontal era mucho más lenta que la perforación vertical debido a la necesidad de detenerse
con regularidad y ejecutar relevamientos de fondo
de pozo que requerían mucho tiempo. El perforador direccional interrumpía la perforación para
medir la inclinación y el azimut del pozo.1
El método de prospección más antiguo consistía en bajar en el pozo una botella de vidrio con
ácido, manteniéndola fija un tiempo suficiente
para lograr el ataque de un anillo horizontal contenido en la botella con el ácido. Una vez que se
recuperaba el dispositivo, se interpretaba la posición del anillo para determinar la inclinación.2
35
tar ajustes en la trayectoria en tiempo casi real.
Ahora, la mayoría de los pozos se perfora utilizando mediciones derivadas de prospecciones ejecutadas con herramientas MWD modernas.
Plomada
Disco del indicador de deriva
6°
4°
2°
Disco
Reloj
Las marcas de las perforaciones
muestran una inclinación de 3,5°
> Indicador mecánico de deriva. Este dispositivo
de fondo de pozo mide la deriva o desviación
respecto de la vertical utilizando un péndulo o el
principio de la “plomada.” El péndulo puntiagudo
se baja sobre un disco en el cual perfora dos
orificios que indican una medición inicial y luego
una medición de verificación. En este ejemplo, la
inclinación es de 3,5°. La técnica no proporciona
indicación alguna del azimut; sin embargo, puede
resultar confiable para intervalos de pozos
superficiales y pozos verticales someros en los
que la severidad de la pata de perro y la
inclinación no son significativas. [Adaptado de
Gatlin C: Petroleum Engineering Drilling and Well
Completions. Englewood Cliffs, Nueva Jersey,
EUA: Prentice-Hall, Inc. (1960): 143.]
Los fundamentos de las prospecciones de pozos
Hoy, los perforadores direccionales se basan
principalmente en mediciones MWD del campo gravitacional y el campo magnético, obtenidas con acelerómetros y magnetómetros triaxiales reforzados.
Otras categorías de herramientas de prospección
son las herramientas magnéticas de disparos múltiples, las herramientas de sólo inclinación y una
familia de herramientas basadas en la utilización
de giroscopios o giros.3 A diferencia de las herramientas MWD, muchas de estas herramientas
especiales se corren como servicios con cable,
por lo que requieren el cese de la perforación.
No obstante, las herramientas giroscópicas están
siendo incorporadas cada vez con más frecuencia
en los instrumentos de direccionamiento y prospección de fondo de pozo para ser utilizadas
durante la perforación.
Los acelerómetros triaxiales miden el campo gravitacional local a lo largo de tres ejes ortogonales.
Estas mediciones proporcionan la inclinación del
eje de la herramienta a lo largo del pozo y además
la orientación de la herramienta (toolface) con
respecto a su lado alto.4 De un modo similar, los
Oeste
P
X
co
I
Y
H
No
ma rte
gné
tico
F
or
Vect
del
cam
o
Z
étic
agn
po m
36
Norte
geográfi
D
Este
Otra herramienta de prospección simple es
el indicador mecánico de deriva de un solo disparo (arriba). También se han utilizado prospecciones magnéticas
de unReview
solo disparo (MSS) y de
Oilfield
SUMMER
13 registrar la inclidisparos múltiples
(MMS) para
WELLGUIDE
Fig.En1 esos levantanación y el azimut
magnético.
ORSUMR 13-WLGD 1
mientos, la herramienta obtenía fotografías de
las rosas de los vientos (orientación de la brújula
en la posición de relevamiento) en el fondo del
pozo mientras la tubería se mantenía fija con las
cuñas de retención. Las fotografías eran tomadas
cada 27 m [90 pies], durante los cambios activos
de ángulo o de dirección, y cada 60 a 90 m [200 a
300 pies] mientras se perforaba en línea recta.
La introducción de los motores de lodo de fondo
de pozo en la década de 1970, el desarrollo de
sensores reforzados y la transmisión de datos MWD
con el sistema de transmisión de pulsos a través del
lodo permitieron la utilización de mediciones digitales actualizadas constantemente para implemen-
magnetómetros triaxiales miden la intensidad
del campo magnético terrestre a lo largo de tres
ejes ortogonales. Sobre la base de estas mediciones y de las mediciones del acelerómetro, la
herramienta determina la orientación azimutal
del eje de la herramienta con respecto al norte
magnético. La conversión de las mediciones magnéticas en la orientación geográfica constituye el
meollo de la prospección de pozos con sistemas
MWD. Las mediciones clave son el buzamiento
magnético (también denominado inclinación
magnética), el campo magnético total y la declinación magnética (abajo).5
Numerosas herramientas explotan los principios de los sistemas giroscópicos. Estos sistemas
no son afectados por los materiales ferromagnéticos, lo que les proporciona una ventaja con respecto a las herramientas magnéticas en ciertos
escenarios de perforación. Algunas herramientas
obtienen mediciones a intervalos discretos de
profundidad medida (MD), a lo largo del trayecto
del pozo, cuando la herramienta de prospección
se encuentra fija; otras, operan en modo de medición continuo. Los girocompases que apuntan
hacia el norte (NSG) utilizan giroscopios y la rotación de la Tierra para hallar automáticamente el
norte geográfico. Los giroscopios de velocidad
angular proveen una salida proporcional a la velocidad de rotación del instrumento y pueden ser
Descendente
> Orientación del campo magnético. En cualquier punto P, el vector del
campo magnético (rojo) se describe normalmente en términos de su
dirección, su magnitud total, F, en esa dirección, y H y Z, las componentes
locales horizontal y vertical de F. Los ángulos D e I describen la orientación
del vector del campo magnético. La declinación, D, es el ángulo en el
plano horizontal formado entre H y el norte geográfico. La inclinación,
I, es el ángulo formado entre el vector del campo magnético y el plano
horizontal que contiene a H. De estas mediciones, se requieren los ángulos
D y I para convertir la orientación de un pozo indicada por una brújula en
su orientación geográfica. Las magnitudes absolutas de F, Z o H se utilizan
para el control de calidad y la calibración.
Oilfield Review
utilizados para determinar la orientación a
medida que la herramienta de prospección atraviesa el trayecto del pozo. Los especialistas en
prospecciones gravimétricas y magnetométricas
(en adelante especialistas) también las utilizan en
modo de girocompás, en el que la herramienta fija
responde a la componente horizontal de la velocidad de rotación de la Tierra. El uso de giroscopios
de velocidad angular redujo los errores asociados
con los giroscopios convencionales, tales como los
errores de referencia geográfica y las desviaciones
inexplicables de las mediciones. Lamentablemente,
dado que se obtienen mientras la herramienta se
encuentra fija, las prospecciones giroscópicas conllevan riesgos operacionales y el costo del tiempo
de equipo de perforación asociado con el acondicionamiento del pozo cuando se interrumpe la
perforación.6
En algunos intervalos, la interferencia magnética significativa de los pozos vecinos impide la
ejecución de prospecciones magnéticas precisas.
Para abordar esta limitación, los científicos desarrollaron métodos giroscópicos de prospección
durante la perforación. Los ingenieros de diseño
de herramientas están extendiendo los límites
operacionales de algunos sistemas giroscópicos
de prospección comerciales durante la perforación a todo el rango de inclinaciones de pozos.
En ciertas situaciones, los especialistas combinan la prospección giroscópica con la prospección magnética. Una de las técnicas combinadas
—los estudios de referenciamiento en el pozo—
utiliza mediciones giroscópicas de alta precisión
en secciones someras del pozo para alinear los
datos subsiguientes derivados de prospecciones
magnéticas en secciones más profundas.7 En los
pozos altamente desviados y de alcance extendido, este enfoque brinda niveles de precisión
comparables con los de las prospecciones giroscópicas sin incurrir en tiempo o costos adicionales.
En estos sistemas de referenciamiento en el pozo,
3. Esta familia incluye los giroscopios convencionales, los
giroscopios de velocidad angular, los giroscopios que
apuntan hacia el norte, los giroscopios inerciales
mecánicos y los giroscopios inerciales láser de anillo.
Para obtener más información sobre los giroscopios,
consulte: Jamieson AL: “Understanding Borehole
Surveying Accuracy,” Resúmenes Expandidos, 75a
Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG,
Houston (6 al 11 de noviembre de 2005): 2339–2340.
Jamieson, referencia 1.
4. La orientación gravimétrica, o de lado alto, de la
herramienta es la orientación del instrumento de
prospección en el pozo con respecto a la dirección
ascendente. La orientación magnética de la herramienta
es la orientación del instrumento de prospección con
respecto al norte magnético, corregida en función de una
referencia elegida que puede ser el norte de cuadrícula
(norte de mapa) o bien el norte verdadero. La mayoría de
los sistemas MWD pasan de una orientación magnética
a una orientación de lado alto cuando la inclinación
excede un valor umbral prefijado que habitualmente
Volumen 25, no.3
se utilizan mediciones giroscópicas en secciones
someras de pozos casi verticales, cercanas a la
tubería de revestimiento, hasta poder obtener
prospecciones magnéticas MWD libres de interferencias y en secciones de mayor alcance en las
que las inclinaciones se incrementan. Una ventaja
adicional de la utilización de prospecciones giroscópicas y MWD es la detección de fuentes de errores
groseros en cualquiera de ambas herramientas.
La incertidumbre posicional
Los perforadores utilizan estimaciones de la incertidumbre posicional para determinar la probabilidad de hallar un objetivo geológico e intersectar
otros pozos.8 Y basan esas estimaciones en las predicciones de los modelos de error de las herramientas, que a su vez dependen del control de calidad
(QC) de los datos derivados de las prospecciones.
Los controles de calidad de las herramientas de
prospección ayudan a identificar las fuentes de
error, a menudo con prospecciones redundantes
como comprobaciones independientes.
Los datos de salida de la mayoría de las herramientas de prospección son el azimut, la inclinación y la profundidad medida. Los errores de las
mediciones pueden deberse tanto a la herramienta como al medio ambiente. Las precisiones
disponibles con las mediciones obtenidas en condiciones fijas con herramientas MWD estándar se
encuentran en el orden de ±0,1° para la inclinación, ±0,5° para el azimut y ±1,0° para la orientación de la herramienta.
La capacidad de un especialista para determinar la trayectoria del pozo depende de la acumulación de errores desde el cabezal del pozo hasta la
profundidad total. En vez de especificar un punto
en el espacio, los especialistas consideran que la
posición del pozo se encuentra dentro de un elip–
soide de incertidumbre (EOU). Normalmente, la
incertidumbre asociada con la dirección lateral
es mayor que en la dirección vertical o a lo largo
se establece entre 3° y 8°. Para obtener más información
sobre la orientación de los instrumentos, consulte:
Jamieson, referencia 1.
5. Por acuerdo internacional, la orientación del
campo magnético puede ser descripta en términos
de buzamiento (también aludido como inclinación)
y de declinación. El buzamiento se mide con signo
positivo hacia abajo desde la dirección horizontal;
las direcciones descendente, horizontal y ascendente
poseen buzamientos de 90°, 0° y –90° respectivamente.
La declinación se define de manera similar al azimut
del pozo. Para obtener más información sobre la
orientación del campo magnético, consulte: Campbell
WH: Introduction to Geomagnetic Fields, 2nd ed.
Cambridge, Inglaterra: Cambridge University Press, 2003.
6. Las prospecciones giroscópicas efectuadas con cable
en secciones de agujero descubierto conllevan el riesgo
de atascamiento de las herramientas de prospección.
Las prospecciones efectuadas a través de la columna de
perforación cuando se detiene la perforación conllevan
el riesgo de atascamiento de la columna de perforación.
Por otra parte, los operadores normalmente ejecutan un
1 000 pies
1 000 pies
200 pies
X
Y Z
> Trayectorias planificadas de pozo que muestran
secciones de los elipsoides de incertidumbre
(EOU) obtenidas de levantamientos MWD
estándar (azul) y de levantamientos MWD
de mayor precisión (rojo). Las incertidumbres
asociadas con el azimut y la inclinación se
encuentran en el plano XY perpendicular al pozo.
La incertidumbre asociada con la profundidad se
encuentra a lo largo del eje Z del pozo. Si se
muestran en una serie densa de puntos a lo largo
de la trayectoria del pozo, forman un “cono de
incertidumbre.” El método de alta precisión
proporciona un pozo con menor incertidumbre
posicional. (Adaptado de Poedjono et al,
referencia 32.)
del pozo. Si se despliegan en forma continua a lo
largo del pozo, los EOUs presentan un volumen
con forma de cono aplanado que rodea la trayectoria estimada del pozo (arriba). Los efectos
combinados de los errores acumulados pueden
alcanzar un valor del 1% de la profundidad
Oilfield Review
medida del pozo, cifra que podría resultar inacepSUMMER 13 9
tablemente grande para
pozos largos.
WELLGUIDE
Fig. 3
ORSUMR 13-WLGD 3
ciclo de limpieza para acondicionar el pozo después de
interrumpir la perforación. Estas operaciones
combinadas pueden requerir muchas horas de equipo
de perforación.
7. Thorogood JL y Knott DR: “Surveying Techniques with a
Solid-State Magnetic Multishot Device,” SPE Drilling
Engineering 5, no. 3 (Septiembre de 1990): 209–214.
8. Ekseth R, Torkildsen T, Brooks A, Weston J, Nyrnes E,
Wilson H y Kovalenko K: “High-Integrity Wellbore
Surveying,” SPE Drilling & Completion 25, no. 4
(Diciembre de 2010): 438–447.
  9.Para las profundidades de pozos y las extensiones o los
alcances horizontales típicos, las dimensiones de la
envolvente de incertidumbre pueden estar en el orden
de los 30 m [100 pies] o un valor superior, a menos que
se adopten medidas para corregir las fuentes de error y
ejecutar levantamientos de alta precisión. Esto puede
hacer que se exceda el tamaño del objetivo y se
incremente el riesgo de direccionamiento fallido
del pozo. Para obtener más información sobre el
cálculo, la extensión y las causas de la incertidumbre
posicional, consulte: Jamieson, referencias 1 y 3.
37
Eje de los polos magnéticos
La Comisión Directiva de la Industria para la
Precisión de las Prospecciones de Pozos ISCWSA
—que se ha convertido ahora en la Sección
Técnica de Posicionamiento de Pozos de la SPE,
WPTS— ha fomentado el desarrollo de un procedimiento matemático riguroso para la combinación de varias fuentes de error en una elipse de
incertidumbre 3D.10 Entre los efectos externos
que inciden en la precisión se encuentran la desalineación axial, la deflexión del conjunto de fondo
(BHA), las variaciones no modeladas del campo
geomagnético y la interferencia inducida por la
sarta de perforación. Los últimos dos factores
controlan el desempeño de las herramientas
magnéticas y de sus modelos de error, y esos
modelos dependen de la resolución del modelo
geomagnético de referencia en uso.11
Eje de rotación de la Tierra
S
Línea en el plano orbital
N
> Campo geomagnético simplificado. El campo geomagnético principal de
la Tierra se muestra como el campo magnético ideal de un dipolo inclinado
geocéntrico con los polos en el núcleo de la Tierra (sombreado marrón).
Las líneas de flujo magnético (rojo) emanan hacia afuera a través de la
superficie terrestre, cerca del polo sur geográfico, y reingresan cerca
del polo norte geográfico. Esas posiciones a lo largo del eje del dipolo
corresponden a los polos magnéticos sur y norte, aunque la polaridad del
dipolo interno es la opuesta. Los polos geográficos norte y sur yacen en
el eje de rotación de la Tierra. Ambos ejes se encuentran inclinados con
respecto al plano de la órbita de rotación de la Tierra.
10
–10
10
10
–20
20
30
–20
–10
10
–20
–30
–40
Oilfield Review
SUMMER 13
WELLGUIDE Fig. 4
4
> Valores de declinación a lo largo de lasORSUMR
líneas de13-WLGD
igual declinación
(líneas isogónicas) del campo
magnético de la Tierra. En las áreas rodeadas por las líneas rojas, o las líneas de igual declinación
positiva, una brújula señala el este del norte verdadero. Las líneas de igual declinación negativa, para
las cuales la brújula señala el oeste del norte verdadero, son azules. A lo largo de las líneas agónicas
verdes, para las cuales la declinación magnética es igual a cero, las direcciones al norte magnético y
al norte verdadero son idénticas. El campo mostrado es el Campo Geomagnético Internacional de
Referencia correspondiente al año 2010. [Adaptado de “Historical Main Field Change and Declination,”
CIRES Geomagnetism, http://geomag.org/info/declination.html (Se accedió el 24 de junio de 2013).]
38
El campo geomagnético
Para utilizar mediciones magnéticas con el fin de
hallar la dirección, es necesario tener en cuenta la
complejidad del campo geomagnético. El campo
geomagnético rodea la Tierra y se extiende hacia el
espacio cercano.12 El campo magnético total medido
cerca de la superficie terrestre es la superposición
de los campos magnéticos originados por numerosos procesos físicos variables en el tiempo, que se
agrupan para definir cuatro componentes generales: el campo magnético principal, el campo cortical, el campo de perturbaciones externo y la
interferencia magnética local.13 La importancia de
estas contribuciones para la dirección, la intensidad y la estabilidad del campo magnético total
varía con la región geográfica y con la dirección de
la prospección magnética. La relevancia de dar
cuenta de cada componente en la medición
depende del propósito y de la exactitud requerida
de la prospección.
Los físicos determinaron que el campo magnético terrestre principal se genera en el núcleo
externo líquido de la Tierra a través de un proceso
de una dínamo autoexcitada. Aproximadamente
un 95% del campo magnético total medido en la
superficie terrestre proviene de este campo principal, una porción significativa del cual puede ser
descripta como el campo de un dipolo emplazado
en el centro de la Tierra con una inclinación cercana a 11° con respecto al eje de la misma
(izquierda, extremo superior). La magnitud del
campo magnético principal es de casi 60 000 nT
cerca de los polos y de aproximadamente 30 000 nT
cerca del ecuador magnético.14 Sin embargo, existen significativas contribuciones no dipolares al
campo magnético principal que complican su
representación matemática y gráfica (izquierda,
extremo inferior). Como complicación adicional,
el campo principal varía lentamente debido a
Oilfield Review
400
150
90
70
C A N A D Á
Océ
an
o
Pa
cí
Anomalía de intensidad total, nT
Alaska
50
30
20
10
0
–10
–20
–30
–40
–60
fi
c
–80
o
–125
Año 2010
> Variación de la posición del polo magnético
norte entre los años 1990 y 2010. Se muestra la
declinación magnética (líneas rojas y azules)
derivada del modelo del Campo Geomagnético
Internacional de Referencia para el año 2010.
El punto verde representa la posición del polo
de inclinación magnética en el año 2010; el punto
amarillo representa la posición de ese polo
en 1990. Las líneas agónicas, para las cuales la
declinación es igual a cero en el año 2010, se
resaltan en verde. Si una brújula situada en
cualquier localización señala a la derecha del
norte verdadero, la declinación es positiva, o
este (curvas de contorno rojas), y si señala a la
izquierda del norte verdadero, la declinación es
negativa, u oeste (curvas de contorno azules).
[Adaptado de “Historical Magnetic Declination,”
Centro Nacional de Datos Geofísicos de la
NOAA, http://maps.ngdc.noaa.gov/viewers/
historical_declination/ (Se accedió el 24 de
junio de 2013).]
los cambios producidos en el núcleo terrestre.
Las intensidades relativas de los componentes no
dipolares cambian y hasta la posición del polo del
Oilfield Review
eje del dipolo magnético se desvía con el tiempo
SUMMER 13 15
(arriba, a WELLGUIDE
la izquierda).
Fig.El
6 campo magnético
ORSUMR 13-WLGD 6
10.Para obtener más información sobre la selección de
modelos de error para herramientas y sobre los modelos
de error ISCWSA aceptados como norma industrial para
las herramientas magnéticas, consulte: Williamson HS:
“Accuracy Prediction for Directional Measurement
While Drilling,” SPE Drilling & Completion 15, no. 4
(Diciembre de 2000): 221–233.
Para obtener más información sobre modelos de error
para las herramientas giroscópicas, consulte: Torkildsen
T, Havardstein ST, Weston JL y Ekseth R: “Prediction of
Wellbore Position Accuracy When Surveyed with
Gyroscopic Tools,” artículo SPE 90408, presentado en
la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.
11.Williamson, referencia 10.
12.Love JJ: “Magnetic Monitoring of Earth and Space,”
Physics Today 61, no. 2 (Febrero de 2008): 31–37.
13.Akasofu S-I y Lanzerotti LJ: “The Earth’s
Magnetosphere,” Physics Today 28, no. 12
(Diciembre de 1975): 28–34.
Jacobs JA (ed): Geomagnetism, Volumen 1. Orlando,
Florida, EUA: Academic Press, 1987.
Jacobs JA (ed): Geomagnetism, Volumen 3. San Diego,
California, EUA: Academic Press, 1989.
Volumen 25, no.3
–175
–300
> Campo cortical geomagnético. Las mediciones aéreas de la intensidad del campo magnético
proporcionan datos que se utilizan para determinar la contribución anómala de los materiales de la
corteza terrestre. La anomalía de intensidad total (TIA) es la diferencia entre la magnitud del campo
total y la magnitud del campo magnético principal. El campo TIA en el oeste de Canadá; Alaska, EUA;
y el sector continental noroeste de EUA varía entre –300 nT (azul) y +400 nT (rosado). En esta región,
la intensidad media del campo total es de unos 55 000 nT. El campo cortical muestra crestas de
intensidad locales, con una variación en una escala espacial mucho más fina que la del campo
magnético principal. [Adaptado de “Magnetic Anomaly Map of North America,” USGS,
http://mrdata.usgs.gov/geophysics/aeromag-na.html (Se accedió el 23 de julio de 2013).]
asociado con la corteza terrestre tiene su origen
en el magnetismo inducido y remanente.16 El
campo cortical —también denominado campo de
anomalías— varía en dirección e intensidad si se
mide a través de la superficie terrestre (arriba, a
la derecha). Dicho campo es relativamente
intenso en las proximidades de los materiales
ferrosos y magnéticos, tal como sucede en la corteza oceánica y cerca de concentraciones de
minerales metálicos, y constituye el foco de la
exploración geofísica de minerales.
El campo de perturbaciones es un campo
magnético externo originado en las corrientes
eléctricas, que fluyen en la ionosfera y la magnetosfera, y en las corrientes especulares inducidas
en la Tierra y los océanos por las variaciones temporales del campo magnético externo. El campo
de perturbaciones se asocia con las variaciones
del campo diurno y las tormentas magnéticas
(véase “El soplido del viento solar: Las manchas
solares, los ciclos solares y la vida en la Tierra,”
página 50). Este campo es afectado por la actividad
Oilfield Review
13
El primero está relacionado con el campo principal de
Merrill RT, McElhinny MW y McFadden PL:SUMMER
The
Magnetic Field of the Earth: Paleomagnetism,
the
WELLGUIDE
Fig. 7un dipolo y opera con escalas de tiempo de cientos o
miles
Core, and the Deep Mantle. San Diego, California:
ORSUMR 13-WLGD
7 de años. El segundo está relacionado con las
variaciones del campo no dipolar en escalas de tiempo
Academic Press, International Geophysics Series,
del orden de decenas de años. Para obtener más
Volumen 63, 1996.
información sobre las variaciones seculares, consulte:
Campbell, referencia 5.
