Oilfield Review

Oilfield Review
Volumen 26, no.1
Energía limpia y accesible
Sistemas de cuñas desviadoras
Diseño de fluidos de perforación
Espectroscopía de alta definición
ión
c
a
lic view
p
a a d Re
v
ue fiel
n
la Oil
e
d de
o
i
d
nc iPa
u
An para
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
y las imágenes de alta calidad a los que estamos acostumbrados con la versión impresa de Oilfield Review.
Descargue e instale la aplicación de iTunes App Store, indagando “Schlumberger Oilfield Review” desde su iPad o escanee el
código QR (abajo), que lo llevará directamente al sitio iTunes.
Apple, iPad y iTunes son marcas de Apple Inc., registradas en EUA y en otros países.
†
14-OR-0002-S
Exploración en el Ártico: Una ventana de oportunidades
El término región ártica puede evocar imágenes de un suelo
congelado cubierto de nieve y bordeado de mares helados en la
cima del mundo. Pero el Ártico es algo más que nieve y hielo.
El Ártico ostenta una belleza y un encanto que no se encuentran
en ningún otro lugar de la Tierra. Las comunidades indígenas de
la región aprendieron a lidiar con sus condiciones rigurosas.
Cuando los exploradores descubrieron el Ártico, hallaron peces,
pieles y ballenas, verdaderos tesoros para quienes provenían de
climas más moderados. Hace poco más de un siglo, la fiebre del
oro de Klondike despertó el interés de los aventureros que
decidieron afrontar la adversidad y viajaron a Yukón en busca
de riquezas. Hoy, se plantea una oportunidad diferente: la búsqueda del oro negro.
Según un informe del Servicio Geológico de EUA del año 2008,
se estima que al norte del Círculo Polar Ártico yacen 90 000 millones
de bbl [14 000 millones de m3] de petróleo, lo que representa el
13% de las reservas mundiales no descubiertas. Gran parte de ese
petróleo se encuentra alojado en aguas costeras o en mar abierto,
áreas que a menudo resultan de difícil acceso y poseen ventanas
de exploración estrechas. Pero también se ha descubierto petróleo y gas natural en tierra firme, cerca y por encima del Círculo
Polar Ártico, donde las condiciones no son tan desalentadoras.
El desafío de descubrir nuevas fuentes de petróleo y gas llevó
a Northern Cross (Yukón) Ltd. al territorio de Yukón, en Canadá,
específicamente al permiso que posee la empresa en la cuenca
Eagle Plain, un área con una extensión de más de 5 000 km2
[2 000 mi2]. Los descubrimientos de petróleo y gas tuvieron lugar
en la década de 1960 en Eagle Plain, y la Autopista Dempster que
une Dawson City, en el Territorio de Yukón, en Canadá, con el
delta del río Mackenzie, fue construida en previsión de la
prestación de servicios para esos descubrimientos. No obstante,
previo al inicio de nuestro programa de perforación en el año
2012, en la cuenca sólo se habían perforado 34 pozos, principalmente en las décadas de 1960 y 1970. Estos pozos fueron
perforados antes de la introducción de muchas de las tecnologías
disponibles actualmente en la exploración moderna. El incremento actual de los precios del mercado ha reactivado la
exploración en la cuenca Eagle Plain.
Las actividades de perforación en esta región de Yukón se ven
facilitadas por la Autopista Dempster, pero el período operativo
para perforar pozos en localizaciones remotas, alejadas de la
autopista, dura unos pocos meses o incluso semanas por año.
Los caminos de hielo y nieve proporcionan el acceso a esas
localizaciones, pero los cambios climáticos pueden modificar
significativamente las condiciones e incidir en las operaciones
de perforación. La posibilidad de tener que interrumpir las
perforaciones obliga a los operadores del Ártico a investigar oportunidades para mejorar las eficiencias, pero no pueden sacrificar
la adquisición de datos cruciales en aras de la conveniencia.
Los avances introducidos en las técnicas de perforación y
evaluación han posibilitado la exploración en la región ártica.
Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.
Recientemente, aprovechamos una de las nuevas tecnologías, la
herramienta Litho Scanner* de Schlumberger, para adquirir
datos litológicos y geoquímicos en pozos de exploración (véase
“Espectroscopía de alta definición: Determinación de la complejidad
mineralógica,” página 36). Previamente, estos datos sólo podrían
haberse obtenido a partir de análisis de laboratorio efectuados
en núcleos convencionales. Además, utilizamos el software
TerraTek HRA* para seleccionar las zonas óptimas para la extracción de núcleos laterales. La disponibilidad de datos litológicos
y geoquímicos continuos de la herramienta Litho Scanner nos
ayudó a comprender mejor nuestra concesión en una cuenca
sedimentaria generadora de hidrocarburos geológicamente
compleja. La combinación de software y nueva tecnología nos
permitió evitar la inversión de tiempo no productivo en la extracción de núcleos de zonas con poco potencial hidrocarburífero.
La exploración de petróleo y gas en las regiones árticas
es desafiante, pero puede llevarse a cabo de manera segura
y responsable. Las mejores prácticas desarrolladas durante los
años de operación en el norte de Canadá nos ayudan a proteger
el medioambiente y minimizar el impacto. Perforamos cuatro de
los seis pozos exploratorios planificados en un año, entre 2012 y
2013; a tres de esos pozos se pudo acceder desde la Autopista
Dempster y utilizamos los caminos, huellas, zonas de campamentos
y áreas perturbadas previamente. Dos de los pozos no fueron
perforados porque el manto de nieve tornó desaconsejable la
preparación del sitio.
No hace mucho tiempo, la exploración en las regiones árticas
era apenas un sueño, pero compañías como la nuestra lo están
convirtiendo en realidad. En el proceso, hemos aprendido que en
esas regiones la exploración exige ejercitar la paciencia, pero la
recompensa bien