Lanza and Meloni, referencia 13.
Lanza R y Meloni A: The Earth’s Magnetism: An
16.El magnetismo remanente de las rocas tiene su origen
Introduction for Geologists. Berlín: Springer, 2006.
en la exposición de los materiales magnéticos de las
Auster H-U: “How to Measure Earth’s Magnetic Field,”
rocas al campo magnético terrestre durante la
Physics Today 61, no. 2 (Febrero de 2008): 76–77.
formación de las rocas. Las rocas ígneas conservan
Love, referencia 12.
la magnetización termo-remanente cuando se enfrían.
En ciertas rocas, la magnetización remanente se origina
14.El símbolo B se utiliza a menudo para la inducción
cuando se forman granos magnéticos durante las
magnética, la magnitud que es detectada por
reacciones químicas. Las rocas sedimentarias
los magnetómetros. La unidad para B en el sistema
conservan la magnetización remanente cuando los
internacional (SI) es el tesla (T), y la unidad basada en el
granos magnéticos se alinean con el campo magnético
centímetro, el gramo y el segundo (cgs) es el gauss (G);
durante la depositación de los sedimentos.
la unidad común es el gamma, que es 10 –9 T = 1 nT.
El magnetismo remanente también se produce en
15.Las variaciones en el tiempo, denominadas variaciones
los materiales ferromagnéticos, tales como el acero
seculares, necesitan que se actualicen periódicamente
de las tuberías de revestimiento o de la columna de
los mapas y los modelos del campo magnético.
perforación, como resultado de la exposición al campo
Estas variaciones son causadas por dos tipos de
magnético terrestre o a fuentes industriales asociadas
procesos que tienen lugar en el núcleo terrestre.
con el campo magnético.
39
Magnetopausa
Envoltura magnética
Arco de choque
Líneas del campo
magnético
Viento solar
Tierra
Cinturones de
radiación de
Van Allen
Magnetocola
> Distorsión de la magnetosfera terrestre por la acción del viento solar. El sol emite un flujo de
partículas, denominado viento solar, compuesto de electrones, protones, núcleos de helio [He] y
elementos más pesados. El campo magnético de la Tierra es confinado por el plasma de baja densidad
del viento solar y el campo magnético interplanetario (IMF) que lo acompaña. Éstos distorsionan la
forma dipolar del campo magnético de la Tierra en la magnetosfera, la extensa región del espacio
que rodea la Tierra. El campo se compacta en el lado orientado al Sol y se alarga en el lado opuesto.
El viento solar produce diversos efectos, entre los que se encuentran la magnetopausa, los cinturones
de radiación y la magnetocola. Las interacciones variables en el tiempo entre la magnetosfera y el
viento solar producen tormentas magnéticas y el campo de perturbaciones externo.
solar (viento solar), el campo magnético interplanetario y el campo magnético de la Tierra (arriba).
El campo magnético externo exhibe variaciones en diversas escalas de tiempo, lo que puede
afectar la aplicabilidad de los modelos de referencia del campo magnético.17 Las variaciones a
largo plazo se relacionan con el ciclo solar de aproximadamente 11 años. Las variaciones a corto plazo
se originan en la variación diaria de la luz solar, las
mareas atmosféricas y las variaciones diurnas de la
conductividad. Las variaciones temporales irregulares son influenciadas por el viento solar. Los estados
magnéticos perturbados, denominados tormentas
magnéticas, muestran variaciones temporales
OilfieldrápiReview
das, impulsivas e impredecibles.
SUMMER 13
WELLGUIDE
En la escala local, las estructuras cercanas,
tales Fig. 8
ORSUMR
como equipos de perforación y pozos, pueden
indu-13-WLGD 8
cir interferencias magnéticas. La magnetización
remanente de la sarta de perforación y la permeabilidad magnética contribuyen a las perturbaciones
del campo magnético medido (derecha). Los operadores pueden utilizar portamechas (lastrabarrenas) no magnéticos para reducir estos efectos,
junto con técnicas de software para compensarlos.
40
Mediciones, instrumentos y modelos
asociados con el campo magnético
Los físicos han desarrollado diversos instrumentos
sofisticados para medir los campos magnéticos.18
De particular interés para el referenciamiento
geomagnético resultan los instrumentos que utilizan los científicos en los observatorios magnéticos de la superficie terrestre y los que emplean
los especialistas en el campo petrolero para los
levantamientos MWD de fondo de pozo.
Los magnetómetros Overhauser y de precesión
protónica, que miden el campo magnético terrestre, se basan en el fenómeno de paramagnetismo
nuclear y en la tendencia de los núcleos atómicos
con un espín magnético a orientarse a lo largo del
campo magnético dominante. Durante este proceso, se aplica y se remueve intermitentemente un
campo magnético inducido por una corriente y
luego se mide la frecuencia de precesión a medida
que los protones del fluido sensor se desplazan con
movimiento de precesión bajo la influencia del
campo magnético de la Tierra. El magnetómetro
Overhauser utiliza los electrones libres adicionales del fluido sensor y la aplicación de un campo
de polarización de radiofrecuencia de gran intensidad para permitir la medición continua de la
frecuencia de precesión. Los 14 observatorios
magnéticos del Servicio Geológico de EUA (USGS)
utilizan magnetómetros Overhauser para proporcionar mediciones absolutas de la intensidad del
campo magnético.19 Estos magnetómetros alcanzan una precisión absoluta del orden de 0,1 nT.
Bm
Bc
B int
Bobservado
B int
> Contribuciones al campo magnético total observado. Durante los
períodos de calma solar, la discrepancia entre el campo observado,
Bobservado (rojo), y el campo magnético principal, Bm (verde), se debe en
gran medida al campo cortical local Bc (azul) y a la interferencia de la
sarta de perforación, Bint (amarillo). En otros períodos, el campo de
perturbación externo también realiza una contribución. (Adaptado de
Poedjono et al, referencia 30.)
Oilfield Review
Modelo
Organización
Orden
Resolución, km
Intervalo de actualización
WMM
NOAA, NGDC y BGS
12
3 334
5 años
IGRF
IAGA
13
3 077
5 años
BGGM
BGS
50
800
1 año
EMM y HDGM
NOAA y NGDC
720
56
5 años y 1 año
> Modelos de referencia del campo magnético. Diversos grupos y organizaciones
han desarrollado modelos de referencia de variada resolución; los modelos se
actualizan con diferentes frecuencias. En la columna Orden, el orden se
incrementa con la complejidad del modelo y en este caso se refiere a modelos
de armónicos esféricos. Estos modelos construyen el campo magnético global
como una suma de términos de orden y grado variables. Los términos de orden “n”
tienen un total de n líneas nodales circulares en la esfera en la que la contribución
del campo magnético equivale a cero. La orientación de las líneas depende de la
combinación de orden y grado. La resolución corresponde a la longitud de onda
del término de mayor orden.
Los magnetómetros de flujo operan mediante y Atmosférica (NOAA) de EUA, el Centro Nacional
la saturación controlada de los núcleos de los cir- de Datos Geofísicos (NGDC) de la agencia NOAA,
cuitos magnéticos y la medición de las asimetrías el Servicio Geológico Británico (BGS) y la
leves que tienen origen en la contribución adicio- Asociación Internacional de Geomagnetismo y
nal del campo magnético terrestre. Estos instru- Aeronomía (IAGA). Los modelos difieren en la
mentos proporcionan mediciones magnéticas no resolución temporal y espacial (arriba).
El Modelo Magnético Mundial (WMM) caracabsolutas a lo largo de una determinada dirección, con una resolución de hasta 0,01 nT.20 Y se teriza la porción de longitud de onda larga del
utilizan en los observatorios de superficie y en los campo magnético que se genera en el núcleo
equipos MWD reforzados de fondo de pozo, aunque terrestre; es decir, no representa las porciones
algunos son sensibles a la temperatura y requieren que se originan en la corteza y el manto superior
o bien en el campo de perturbaciones, generado
la estabilización a través del diseño mecánico.
Los modelos de campo magnético proporcio- en la ionosfera y en la magnetosfera.21 En consenan valores de declinación magnética, inclinación cuencia, las mediciones magnéticas pueden mosmagnética y campo magnético total en determina- trar discrepancias si se referencian con el modelo
dos puntos de la superficie terrestre; los científicos WMM solamente. Las anomalías de declinación
utilizan estos modelos para convertir las medicio- magnética locales y regionales ocasionalmente
nes magnéticas en direcciones en el sistema de exceden los 10° y las anomalías de declinación
coordenadas geográficas. Diversas organizaciones magnética del orden de los 4°, aunque no inusuaOilfield Review
han desarrollado modelos de referenciamiento
les, son de pequeña extensión espacial. Para dar
SUMMER 13
geomagnético que utilizan mediciones
del
campo
WELLGUIDE Fig. 10cuenta de la variación secular, el WMM se actuaORSUMR
13-WLGD
magnético global obtenidas con satélites,
aeronaliza10cada cinco años. Una misión especial internaves y embarcaciones. Estas organizaciones son, cional formada por la IAGA emitió el modelo de
entre otras, la Administración Nacional Oceánica Campo Geomagnético Internacional de Referencia
17.Durante los períodos de poca actividad solar, las
variaciones diarias del campo, denominadas
variaciones diurnas, pueden exhibir magnitudes de
aproximadamente 20 nT, en las latitudes intermedias,
y de hasta 200 nT en las regiones ecuatoriales.
Durante los períodos de actividad solar intensificada,
las tormentas magnéticas pueden persistir durante
varias horas o varios días con desviaciones de los
componentes de la intensidad magnética del orden
de varias decenas a cientos de nT en las latitudes
intermedias. En las regiones aurorales, las
perturbaciones ocasionalmente alcanzan los 1 000 nT y
el ángulo de declinación puede variar en varios grados.
Para obtener más información sobre los modelos de
referencia del campo magnético, consulte: Lanza y
Meloni, referencia 13 y Campbell, referencia 5.
18.Campbell, referencia 5.
Lanza y Meloni, referencia 13.
Auster, referencia 13.
19.Love JJ y Finn CA: “The USGS Geomagnetism Program
and Its Role in Space Weather Monitoring,” Space
Weather 9, no. 7 (Julio de 2011): S07001-1–S07001-5.
Volumen 25, no.3
20.Auster, referencia 13.
21.Para obtener más información sobre el Modelo
Magnético Mundial (WMM), consulte: Maus S,
Macmillan S, McLean S, Hamilton B, Thomson A, Nair M
y Rollins C: “The US/UK World Magnetic Model for
2010–2015,” Boulder, Colorado, EUA: Informe técnico de
la agencia NOAA de EUA, Servicio Nacional de Datos e
Información de Satélites Ambientales / Centro Nacional
de Datos Geofísicos, 2010.
22.Para obtener más información sobre el modelo del
Campo Geomagnético Internacional de Referencia
(IGRF), consulte: Glassmeier K-H, Soffel H y Negendank
JFW (eds): Geomagnetic Field Variations. Berlín:
Springer-Verlag, 2009, http://www.ngdc.noaa.gov/IAGA/
vmod/igrf.html (Se accedió el 21 de julio de 2013).
23.Para obtener más información sobre el Modelo
Geomagnético Global (BGGM) del BGS, consulte:
“BGS Global Geomagnetic Model,” Servicio
Geológico Británico, http://www.geomag.bgs.ac.uk/
data_service/directionaldrilling/bggm.html (Se accedió
16 de julio de 2013).
IGRF-11, una serie de modelos matemáticos del
campo magnético principal de la Tierra y su tasa
de cambio. Estos modelos poseen una resolución
comparable a la del WMM.22
Las operaciones de perforación direccional
requieren modelos de mayor resolución que el WMM
o el IGRF por sí solos. El Modelo Geomagnético
Global (BGGM) del BGS, ampliamente utilizado en
la industria de perforación, proporciona el campo
magnético principal con una resolución de 800 km
[500 mi] y se actualiza anualmente.23 El Modelo
Magnético Mejorado (EMM) posee una resolución
espacial considerablemente mejorada. El EMM y
un modelo sucesor, el Modelo Geomagnético de
Alta Definición (HDGM), resuelven anomalías de
hasta 56 km [35 mi], lo que representa un mejoramiento de un orden de magnitud con respecto a los
modelos previos. Dado que considera una banda de
onda más grande del espectro geomagnético, el
modelo HDGM mejora la precisión del campo de
referencia, lo que a su vez incrementa la confiabilidad de la determinación del azimut del pozo y posibilita una corrección de alta precisión de la
interferencia de la sarta de perforación.24
Mejoramiento de la precisión
de la posición de los pozos
Para posicionar los pozos con precisión cuando
se utilizan sistemas de orientación magnéticos, los
especialistas deben tener en cuenta o eliminar dos
fuentes importantes de error: la interferencia causada por los elementos magnetizados de la sarta
de perforación y las variaciones locales entre el
norte magnético y el norte verdadero o geográfico.
El análisis de los datos de múltiples estaciones de
prospección de pozos, o análisis de estaciones múltiples (MSA), se ha convertido en la clave para
abordar la interferencia de la sarta de perforación.
Los especialistas utilizan el referenciamiento
geomagnético, que incluye la influencia del campo
Macmillan S, McKay A y Grindrod S: “Confidence Limits
Associated with Values of the Earth’s Magnetic Field
Used for Directional Drilling,” artículo SPE/IADC 119851,
presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación
de las SPE/IADC, Ámsterdam, 17 al 19 de marzo de 2009.
24.Para obtener más información sobre el Modelo
Magnético Mejorado (EMM), consulte: Maus S:
“An Ellipsoidal Harmonic Representation of Earth’s
Lithospheric Magnetic Field to Degree and Order
720,” Geochemistry Geophysics Geosystems 11,
no. 6 (Junio de 2010): Q06015-1–Q06015-12.
Para obtener más información sobre el Modelo
Geomagnético de Alta Definición (HDGM), consulte:
Maus S, Nair MC, Poedjono B, Okewunmi S, Fairhead D,
Barckhausen U, Milligan PR y Matzka J: “High Definition
Geomagnetic Models: A New Perspective for Improved
Wellbore Positioning,” artículo IADC/SPE 151436,
presentado en la Conferencia y Exhibición de
Perforación de las IADC/SPE, San Diego, California,
6 al 8 de marzo de 2012.
41
> Vista en planta de las trayectorias de los pozos, observada desde arriba.
PGE utilizó un diseño de localización de múltiples pozos para los 14 pozos
perforados en la lutita Marcellus desde una sola localización de perforación.
El plano muestra los discos de incertidumbre inicial a profundidades
verticales verdaderas de 2 500 pies (rojo) y 5 000 pies (amarillo). Como cabe
esperar, la incertidumbre aumenta con el incremento de la distancia
existente hasta la localización de superficie y puede impactar el programa
de perforación. Ni los discos rojos ni los amarillos se intersectan entre sí, lo
que indica que los pozos (azul) no interfieren entre sí a esas profundidades.
(Copyright 2010, Reunión Regional de Oriente de la SPE. Reproducido
con la autorización de la SPE. Se prohíbe cualquier otra reproducción
sin autorización.)
El análisis de estaciones múltiples constituye
cortical y del campo de perturbaciones variables en
el tiempo, además de las variaciones seculares del una mejora respecto de la técnica previa de análisis de una sola estación, en la que la compensacampo magnético principal.
Análisis de estaciones múltiples—El análisis ción se estima y se aplica en cada estación de
MSA es una técnica que ayuda a compensar la prospección por separado. Utilizado ahora como
interferencia magnética de la sarta de perfora- práctica habitual en la industria, el MSA generalción, que puede afectar las prospecciones magné- mente reduce la incertidumbre direccional y asiste
ticas de fondo de pozo.25 Los componentes de la en la penetración de objetivos prospectivos más
sarta de perforación generan perturbaciones pequeños que los que podían lograrse previamente.
locales en el campo magnético de la Tierra Esta técnica permite eliminar algunas carreras
debido a su permeabilidad magnética y la magne- de los girocompases, lo que reduce los costos opetización remanente. La utilización de herramien- racionales. Las compañías de servicios han desatas fabricadas con materiales no magnéticos para rrollado requerimientos de datos y criterios de
aislar los sensores direccionales de los compo- aceptación que deben ser satisfechos cuando se
Oilfield Review
nentes magnetizados de la sarta de SUMMER
perforación13 aplica el MSA, y además se ha propuesto una
norma
es ventajosa, pero su empleo puede
resultar Fig.
WELLGUIDE
11 industrial.26
ORSUMR
11
imperfecto o inadecuado ya que pueden
incidir13-WLGD
Referenciamiento
geomagnético—Se trata de
en el costo o el desempeño del BHA. Una alterna- otra técnica para mejorar la exactitud del posiciotiva consiste en caracterizar la magnitud de la namiento de los pozos y que proporciona el mapeo
perturbación asociada con el BHA para que su entre el norte magnético y el norte verdadero que
influencia sea predecible.
es necesario para convertir las orientaciones
La técnica MSA evalúa la rúbrica magnética del determinadas magnéticamente en orientaciones
BHA mediante la comparación del campo magné- geográficas a escala local. El mapeo debe considetico principal de la Tierra con los datos magnéticos rar las variaciones seculares en el modelo del
adquiridos en múltiples estaciones de prospección. campo magnético principal e incluir un modelo
La magnitud de la perturbación depende de la cortical preciso. Además, debe incorporar el campo
orientación de la herramienta con respecto a la de perturbaciones variables en el tiempo cuando
dirección del campo magnético. Con datos suficien- es significativo. Con el método de referenciamiento
tes, el método determina una corrección robusta geomagnético de Schlumberger, se construye un
de la perturbación del BHA que se aplica para cada modelo personalizado del campo geomagnético,
orientación de pozo en particular.
con todos los componentes del campo magnético,
42
para minimizar los errores de mapeo entre el norte
magnético y el norte verdadero.27
Los modelos del campo magnético actualizados anualmente, tales como el modelo BGGM o el
modelo HDGM, rastrean con exactitud las variaciones seculares del campo magnético principal.
Los especialistas emplean dichos modelos como
base para un modelo personalizado y utilizan diversas técnicas para el mapeo magnético del campo
cortical local, entre las que se encuentran las prospecciones terrestres, marinas o aeromagnéticas.
Afortunadamente, el campo magnético cortical
necesita ser caracterizado una sola vez durante la
vida productiva del yacimiento. No obstante, el
campo de perturbaciones varía rápidamente con
el tiempo. Dado que se dispone de datos de los
observatorios magnéticos, los especialistas pueden
incorporar las perturbaciones causadas por la actividad solar diurna y las tormentas magnéticas en el
procesamiento de los datos de las prospecciones.
La técnica de referenciamiento de campo
(IFR) utiliza los datos derivados de las prospecciones magnéticas locales cercanos a una localización de pozo para caracterizar el campo
magnético cortical. Las compañías de servicios
han desarrollado algunas extensiones de esta técnica, incorporando datos de observatorios remotos
para incluir las variaciones temporales. Los especialistas utilizan estas técnicas para extender el
modelo del campo magnético principal y proporcionar la mejor estimación del campo magnético
local, lo que resulta crítico para el referenciamiento geomagnético y la compensación por la
interferencia de la sarta de perforación. Estas técnicas permiten la prospección magnética hasta
en las latitudes altas, en las que el campo magnético local exhibe variaciones extremas.
Schlumberger introdujo el servicio de referenciamiento geomagnético (GRS) como alternativa económicamente efectiva para la ejecución
de prospecciones giroscópicas en las aplicaciones de perforación en tiempo real.28 El servicio
GRS proporciona datos exactos sobre la posición
del pozo y posibilita la ejecución de correcciones
oportunas en su trayectoria. Los especialistas utilizan un algoritmo patentado, un modelo cortical
3D y una referencia geomagnética variable en el
tiempo y en la profundidad para corregir las mediciones MWD por la interferencia magnética de la
sarta de perforación y para calcular la orientación
de la herramienta a partir de las mediciones
corregidas e informar al perforador direccional
sobre los ajustes de la trayectoria. La coordinación entre el operador, el contratista de perforación direccional, el proveedor de servicios de
levantamientos MWD, el observatorio geomagnético y el especialista es esencial para el manejo
Oilfield Review
apilados. El ingeniero de perforación concluyó el
diseño final de la localización de múltiples pozos
después de perforar y prospectar los pozos superficiales; luego, se re-planificaron todos los pozos,
se re-calcularon las áreas de incertidumbre y se reevaluaron las condiciones anticolisión (izquierda).
Como resultado, el plan redujo el riesgo de colisión de los pozos y sus costos asociados.
> Diseño de una localización de múltiples pozos y trayectorias de los pozos.
PGE perforó 14 pozos en dos yacimientos durante las fases 1 (magenta)
y 2 (azul) de la campaña de perforación. El tamaño gráfico de cada pozo
corresponde al tamaño de los EOUs, como se definen en el programa
de prospección. Los perforadores confirmaron la condición anticolisión.
En el punto de entrada en el yacimiento, cada pozo necesitaba tener una
separación mínima de 60 m [200 pies] respecto de su contraparte perforada
en la dirección opuesta. (Copyright 2010, Reunión Regional de Oriente de
la SPE. Reproducido con la autorización de la SPE. Se prohíbe cualquier
otra reproducción sin autorización.)
760 m [2 500 pies], utilizando herramientas
giroscópicas durante la perforación para guiar la
separación de los pozos en la localización de múltiples pozos. El perforador direccional utiliza un
giroscopio que apunta hacia el norte hasta que el
Prevención de colisiones en la lutita Marcellus pozo alcanza una profundidad libre de interfePennsylvania General Energy (PGE) ha empren- rencias magnéticas externas provenientes de los
dido un proceso de desarrollo de campos en la pozos cercanos. La sección desviada más prolutita Marcellus, que ilustra las ventajas de la pla- funda de 8 3/4 pulgadas se perfora y se explora
Oilfield Review
neación de múltiples pozos y la necesidad
de13 simultáneamente hasta la profundidad total
SUMMER
Fig.(TD)
12 con un sistema rotativo direccional (RSS) y
cuantificar la incertidumbre posicional WELLGUIDE
y
aseguORSUMR 13-WLGD 12
rar la prevención de colisiones. PGE y sus compa- herramientas MWD.
ñías proveedoras de servicios buscaban optimizar
Dado que la prospección precisa y el monitoreo
el diseño de una localización para la perforación de la condición anticolisión son imperiosos, PGE
de múltiples pozos.29 Históricamente, los operado- adoptó un enfoque proactivo para la localización
res han desarrollado la lutita Marcellus y otros de múltiples pozos y la perforación, utilizando un
recursos de la cuenca de los Apalaches utilizando estándar anticolisión propuesto recientemente.30
pozos verticales de bajo costo, con un mínimo con- Con este procedimiento, el operador definió áreas
trol de calidad de las prospecciones efectuadas de incertidumbre en tres TVDs: 300 m, 760 m y
con herramientas giroscópicas y direccionales. 1 500 m [5 000 pies]. Los planificadores de pozos
No obstante, actualmente más operadores están efectuaron el análisis anticolisión de las trayectorecurriendo a las localizaciones de múltiples pozos rias para asegurarse de que los pozos estuvieran
y a los pozos horizontales para mejorar la logística correctamente separados en estas profundidades.
y el impacto económico y ambiental durante el La visualización de las trayectorias de los pozos,
desarrollo de los yacimientos de gas de lutita.
con las áreas de incertidumbre representadas
Ahora, los operadores están perforando hasta gráficamente en las profundidades intermedias y
14 pozos por localización de múltiples pozos con mayores, confirmó la improbabilidad de que el
centros de 2 m [7 pies] y la construcción de pozos plan de perforación resultara en la colisión de los
desviados. Primero, se perfora con aire un pozo pozos (página anterior).
superficial de 17 1/2 pulgadas hasta una profundiLa selección de bocas en la localización de
dad de aproximadamente 300 m [1 000 pies] y se múltiples pozos fue un aspecto importante del
efectúa un relevamiento. Luego, se perfora con diseño de la localización de PGE debido a las resaire una sección de 12 1/4 pulgadas para una sarta tricciones de las localizaciones de pozos de superde protección contra la incursión de agua hasta ficie y las coordenadas del objetivo. PGE perforó
una profundidad vertical verdadera (TVD) de siete pozos en cada uno de los dos yacimientos
de esta técnica de prospección. Algunos ejemplos
de EUA, Canadá y las áreas marinas de Brasil y
Ghana ilustran diversas aplicaciones de la técnica de referenciamiento geomagnético.
Volumen 25, no.3
Acceso a objetivos difíciles
en el área marina de Canadá
Las técnicas de referenciamiento geomagnético
ayudaron a un operador a alcanzar sus objetivos
de manera eficiente y segura en la cuenca marina
Jeanne d’Arc del este de Canadá.31 Las condiciones
meteorológicas a menudo son severas en esta área
remota del Atlántico Norte, lo que conduce a los
operadores a desarrollar estrategias para minimizar la extensión de sus instalaciones marinas.
25.Brooks AG, Gurden PA y Noy KA: “Practical Application
of a Multiple-Survey Magnetic Correction Algorithm,”
artículo SPE 49060, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,
27 al 30 de septiembre de 1998.
Lowdon RM y Chia CR: “Multistation Analysis and
Geomagnetic Referencing Significantly Improve
Magnetic Survey Results,” artículo SPE/IADC 79820,
presentado en la Conferencia de Perforación de las
SPE/IADC, Ámsterdam, 19 al 21 de febrero de 2003.
Chia CR y de Lima DC: “MWD Survey Accuracy
Improvements Using Multistation Analysis,” artículo
IADC/SPE 87977, presentado en la Conferencia y
Exhibición de Tecnología de Perforación de la Región
del Pacífico Asiático de las IADC/SPE, Kuala Lumpur,
13 al 15 de septiembre de 2004.
26.Nyrnes E, Torkildsen T y Wilson H: “Minimum
Requirements for Multi-Station Analysis of MWD
Magnetic Directional Surveys,” artículo SPE/IADC
125677, presentado en la Conferencia y Exhibición
de Tecnología de Perforación de Medio Oriente de
las SPE/IADC, Manama, Bahrain, 26 al 28 de octubre
de 2009.
27.Para conocer una descripción detallada del modelado
magnético cortical, incluida la construcción del vector
del campo magnético cortical utilizando la técnica de
continuación hacia abajo e interpolación trilineal,
consulte: Poedjono B, Adly E, Terpening M y Li X:
“Geomagnetic Referencing Service—A Viable
Alternative for Accurate Wellbore Surveying,” artículo
IADC/SPE 127753, presentado en la Conferencia y
Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, Nueva
Orleáns, 2 al 4 de febrero de 2010.
28.Lowdon y Chia, referencia 25.
29.Poedjono B, Zabaldano J, Shevchenko I, Jamerson C,
Kuntz R y Ashbaugh J: “Case Studies in the Application
of Pad Design Drilling in the Marcellus Shale,” artículo
SPE 139045, presentado en la Reunión Regional de
Oriente de la SPE, Morgantown, Virginia Occidental,
EUA, 12 al 14 de octubre de 2010.
Kuntz R, Ashbaugh J, Poedjono B, Zabaldano J,
Shevchenko I y Jamerson C: “Pad Design Key for
Marcellus Drilling,” The American Oil & Gas Reporter,
54, no. 4 (Abril de 2011): 111–114.
30.Poedjono B, Lombardo GJ y Phillips W: “Anti-Collision
Risk Management Standard for Well Placement,” artículo
SPE 121040, presentado en la Conferencia de Medio
Ambiente y Seguridad en E&P de las Américas de la SPE,
San Antonio, Texas, EUA, 23 al 25 de marzo de 2009.
31.Poedjono et al, referencia 27.
Kuntz et al, referencia 29.
43
Eje Y
0m
0m
–400 m
–400 m
–800 m
–1 200 m
–800 m
–1 600 m
–1 200 m
–2 000 m
–2 400 m
–1 600 m
–2 800 m
–2 000 m
–3 200 m
Eje Z
–2 400 m
–3 600 m
–2 800 m
6 000 m
5 000 m
Eje X
–3 200 m
4 000 m
–3 600 m
3 000 m
6 000 m
5 000 m
4 000 m
3 000 m
2 000 m
Eje Y
1 000 m
0m
> Acceso a objetivos remotos con un pozo de alcance extendido en la cuenca Jeanne d’Arc del área
marina de Canadá. La trayectoria de este pozo (centro) se extiende a lo largo de unos 7 000 m [23 000 pies]
y luego desciende para encontrar dos objetivos (rojo) a aproximadamente 4 000 m [13 000 pies].
Los insertos (extremo superior y extremo inferior) muestran vistas en primer plano de los objetivos y
los elipsoides de incertidumbre (EOU) para dos métodos de prospección. La incertidumbre posicional
(verde) de las prospecciones magnéticas sin el servicio GRS (extremo superior) es tan grande que el
pozo podría estar fuera de los objetivos. Con el servicio GRS (extremo inferior), la incertidumbre
posicional (azul) se encuentra perfectamente dentro del área de los objetivos. (Adaptado de Poedjono
et al, referencia 27. Las imágenes de esta figura corresponden al Copyright 2010, Conferencia y
Exhibición de Perforación de las IADC/SPE. Reproducido con la autorización de la SPE. Se prohíbe
cualquier otra reproducción sin autorización.)
La construcción de múltiples pozos de alcance y prospección para alcanzar estos objetivos pequeextendido, perforados desde bocas deOilfield
estructuras
Reviewños y a la vez mantener restricciones estrechas en
de concreto construidas en el mar, SUMMER
apalanca la13 los diseños de las trayectorias de los pozos.
utilización de la infraestructura peroWELLGUIDE
genera un Fig. 13Para el éxito del programa de perforación, el opeORSUMR 13-WLGD 13
subsuelo atestado, lo que subraya aún más la rador requería una descripción exacta de la incertiimportancia de la prevención de colisiones y el dumbre posicional y un elipsoide de error pequeño.
El programa de perforación guiado por el servicio
posicionamiento preciso de los pozos.
Como desafío adicional, la geología del área GRS satisfizo estos requerimientos y posibilitó
es compleja. La cuenca sedimentaria está com- una mayor perforabilidad, menos tiempo de perpuesta por areniscas estratificadas de gran espe- foración y más posibilidades de acceder al objesor, separadas por lutitas y subdivididas por fallas tivo geológico (arriba).
en grandes compartimentos o bloques. El yacimiento se encuentra en un sector limitado por Alta precisión en altas latitudes
fallas, en el que las zonas objetivo son más peque- El referenciamiento geomagnético ofrece ventañas que la resolución sísmica. El operador necesi- jas significativas pero se enfrenta a su mayor
taba emplear técnicas sofisticadas de perforación desafío cuando se aplica en latitudes altas, donde
44
la magnitud de las variaciones del campo de perturbación geomagnético es considerable. El campo
Nikaitchuq de Eni US Operating Co. Inc., situado en
el Mar de Beaufort, frente al Talud Norte de Alaska,
EUA, es una localización de esas características.
La continuidad del yacimiento está interrumpida
por numerosas fallas y los perforadores necesitan
considerar la compartimentalización local de
los yacimientos en la planeación de los pozos.32
El posicionamiento debe ser preciso y exacto.
En estas latitudes altas, el campo de perturbaciones externo varía significativamente con el
tiempo.33 Esta perturbación representa la principal
fuente de ruido de los datos magnéticos utilizados
para la orientación de los pozos. Las variaciones de
amplitud alcanzan los 1 000 nT y los ángulos de
declinación medidos pueden cambiar en varios grados durante las tormentas magnéticas. Para considerar estas perturbaciones, el servicio GRS aplica a
las mediciones MWD los datos de referencia variables en el tiempo de un observatorio cercano.
En el año 2009, el USGS estableció una asociación pública-privada con Schlumberger para
comenzar a planificar la instalación y el mantenimiento de un nuevo observatorio, el Observatorio
Geomagnético de Deadhorse (DED), en la ciudad
de Deadhorse, en el Talud Norte de Alaska. DED,
el más nuevo de los 14 observatorios, es operado
ahora por Schlumberger bajo la dirección del
USGS y sigue las normas Intermagnet.34
El instrumental del observatorio incluye un
magnetómetro de flujo triaxial para las mediciones
del campo vectorial, un magnetómetro Overhauser
para las mediciones de la intensidad del campo
total y un magnetómetro de flujo de eje simple
(DIM), montado sobre un teodolito no magnético, para medir la declinación y la inclinación
del campo magnético terrestre. Los especialistas
utilizan los datos de los magnetómetros DIM y
Overhauser para calibrar los datos variacionales
de flujo semanalmente. Los científicos del USGS
han desarrollado algoritmos especiales de procesamiento de datos para producir versiones ajustadas y definitivas de flujos de datos en tiempo real,
recibidos en forma remota en las oficinas centrales del Programa de Geomagnetismo del USGS en
Golden, Colorado, EUA.35
El flujo de trabajo para el referenciamiento
geomagnético incluye la adquisición y el control
de calidad simultáneos de dos flujos de datos; los
datos de los levantamientos MWD en la localización de perforación y los datos magnéticos en
tiempo real en el observatorio (próxima página,
arriba).36 Los ingenieros de pozos de Schlumberger
ejecutan el control de calidad de los datos MWD
crudos. Los especialistas del USGS efectúan la
inspección diaria y el control de calidad automá-
Oilfield Review
Iniciar
Datos crudos del levantamiento MWD en tiempo
real con QA/QC (aseguramiento de la calidad/control
de calidad) a cargo de Schlumberger
Datos corticales
•coordenadas
de un cubo
Procesamiento del
referenciamiento
geomagnético
Observatorio DED
•datos ajustados
•QA/QC a cargo
del USGS
Corrección del azimut
con el servicio GRS
en tiempo real para
continuar la perforación
¿Aprueba el
QA/QC?
No
¿Pozo cercano?
¿Final de la
carrera de la
barrena?
Sí
No
Sí
No
QA/QC
•¿calibración?
•¿sensor defectuoso?
QA/QC
•se remueven los datos
con interferencia externa
Síí
¿Profundidad
total alcanzada?
S final
GRS
•prospecciones definitivas
•informe GRS final
No
GRS seccio
seccional
•prospecciones
definitivas
Sí
Nueva carrera
de la barrena
Detener
> Flujo de trabajo del referenciamiento geomagnético. El flujo de trabajo comienza con los flujos
de datos crudos MWD y del observatorio magnético (que se muestran aquí como si fueran del
observatorio DED) y los combina con los datos del campo magnético cortical. Luego se pasa a las
fases de procesamiento geomagnético, ajuste de los datos y control de calidad. El procesamiento
genera correcciones continuas de la perforación direccional y proporciona prospecciones definitivas
al final de las carreras de la barrena. (Adaptado de Poedjono et al, referencia 32.)
Datos
Referencia
58 239
58 039
nT
57 839
57 639
57 439
57 239
57 039
10 500
11 776
13 052
14 328
15 605
16 881
18 157
19 433
20 710
Profundidad, pies
Datos
Referencia
58 826
58 479
Oilfield Review
SUMMER 13
WELLGUIDE Fig. 14
ORSUMR 13-WLGD 14
nT
58 132
57 785
57 438
57 091
56 744
10 500
11 776
13 052
14 328
15 605
16 881
18 157
19 433
20 710
Profundidad, pies
> Datos de referencia variables en el tiempo. Los datos de los levantamientos MWD magnéticos
crudos (extremo superior, azul) inicialmente excedieron los límites de aceptación de la calidad
(rojo) en diversas profundidades, pero fueron aceptados al ser referenciados con los datos del
observatorio DED (extremo inferior). Los límites de aceptación iniciales se basaron en un valor de
referencia estático (extremo superior, verde) para la intensidad del campo magnético local, en tanto
que los datos DED proporcionaron valores reales variables en el tiempo (extremo inferior, verde)
respecto de los cuales se podrían referenciar los límites. (Adaptado de Poedjono et al, referencia 32.)
Volumen 25, no.3
tico de los datos del observatorio DED y aplican
los factores de calibración de los sensores para
proporcionar datos de observatorio ajustados,
que representan la corrección del campo de perturbaciones variable en el tiempo. El procesamiento GRS combina los datos del campo de
perturbaciones con indicación de tiempo, los
datos del campo cortical y los datos del modelo
del campo magnético principal. El algoritmo
aplica los datos del campo magnético combinado
a los datos de los sensores MWD en cada profundidad de prospección y ejecuta los procesos de
procesamiento de estaciones múltiples y referenciamiento geomagnético, proporcionando la
orientación geográfica del pozo. Durante las etapas de procesamiento adicionales, el algoritmo
implementa la lógica de aceptación de los datos y
computa una corrección de la dirección de perforación. El perforador direccional aplica la corrección para continuar perforando hasta que se
completa un nuevo conjunto de prospecciones y se
dispone de una nueva corrección para seguir adelante con la perforación. Una vez concluida cada
una de las carreras del BHA, los especialistas aplican las correcciones de deflexión del BHA y compilan la prospección final para esa carrera. La
utilización de datos de referencia variables en el
tiempo resultó esencial para que los ingenieros
de perforación planificaran y ejecutaran las operaciones de perforación en el campo Nikaitchuq.
Inicialmente, los datos crudos de los levantamientos MWD magnéticos no lograron satisfacer
los límites de aceptación de calidad en las diversas
profundidades, pero mejoraron hasta alcanzar un
rango aceptable cuando fueron referenciados con
el observatorio DED (izquierda). Gracias a que la
compañía utilizó el servicio GRS, las actividades
de perforación continuaron sin necesidad de ejecutar prospecciones dedicadas y costosas más
allá de las estaciones de prospección MWD
estándar.
32.Poedjono B, Beck N, Buchanan A, Brink J, Longo J,
Finn CA y Worthington EW: “Geomagnetic Referencing
in the Arctic Environment,” artículo SPE 149629,
presentado en la Conferencia y Exhibición sobre el
Ártico y los Ambientes Extremos de la SPE, Moscú,
18 al 20 de octubre de 2011.
33.Merrill et al, referencia 13.
34.Para obtener más información sobre Intermagnet,
consulte: “International Real-time Magnetic Observatory
Network,” INTERMAGNET, http://www.intermagnet.org/
index-eng.php (Se accedió el 16 de octubre de 2013).
35.Love and Finn, referencia 19.
36.Para obtener más información sobre el flujo de trabajo
en el observatorio DED y sobre el referenciamiento
geomagnético, consulte: Poedjono et al, referencia 32.
45
Cuenca Williston
95
0p
ies
1 mi
1 mi
Espaciamiento inicial
de pozos productores:
Un pozo cada 640 acres
> Plan de desarrollo de un campo. En un campo de Montana y Dakota del Norte, EUA, los operadores
pusieron en marcha la fase de desarrollo con un pozo por cada parcela de 1 mi2 [640 acres, 2,6 km2].
Las filas alternadas de pozos inyectores (azul) y productores (gris) muestran el espaciamiento
descendente planificado con una separación entre pozos de 290 m [950 pies] (recuadro rojo).
Es necesario minimizar la incertidumbre posicional para mantener paralelas las trayectorias de los
pozos y reducir el riesgo de incursión prematura de agua de los inyectores. (Adaptado de Landry
et al, referencia 37.)
Alta densidad de pozos en la cuenca Williston
En un comienzo, los operadores de estos campos
ConocoPhillips Company ha demostrado que el posicionaban los pozos horizontales con un espaciamejoramiento de la precisión de las prospeccio- miento de 2,6 km2 [640 acres]. Subsiguientemente,
nes de pozos contribuye al incremento de la pro- redujeron ese espaciamiento a 1,3 km2 [320 acres]
ducción de petróleo. Las prospecciones más y reconfiguraron la distribución de los pozos
exactas posibilitan una separación más estrecha para un proyecto de inyección en línea (de
entre los pozos y la ejecución de pozos horizontales frente continuo), en el que las filas de pozos de
más largos para aumentar la eficiencia de los pro- inyección se alternaban con las filas de pozos de
gramas de inyección de agua diseñados para mejo- producción (arriba). El modelado de yacimientos
rar la recuperación de petróleo. Mientras operaba indicó que la reducción del espaciamiento entre
en dos campos cercanos al anticlinal Cedar pozos a 0,65 km2 [160 acres] resultaría ventajoso.
Creek, en el límite entre Montana y Dakota del No obstante, antes de proceder, el operador neceOilfield Review
Norte, en EUA, la compañía estudió sistemáticaSUMMER 13 sitaba evaluar la precisión de la posición de los
mente la precisión de los datos de prospecciones
pozos,
WELLGUIDE Fig.
16 dado que su convergencia inadvertida
ORSUMR
13-WLGD
de pozos existentes y examinó las causas
de los
podría16afectar adversamente la eficiencia de
errores de los levantamientos MWD. A través del barrido de la inyección de agua, reduciendo la
desarrollo de metodologías mejoradas de recolec- producción de hidrocarburos e incrementando
ción de datos magnéticos y la reducción de esos los costos de extracción y eliminación final.
errores, la compañía redujo la incertidumbre
Para evaluar la precisión de los levantamienposicional y contribuyó tanto a la seguridad como tos MWD, el operador efectuó varias prospeccioa la viabilidad del programa de perforación de nes estadísticas en las que las posiciones de los
pozos horizontales.37
pozos perforados utilizando el enfoque MWD fue-
46
ron comparadas con las posiciones determinadas
en base a prospecciones giroscópicas posteriores
a la perforación. Los resultados obtenidos indicaron que mientras la desviación azimutal promedio
entre los datos MWD y los datos giroscópicos era
de aproximadamente 1°, las diferencias resultaban mayores para un número significativo de
pozos. Después de evaluar los datos, los especialistas determinaron que la causa principal del
error azimutal era la interferencia magnética
inducida por el BHA. Otros factores fueron las
variaciones del campo magnético local y la
flexión de la sarta de perforación.
La comprensión y la minimización de la interferencia magnética inducida por el BHA demostraron ser la clave para el mejoramiento de la
precisión de las prospecciones. Los especialistas
utilizaron un software especial para estimar la
contribución de la interferencia de la sarta de
perforación al error azimutal y evaluar las ventajas y desventajas de colocar material no magnético entre los magnetómetros y el resto del BHA.
Dado que la separación de los sensores respecto de
la barrena puede comprometer el direccionamiento en tiempo real, los operadores minimizaron
los componentes no magnéticos y en cambio
emplearon técnicas de procesamiento de una sola
estación y de estaciones múltiples para corregir las
prospecciones en tiempo real. Las comparaciones
posteriores a la perforación entre las trayectorias
perforadas con levantamientos MWD y con prospecciones giroscópicas confirmaron que las discrepancias se habían reducido estadísticamente,
aún en los casos con correcciones considerables
por la interferencia magnética. Al considerar los
EOUs, los ingenieros de perforación pudieron alternar las posiciones de los cabezales de pozos y optimizar su espaciamiento para prevenir la incursión
prematura de agua (próxima página, arriba).
Variaciones corticales
En ciertas situaciones, la preocupación principal
no es la corrección del campo variable en el tiempo
sino la corrección del campo cortical. Tal fue el
caso de un operador de un campo de petróleo
pesado situado en el área marina de aguas profundas de Brasil.38 El proyecto se sitúa en un
tirante de agua (profundidad del lecho marino)
de 1 100 m [3 600 pies] en el sector norte de la
cuenca de Campos. El operador había perforado
varios pozos utilizando levantamientos MWD,
observando discrepancias entre las lecturas de la
herramienta de fondo de pozo y las lecturas esperadas del modelo BGGM. Para mejorar las operaciones de prospección magnética en este campo,
era necesario desarrollar un mejor modelo del
campo magnético local para que las trayectorias
Oilfield Review
Volumen 25, no.3
Localización de superficie
Pozo 1
Localización de superficie
Pozo 3
Localización
de superficie
Pozo 2
El programa de prospección B
proporciona la separación en la TD
Separación en la
profundidad medida
Incertidumbre del programa de prospección A
Incertidumbre del programa de prospección B
El programa de prospección A no
proporciona la separación en la TD
Separación correspondiente al programa
de prospección A con respecto al desplazamiento
en la TD del pozo 3
>Estrategias para asegurar un espaciamiento óptimo a fin de prevenir la incursión prematura de agua.
El programa de prospección B (rosado) ofrece mayor precisión que el programa de prospección A
(azul). Si los pozos 1 y 2 hubiesen sido perforados desde las localizaciones de superficie adyacentes,
utilizando el programa de prospección A, podrían haber colisionado en la TD. El programa de
prospección B, con la compensación por la interferencia magnética, asegura la no colisión y permite
que los pozos se extiendan hasta la profundidad total planificada. Modificando la posición del cabezal
de pozo a la localización de superficie del pozo 3, el operador pudo incrementar la separación entre los
pozos en la profundidad total, perforar los pozos con la orientación y el espaciamiento pretendidos y
evitar la incursión prematura de agua. El operador optó por aplicar tanto el programa de prospección B
como la disposición modificada de los cabezales de pozos (Adaptado de Landry et al, referencia 37.)
–23,4
–20°48’
–23,4
–23,8
–22
–21°12’
Oilfield Review
SUMMER 13
–23,2
WELLGUIDE Fig. 17
ORSUMR 13-WLGD 17
–23,4
–21°36’
Campo
–22,2
–23
–22°00’
–23,2
–22°24’
–23
–23,2
–23,6
Declinación del campo magnético, grados
37.Landry B, Poedjono B, Akinniranye G y Hollis M: “Survey
Accuracy Extends Well Displacement at Minimum Cost,”
artículo SPE 105669, presentado en la 15a Muestra y
Conferencia del Petróleo y el Gas de Medio Oriente de
la SPE, Bahrain, 11 al 14 de marzo de 2007.
38.Poedjono B, Montenegro D, Clark P, Okewunmi S,
Maus S y Li X: “Successful Application of Geomagnetic
Referencing for Accurate Wellbore Positioning in a
Deepwater Project Offshore Brazil,” artículo IADC/SPE
150107, presentado en la Conferencia y Exhibición de
Perforación de las IADC/SPE, San Diego, California,
6 al 8 de marzo de 2012.
39.Dos métodos de procesamiento patentados,
desarrollados para analizar el campo cortical, se
analizan en Poedjono et al, referencia 38. El método 1
fue desarrollado por Fugro Gravity & Magnetic Services
Inc, que ahora forma parte de CGG. El método 2 fue
desarrollado por Magnetic Variation Services LLC.
Separación entre pozos en
la localización de superficie
Vista en planta
Latitud
de los pozos accedieran a sus objetivos. La compañía necesitaba emplear un modelo geomagnético
de alta precisión para evitar el incumplimiento de
los criterios de aceptación del campo en la perforación en tiempo real. Dicho incumplimiento
podría traducirse en operaciones innecesarias de
recuperación de herramientas, debido a la presunta falla de las mismas.
Para resolver las discrepancias de las prospecciones, un equipo de investigación integrado
por representantes del operador, Schlumberger,
otros contratistas y el sector académico, desarrolló un método de mapeo de las variaciones magnéticas utilizando el Modelo Geomagnético de
Alta Definición (HDGM2011), que había sido
desarrollado recientemente en el NGDC de EUA.
El equipo integró este modelo del campo magnético en gran escala con datos de una prospección
aeromagnética local para extender el espectro
espacial del campo magnético de las escalas
regionales a la escala kilométrica (derecha,
extremo inferior).
Los técnicos utilizaron dos métodos independientes para analizar el modelo magnético cortical.39
El método 1 combinó el modelo BGGM con los
datos de la prospección aeromagnética y empleó un
método de fuente equivalente para la continuación
hacia abajo del campo hasta la profundidad
del yacimiento. El método 2 combinó la prospección aeromagnética con un modelo del campo cortical de longitud de onda larga proporcionado por
la misión satelital alemana CHAMP y generó un
modelo magnético 3D para el área de la concesión.
El equipo de trabajo estableció la validez del
método 2 a través de la comparación de los resultados con los perfiles magnéticos marinos obtenidos del archivo de las NOAA/NGDC de EUA.
Los atributos del modelo del campo magnético
computados con estos dos métodos concordaron
–23
–23,2
–22°48’
–24
–40°00’
–39°36’
–40°00’
–39°36’
–40°00’
–39°36’
Longitud
> Mapas de declinación del campo magnético en el área marina de Brasil. El modelo estándar
(izquierda) muestra variaciones suaves en gran escala de la declinación del campo magnético en
las proximidades del campo de hidrocarburos (polígono rojo). El modelo HDGM de mayor resolución
(centro) incluye más detalles. La combinación del modelo HDGM con el modelo de la prospección
aeromagnética (derecha) contiene la información de mayor resolución de los tres modelos. Todos los
mapas muestran la declinación magnética en el nivel medio del mar. Entre el modelo estándar y el
modelo de mayor resolución de las proximidades del campo se observan diferencias de casi 1° en
la declinación magnética. (Adaptado de Poedjono et al, referencia 38.)
47
Contribución del campo cortical a 5 000 m de profundidad
Contribución del campo cortical en el nivel del mar
2,0
2,0
0,8
0,8
0
0,2
1,4
1,0
0
0,8
0,6
0,4
–0,2
0,2
0
–0,2
–0,4
–0,6
1,8
0,6
1,6
1,2
1,4
1,2
10 000 m
0,6
Declinación del campo magnético, grados
0,4
10 000 m
0,2
0,4
1,6
Declinación del campo magnético, grados
1,8
1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0
–0,2
–0,4
0,6
–0,6
10 000 m
10 000 m
> Contribución del campo cortical a la declinación del campo magnético en dos profundidades diferentes cerca de un campo ubicado en el área marina
de Brasil. La contribución del campo cortical a la declinación magnética se muestra como una vista en planta en el nivel medio del mar (izquierda) y a una
profundidad de 5 000 m (derecha). Los valores fueron calculados utilizando un método en el que se combinó un prospección aeromagnética con un modelo
del campo cortical de longitud de onda larga suministrado por la misión satelital alemana CHAMP; luego, el método generó un modelo magnético 3D para
el área de la concesión. El campo magnético 3D cambia con la profundidad, debido en gran parte a las propiedades magnéticas de la corteza terrestre que
infrayace los sedimentos del área marina de Brasil. (Adaptado de Poedjono et al, referencia 38.)
significativamente entre sí cuando se compararon
en el nivel medio del mar y en la profundidad del
yacimiento de 5 000 m [16 400 pies] (arriba).
El equipo de trabajo descubrió que las anomalías de longitud de onda intermedia causadas por
la magnetización en gran escala de la corteza
oceánica producían un impacto significativo en la
declinación magnética local. Los modelos de
referencia geomagnética de alta resolución posibilitaron la compensación más refinada de las
estaciones múltiples por la interferencia de la
sarta de perforación. Mediante la comparación
de las predicciones de las componentes horizontal
y vertical del campo magnético con las de las lecturas de las herramientas MWD, los técnicos establecieron la validez de los modelos de banda ancha.
Los puntos de medición afectados por la interferencia de la sarta de perforación se encontraban
fuera de las bandas de aceptación del control de
calidad si se procesaban con el modelo BGGM,
pero resultaban consistentes con los otros datos
al efectuar el procesamiento con un modelo de
alta resolución.
Los profesionales evaluaron la importancia del
campo de perturbaciones variable en el tiempo
utilizando los datos del Observatorio Magnético de
Vassouras en Brasil. Los resultados obtenidos
indicaron variaciones pequeñas en la declinación
magnética, el buzamiento y la intensidad del
campo total. Las variaciones diurnas fueron
insignificantes en las posiciones de los pozos
48
durante los períodos de poca actividad solar, y los
datos derivados de los modelos estáticos de alta
resolución fueron suficientes para esos períodos.
Los representantes del operador llegaron a la conclusión de que el análisis de estaciones múltiples
se mejoraba cuando utilizaban los modelos geomagnéticos de alta resolución en lugar de las predicciones del campo magnético del modelo BGGM.
Y además registraron mejoras significativas en
las localizaciones cuando utilizaron el servicio
GRS para corregir las lecturas MWD sin procesar.
Las localizaciones estimadas de fondo de pozo se
desplazaron significativamente y los tamaños de los
elipsoides de incertidumbre y la incertidumbre
asociada con la TVD se redujeron en consecuencia.
El éxito en aguas profundas
Las prospecciones magnéticas precisas en tiempo
real permiten a los perforadores direccionales
mantenerse en el trayecto y reducir el número de
prospecciones giroscópicas confirmatorias requeridas. Tullow Ghana Ltd. utilizó la técnica de referenciamiento geomagnético para lograr el acceso
Oilfield Review
a los objetivos
remotos de
SUMMER
13manera exacta y dentro
del presupuesto
durante
desarrollo
del campo
WELLGUIDEelFig.
19
40
ORSUMR
Jubilee del área
marina13-WLGD
de Ghana.19
El operador pretendía perforar todos los pozos
de manera segura y exitosa en el menor tiempo
posible porque en esta área los costos diferenciales
del equipo de perforación son excepcionalmente
elevados. Para posibilitar un servicio GRS preciso,
los especialistas de Schlumberger llevaron a cabo
simulaciones numéricas, que cuantificaron la
sensibilidad de la medición magnética a la
trayectoria del pozo y a la inclusión de collarines
no magnéticos por las variaciones del BHA
(próxima página, a la izquierda).
Una prospección aeromagnética constituyó la
base para el modelo geomagnético diseñado a
medida. Esta prospección de 80 km × 80 km
[50 mi × 50 mi] se centró en el campo Jubilee a
una altitud de 80 m [260 pies], e incluyó vuelos de
prueba previos a la prospección para la calibración
y la utilización de una estación base como
referencia para los cambios variables en el tiempo
producidos en el campo magnético. Los analistas
computaron una cuadrícula de anomalías de
intensidad magnética total (TMI) utilizando el
campo magnético total medido en la prospección
aeromagnética, combinado con el modelo del
campo magnético principal BGGM 2010.41
El procesamiento del campo magnético cortical dio
como resultado un campo magnético actualizado,
desde el nivel del mar hasta una profundidad de
4 500 m [14 800 pies], utilizando la continuación
40.Poedjono B, Olalere IB, Shevchenko I, Lawson F, Crozier
S y Li X: “Improved Drilling Economics and Enhanced
Target Acquisition Through the Application of Effective
Geomagnetic Referencing,” artículo SPE 140436,
presentado en la Conferencia y Exhibición Anual de
EUROPEC/EAGE de la SPE, Viena, Austria, 23 al 26 de
mayo de 2011.
41.Para obtener más información sobre el flujo de trabajo de
procesamiento, consulte: Poedjono et al, referencia 32.
Oilfield Review
Schlumberger Drilling & Measurements Survey Tool Box
Main File Launch Help
EDI Calculator Reference Check Benchmark Rotation Shot BHA Survey Frequency
Units
Survey Data
Meters
Feet
Geomagnetic Reference
Declination
4.5900 deg
90.00 deg
Grid Convergence
0.2100 deg
Total lBl
4.3800
Region
Inclination
Azimuth Reference
True North
Grid North
Check Reference
Medium (6.75” and all Medium sizes)
L2
BHA Configuration
1
Steerable Motor Assembly
2
NonMag Steerable Motor
3
Drill Collars or Other BHA
4
Stabilizer + Bit Only Below MWD
4.22 deg
1746 nT
Delta FAC dlBl
33 nT
S2
ft
MP
52.78
L1
ft
D1
36.02 ft
ft
S1
ft
Eje Y
Eje X
0.07 deg
511 800 m
511 600 m
MP
512 000
D1
NonMag
Add Nonmagnetic Spacing
Above MWD
Below MWD
0.0 ft
Add ..
0.0 ft
Undo Last
Save
Save As ..
Clear
Exit
> Cuantificación de la sensibilidad de las mediciones magnéticas con
respecto a la interferencia de la sarta de herramientas. Para simular la
magnitud de la interferencia magnética para diversas orientaciones
de prospecciones y diferentes diseños de BHA se utilizan códigos
de modelado. Esta simulación, obtenida de la caja de herramientas de
prospecciones de Schlumberger Drilling & Measurements, muestra el
error azimutal considerable (rojo) que se produciría con este azimut de
cuadrícula de 270° y la inclinación de 90° de este pozo en particular si
el perforador no agregaba material de separación no magnético al BHA
además del material incluido en el diseño inicial (azul). Los ingenieros
de perforación utilizan estas simulaciones para determinar la longitud
del material no magnético, por encima y por debajo del punto de
medición MWD, necesario para reducir lo suficiente el error.
Oilfield Review
SUMMER 13
WELLGUIDE Fig. 20
anomalíaORSUMR
TMI escalar.
En
13-WLGD 20
hacia abajo de la
el
procesamiento subsiguiente, se determinaron los
componentes este, norte y vertical del campo
magnético y se los convirtió en perturbaciones de
declinación magnética e inclinación con respecto
al campo magnético principal.
Para los pozos iniciales del campo Jubilee, los
levantamientos MWD estándar proporcionaron
EOUs suficientemente pequeños para tener
acceso a los objetivos geológicos con seguridad.
Estos trayectos de pozos iniciales tenían ángulos
de inclinación relativamente someros. Para los
objetivos más remotos, con ángulos de inclinación más altos y secciones tangentes más largas,
la incertidumbre asociada con los levantamientos MWD estándar fue inaceptablemente grande,
pero resultó considerablemente más pequeña
para los datos magnéticos procesados con el servicio GRS y los perforadores alcanzaron sus objetivos con una alta confiabilidad. Mediante la
utilización del servicio GRS, el operador pudo
perforar el pozo con la garantía de posicionarlo
dentro del objetivo (arriba, a la derecha).
Eje X
511 600 m
Eje X
D2
Open
Volumen 25, no.3
512 000 m
511 800 m
Steel
Interfering Field:
Delta FAC dDip
ft
512 000 m
61.75 deg
Type
PowerDrive Rotary Steerable
Report
49895 nT Dip
25
D2 100.51 ft
NMR
Large (8” OD or More)
Azimuth Error:
Geographic Region
Nonmagnetic Spacing of BHA Elements
Small (4.75” OD or Less)
Calculate
DEM Total Correction
Minimum Number of Surveys Required for DMAG
BHA Collar Size
Results
GeoMag Field
GridAzimuth 270.00 deg
513 000
514 000 m
515 000 m
0m
0
–400 m
–400
–800 m
–800
–1 200 m
–1 200
–1 600 m
–1 600
–2 000 m
–2 000
–2 400 m
–2 400
–2 800 m
–2 800 m
–3 200 m
Eje Z
–3 200 m
Eje Y
512 000 m
513 000 m
514 000 m
515 000 m
Eje X
> Un pozo de alcance extendido del campo Jubilee en el área marina
de Ghana. El pozo 4 de Tullow Ghana Ltd. posee una extensión de gran
longitud y un perfil tangente para tener acceso al objetivo (rojo). El EOU
obtenido con las herramientas MWD estándar (extremo superior izquierdo,
verde) es más grande que el objetivo geológico rectangular. Debido al EOU
más pequeño obtenido con el servicio GRS (extremo superior derecho,
azul), el operador pudo perforar el pozo con la confiabilidad de que
penetraría en el objetivo. (Adaptado de Poedjono et al, referencia 40.
Las imágenes de esta figura corresponden al Copyright 2011, Conferencia
y Exhibición Anual de EUROPEC/EAGE de la SPE. Reproducido con la
autorización de la SPE. Se prohíbe cualquier otra reproducción sin
autorización.)
Acceso al objetivo
Estos ejemplos ilustran diversos requerimientos
nuevos y exigentes para la orientación de los
pozos y la tecnología de mediciones geomagnéticas que ha sido desarrollada para satisfacer
esos requerimientos. Los desafíos planteados
incluyeron la colisión de los pozos, la reducción
de la interferencia magnética de la sarta de perforación y la consideración de las variaciones del
campo geomagnético asociadas con el magnetismo cortical y las variaciones temporales del
campo magnético.
Ahora, los perforadores direccionales emplazan los pozos con objetivos cada vez más exigentes
basándose en prospecciones de pozos obtenidas
en tiempo real y EOUs pequeños. Los modelos de
referencia geomagnética de alta resolución asis-
ten en el procesamiento para la compensación de
la interferencia de la sarta de perforación y mejoran el control de calidad de las mediciones
Review
mediante laOilfield
utilización
de criterios de aceptación
SUMMER
13 de referenciamiento
personalizados.
La técnica
WELLGUIDE Fig. 21
geomagnético
mejora13-WLGD
la precisión
ORSUMR
21 del posicionamiento de los pozos, reduce la incertidumbre
posicional y mitiga el riesgo de colisión con los
pozos existentes. Si se utiliza en la navegación de
pozos en tiempo real, el servicio GRS ahorra
tiempo de equipo de perforación, reduce los costos de perforación y ayuda a los perforadores a
alcanzar sus objetivos.
—HDL
49
El soplido del viento solar: Las manchas
solares, los ciclos solares y la vida en la Tierra
El Sol experimenta regularmente erupciones que colman el espacio de
iones energéticos. En 1859, se produjo un fenómeno solar masivo cuya magnitud
superó a la de todos los demás eventos registrados y la Tierra se encontraba
directamente en el trayecto de la tormenta. Horas después de la erupción, los
cables de telégrafo comenzaron a lanzar chispas, los cables caídos produjeron
incendios, los operadores de los equipos sufrieron descargas eléctricas al tocar
las teclas de sus telégrafos y las cintas de teletipos estallaron en llamas.
Transcurrido un siglo y medio, si se produjera un evento solar similar, habría
algo más que cables y papeles en peligro.
Anatoly Arsentiev
Irkutsk, Rusia
David H. Hathaway
Centro de Vuelos Espaciales Marshall de la
Administración Nacional de la Aeronáutica y del
Espacio (NASA) en Huntsville, Alabama, EUA
Rodney W. Lessard
Houston, Texas, EUA
Traducción del artículo publicado en
Oilfield Review Otoño de 2013: 25, no. 3.
Copyright © 2014 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo,
se agradece a Don Williamson.
1. Cliver EW: “The 1859 Space Weather Event: Then and
Now,” Advances in Space Research 38, no. 2 (2006):
119−129.
2. Boteler DH: “The Super Storms of August/September
1859 and Their Effects on the Telegraph System,”
Advances in Space Research 38, no. 2 (2006): 159−172.
3. Stephens DL, Townsend LW y Hoff JL: “Interplanetary
Crew Dose Estimates for Worst Case Solar Particle
Events Based on Historical Data for the Carrington
Flare of 1859,” Acta Astronáutica 56, no. 9−12
(Mayo−Junio de 2005): 969−974.
50
Quienes trabajamos en la industria energética,
dependemos del Sol para nuestro sustento. Los hidrocarburos que buscamos y producimos se generaron a partir de materia orgánica que almacenó
energía antigua originada en el Sol. En un pasado
no tan lejano, el Sol era un objeto reverenciado
debido al control que ejercía sobre nuestras vidas.
Hoy en día, gracias a su conocimiento, ha desaparecido gran parte de ese sentido de veneración, si
bien no cabe duda que nuestra existencia misma
se basa en una relación con la presencia, aparentemente inmutable, de la estrella brillante del
sistema solar.
Sin embargo, ocasionalmente, la estabilidad
aparente del Sol es interrumpida por las potentes
manifestaciones de su dinamismo. Un ejemplo de
ello es el episodio ocurrido en la mañana del 1º de
septiembre de 1859. Desde su observatorio privado, el astrónomo aficionado Richard Carrington
observó un enorme grupo de manchas en la superficie del Sol. Súbitamente, desde la zona de las
manchas solares se produjo un destello brillante
de luz blanca: una erupción solar.1 Esta erupción
particular fue precursora de una eyección de
masa coronal (CME) gigante, que arrojó plasma
solar al espacio interplanetario.
Esta nube masiva de partículas cargadas llegó
a la Tierra en menos de 18 horas y en su transcurso afectó la tecnología más avanzada de la
época: el telégrafo.2 La interacción entre la CME
y el campo magnético de la Tierra indujo corrientes eléctricas en los cables de telégrafo expuestos.
La corriente atravesó los cables y produjo el sobrecalentamiento y la caída de algunos de ellos, con la
consiguiente iniciación de incendios. Los sistemas
de telegrafía fueron afectados por potentes impulsos de electricidad y los operadores sufrieron descargas eléctricas. Algunos informes describieron
cómo se quemaba el papel telegráfico y cómo las
máquinas continuaban recibiendo información
incluso cuando los telegrafistas habían desconectado las baterías que les suministraban energía.
Las perturbaciones del campo magnético de la
Tierra, resultado de los efectos de la CME, generaron un comportamiento errático en las agujas de
las brújulas. Y esos efectos no sólo se vieron en la
superficie terrestre; las auroras, que normalmente
se limitan a las latitudes más altas de la Tierra,
iluminaron el cielo hasta la región del Caribe.
En su mayoría, los expertos consideran que la
supertormenta solar de 1859, conocida como evento
Carrington, fue la tormenta solar más intensa de
la que se tienen registros y que produjo un
impacto directo en la Tierra. Los datos de núcleos
de hielo que datan de 500 años atrás, muestran
evidencias de tormentas geomagnéticas de variada
intensidad, pero ninguna alcanzó la magnitud de
ese episodio singular.3
La infraestructura moderna depende de una
diversidad de sistemas y dispositivos interconectados, que son sensibles a las fuerzas electromagnéticas y geomagnéticas. Los científicos sienten
preocupación frente a la posibilidad de que otra
CME del tipo del evento Carrington, dirigida hacia
Oilfield Review
Volumen 25, no.3
51
250
Apagón de Quebec
Evento Carrington
Número de manchas solares
200
150
100
50
1
0
1750
2
1770
3
4
1790
5
6
7
1810
8
1830
9
1850
10
11
1870
12
13
14
1890
Fecha
15
1910
16
1930
17
18
1950
19
20
1970
21
22
1990
23
24
2010
> Ciclos de manchas solares. Los científicos han registrado sistemáticamente el número de manchas solares y han numerado los picos de sus ciclos desde el
siglo XVIII. En muchos de los ciclos recientes, el número de manchas solares se aproximó o superó las 200; el promedio del ciclo actual es de menos de 100.
la Tierra, haga estragos, saturando los sistemas de
control y las redes eléctricas, destruyendo los satélites de telecomunicaciones, alterando los sistemas
de posicionamiento global (GPS) y sumergiendo
continentes enteros en la oscuridad y el caos.
En 1989, una tormenta geomagnética mucho más
pequeña produjo un apagón que sumió en la oscuridad la provincia de Quebec, en Canadá, y dejó
Zona de convección
Zona radioactiva
Núcleo
Fotosfera
Prominencia
Manchas
solares
Erupción
Agujero coronal
Cromosfera
Corona
> La estructura del Sol. Las reacciones de fusión tienen lugar en el núcleo central del Sol. La atracción
gravitacional produce el aceleramiento de los núcleos de hidrógeno hacia adentro, en dirección al
centro del Sol, donde se fusionan y forman helio; esta reacción libera energía. La energía —en forma
de fotones y otros subproductos de partículas elementales— sube a través de la zona radioactiva y la
zona de convección del Sol y luego sale de la fotosfera. La corona es la atmósfera externa del Sol, una
capa de plasma que rodea la cromosfera. Aquí, los rasgos que aparecen en la superficie del Sol son
una prominencia, erupciones solares, manchas solares y un agujero coronal. [Ilustración, cortesía de
la Administración Nacional de la Aeronáutica y del Espacio (NASA).]
52
sin suministro eléctrico a muchos lugares del
nordeste de EUA.
Según los científicos solares, la predicción del
próximo evento Carrington, o de cualquier tormenta solar, es prácticamente imposible. Cuando
se producen erupciones solares y CMEs, es difícil
para los científicos determinar si la Tierra se
encuentra directamente en el trayecto de este
flujo de iones. En los últimos años, se ha mejorado la capacidad de emisión de alertas sobre
tormentas solares potencialmente dañinas gracias al despliegue de satélites posicionados estratégicamente para monitorear la actividad del Sol.
Si bien no pueden pronosticar con exactitud
cuándo se producirán las erupciones solares y las
CMEs, los científicos han descubierto una correlación entre un incremento del número de manchas solares y la frecuencia y la intensidad de los
eventos solares. Las manchas solares son regiones oscuras del Sol que responden a un ciclo de
11 años. Cuando el ciclo de las manchas solares
alcanza un período de actividad mínima, puede
que no existan manchas solares visibles, pero
durante el período de máxima actividad el número
de manchas solares llega a ser superior a 200.
Cada ciclo ha sido numerado desde 1755, año en
que los observadores comenzaron a registrar la
actividad de las manchas solares de manera sistemática (arriba). El evento Carrington se produjo durante el pico del ciclo 10. El Centro de
Predicción del Clima Espacial (SWPC) de la
Administración Oceánica y Atmosférica Nacional
(NOAA) de EUA predijo que el ciclo 24 alcanzará
su pico en el año 2013.4 El Sol se ha mantenido
relativamente calmo durante el ciclo 24, pero
siempre existe el potencial para que desate otro
evento como el de Carrington.
Oilfield Review
Este artículo analiza los conceptos de ciclos
solares, eventos solares, CMEs, clima espacial,
monitoreo solar y los efectos potenciales de las
tormentas solares en la infraestructura moderna,
y además proporciona una revisión de los sistemas de advertencia actuales.
Un Sol no tan benigno
Hace unos 5 000 millones de años, una nube de
polvo y gases de aproximadamente 1,6 trillones
de km [1 trillón de mi] de diámetro se unió para
formar nuestro sistema solar.5 Se cree que el origen de esa nube fue una mezcla de materiales y
gases primordiales provenientes de estrellas más
antiguas que explotaron en supernovas masivas.6
La nube se contrajo por acción de la gravedad y la
atracción mutua de las partículas aceleró el
colapso y formó un núcleo central denso. La rotación de la nube se aceleró con la contracción, en
tanto que las fuerzas centrífugas produjeron el
aplanamiento de la nube hacia sus bordes, quedando una protuberancia cerca de la zona central a partir de la cual se desarrolló el Sol.
Conforme el núcleo central del Sol continuó
contrayéndose, la compresión generó calor y ese
calor derritió y evaporó el polvo. Unos 10 millones
de años después de que comenzara el proceso de
contracción, la velocidad de contracción se redujo
porque la atracción gravitatoria se equilibró con
la presión de los gases calientes. El incremento de
la temperatura del núcleo generó reacciones
nucleares, y el calor y la presión suprimieron los
electrones, quedando principalmente plasma:
una mezcla de protones y electrones. La atracción
gravitatoria del Sol continuó comprimiendo el
plasma en su núcleo hasta que se alcanzaron densidades equivalentes a casi diez veces la densidad
del plomo y calentó el plasma hasta casi 16 millones de °C [29 millones de °F], punto en el cual
pueden producirse reacciones de fusión.
En la reacción de fusión del Sol, los átomos de
hidrógeno se fusionan y forman helio. Durante la
reacción, parte de la masa original se convierte
4. NOAA: Mild Solar Storm Season Predicted,” National
Oceanic and Atmospheric Administration (8 de mayo de
2009), http://www.noaanews.noaa.gov/stories2009/20090508
_solarstorm.html (Se accedió el 4 de septiembre de 2013).
5. Friedman H: The Astronomer’s Universe: Stars, Galaxies
and Cosmos. Ciudad de Nueva York: Ballantine Books, 1991.
6. Los elementos pesados naturales que se encuentran
en la Tierra, tales como el uranio y el plutonio, sólo
pueden haber provenido de una reacción nuclear
extremadamente violenta, tal como una supernova.
7. Phillips T: “The Sun’s Magnetic Field Is About to Flip,”
NASA (5 de agosto de 2013), http://www.nasa.gov/
content/goddard/the-suns-magnetic-field-is-aboutto-flip (Se accedió el 28 de agosto de 2013).
8. Hanslmeier A: The Sun and Space Weather, 2da ed.
Dordrecht, Países Bajos: Springer, 2007.
9. Feldman U, Landi E y Schwadron NA: “On the Sources
of Fast and Slow Solar Wind,” Journal of Geophysical
Research 110, no. A7 (Julio de 2005): A07109.1–A07109.12.
Volumen 25, no.3
en calor y fotones. Los fotones irradian hacia
afuera, desplazándose primero a través de la zona
radioactiva, y luego de millones de colisiones llegan a la región cercana a la superficie: la zona de
convección (página anterior, abajo). Desde la zona
de convección, los fotones finalmente abandonan
el Sol. Viajando a la velocidad de la luz, los fotones cubren los 150 millones de km [93 millones
de mi] que separan la Tierra del Sol en unos
ocho minutos.
Los fotones emitidos por el Sol cubren una
ancha banda del espectro electromagnético; desde
los rayos X de alta energía hasta las ondas de radio.
La Tierra es bombardeada constantemente por
esta energía, pero dado que la atmósfera la protege de la mayor parte de las emisiones, sólo algunas frecuencias específicas —principalmente las
de la luz ultravioleta, la luz visible y las ondas de
radio— alcanzan la superficie terrestre.
Un campo magnético autogenerado es un subproducto del reactor de fusión, la rotación y la
masa de plasma en constante movimiento del Sol
en la zona de convección. Las líneas del campo
magnético generalmente se encuentran alineadas
con el eje de rotación del Sol. El campo exhibe una
naturaleza bipolar análoga a la de la Tierra, con
sus polos magnéticos norte y sur. No obstante, a
diferencia del campo magnético de la Tierra, el
campo magnético del Sol invierte su polaridad
con regularidad, en coincidencia con el punto
medio del pico del ciclo de 11 años de las manchas solares.
El campo magnético rotativo del Sol genera
además una lámina de corriente que se extiende
desde el Sol hacia el espacio a través de miles de
millones de kilómetros. Cuando se produce la
inversión de la polaridad magnética —proceso que
se inició en el verano de 2013 para el ciclo 24— la
lámina de corriente se contrae considerablemente.
La Tierra atraviesa la lámina de corriente mientras describe una órbita alrededor del Sol, generando condiciones potenciales de clima espacial
tormentoso.7
En la superficie del Sol, las líneas del campo
magnético emergen y forman manchas solares.
Las líneas del campo magnético pueden abarcar
volúmenes muy grandes; el planeta Júpiter, cuyo diámetro es de 150 000 km [90 000 millas], podría
entrar perfectamente en algunas de ellas (derecha).
En la superficie, también se forman bucles coronales, siguiendo las líneas del campo magnético.
Durante los picos de los ciclos de manchas solares, el
número de bucles coronales se incrementa y las
líneas del campo magnético a menudo se entrelazan.
Este entrelazamiento produce el almacenamiento
de cantidades masivas de energía que finalmente
es liberada en forma de erupciones solares, CMEs
y otros fenómenos. El clima espacial es marcado
por pulsos de energía provenientes de estas perturbaciones magnéticas.
El clima espacial
El clima espacial se define como el conjunto de
condiciones físicas existentes en el espacio, que
poseen el potencial para afectar los sistemas tecnológicos terrestres o espaciales.8 El clima espacial es
considerablemente influenciado por la energía
transportada por el viento solar desde el Sol y
puede alterar las condiciones existentes en torno a
la Tierra. El viento solar se compone de partículas
cargadas; principalmente protones y electrones.
Estas partículas son emitidas desde el Sol en todas
las direcciones. La velocidad, densidad y composición del viento solar determinan los efectos asociados que se producen en la Tierra.9 Las tormentas
geomagnéticas, las perturbaciones ionosféricas y
las emisiones de las auroras son todas manifestaciones del clima espacial. Las eyecciones de masa
coronal y las ondas de choque asociadas son los
componentes más violentos del clima espacial y
tienden a comprimir la magnetosfera terrestre y a
desencadenar tormentas geomagnéticas.
La magnetosfera terrestre es una burbuja con
forma de bala que protege la superficie del planeta
de las radiaciones nocivas. La magnetosfera protege a la Tierra de los iones rápidos a través de la
deflexión y la concentración de dichos iones en los
polos norte y sur de la Tierra. Los cinturones de
radiación de Van Allen atrapan las partículas cargadas que fugan a través de la magnetosfera, pro-
> Líneas del campo magnético del Sol.
Las líneas convolutas del campo magnético
(verde) pueden extenderse a lo largo de una
distancia de miles de kilómetros desde la
superficie del Sol. (Imagen, cortesía del
Estudio de Visualización Científica del Centro
de Vuelos Espaciales Goddard de la NASA.)
53
Líneas del campo magnético interplanetario
Envoltura magnética
Arco de
choque
Magnetopausa
Plasmasfera
Magnetocola
Lámina de
plasma
Viento solar
Cinturones de
radiación de Van Allen
> La magnetosfera terrestre. La magnetosfera, la región del espacio que rodea la Tierra creada por el
campo magnético terrestre, es una estructura dinámica que responde a las variaciones producidas
en la actividad solar y el clima espacial. El viento solar, que comprime el lado de la magnetosfera en
dirección al Sol, determina su forma. En el lado de la Tierra orientado al Sol se forma una onda de
choque supersónica; el arco de choque. En su mayoría, las partículas del viento solar se desaceleran
en el arco de choque y son dirigidas alrededor de la Tierra en la envoltura magnética. El viento solar
ejerce tracción en la magnetosfera, en el lado nocturno de la Tierra, extendiendo su longitud hasta en
1 000 radios terrestres y formando lo que se denomina magnetocola. El límite exterior del campo
geomagnético confinado de la Tierra se denomina magnetopausa. Las partículas cargadas atrapadas
—los cinturones de radiación de Van Allen, la plasmasfera y la lámina de plasma— residen en la
magnetosfera. (Adaptado de una imagen, cortesía de Aaron Kaase del Centro de Vuelos Espaciales
Goddard de la NASA.)
Penumbra
Penumbra
Umbra
Umbra
> Manchas solares. Regiones del Sol que parecen más oscuras que el resto del disco, las manchas
solares son formadas por los campos magnéticos concentrados que se proyectan a través de los
gases calientes de la fotosfera hacia la superficie del Sol. Estos campos magnéticos crean regiones
más oscuras y más frías denominadas manchas solares. El centro oscuro de una mancha solar se
denomina umbra y la región clara que rodea la umbra es la penumbra. Las manchas solares
ocurren en grupos y con frecuencia en pares. Las dos manchas de un par poseen polaridades
magnéticas opuestas. (Fotografías, cortesía de la NASA.)
54
tegiendo adicionalmente a la superficie terrestre
frente a las radiaciones electromagnéticas nocivas.
La región de la magnetosfera alejada del Sol es
elongada debido a la presión del viento solar y su
forma varía con las condiciones del clima espacial (izquierda).
El clima espacial posee el potencial para perturbar de manera catastrófica el ambiente próximo
a la Tierra. La Organización Meteorológica Mundial
(WMO), un organismo de las Naciones Unidas,
creó el Equipo de Coordinación de Interprogramas
sobre el Clima Espacial (ICTSW) para abordar las
preocupaciones ante las perturbaciones potenciales para la vida en la Tierra, causadas por el
clima espacial.10 El programa cuenta con la participación de especialistas de veinte países y siete
organizaciones internacionales. En los Estados
Unidos, la NOAA es responsable del monitoreo
del clima terrestre y espacial. El centro SWPC de
la NOAA monitorea constantemente los datos
relacionados con el Sol y pronostica los eventos
solares y geofísicos que pueden incidir en los
satélites, los sistemas de navegación, las redes
eléctricas, las redes de comunicaciones y otros
sistemas tecnológicos.11 Debido a la correlación
entre los incrementos del número de manchas
solares y las tormentas solares, los científicos se
encuentran en estado de alerta máxima durante
los períodos de máxima actividad solar.
Las manchas solares
Hace aproximadamente 2 800 años, un grupo de
astrónomos chinos formuló la primera observación
registrada de las manchas solares.12 La invención
del telescopio, en el siglo XVII, posibilitó estudiar
y registrar de manera más exhaustiva la cara
siempre cambiante del Sol. La disponibilidad de
registros confiables y sistemáticos de las manchas solares se remonta al siglo XVIII. A mediados del siglo XIX, el astrónomo alemán Samuel
Heinrich Schwabe identificó por primera vez un
patrón de 10 años en el ascenso y el descenso de
las manchas solares: el ciclo de manchas solares.
Posteriormente, el astrónomo suizo Johann Rudolf
Wolf caracterizó el período de 11 años para el
ciclo y desarrolló una fórmula para cuantificar la
actividad de las manchas solares, el número de
Wolf, que aún hoy se sigue utilizando.13 El ciclo no
es exactamente de 11 años sino que varía entre
9 y 14 años.
Las manchas solares se forman donde las
líneas concentradas de los campos magnéticos se
proyectan a través de los gases calientes de la
fotosfera y corresponden a regiones que son más
frías que la superficie circundante. Si bien parecen más oscuras que el resto del disco solar, si
fueran removidas del Sol, serían más brillantes
Oilfield Review
que cualquier otro componente del sistema solar
(página anterior, abajo). La importancia de los
campos magnéticos complejos para la actividad del
Sol recién fue admitida en los últimos 100 años.
El astrónomo norteamericano George Ellery Hale
reportó por primera vez el magnetismo solar en 1908.
Hale determinó la presencia de los campos magnéticos a través de la medición de los cambios producidos en la intensidad y la polarización de la luz
emitida desde los átomos en la atmósfera del Sol.14
Este astrónomo y sus colegas demostraron que las
manchas solares contienen campos magnéticos
intensos y que todos los grupos de manchas solares de un hemisferio solar dado poseen la misma
rúbrica de polaridad magnética. Además, la polaridad de las manchas solares se correlaciona con la
orientación del campo magnético del Sol en un
ciclo solar específico, que se invierte con cada ciclo.
El hemisferio que posee una polaridad magnética
norte en un período de actividad solar mínima,
exhibe una polaridad magnética sur en el siguiente
período de actividad solar mínima.
El tamaño de las manchas solares oscila entre
2 500 y 50 000 km [1 500 y 30 000 mi] y las mismas
cubren menos del 4% del disco visible del Sol.
En comparación, el diámetro de la Tierra es de
unos 12 700 km [7 900 mi]. Normalmente, las manchas solares tienen una vida oscilante entre algunos
días y algunas semanas, y tienden a concentrarse en
dos bandas de latitud media a ambos lados del ecuador del Sol. Durante la primera parte del ciclo solar,
las manchas solares se observan con más frecuencia
en torno a los 25°-30° de latitud norte y sur respecto
del Ecuador. Más adelante, aparecen en las latitudes de 5° a 10°. Las manchas solares rara vez ocurren en latitudes de más de 50°.
Los intensos campos magnéticos asociados
con las manchas solares a menudo forman columnas arqueadas de plasma, denominadas prominencias, que aparecen por encima de las regiones
de manchas solares (derecha, extremo superior).
Algunas prominencias pueden colgar suspendidas por encima de la superficie solar durante
varios días. Cuando estos bucles masivos de energía se entrelazan, almacenan energía que puede
10.Para obtener más información sobre la WMO y el ICTSW,
consulte: “WMO Scientific and Technical Programs,”
World Meteorological Organization, http://www.wmo.int/
pages/prog/ (Se accedió el 1º de agosto de 2013).
11.Para obtener más información sobre el SWPC, consulte:
NOAA National Weather Service Space Weather
Prediction Center, http://www.swpc.noaa.gov/AboutUs/
index.html (Se accedió el 13 de agosto de 2013).
12.Clark DH y Stephenson FR: “An Interpretation of the
Pre-Telescopic Sunspot Records from the Orient,”
Quarterly Journal of the Royal Astronomical Society
19, no. 4 (Diciembre de 1978): 387−410.
13.Hathaway DH: “The Solar Cycle,” Living Reviews in
Solar Physics 7 (2010): 1–65.
14.Alexander D: The Sun. Santa Bárbara, California, EUA:
Greenwood Press, 2009.
Volumen 25, no.3
Prominencia
> Prominencia solar fotografiada el 23 de septiembre de 1999. El Observatorio Solar y Heliosférico (SOHO)
espacial captó esta imagen de una prominencia eruptiva utilizando frecuencias ultravioletas extremas.
La liberación de energía desde las líneas entrelazadas de los campos magnéticos arroja plasma por
encima de la superficie del Sol. [Fotografía, cortesía del consorcio EIT (Telescopio de generación de
imágenes en luz ultravioleta extrema) del satélite SOHO.]
ser expulsada violentamente y lanzar material
coronal fuera del Sol en forma de erupción solar
o CME.
Las erupciones solares y las CMEs
La fuente de energía de las erupciones solares
proviene del desgarramiento y la reconexión de
las líneas de los campos magnéticos, y los campos
magnéticos intensos de las regiones de las man-
chas solares activas a menudo producen erupciones solares (abajo). Estas descargas intensas y
fugaces de energía constituyen los eventos más
explosivos de nuestro sistema solar. Durante una
erupción solar, las temperaturas se elevan hasta
los 5 millones de °K y pueden arrojarse al espacio
vastas cantidades de partículas y radiaciones,
pero una erupción normalmente concluye al cabo
de 20 minutos.
> Erupción solar. El Observatorio de Dinámica Solar (SDO) de la NASA captó esta imagen de una
erupción solar el 22 mayo de 2013. La imagen capta la luz en la longitud de onda de 13,1 nm, lo que
resalta el material que se calienta hasta alcanzar temperaturas intensas durante una erupción.
La coloración verde turquesa es característica de las imágenes que utilizan esta longitud de onda.
(Fotografía, cortesía del satélite SDO de la NASA.)
55
> Auroras en altas latitudes. Las partículas cargadas del viento solar y las tormentas geomagnéticas siguen las líneas del campo magnético de la Tierra
y pueden ionizar los gases presentes en la atmósfera superior. Las moléculas de oxígeno ionizadas emiten una luz de color verde a rojo pardusco; las
emisiones de nitrógeno ionizado son de color azul o rojo. La aurora borealis (izquierda) fue fotografiada el 25 de enero de 2012 desde la Estación Espacial
Internacional de la Región del Medio Oeste de EUA. La fotografía de la aurora australis (derecha), captada por el satélite IMAGE de la NASA el 11 de
septiembre de 2005, fue tomada cuatro días después de una erupción solar. La aurora circunda el Polo Sur y parece una cortina de luz si se observa
desde el nivel del terreno. (Fotografías, cortesía de la Estación Espacial Internacional de la NASA y del Centro de Ciencias IMAGE.)
Diámetro
del sol
> Imagen de una CME captada desde el espacio el 22 de octubre de 2011. El coronógrafo espectrométrico
de gran ángulo (LASCO), a bordo del satélite SOHO de la NASA, captó esta imagen en la que se arroja
plasma en la dirección de Marte. El Sol es oscurecido por un disco que permite que el sensor del
instrumento se enfoque en las emisiones provenientes de la superficie del Sol, lo que mejora la
observación de la corona mediante el bloqueo de la luz directa del Sol. El círculo blanco del disco
representa el tamaño y la localización de la superficie del Sol. (Fotografía, cortesía del consorcio EIT
del satélite SOHO.)
56
Durante el pico del ciclo de manchas solares,
pueden ocurrir varias erupciones diarias. Cuando
estalla una erupción solar, la radiación ultravioleta y de rayos X proveniente de la erupción viaja
a la velocidad de la luz y llega a la Tierra en aproximadamente 8 minutos. Al cabo de uno o dos
días, también pueden llegar a la Tierra partículas
de alta energía, que producen auroras —luces en
los cielos nocturnos polares— y afectan las radiocomunicaciones (arriba).15
Durante algunas erupciones solares, puede
tener lugar una reacción más violenta: una eyección de masa coronal (izquierda). Cuando las
líneas entrelazadas de los campos magnéticos se
cruzan, su energía almacenada detona hacia
afuera con una fuerza tremenda. Una CME se
produce cuando la fuerza de la energía liberada
arroja al espacio una masa de plasma sobrecalentada proveniente de la superficie del Sol.
Las CMEs varían en intensidad y magnitud.
Una CME grande puede contener 9 × 1012 kg
[20 × 1012 lbm] de materia, que puede desplazarse
aceleradamente hacia el espacio con una velocidad de varios millones de kilómetros por hora.
La velocidad con la que se desplaza el plasma
depende de la descarga de energía original.
Una CME de alta energía puede llegar a la Tierra
en tan sólo 16 horas, pero el viaje de las descargas
de energía más baja puede insumir varios días.
Oilfield Review
un evento tipo Carrington, los costos habrían
oscilado entre USD 1 y 2 trillones en daños de
infraestructura crítica y la recuperación habría
requerido entre 4 y 10 años.16
L4
Tierra
L3
L1
Luna
L2
Sol
L5
> Puntos de Lagrange. Los científicos han identificado cinco puntos (L1 a L5) asociados con la
órbita terrestre del Sol, donde los satélites pueden mantener órbitas estables. Estas localizaciones,
denominadas puntos de Lagrange (verde), se muestran aquí con las líneas de potencial gravitatorio
(líneas grises) establecidas por el sistema Solar-Terrestre. Estas posiciones corresponden a regiones
del espacio en las que las fuerzas gravitacionales de atracción (flechas rojas) y repulsión (flechas
azules) se encuentran en equilibrio. La sonda de anisotropía de microondas Wilkinson (WMAP) se
encuentra ubicada en torno a la posición L2, a una distancia de aproximadamente 1,5 millones
de km [930 000 mi] de la Tierra. La nave espacial WMAP se alinea con el eje Sol-Tierra, en forma
similar a una órbita geoestacionaria, pero se requieren correcciones del rumbo para mantener su
posición relativa. La ilustración no se encuentra en escala. (Ilustración, cortesía del Equipo de
Ciencias WMAP de la NASA.)
Con el impacto de una CME, la magnetosfera
terrestre se deforma temporariamente y el campo
magnético de la Tierra se distorsiona. Durante
estas disrupciones, los satélites que orbitan la
Tierra se exponen a la presencia de partículas ionizadas, las agujas de las brújulas pueden exhibir un
comportamiento errático y en la Tierra en sí pueden inducirse corrientes eléctricas. Estos eventos
—las tormentas geomagnéticas— pueden perturbar la infraestructura técnica a escala global.
Debido a los riesgos asociados con las tormentas
solares y las CMEs, los científicos monitorean el
clima espacial en forma constante.
En un período de mínima actividad solar
(mínimo solar), la ocurrencia estimada de una
CME es de aproximadamente un evento cada
cinco días, en tanto que durante un máximo solar,
la frecuencia es de aproximadamente 3,5 por día.
Si bien parecería que esto pone en peligro el planeta de manera frecuente, la probabilidad de
que una CME se dirija hacia la Tierra es pequeña.
Volumen 25, no.3
En comparación con el Sol y la extensión del sistema solar, la Tierra es diminuta; la mayoría de
las tormentas solares se desencadenan inofensivamente lejos de la Tierra o sólo producen un
golpe fuerte.
En cambio, las CMEs sí azotan la Tierra.
El evento Carrington no es la única CME que
impactó la Tierra directamente. En 1984, el
Presidente de EUA Ronald Reagan viajó en el avión
presidencial Air Force One, a través del Océano
Pacífico, durante una tormenta solar. La tormenta
afectó las radiocomunicaciones de alta frecuencia durante varias horas y concretamente dejó al
avión Air Force One aislado del resto del mundo.
En julio de 1989, un sector de Quebec, en Canadá,
sufrió un apagón de nueve horas porque una tormenta solar sobrecargó los interruptores de circuitos de la red eléctrica. En América del Norte,
se reportaron más de 200 eventos relacionados.
La Academia Nacional de Ciencias de Estados
Unidos hizo saber que si la tormenta hubiera sido
El pronóstico del clima espacial
Entre las tecnologías que son sensibles a los cambios producidos por las tormentas geomagnéticas
en el entorno electromagnético próximo a la
Tierra se encuentran los sistemas de comunicación satelital, los sistemas de posicionamiento
global (GPS), las redes de computación, las redes
eléctricas y las redes de telefonía celular. La civilización se ha vuelto cada vez más dependiente
de estas tecnologías, y el clima espacial posee el
potencial para perturbarlas. Por consiguiente, la
necesidad de contar con pronósticos precisos del
clima espacial se ha vuelto imperiosa. El Centro
de Predicción del Clima Espacial (SWPC) de la
Administración Oceánica y Atmosférica Nacional
(NOAA) actúa como el principal centro de alerta
para los Estados Unidos y proporciona información al Servicio Internacional del Medio
Ambiente Espacial (ISES). El ISES —una red de
colaboración de informadores del clima espacial— monitorea el clima espacial, proporciona
pronósticos y emite alertas desde los centros de
alerta regionales. Mediante la utilización de un
amplio arreglo de sensores terrestres y espaciales, los científicos monitorean continuamente el
medio ambiente espacial para detectar aquellos
eventos que podrían impactar la Tierra.
A una distancia de aproximadamente 1,6 millones de km [1 millón de mi] de la Tierra, en la
dirección del Sol, un grupo de satélites de la
NASA monitorea el Sol y el viento solar en el
punto de Lagrange L1 (izquierda).17 En lo que es
análogo a una órbita geoestacionaria, las naves
espaciales permanecen en posiciones fijas con la
órbita terrestre respecto del Sol. El Observatorio
Solar y Heliosférico (SOHO), el Explorador
Avanzado de Composición (ACE) y otros activos
espaciales monitorean la superficie del Sol y ras15.Comins NF y Kaufmann WJ: Discovering the Universe, 9a ed.
Ciudad de Nueva York: W. H. Freeman and Company, 2012.
16.Consejo Nacional de Investigación de las Academias
Nacionales (National Research Council of the National
Academies): “Severe Space Weather Events—
Understanding Societal and Economic Impacts:
A Workshop Report,” Washington, DC: National
Academies Press, Mayo de 2008.
17.Los puntos de Lagrange, que deben su nombre al
matemático ítalo-francés Joseph-Louis Lagrange, son
las cinco posiciones en las que una masa pequeña
puede mantener un patrón constante y a la vez describir
una órbita alrededor de una masa más grande. El punto
L1 yace en una línea directa entre la Tierra y el Sol.
Para obtener más información sobre los puntos de
Lagrange, consulte: “The Lagrange Points,” National
Aeronautics and Space Administration, http://map.gsfc.
nasa.gov/mission/observatory_l2.html (Se accedió el 1º
de agosto de 2013).
57
> El explorador avanzado de composición (ACE) de la NASA. Lanzado el 25 de agosto de 1997, el
satélite ACE, un componente crucial de la flotilla de monitoreo del clima espacial de la NASA, se
encuentra situado en el punto L1 de Lagrange. Desde esta posición, el satélite registra la radiación
emitida desde el Sol, el sistema solar y la galaxia. Cuando las descargas de material solar se dirigen
hacia la Tierra, los instrumentos transportados a bordo del satélite ACE registran el incremento del
número de partículas y transmiten esta información a los científicos en la Tierra, que utilizan estos
datos para alertar sobre los episodios inminentes relacionados con el clima espacial. Los alertas y
las advertencias se transmiten a las organizaciones pertinentes y son anunciados en línea por el
centro SWPC de la NOAA. (Ilustración, cortesía de la NASA.)
Tamaño relativo
de la Tierra
> Monitoreo del clima espacial con el satélite SOHO. El satélite SOHO (derecha) fue lanzado en
diciembre de 1995 y constituye un proyecto conjunto entre la Administración Espacial Europea (ESA)
y la NASA para estudiar el Sol desde su núcleo profundo hasta la corona exterior y el viento solar.
El satélite pesa aproximadamente 17,8 kN [2 toneladas US] y sus paneles solares se extienden a lo
largo de 7,6 m [25 pies] aproximadamente. Esta erupción solar (izquierda), que duró cuatro horas, fue
fotografiada el 31 de diciembre de 2012 con el telescopio de imágenes ultravioletas extremas (EIT) en
una emisión de 30,4 nm. La mayor parte del plasma volvió a caer en la superficie del Sol. Se muestra la
Tierra como parámetro de escala. (Fotografía solar, cortesía del consorcio EIT del satélite SOHO;
imagen satelital, cortesía de Alex Lutkus.)
58
trean las CMEs desde esta posición.18 Horas antes
del impacto de una CME, los satélites centinelas en
el punto L1 pueden anticipar su llegada a la magnetosfera terrestre (izquierda). El satélite SOHO, lanzado en el año 1995, permite a los científicos
monitorear el Sol en forma constante (abajo, a la
izquierda). Este satélite es una de las herramientas
de pronóstico más confiables de la NASA y la
Agencia Espacial Europea (ESA) y proporciona a
los científicos datos que los ayudan a pronosticar el
clima espacial y estimar las consecuencias potenciales. El coronógrafo espectrométrico de gran
ángulo (LASCO), uno de los 12 instrumentos a
bordo del satélite SOHO, registra imágenes de las
CMEs lanzadas desde el Sol. Mediante la utilización de los datos LASCO, el SWPC tiene dos o tres
días de alerta anticipada hasta el inicio de las tormentas geomagnéticas.
El Observatorio de Dinámica Solar (SDO),
desarrollado en el Centro de Vuelos Espaciales
Goddard de la NASA en Greenbelt, Maryland,
EUA, y lanzado el 11 de febrero de 2010, forma
parte de una misión de la NASA de cinco años de
duración para estudiar el Sol y su influencia en el
clima espacial (próxima página).19 A bordo del
satélite se transportan varios dispositivos, entre
los que se encuentran el experimento de variabilidad ultravioleta extremo y el arreglo de generación de imágenes atmosféricas. La herramienta
de generación de imágenes heliosísmicas y magnéticas proporciona mapas en tiempo real de los
campos magnéticos de la superficie del Sol y
mide su intensidad y orientación. Los cambios y
la realineación de los campos magnéticos del Sol
son indicaciones tempranas de posibles erupciones y resultan cruciales para la predicción del
clima espacial y las tormentas geomagnéticas.
Los instrumentos transportados a bordo del satélite también pueden caracterizar el interior del
Sol, donde se originan los campos magnéticos.
Gracias a los datos SDO, los científicos están
incrementando sus conocimientos de la actividad
solar y el clima espacial.
La amenaza de las tormentas geomagnéticas
Las tormentas geomagnéticas que perturban las
actividades llevadas a cabo en la Tierra son infrecuentes, pero sus consecuencias son significativas; las tormentas solares poseen el potencial
para afectar todo el planeta. Las tecnologías que
definen a la sociedad moderna son susceptibles a
los efectos del clima espacial. Las corrientes
inducidas pueden perturbar y dañar las redes
eléctricas modernas y paralizar los satélites y los
sistemas de comunicación. En lo que atañe a la
industria del petróleo y el gas, las tormentas geomagnéticas pueden afectar adversamente las
Oilfield Review
Filamento
Líneas del campo magnético
> El Observatorio de Dinámica Solar (SDO). El satélite SDO (izquierda) fue lanzado en febrero de 2010 como parte del programa Viviendo con una Estrella
de la NASA, que estudia la variabilidad solar y los impactos potenciales en la Tierra y el espacio. A través del examen de la atmósfera solar en pequeñas
escalas y la captación de emisiones con muchas longitudes de onda simultáneamente, se espera que el estudio ayude a determinar cómo se genera y se
estructura el campo magnético del Sol y cómo la energía magnética almacenada se convierte y se libera en la heliosfera y el espacio. Esta imagen de las
líneas del campo magnético del Sol (derecha), captada el 4 de junio de 2013, fue obtenida con luz ultravioleta extrema y resalta las espirales brillantes de
las líneas del campo magnético que se elevan en el fondo por encima de una región activa. También puede verse un filamento, que aparece como una
región más oscura de la superficie del Sol. (Fotografía e imagen, cortesía del satélite SDO de la NASA.)
líneas de conducción y los sistemas de control, y
generar problemas con las operaciones de prospección y geonavegación durante la perforación.
Los efectos más devastadores de las tormentas geomagnéticas provienen de las corrientes
inducidas geomagnéticamente (GIC) que fluyen
a través de las redes eléctricas. En el nivel más
benigno, las GICs pueden producir la desconexión de los interruptores eléctricos, pero los
eventos más intensos pueden destruir los transformadores y provocar la fusión de los componentes a través de extensas áreas geográficas.
Las GICs dañan los transformadores ya que
generan un estado de saturación cada medio ciclo;
el núcleo del transformador se satura magnéticamente en medio de ciclos alternados. Un nivel de
tensión inducido por una GIC de tan sólo 1 a 2 voltios por kilómetro o una corriente de 5 amperios es
suficiente para producir la saturación de los trans-
Volumen 25, no.3
formadores en un segundo o aún menos tiempo.20
Los ingenieros han medido corrientes GIC de
hasta 184 amperios durante las tormentas geomagnéticas; estos niveles son muy superiores al
requerido para sobrecargar las redes eléctricas.21
En caso de producirse un incidente GIC severo, el
tiempo necesario para restaurar los equipos
dañados y volver a poner en marcha grandes
poblaciones podría medirse en semanas, meses o
incluso años.
Cuando la nube de plasma cargada de una
CME colisiona con la atmósfera terrestre, las
ondas magnéticas transitorias alteran el campo
magnético normalmente estable de la Tierra; los
efectos pueden persistir durante varios días.
Estas perturbaciones magnéticas pueden producir variaciones de tensión a través de la superficie terrestre, induciendo corrientes eléctricas
entre los puntos de conexión a tierra debido a las
diferencias de potencial. Las GICs de este tipo
son particularmente perjudiciales para los transformadores que se encuentran normalmente en
las centrales eléctricas y en las subestaciones de
distribución eléctrica.
18.Para obtener más información sobre el satélite
SOHO, consulte: http://sohowww.nascom.nasa.gov/
(Se accedió el 13 de agosto de 2013).
Para obtener más información sobre el satélite ACE,
consulte: http://www.srl.caltech.edu/ACE/ (Se accedió
el 13 de agosto de 2013).
19.Para obtener más información sobre el satélite SDO,
consulte: http://sdo.gsfc.nasa.gov/ (Se accedió el
13 de agosto 2013).
20.Para obtener más información sobre los efectos
perjudiciales en las redes eléctricas, consulte: Barnes
PR, Rizy DT, McConnell BW, Tesche FM y Taylor ER Jr:
“Electric Utility Industry Experience with Geomagnetic
Disturbances,” Oak Ridge, Tennessee, EUA: Oak Ridge
National Laboratory, ORNL-6665, septiembre de 1991.
21.Odenwald S: The 23rd Cycle: Learning to Live with
a Stormy Star. New York City: Columbia University
Press, 2001.
59
Localización
de la zona
auroral típica
CANADÁ
ESTADOS
UNIDOS
CANADÁ
Extremo de la zona auroral
al 13 de marzo de 1989
ESTADOS UNIDOS
MÉXICO
Conductividad de
la región, S/m
1 a 10
10–1 a 1
10–2 a 10–1
10–3 a 10–2
10–4 a 10–3
MÉXICO
Riesgo máximo
Riesgo intermedio
Redes eléctricas conectadas
> Susceptibilidad de los sistemas de energía eléctrica. Los sistemas de energía eléctrica de las áreas con menos conductividad del terreno (izquierda, rojo
y amarillo más oscuro) son los más vulnerables a los efectos de la actividad geomagnética intensa. La alta resistencia del suelo por debajo de estas áreas
facilita el flujo de corrientes inducidas geomagnéticamente (GIC) en las líneas de transmisión eléctrica. Las zonas aurorales para América del Norte son
susceptibles a las GICs debido a su proximidad a las regiones polares. (Datos de la Unión Geofísica Americana y del Servicio Geológico de Canadá.)
Para EUA, los científicos confeccionaron un mapa basado en los escenarios de los sistemas de energía eléctrica existentes a fin de determinar su
vulnerabilidad a las tormentas geomagnéticas (derecha). Si llega a la Tierra una tormenta 10 veces más grande que la del año 1989, que afectó los sistemas de
energía eléctrica de Quebec, los sistemas que correrían mayor peligro ya han sido identificados (rojo). Las líneas azules rodean los centros poblacionales más
grandes que reciben los servicios de esos sistemas en riesgo. (Adaptado del Consejo Nacional de Investigación de las Academias Nacionales, referencia 16.)
Son numerosos los factores que determinan la
susceptibilidad de un sistema dado de redes eléctricas a la perturbación y el daño que producen las tormentas solares. La proximidad de una red de energía
eléctrica con respecto a las latitudes polares de la
Tierra generalmente incrementa su riesgo de falla o
mal funcionamiento. Además, los sitios localizados
en regiones de baja conductividad del terreno, tales
como las provincias de rocas ígneas, son más susceptibles a los efectos de las GICs (arriba).
La interconectividad de las redes de energía
eléctrica puede exacerbar el potencial para la generación de problemas en gran escala. Durante la
tormenta solar de julio de 1989, se reportaron
numerosos episodios relacionados entre sí, entre
los que pueden mencionarse la falla de un transformador en la central nuclear de Salem, en
Nueva Jersey, EUA; la pérdida de 150 MW en la
New York Power en el momento en que falló la red
de energía eléctrica de Quebec; y la New England
Power Pool, una asociación de proveedores de
energía eléctrica, que perdió 1 410 MW. El servicio
provisto a 96 empresas eléctricas de la región de
Nueva Inglaterra de EUA quedó interrumpido
antes de que las compañías de energía eléctrica
pudieran incorporar otras reservas.22
60
El daño provocado por las partículas energizadas emitidas desde el Sol no se limita a los sistemas terrestres. Los satélites, los vehículos de
exploración del espacio y las misiones espaciales
tripuladas pueden ser afectados por las emisiones solares, algunas de las cuales son demasiado
débiles para ingresar en el campo magnético de
la Tierra. Por ejemplo, las CMEs y las erupciones
solares débiles pueden producir eventos de protones solares (SPE) que en su mayoría pasan desapercibidos en la superficie terrestre. Sin embargo,
los SPEs pueden ocasionar daños significativos
en los equipos localizados fuera de la capa de
protección de la Tierra.
Cuando las partículas cargadas de alta energía
colisionan con los satélites, los electrones generan una carga dieléctrica en las naves espaciales.
Esta carga estática puede destruir los tableros de
circuitos electrónicos, alterar y mezclar confusamente los datos almacenados y afectar las instrucciones de control guardadas en la memoria de las
computadoras. Si bien estos efectos pueden producir la falla completa de un satélite, a menudo
es posible corregir el daño con sólo reiniciar las
computadoras de abordo.
Si los equipos solares que suministran energía a
los satélites son azotados por protones de alta energía provenientes de las SPEs y las CMEs, los átomos
de silicio de la matriz de las células solares pueden
cambiar de posición, lo que incrementa la resistencia interna de las células solares y reduce la producción eléctrica. Un solo evento de tipo tormenta
solar puede reducir en varios años la esperanza de
vida de los paneles. Si la ocurrencia de eventos con
partículas de alta energía dañan los sistemas de
control de altitud de los satélites utilizados para
corregir su orientación y su posición, un satélite
puede perder su control orbital, lo que a su vez
puede producir un reingreso prematuro e imprevisto en la atmósfera terrestre.23 Los satélites desempeñan un rol tan crucial en las comunicaciones,
que una pérdida podría afectar los sistemas de televisión, la programación por cable, los servicios de
radio, los datos meteorológicos, el servicio de telefonía celular, los servicios bancarios automáticos, los
sistemas de líneas aéreas comerciales, los sistemas
GPS y los servicios de navegación. Las pérdidas de
rutina resultantes del mal funcionamiento de los
satélites y de la falla prematura de los activos, provocadas por las tormentas solares, se estiman en
miles de millones de dólares estadounidenses.
Oilfield Review
22.North American Electric Reliability Corporation
(Corporación de Fiabilidad Eléctrica de Norteamérica)
(NERC): “Effects of Geomagnetic Disturbances on the
Bulk Power Systems,” Atlanta, Georgia, EUA: NERC
(Febrero de 2012).
23.Odenwald, referencia 21.
24.Alexander, referencia 14.
25.Odenwald, referencia 21.
26.Grupo de Servicios Financieros de Zurich: ”Solar
Storms: Potential Impact on Pipelines,” http://www.
zurich.com/internet/main/SiteCollectionDocuments/
insight/solar-storms-impact-on-pipelines.pdf
(Se accedió el 5 de septiembre de 2013).
27.Ekseth R y Weston J: “Wellbore Positions Obtained
While Drilling by the Most Advanced Magnetic
Surveying Methods May Be Less Accurate than
Predicted,” artículo IADC/SPE 128217, presentado
en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las
IADC/SPE, Nueva Orleáns, 2 al 4 de febrero de 2010.
28.Clark TDG y Clarke E: “2001 Space Weather Services
for the Offshore Drilling Industry,” presentación de
pósters en Proceedings from the ESA Space Weather
Workshop: Looking Towards a Future European Space
Weather Program. Noordwijk, Países Bajos, 17 al
19 de diciembre de 2001.
29.Para conocer una investigación reciente sobre los
efectos de los ciclos solares en el clima terrestre,
consulte: Meehl GA, Arblaster JM, Matthes K, Sassi F
y van Loon H: “Amplifying the Pacific Climate System
Response to a Small 11-Year Solar Cycle Forcing,”
Science 325, no. 5944 (Agosto de 2009): 114−1118.
Volumen 25, no.3
264
263
Azimut, grados
Es probable que las consecuencias de las tormentas solares no se limiten únicamente a daños
eléctricos. La tormenta solar de julio de 1989 produjo la compresión de la magnetosfera terrestre,
reduciendo su profundidad habitual de más de
54 000 km [33 500 mi] a menos de 30 000 km
[18 640 mi]; es decir, el ámbito de la región geosincrónica de la Tierra donde orbitan los satélites.
Cuando la atmósfera terrestre fue bombardeada
por partículas energéticas y comprimida por el
viento solar, la densidad de la atmósfera superior se
incrementó en un factor de 5 a 10. El incremento
del arrastre ejercido en los satélites de órbita
terrestre baja produjo un decaimiento orbital; el
Comando Espacial de la Fuerza Aérea de EUA
reportó haber perdido el rastro de más de 1 300 objetos orbitales que cayeron a altitudes más bajas.24
En un evento independiente, acaecido el 13 de
marzo de 1989, la NOAA reportó la pérdida del
satélite meteorológico GOES-7. Los problemas de
circuitos, causados por una lluvia de partículas
energizadas, inutilizaron la mayoría de sus sistemas.
Los dispositivos de energía solar críticos del satélite GOES-7 perdieron un 50% de su eficiencia.
Los ingenieros de la NASA reportaron que muchos
otros satélites experimentaron fallas eléctricas
que dejaron temporariamente fuera de servicio las
computadoras de abordo.25 La tormenta perturbó
las comunicaciones en la Tierra y entre los controladores terrestres y los satélites orbitales.
Los sistemas de distribución y las líneas de conducción de petróleo y gas también son vulnerables.
Si se produjera una tormenta geomagnética, los
operadores podrían perder de inmediato los sis-
Tormenta
magnética
262
261
Azimut de perforación
Azimut corregido
260
259
3 600
3 700
3 800
3 900
4 000
4 100
4 200
Profundidad, pies
4 300
4 400
4 500
4 600
4 700
> Las tormentas geomagnéticas y la perforación direccional. Los perforadores de pozos direccionales
utilizan herramientas MWD para determinar la orientación y la posición de la barrena de perforación;
estas mediciones dependen de los datos derivados de los magnetómetros y de los acelerómetros.
Durante las tormentas geomagnéticas, los magnetómetros pueden arrojar lecturas erróneas.
Mientras un operador perforaba un pozo en el Mar del Norte, se produjo una tormenta solar y la
medición del azimut de perforación MWD (azul) se vio afectada por la tormenta geomagnética.
Los ingenieros corrigieron los datos utilizando una técnica desarrollada por el Servicio Geológico
Británico que efectúa ajustes por el clima espacial. Los resultados proporcionaron una localización
de pozo más exacta (verde). (Adaptado de Clark y Clarke, referencia 28.)
temas de supervisión, control y adquisición de
datos (SCADA). Los operadores también deben
tener en cuenta los efectos a largo plazo asociados
con el incremento de los índices de corrosión de
las líneas de conducción. Los sistemas de protección catódica utilizados en las líneas de conducción
para minimizar la corrosión poseen un potencial
negativo con respecto al terreno. Durante las tormentas solares, los eventos de tipo GIC reducen la
efectividad de la protección catódica de las líneas
de conducción, lo que puede incrementar los
efectos corrosivos en el largo plazo.26 El nivel de
impacto está influenciado por las propiedades
específicas de los materiales de construcción de
las líneas de conducción, sus diámetros, curvas,
ramificaciones, bridas aisladas y la integridad de
los materiales aislantes.
Los operadores también manifiestan preocupación por el gran porcentaje de pozos de petróleo y
gas modernos que son perforados direccionalmente.
Los perforadores deben utilizar planes de trayectorias estrictos para controlar la posición del
pozo respecto del yacimiento y evitar la colisión
con pozos cercanos. Las operaciones de perforación direccional utilizan instrumentos que obtienen mediciones en tiempo real para determinar y
rastrear la localización del arreglo de perforación
en el subsuelo. Los magnetómetros triaxiales
miden la intensidad del campo magnético de la
Tierra y los acelerómetros triaxiales se utilizan para
corregir los datos obtenidos con los magnetómetros
en cuanto a posición, movimiento y orientación.
Los girocompases —que utilizan giroscopios y la
rotación de la Tierra para hallar el norte geográ-
fico— también son desplegados con cable para
ejecutar levantamientos direccionales precisos.27
Las perturbaciones del campo magnético terrestre causadas por las corrientes eléctricas que
fluyen en la ionosfera y la magnetosfera pueden
afectar estas mediciones (arriba). Las variaciones del campo magnético terrestre también pueden inducir corrientes especulares en la Tierra y
los océanos. Estos campos magnéticos externos
son afectados por el viento solar, el campo magnético interplanetario y el núcleo magnético de
la Tierra. Los ingenieros especialistas en posicionamiento de pozos deben tener plena conciencia
de las perturbaciones magnéticas y las variaciones del campo geomagnético para asegurar el
posicionamiento correcto de los pozos.28 (Véase
“Referenciamiento geomagnético: La brújula en
tiempo real para los perforadores direccionales,
página 34.)
El clima terrestre también es sensible al clima
espacial y a las emisiones de partículas provenientes del Sol. Si bien el Sol parece ser una fuente de
energía constante, los científicos han demostrado
que la producción de la energía básica del Sol
varía hasta en un 0,5% en plazos cortos y en un
0,1% a lo largo del ciclo de manchas solares de
11 años de duración. Consideradas significativas
por los científicos atmosféricos, estas fluctuaciones pueden afectar el clima terrestre. Las variaciones producidas en el desarrollo vegetal se han
correlacionado con el ciclo de 11 años de las
manchas solares y con el período magnético del
Sol de 22 años de duración, como lo indican los
registros de los anillos de los árboles.29
61
El próximo gran evento
Aunque infrecuentes, las tormentas geomagnéticas
pueden afectar de manera severa las infraestructuras críticas de la sociedad moderna. Dado que
en nuestra economía global interconectada cada
vez existe una mayor dependencia de tecnologías
30.Weng H: “Impacts of Multi-Scale Solar Activity on
Climate. Part I: Atmospheric Circulation Patterns and
Climate Extremes,” Advances in Atmospheric
Sciences 29, no. 4 (Julio de 2012): 867−886.
31.Weng H: “Impacts of Multi-Scale Solar Activity on
Climate. Part II: Dominant Timescales in DecadalCentennial Climate Variability,” Advances in Atmospheric
Sciences 29, no. 4 (Julio de 2012): 887−908.
32.“Solar Storm Warning,” NASA (15 de marzo de 2006),
http://www.nasa.gov/vision/universe/solarsystem/10mar_
stormwarning.html (Se accedió el 18 de agosto de 2013).
33.Zurich Financial Services Group (Grupo de Servicios
Financieros de Zurich), referencia 26.
susceptibles, las tormentas solares poseen el
potencial para hacer estragos a escala mundial.
La comunidad científica está trabajando para
mejorar el conocimiento de los aspectos técnicos
de esta amenaza y de las vulnerabilidades asociadas en varios segmentos industriales para manejar mejor los riesgos.
La ciencia del pronóstico del clima espacial
aún está dando sus primeros pasos. Los científicos no pueden pronosticar con precisión el
número de manchas solares antes del inicio de
un ciclo solar o predecir la actividad de las tormentas geomagnéticas, si bien algunas organizaciones están realizando intentos en este sentido.
Una década atrás, antes del inicio del ciclo 24,
algunos pronosticadores predijeron el máximo
solar más intenso en 50 años y pronosticaron además que el ciclo podía generar tormentas geomagnéticas devastadoras.32 Pero esos pronósticos
fueron erróneos.
La actividad de las manchas solares del ciclo
24 ha sido la menos intensa en más de 100 años,
apenas la mitad del nivel de actividad del ciclo 23.
Algunos científicos conjeturan que el Sol está
ingresando en otro período de quietud similar al
Mínimo de Maunder y se plantean ciertas preguntas: ¿Los efectos del clima global serán similares
a los de la Pequeña Edad de Hielo acaecida
durante el Mínimo de Maunder o no existe una
correlación directa entre las manchas solares y el
clima terrestre? ¿Es sólo la calma que precede a
Temperaturas del Hemisferio Norte en los últimos 1 000 años
Período cálido medieval
Temperatura
la tormenta? Hasta en un ciclo solar de amplitud
relativamente baja, se puede desencadenar una
CME que produzca un impacto directo en el planeta Tierra.
La probabilidad de recurrencia del evento
Carrington de 1859 se estima en 1 cada 500 años y
la probabilidad de recurrencia de la tormenta de
Quebec de 1989 se calcula en 1 cada 150 años.33
Si bien los científicos, ingenieros y administradores de riesgos manifiestan preocupación en torno al
daño potencial de otro evento del tipo Carrington,
hoy cuentan con muchas más herramientas a su
disposición para ayudarlos a predecir este tipo de
evento y reaccionar cuando suceda. Estas herramientas permiten que la comunidad científica se
mantenga alerta con respecto a la actividad del
Sol y esté preparada para la acción.
La lista de consecuencias de las tormentas
solares crece en forma proporcional a nuestra
dependencia de los sistemas de tecnologías electromagnéticamente sensibles. El SWPC y el ISES,
que trabajan en colaboración con numerosos
socios nacionales e internacionales, continúan
desarrollando capacidades mejoradas de monitoreo y modelado del clima espacial. Los avances de
los sistemas de adquisición de datos terrestres y
satelitales, junto con el modelado y la mayor comprensión de nuestra relación entrelazada con el
Sol, prometen reducir nuestro riesgo de exposición
cuando la Tierra se encuentre directamente en el
trayecto de la próxima gran tormenta solar. —TS
400 años de datos observados con las manchas solares
Números de manchas solares
Si bien el ciclo solar se ha mantenido relativamente estable a lo largo de los últimos 300 años, en
el siglo XVII, durante un período de 70 años, se
observaron algunas manchas solares. Este período,
denominado Mínimo de Maunder, coincidió con
el de la Pequeña Edad de Hielo que tuvo lugar
en Europa. Algunos científicos han teorizado
acerca de que este fenómeno constituye una evidencia de la conexión climática existente entre el
Sol y la Tierra (abajo).30 Recientemente, algunos
científicos propusieron una relación más directa
entre el clima terrestre y la variabilidad solar.
Por ejemplo, los vientos de la estratosfera cercanos al ecuador terrestre cambian de dirección
con cada ciclo solar. Existen estudios en ejecución para determinar cómo esta inversión de la
dirección del viento afecta los patrones de circulación globales, el tiempo y el clima.31
250
Máximo
moderno
Datos de observación menos confiables
Datos de observación confiables
200
Mínimo de
Dalton
150
Mínimo de
Maunder
100
50
0
1600
1650
1700
1750
Temperatura media
1800 1850
Fecha
1900
1950 2000
1800
1900
2000
Pequeña Edad de Hielo
900
1000
1100
1200
1300
1400
Fecha
1500
1600
1700
> Los ciclos de manchas solares y el clima terrestre. Los científicos no han llegado a un consenso con respecto a los efectos de la actividad solar en
el tiempo y el clima de la Tierra. No obstante, la mayoría coincide en que el Sol es la fuente de calor más importante para la Tierra, y en consecuencia,
el factor de control principal del clima. Algunos científicos han tratado de establecer una correlación entre la ausencia de manchas solares durante el
Mínimo de Maunder (extremo superior) —un período de 70 años que tuvo lugar en el siglo XVII— y la Pequeña Edad de Hielo que afectó gran parte de la
Tierra, especialmente Europa (extremo inferior). El Mínimo de Dalton, otro período de escasas ocurrencias de manchas solares acaecido alrededor del
año 1800, también coincidió con la existencia de temperaturas globales más bajas que las medias. El incremento del número promedio total de manchas
solares (negro), a partir del siglo XX, parece correlacionarse con incrementos de las temperaturas globales. Si bien un examen minucioso de los datos
indica que otros factores producen las variaciones de temperatura, tales como las erupciones volcánicas y los cambios en los niveles de CO2, algunos
observadores proponen la actividad solar como uno de los componentes principales de las fluctuaciones de la temperatura y el clima. La actividad del
Ciclo Solar 24 es comparable con la de los ciclos registrados en el siglo XIX, más que con los del siglo XX. Dentro de un siglo, los científicos podrán mirar
atrás y desacreditar o convalidar la relación causal entre las manchas solares y el cambio climático.
62
Oilfield Review
Colaboradores
Dalia Abdallah se desempeña como químico de
producción senior para Abu Dhabi Company for
Onshore Oil Operations (ADCO) en Abu Dhabi,
Emiratos Árabes Unidos. Ingresó en la compañía en
el año 2008, concentrándose en las estrategias de
mitigación asociadas con las incrustaciones y
los asfaltenos, los problemas de corrosión, el
tratamiento del agua producida y las estrategias
de estimulación efectivas. Previamente, trabajó
como ingeniero especialista en análisis de fluidos
en Schlumberger en Abu Dhabi. Dalia, que es
titular de dos patentes y autora de varios artículos,
posee un doctorado en química de la Universidad
de Queen en Kingston, Ontario, Canadá.
Mohannad Al-Muhailan se desempeña como
líder de equipo de ingeniería de perforación de
pozos profundos para Kuwait Oil Company en
Ahmadi, Kuwait. Cuenta con 15 años de experiencia
en operaciones de perforación convencionales,
perforación en condiciones de alta presión y alta
temperatura, operaciones de reparación de pozos, y
manejo y finanzas de las operaciones de perforación.
Además, Mohannad trabajó en operaciones de
perforación en emplazamientos de múltiples pozos,
en condiciones de bajo balance y con manejo de
la presión. Posee una licenciatura en ingeniería
petrolera de la Universidad de Kuwait en la
Ciudad de Kuwait.
Khaled Al-Hendi se desempeña como supervisor de
perforación y reparación de pozos para Kuwait Oil
Company (KOC) en Ahmadi, Kuwait. Ingresó en KOC
en el año 2006 como representante de la compañía,
supervisando las operaciones de perforación y
reparación de los pozos afectados por la invasión
iraquí de Kuwait. Khaled posee una licenciatura
en ingeniería petrolera de la Universidad de Kuwait
en la Ciudad de Kuwait.
Hassan B. Al-Qahtani se desempeña como
supervisor de la división de ingeniería de producción
del campo Safaniya de Saudi Aramco en Dhahran,
Arabia Saudita. Durante más de 17 años como
ingeniero de petróleo para Saudi Aramco, trabajó
en las mejores prácticas de manejo de yacimientos,
ingeniería de producción y desarrollo de campos
petroleros. Hassan posee una licenciatura de la
Universidad King Fahd de Petróleo y Minerales de
Dhahran, y una maestría de la Universidad de
Texas, ubicada en Austin, EUA. Es graduado del
programa de desarrollo de técnicos en ingeniería
petrolera de Saudi Aramco con especialización en
recuperación mejorada de petróleo.
Adel Abdulla Al-Khalaf se desempeña como
ingeniero de petróleo senior y petrofísico en
Qatar Petroleum, en Doha, Qatar, y trabaja en
la integridad de los pozos de campos marinos.
Previamente, trabajó para la compañía como
ingeniero de petróleo asistente y luego como
ingeniero de yacimientos en el campo Dukhan
en tierra firme. Adel obtuvo una licenciatura
en ingeniería de petróleo y gas natural de la
Universidad de Virginia Occidental en
Morgantown, EUA.
Zaid Al-Kindi se desempeña como campeón de
dominio de integridad de pozos para Schlumberger
en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, y provee
soporte y capacitación para los proyectos de
integridad de tuberías y aislamiento zonal en
Egipto, Omán, Pakistán y Emiratos Árabes Unidos.
Integrante de la compañía desde 1994, ha ocupado
posiciones relacionadas con la calidad de los servicios
y la gestión de cuentas de clientes. Previamente,
trabajó en ventas técnicas para Galadari Heavy
Equipment Company y como ingeniero de proyectos
en el Reino Unido. Zaid obtuvo una licenciatura en
ingeniería mecánica del King’s College en Londres.
Abdulmohsen S. Al-Kuait se desempeña como
supervisor general de la división de ingeniería de
producción del campo Safaniya de Saudi Aramco en
Dhahran, Arabia Saudita. Durante sus más de 25 años
en Saudi Aramco, trabajó en numerosos proyectos
centrados en ingeniería de producción y operaciones
de producción. Abdulmohsen obtuvo una licenciatura
de la Universidad King Fahd de Petróleo y Minerales
en Dhahran, Arabia Saudita.
Volumen 25, no.3
Karam S. Al-Yateem se desempeña como líder
de grupo para el grupo de expertos en tecnologías
transformadoras de Saudi Aramco en Dhahran,
Arabia Saudita, y comenzó en la compañía en el año
2005 como ingeniero de yacimientos, pruebas y
producción en localizaciones de campos marinos
y terrestres. Integra el comité internacional de
producción y operaciones de la SPE, es autor o
coautor de diversos artículos técnicos e ingeniero
de petróleo certificado de la SPE. Karam obtuvo una
licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad
King Fahd de Petróleo y Minerales de Dhahran,
Arabia Saudita, y una maestría con especialización
en tecnologías y manejo de campos petroleros
inteligentes de la Universidad de California del
Sur en Los Ángeles, EUA.
Anatoly Arsentiev se desempeña como líder del
equipo de electrónica de Schlumberger Drilling &
Measurements y como campeón de operaciones de
calibración del segmento Direction and Inclination
(D&I) del GeoMarket* en Irkutsk, Rusia, donde está
a cargo del mantenimiento preventivo y la reparación
de las herramientas MWD y LWD y del abordaje de
los aspectos técnicos de los levantamientos D&I.
Comenzó su carrera profesional en Schlumberger en
el año 2006 como técnico electrónico. Previamente,
trabajó en Insight LLC, una compañía de ingeniería
médica de Irkutsk. Anatoly posee una licenciatura en
física terrestre de la Universidad Estatal de Irkutsk y
realizó actividades de investigación de posgrado en el
Instituto de Física Solar-Terrestre en Irkutsk.
Khalid S. Asiri se desempeña como supervisor de
ingeniería de producción de gas para Saudi Aramco
en Udhailiyah, Arabia Saudita; está a cargo de la
unidad de ingeniería de producción de gas no
convencional y de todas las actividades de
estimulación no convencional en yacimientos de gas
en areniscas compactas. Además, trabajó en diversas
áreas de la compañía, incluidas las de ingeniería
de producción de gas, servicios y terminaciones de
pozos de gas, ingeniería de yacimientos e ingeniería
de perforación de pozos de gas. Antes de ingresar en
Saudi Aramco en el año 2002, trabajó en el Ministerio
de Recursos Petroleros y Minerales de Arabia Saudita.
Khalid obtuvo una licenciatura en ingeniería
petrolera de la Universidad King Saud de Riyadh,
Arabia Saudita. Es miembro de la SPE, de la Sección
de Arabia Saudita de la SPE y del Consejo de
Ingenieros de Arabia Saudita.
Nausha Asrar se desempeña como científico senior
de materiales y gerente de soporte de materiales y
análisis de fallas para Schlumberger en Sugar
Land, Texas. Actualmente, se especializa en análisis
de fallas de herramientas de fondo de pozo y en
pruebas y evaluación de materiales. Antes de
ingresar en Schlumberger en el año 2005, trabajó
como especialista en materiales y corrosión en Shell
Global Solutions. Además, trabajó para Saudi Basic
Industries Corporation y Saline Water Conversion
Corporation en Arabia Saudita, y para la Autoridad
de Acero de India. Nausha obtuvo una maestría en
química de la Universidad Aligarh Muslim de Uttar
Pradesh, India, y un doctorado de la Universidad
Estatal Lomonósov de Moscú.
Mohammed A. Atwi se desempeña como supervisor
general para la división de ingeniería de Saudi
Aramco en South Ghawar Production en Udhailiyah,
Arabia Saudita. Durante su carrera profesional de
10 años en Saudi Aramco, trabajó en ingeniería de
producción de gas, operaciones de terminación de
pozos, ingeniería de perforación de pozos profundos
de gas y manejo de yacimientos. Mohammed posee
una licenciatura en ingeniería petrolera de la
Universidad de Tulsa, Oklahoma, EUA.
Syed Aamir Aziz se desempeña como ingeniero de
producción senior en Schlumberger en Dhahran,
Arabia Saudita, donde está a cargo del procesamiento
y la interpretación de los registros de producción y
del monitoreo de la integridad de los pozos. Comenzó
su carrera profesional en el año 2002 como ingeniero
de campo especialista en operaciones con cable en
National Petroleum Services, en Arabia Saudita,
donde luego se convirtió en analista de registros y
geocientífico a cargo del procesamiento y la
interpretación de registros. Ingresó en Schlumberger
en el año 2008 en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos.
Aamir obtuvo una licenciatura y una maestría en geología de la Universidad de Karachi en Pakistán.
63
Abderrahmane Benslimani es campeón asociado de
dominio de integridad de pozos para Schlumberger
Wireline en Ahmadi, Kuwait. Comenzó su carrera
profesional en el año 2004 en los Emiratos Árabes
Unidos, como ingeniero de campo especialista en
adquisición de registros (perfilaje) y ocupó posiciones
relacionadas con operaciones de campo en Argelia,
Libia y China antes de trasladarse a Kuwait en 2012.
Abderrahmane posee una licenciatura en ingeniería
eléctrica de la Escuela Politécnica Nacional de Argel
en Argelia, una maestría en ciencias eléctricas y otra
en ingeniería eléctrica, ambas de la Universidad de
Montpellier II de Francia, y una maestría en
matemática y ciencias de la computación de la
Universidad de París-Sur en Francia.
Andrew Buchanan se desempeña como geólogo
senior de operaciones desde el año 2009 en Eni
US Operating Company Inc., en Anchorage.
Previamente, trabajó para ASRC Energy Services
como geólogo consultor. Andrew obtuvo una
licenciatura en geología de la Universidad de
Regina de Saskatchewan, Actualmente se
desempeña como el ex-presidente del Club del
Petróleo de Anchorage.
Mohamed Fahim se desempeña como especialista en
ingeniería petrolera para Abu Dhabi Company, para
la división de servicios técnicos para operaciones
petroleras en tierra firme en Abu Dhabi, Emiratos
Árabes Unidos. Previamente, Mohamed trabajó
como ingeniero de petróleo senior para Gulf of Suez
Petroleum Company en Egipto. Posee una licenciatura
en ingeniería petrolera y es ingeniero de petróleo
certificado de la SPE.
Carol A. Finn se desempeña desde el año 2006 como
líder del grupo de geomagnetismo para el Centro de
Ciencias de Riesgos Geológicos del Servicio Geológico
de EUA (USGS) en Denver. Está a cargo de las
operaciones y el mantenimiento de 13 observatorios
geomagnéticos del USGS en EUA y sus territorios.
Antes de ingresar en el USGS, trabajó 10 años en el
Centro de Aplicaciones Técnicas de la Fuerza Aérea de
EUA como geofísico de investigación y se desempeñó
como geodesta en el Centro Hidrográfico/Topográfico
de la Agencia Cartográfica del Ministerio de Defensa
de EUA. Carol obtuvo una maestría en geofísica de
la Universidad de St. Louis de Missouri, EUA, y una
licenciatura en geología de la Universidad Estatal de
Southwest Missouri en Springfield.
64
M. Aiman Fituri se desempeña como campeón de
dominio de integridad de pozos para Schlumberger
Wireline en Doha, Qatar. Antes de ocupar su posición
actual, brindó soporte para los procesos de adquisición
de registros petrofísicos en agujero descubierto y la
evaluación de las operaciones de cementación.
Ingresó en la compañía en el año 2000 en Omán y
ocupó posiciones relacionadas con operaciones en
India, Sudán y Egipto, antes de ser transferido
a Qatar. Aiman obtuvo una licenciatura en ingeniería
computacional de la Universidad Al-Fateh en
Trípoli, Libia.
David H. Hathaway se desempeñó como astrofísico,
jefe del grupo de física solar, en el Centro Marshall
de Vuelos Espaciales de la Administración Nacional
de Aeronáutica y el Espacio (NASA) en Huntsville,
Alabama, EUA, desde 1996 hasta 2010. Fue becario de
posdoctorado en el Centro Nacional de Investigación
Atmosférica de Boulder, Colorado, EUA, e investigador
asociado y astrónomo asistente en el Observatorio
Solar Nacional, en Sunspot, Nuevo México, EUA,
antes de ser transferido a Huntsville en 1984.
Posee una licenciatura en astronomía de la Universidad
de Massachussets en Amherst, EUA, y una maestría en
física y un doctorado en astrofísica de la Universidad
de Colorado en Boulder. David es autor de más de
150 artículos y titular de tres patentes de EUA,
incluidas dos por el Invento del Año de la NASA
en el año 2002.
Ram Jawale se desempeña como ingeniero de
perforación para Kuwait Oil Company en
Ahmadi, Kuwait. Comenzó su carrera profesional en
Gujarat State Petroleum Corporation en Gandhinagar,
Gujarat, India, como ingeniero de perforación para el
proyecto de pozos de alta presión y alta temperatura
de Kingston Group Offshore. En carácter de tal, llevó
a cabo la planeación y ejecución de la ingeniería para
las operaciones de perforación exploratoria. Ram posee
una licenciatura en ingeniería petrolera del Instituto
de Tecnología de Maharashtra en Pune, India.
Óscar Jiménez Bueno ingresó en Petróleos Mexicanos
(PEMEX) en 1984 como ingeniero de yacimientos
y reside en Villahermosa, México. Dentro de la
compañía, ocupó múltiples posiciones de ingeniería,
trabajando en el desarrollo de activos, la estimulación
de yacimientos y la optimización de la producción.
Ha estado a cargo de las operaciones de terminación
de pozos con una producción de más de 3 180 m3/d
[20 000 bbl/d]. Óscar obtuvo una licenciatura en
ingeniería petrolera y una maestría en ingeniería de
yacimientos de la Universidad Nacional Autónoma
de México en la Ciudad de México.
J.J. Kohring se desempeña como campeón de
dominio de integridad de pozos para Schlumberger
en Dhahran, Arabia Saudita, desde el año 2010.
Comenzó su carrera profesional en Schlumberger
Wireline en el año 1979 y en los últimos 15 años
se especializó en producción e integridad de pozos.
Jim se desempeña como ingeniero de producción
principal con experiencia en Medio Oriente, EUA,
Nigeria e Indonesia. Posee una licenciatura de la
Universidad de Alaska en Fairbanks, EUA.
Fraser Lawson se desempeña como supervisor
de ingeniería de pozos paraTullow Ghana Ltd. en
Accra, Ghana. Cuenta con 29 años de experiencia
en ingeniería de pozos, lo que incluye proyectos
de aguas profundas y perforación de pozos de
alcance extendido. Fraser obtuvo una licenciatura
(con mención honorífica) en ingeniería civil de la
Universidad Heriot-Watt de Edimburgo, Escocia,
y una maestría en ingeniería petrolera de la
Universidad de Strathclyde, Glasgow, Escocia,
y es ingeniero matriculado.
Bruno Lecerf se desempeña como gerente de
ingeniería de productos en el grupo de operaciones
de bombeo a presión y química, dentro del
segmento de ingeniería, manufactura y sustentabilidad
de Schlumberger y reside en Sugar Land, Texas.
Previamente, se desempeñó como gerente de
proyectos en el Centro de Tecnología de Novosibirsk
en Rusia y previamente, como ingeniero de
soluciones para tratamientos de acidificación en el
Centro Integrado de Productividad y Operación de
Herramientas en Sugar Land. Bruno obtuvo una
maestría en química de la École Supérieure de
Chimie Physique Electronique de Lyon, Francia,
y una maestría en ingeniería química de la
Universidad de Houston.
Tim Lesko se desempeña como ingeniero
técnico de distrito, para el proyecto de avances
desestabilizadores para tratamientos de estimulación
no convencionales sustentables de Schlumberger
en Conway, Arkansas, EUA. Comenzó su carrera
profesional en Schlumberger en el año 2004 como
ingeniero de desarrollo de productos en el grupo de
operaciones de bombeo a presión y química en Sugar
Land, Texas. En el año 2006, fue transferido al Centro
de Tecnología de Novosibirsk en Rusia, donde trabajó
con el equipo a cargo del sistema MaxCO3 Acid*.
Participó en proyectos tales como los de divergencia
de fibras en lutitas, conductividad de apuntalantes y
calidad del agua de tratamientos de estimulación por
fracturamiento hidráulico. Tim obtuvo una licenciatura
en física química de la Universidad de California de
Riverside, y un doctorado en química del Instituto de
Tecnología de California en Pasadena.
Oilfield Review
Rodney W. Lessard ingresó en Schlumberger en el
año 2001 después de concluir su pasantía posdoctoral
en la Universidad de Purdue, en West Lafayette,
Indiana, EUA. Allí se desempeña como científico
senior de simulación y optimización de la producción
en Houston. Es coautor de diversos artículos sobre
rayos gamma de energía muy alta, astronomía y
manejo de portafolios petroleros. Rod posee una
licenciatura y una maestría en física de la Universidad
de Calgary y un doctorado en física experimental de la
Universidad Nacional de Irlanda en Dublin.
Jeffrey J. Love ingresó en el USGS en el año 2001.
Allí se desempeña como investigador geofísico y
asesor del USGS para investigación geomagnética
en Denver. Además, enseña geofísica en la Escuela
de Minas de Colorado, en Golden. Ocupó posiciones
de investigación en la Universidad de Leeds, en
Inglaterra; en el Instituto Oceanográfico de Scripps,
en La Jolla, California; y en el Institut de Physique
du Globe de París. Jeffrey obtuvo una licenciatura
en física y matemática aplicada de la Universidad
de California, en Berkeley, y un doctorado en
geofísica de la Universidad de Harvard en
Cambridge, Massachussets.
Stefan Maus es director de Magnetic Variation
Services LLC y científico senior en la Universidad
de Colorado, en Boulder; además, mantiene un
laboratorio en el Centro Nacional de Datos Geofísicos
de EUA en Boulder. Previamente, se desempeñó
como científico en GFZ Potsdam en Alemania, y como
conferenciante en la Universidad de Free en Berlín.
Stefan posee una licenciatura en matemática y una
maestría en geofísica, ambas de la Universidad Ludwig
Maximilian de Munich en Alemania, y un doctorado en
geofísica de la Universidad de Osmania en Hyderabad,
Andhra Pradesh, India.
Fred Mueller es el director de ingeniería para la Red
de Excelencia en Capacitación de América del Norte
(NExT, una compañía de Schlumberger) en College
Station, Texas. En el año 1980, ingresó en Dowell, que
ahora forma parte de Schlumberger, como ingeniero
de campo. Pasó muchos años con los sistemas de
soporte técnico de Schlumberger para el mejoramiento
y la optimización de la producción y fue gerente técnico
de Well Services en California y el Sur de Texas.
Fred posee experiencia en los aspectos técnicos y
operacionales del diseño de las operaciones de
cementación y fracturamiento hidráulico para
formaciones gasíferas y arcillosas compactas.
Obtuvo una licenciatura en ingeniería y tecnología
de la Universidad A&M de Texas en College Station.
Volumen 25, no.3
Shola Okewunmi trabajó como experto en la materia,
en el área de perforación direccional de Chevron
Energy Technology Company en Houston y ahora
trabaja en Yakarta como ingeniero senior de
perforación y terminaciones para proyectos de
desarrollo en aguas profundas. Cuenta con más de
20 años de experiencia en perforación y mediciones,
geonavegación y evaluación de formaciones.
Shola obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica
de la Universidad Obafemi Awolowo, en la ciudad de
Ile-Ife en Nigeria, una maestría en administración de
empresas de la Universidad de Houston-Victoria y un
doctorado en manejo de ingeniería de la Universidad
Western Kennedy en Wyoming, EUA.
Alejandro Peña es gerente global del portafolio
de química y materiales de Schlumberger en Sugar
Land, Texas. Allí está a cargo de la supervisión de
la estrategia corporativa para la innovación de
tecnologías de estimulación de pozos posibilitadas
por la química. Posee una licenciatura en ingeniería
química y fue profesor adjunto en la Universidad de
Los Andes en Mérida, Venezuela. Después de terminar
su doctorado en ingeniería química en la Universidad
de Rice en Houston, ingresó en Schlumberger como
ingeniero químico senior. Desde entonces, ocupó
diversas posiciones operacionales, de ingeniería y
de manejo de tecnología dentro de Schlumberger en
América del Norte y América del Sur. Alejandro es
titular de numerosas patentes y autor de varias
publicaciones sobre fenómenos interfaciales y
tecnología de estimulación de yacimientos.
Alexandre Z. I. Pereira se desempeña como asesor
de Petrobras en el grupo de ingeniería de pozos
en Río de Janeiro y se especializa en tratamientos
químicos. Trabajó en la unidad operacional de la
cuenca de Campos cuando ingresó en Petrobras en
1987 y luego fue transferido a la unidad operacional de
Río de Janeiro, donde desarrolla proyectos relacionados
con terminaciones de pozos, corrosión, depósitos de
incrustaciones y tratamientos de estimulación en el
Centro de Investigación y Desarrollo de Petrobras.
Miembro de la SPE, Alexandre posee una licenciatura
en ingeniería química y una maestría en química de la
Universidad del Estado de Río de Janeiro.
Benny Poedjono se desempeña como gerente de
prospección y manejo de riesgos de Schlumberger
para el área marina de América del Norte y como
ingeniero asesor petrotécnico para posicionamiento
de pozos en Sugar Land, Texas. Comenzó su carrera
profesional en la compañía en el año 1982 como
ingeniero de campo de Wireline y ocupó posiciones
operataivas, directivas, de soporte técnico y de desarrollo de negocios en 22 países. En los últimos
10 años, se concentró en prospección avanzada de
pozos y manejo de la prevención de colisiones.
Es titular de numerosas patentes y secretos de
fabricación y publicó más de 30 artículos técnicos.
Benny posee una licenciatura en ingeniería
electrónica del Instituto de Tecnología de
Bandung en Indonesia.
Mahmut Sengul se desempeña como asesor de
tecnología de producción de Schlumberger en Houston.
Ingresó en la compañía en 1997 como gerente de
soluciones de yacimientos en los Emiratos Árabes
Unidos, donde se involucró en el diseño de proyectos de
recuperación mejorada de petróleo. Luego, se convirtió
en vicepresidente de Schlumberger Carbon Services
en Medio Oriente. Previo a su carrera profesional en
Schlumberger, Mahmut trabajó para Turkish
Petroleum Corporation, Mobil y ADCO. Mahmut obtuvo
una licenciatura en ingeniería petrolera y una maestría
en ingeniería de yacimientos, ambas de la Universidad
Técnica de Medio Oriente en Ankara, Turquía.
Fernanda Téllez Cisneros se desempeña como
ingeniero de diseño senior de Schlumberger
para tratamientos de acidificación matricial,
fracturamiento ácido y fracturamiento hidráulico en
Villahermosa, México. Comenzó su carrera profesional
como ingeniero de campo de Well Services en el
año 2007. Fernanda obtuvo una licenciatura en
ingeniería química del Instituto Tecnológico y de
Estudios Superiores de Monterrey en México.
E. William Worthington se desempeña como
geofísico en el sector de operaciones del observatorio
geomagnético del Centro de Ciencias de Riesgos
Geológicos del USGS en Golden, Colorado.
Trabaja para el USGS desde 1988. Durante su carrera
profesional, fue científico visitante en la Academia
Soviética de Ciencias, investigador en el Instituto
Geofísico de la Universidad de Alaska en Fairbanks,
y jefe del observatorio magnético del USGS
en Fairbanks. Bill obtuvo una licenciatura en
geociencias de la Universidad de Arizona en Tucson,
EUA, y una maestría y un doctorado en geofísica de la
Escuela de Minas de Colorado en Golden.
Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.
65
DEFINICIÓN DEL CONCEPTO DE PERFILAJE DE PRODUCCIÓN
Principios del perfilaje de producción
Parijat Mukerji
Asesor de perfilaje de producción
La expresión perfilaje (o adquisición de registros) de producción cubre un
amplio conjunto de sensores, mediciones y técnicas de interpretación. Los operadores utilizan los registros de producción para evaluar el movimiento de
los fluidos en y fuera del pozo, cuantificar las tasas de flujo y determinar las
propiedades de los fluidos en condiciones de fondo de pozo. Basados en la
interpretación de los registros de producción, los ingenieros especialistas
en terminaciones de pozos pueden evaluar la eficiencia de las operaciones
de producción y de disparos, y planificar las operaciones de remediación o
modificar los diseños de las terminaciones futuras. Los ingenieros de yacimientos y de producción pueden utilizar estos registros para ayudar a manejar y optimizar el desempeño de los pozos y de los yacimientos.
Los orígenes del perfilaje de producción se remontan a la década de
1930 y a la medición de la temperatura del pozo. Con el transcurso de las
décadas, el servicio fue incorporando otras mediciones; incluidas la presión,
la densidad de fluidos, la velocidad de flujo y la fracción volumétrica o retención (la fracción volumétrica de la tubería ocupada por el fluido). Si bien las
mediciones de presión, temperatura y tasa de flujo pueden obtenerse en la
superficie, las mediciones de superficie no necesariamente reflejan lo que
sucede en el yacimiento. Una evaluación exhaustiva de los registros de producción requiere que las mediciones sean efectuadas en el fondo del pozo.
Mediciones derivadas de los registros de producción
El perfilaje de producción consiste en diversas mediciones, muchas de las
cuales son utilizadas en forma complementaria para determinar las propiedades del flujo y de los fluidos (abajo). La velocidad del fluido se mide normalmente con un medidor de flujo de molinete; se trata de un aspa rotativa
que gira con el paso del fluido. En condiciones ideales, la velocidad de rotación del aspa en revoluciones por segundo (RPS) es proporcional a la velocidad del fluido. La fricción producida en los cojinetes del medidor de molinete
y los efectos de la viscosidad del fluido generan velocidades de respuesta no
lineales, que requieren la calibración de la medición. Esta calibración se
efectúa mediante pases ascendentes y descendentes con velocidades
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2013: 25, no. 3.
Copyright © 2014 Schlumberger.
variables de perfilaje. Antes de computar la velocidad absoluta del fluido, se
corrige la velocidad del medidor de molinete por la velocidad relativa de
la herramienta. Debido a la fricción producida cerca de la pared de la tubería, la velocidad absoluta del fluido no es igual a la velocidad promedio del
fluido que se desplaza a través de la tubería. Después de aplicar factores de
corrección, los ingenieros convierten la velocidad del medidor de molinete a
una velocidad promedio, utilizando técnicas de modelado computacional que
presentan el perfil de velocidad del fluido a través del diámetro de la tubería.
La presión es una medición versátil con diversas aplicaciones para los ingenieros de yacimientos y de producción. Los medidores de deformación, zafiro
y cuarzo son los principales dispositivos utilizados para medir la presión.
Los ingenieros también pueden medir la presión utilizando un manómetro;
un dispositivo que convierte el desplazamiento mecánico a presión. A partir
de los datos de presión del pozo, los ingenieros pueden determinar su estabilidad en el momento del perfilaje, estimar la presión del yacimiento a
partir de perfilajes con múltiples tasas de flujo, calcular la densidad de los
fluidos y obtener parámetros clave del yacimiento mediante el análisis de
presiones transitorias.
La temperatura es una medición integral para todas las operaciones de
perfilaje de producción. Los ingenieros utilizan los datos de temperatura para
obtener conclusiones cualitativas acerca de las entradas de fluidos, especialmente en escenarios con bajas tasas de flujo en los que un medidor de molinete quizás no sea suficientemente sensible para detectar el movimiento.
Las entradas de gas generan anomalías de enfriamiento que son fáciles de
detectar utilizando registros de temperatura. Las mediciones de temperatura también son utilizadas en la evaluación de los tratamientos de fracturamiento y para evaluar el comportamiento de los pozos inyectores.
Mediante la utilización de los datos de temperatura, los ingenieros pueden
evaluar la integridad de las terminaciones de pozos, detectar fugas en la
tubería de revestimiento e identificar la presencia de canales de flujo continuo detrás de la tubería. Los detectores de temperatura basados en la variación de la resistencia eléctrica, el tipo más común de sensor, generalmente
constan de un cable o una película de platino depositada en una superficie
no conductiva. Los cambios de temperatura producen variaciones en la
resistencia, que es calibrada y convertida a temperatura.
Sonda de mediciones básicas
Baterías, registrador, localizador de los collares
de la tubería de revestimiento y sensores para
medir los rayos gamma, la temperatura y la presión
Medidor de flujo de molinete
Calibrador, fracción volumétrica (retención)
de agua, conteo de burbujas, orientación
relativa, centralizador
> Sarta de herramientas de perfilaje de producción. Esta sarta de herramientas de perfilaje de producción consta de un medidor de molinete de diámetro
completo, las probetas de fracción volumétrica (o retención) de fluido y conteo de burbujas, un calibrador del diámetro de la tubería y un centralizador, un
sensor de orientación relativa, medidores de presión, un sensor de temperatura, una herramienta de rayos gamma y un localizador de los collares de la
tubería de revestimiento. Cuando los ingenieros corren la herramienta en modo de almacenamiento de los datos en memoria, se utilizan baterías y un
registrador de datos. Las herramientas de lectura en la superficie utilizan una sección de telemetría y de suministro de energía.
66
Oilfield Review
Regímenes de flujo
Para analizar los datos derivados de los registros de producción, los ingenieros de producción deben conocer los regímenes de flujo de fondo de pozo.
El conocimiento de los regímenes de flujo previstos permite a los operadores escoger mediciones adecuadas para las condiciones de fondo de pozo.
El flujo monofásico—cuando sólo se produce petróleo, gas o agua— es
el flujo más simple de evaluar, pero resulta poco común en la mayoría de los
pozos. El flujo bifásico y el flujo trifásico —mezclas de dos o tres tipos de
fluidos— pueden exhibir una amplia diversidad de regímenes de flujo y se
Velocidad
del cable
60 pies/min
Disparos
Profundidad, pies
Las mediciones de la densidad de los fluidos permiten diferenciar el petróleo, el gas y el agua. Las compañías de servicios han desarrollado herramientas basadas en distintos principios físicos para obtener estas mediciones:
• la presión diferencial a través de dos orificios separados por una distancia conocida
• la difusión Compton de los rayos gamma
• la relación entre el gradiente de presión y la densidad
• la relación entre la vibración del flujo y la densidad y la viscosidad.
En el caso del flujo bifásico, los ingenieros pueden utilizar la densidad
del fluido —junto con otras mediciones, tales como la viscosidad del
fluido— para computar la fracción volumétrica o retención. Cuando existe
flujo multifásico presente, deben emplear herramientas con probetas distribuidas a través del pozo para medir la fracción volumétrica de fluido en
forma directa. Un tipo de herramienta detecta las diferencias producidas en
la reflectancia óptica para obtener la fracción volumétrica, que implica la
medición de la cantidad de luz reflejada desde un fluido. Otro tipo de herramienta diferencia el agua del petróleo y del gas, utilizando probetas que
miden las propiedades eléctricas de los fluidos.
Las mediciones auxiliares obtenidas normalmente con las sartas de perfilaje de producción son los registros de collares de la tubería de revestimiento, los registros de rayos gamma, los datos del calibrador y los datos
de desviaciones. Los registros de collares de la tubería de revestimiento y
los registros de rayos gamma proporcionan el control de profundidad y la
correlación con los equipamientos de terminación del pozo. Los datos del
calibrador y de desviaciones son utilizados en los programas de modelado
de la producción.
Los registros de producción pueden ser difíciles de interpretar porque el
flujo de fluido quizás no sea uniforme, y los pases múltiples generan grandes
volúmenes de datos que en ciertos casos producen respuestas contradictorias.
Se han desarrollado programas computacionales para ayudar a los ingenieros a comprender las condiciones de fondo de pozo; las interpretaciones
generadas con la computadora eliminan algunas de las ambigüedades asociadas con la interpretación (derecha). Los productos de interpretación a
menudo ayudan al ingeniero a identificar los intervalos más productivos,
detectar el ingreso de agua y determinar los intervalos que no contribuyen
a la producción.
90 pies/min
Rayos
gamma
Fracción
Medidor
de flujo de Densidad Temperatura Presión volumétrica
Producción
molinete del fluido del fluido del pozo (retención) Producción acumulada
de agua
Petróleo
Petróleo
1 200 pies/min
–120
120 0
°API 250 –15 RPS 350 0
g/cm3 1,1 194 °F
196 3 600 lpc 3 710 0,8
1,0 0
Agua
Agua
bbl/d 3 000 0
bbl/d 5 000
X 900
Y 000
> Registro de producción. Este registro muestra los datos que proporcionan
normalmente los sensores de fondo de pozo en un perfilaje de producción.
Dos intervalos poseen disparos abiertos (carril 1, rojo). Los ingenieros
efectúan pases múltiples con diferentes velocidades de perfilaje (carril 2);
las velocidades negativas del cable representan pases descendentes y las
velocidades de perfilaje positivas, pases ascendentes. La codificación en
colores, basada en la velocidad de perfilaje, ayuda a diferenciar los
distintos conjuntos de datos. Los datos de rayos gamma (carril 3)
proporcionan la correlación con los registros adquiridos en agujero
descubierto. A partir de los datos del medidor de molinete (carril 4), los
ingenieros identifican los cambios de la velocidad del fluido asociados
con el influjo de la producción, el flujo de las zonas de pérdida de
circulación o el flujo de los procesos de inyección. Los datos de densidad
del fluido (carril 5) indican la presencia de agua (1,0 g/cm3) por debajo de
los disparos (sumidero), que luego cambia principalmente a petróleo
(0,75 g/cm3). Los datos de temperatura (carril 6) indican los efectos de
calentamiento o enfriamiento producidos por el influjo de fluidos.
La presión estable del pozo (carril 7) es una característica del flujo
estable durante el perfilaje. Los datos de la fracción volumétrica
(retención) (carril 8) indican la fracción de agua y petróleo del pozo.
El software computa las tasas de flujo incremental y acumulado
(carriles 9 y 10). Los dos intervalos producen petróleo y el intervalo
inferior produce además un volumen mínimo de agua (carril 9).
Oilfield Review
SUMMER 13
Production Log Fig. 3
ORSUMR 13-PRDLG 3
Volumen 25, no.3
67
DEFINICIÓN DEL CONCEPTO DE PERFILAJE DE PRODUCCIÓN
complican en los pozos desviados (derecha). En esos casos, la fuerza de
gravedad hace que la fase más liviana se desplace a mayor velocidad que las
fases más densas. La diferencia de velocidad entre los diferentes fluidos se
denomina velocidad de deslizamiento.
A medida que los fluidos migran hacia la superficie, el régimen de flujo
normalmente cambia. Por ejemplo, el petróleo con gas disuelto puede ingresar en el pozo como una sola fase. La presión hidrostática disminuye a
medida que el petróleo se eleva y comienzan a formarse burbujas de gas en
el petróleo. El régimen de flujo se convierte entonces en flujo de burbujas.
La presión se reduce aún más conforme la mezcla se desplaza hacia la
superficie; se forman más burbujas y las burbujas más pequeñas se unen
para generar burbujas más grandes. Las burbujas grandes, o bolsones de
gas, viajan más rápido que las burbujas pequeñas y los líquidos. Los bolsones de gas pueden generar un flujo intermitente. Los bolsones tienden a
unirse y desplazarse hacia el centro de la tubería, produciendo el flujo de la
mayor parte del petróleo a lo largo de las paredes de la tubería. Este régimen de flujo se denomina flujo espumoso. Finalmente, puede alcanzarse un
régimen de flujo de niebla, en el que el gas transporta pequeñas gotas de
petróleo, y ambos fluidos se desplazan esencialmente a la misma velocidad.
Este ejemplo simplificado se vuelve complejo en los pozos desviados o
cuando los fluidos de varias fases ingresan en el pozo desde múltiples zonas.
Los programas de modelado procuran resolver estas complejidades utilizando los datos derivados de los registros de producción.
Inspección y manejo de yacimientos
Los registros de producción ayudan a los ingenieros a diagnosticar los
problemas que ocurren durante la vida productiva de un pozo y también
son utilizados para el manejo y la inspección de múltiples pozos o de todo
el yacimiento. Un desafío común con el que se enfrentan los operadores en
los campos maduros es la identificación de zonas que producen cantidades
excesivas de agua. El agua producida impacta las operaciones de manipulación en la superficie porque el agua debe ser separada de la corriente de
flujo para su eliminación. El agua producida también puede afectar el desempeño de los pozos al limitar el volumen de hidrocarburos producidos.
Después de identificar las zonas que producen agua, los ingenieros de producción pueden ejecutar operaciones de remediación para reducir o eliminar la producción de agua.
Los operadores también pueden utilizar los registros de producción para
calibrar los modelos de simulación de yacimientos. Durante el ajuste histórico del modelo de yacimientos a escala de campo completo, los ingenieros
Pozo casi vertical
• Petróleo y agua
mezclados en la
sección de la tubería
Pozo desviado
Pozo casi horizontal
• Estructuras de flujo
altamente complejas
• Estructuras de flujo
casi estratificadas
• Fase de agua en la
base de la tubería
• Petróleo en el tope,
agua en la base y una
mezcla de ambos en
el centro de la tubería
• Fase de petróleo
disperso en el nivel
superior extremo de
la tubería
> Flujo de fluido. Los trabajos teóricos y los experimentos en circuitos
cerrados de flujo han ayudado a los ingenieros a comprender el flujo
multifásico en pozos verticales, desviados y horizontales. Entre los
parámetros de interés se encuentran el diámetro y la inclinación de la
tubería, y la densidad, viscosidad y tasa de flujo del fluido. Cada caso
muestra la variación de la fracción volumétrica (retención) de agua y
petróleo en base a la desviación del pozo.
pueden emplear los datos de los registros de producción para ayudar a identificar o comparar las contribuciones zonales, ajustar los parámetros y ajustar el modelo con los datos empíricos de desempeño.
Perfilaje durante toda la vida productiva
Los registros de producción ayudan a los ingenieros de yacimientos y de
producción a efectuar diagnósticos útiles para la comprensión del ambiente
de fondo de pozo. Estas mediciones locales adquiridas en condiciones dinámicas constituyen una instantánea de la situación existente. Pero esa instantánea capta solamente la situación existente en ese momento. Ya sea por
la extracción o por la inyección de fluidos, la producción de petróleo y gas
modifica las condiciones del yacimiento. Los registros de producción ayudan a los operadores a conocer la dinámica del pozo y del yacimiento a lo
largo de toda la vida productiva de un pozo y proporcionan un mapa de ruta
para los programas futuros de remediación, mejoramiento de la producción
y desarrollo de yacimientos.
Oilfield Review
SUMMER 13
Production Log Fig. 2
ORSUMR 13-PRDLG 2
68
Oilfield Review
SCHLUMBERGER OILFIELD REVIEW
MARZO DE 2014
VOLUMEN 25 NUMERO 3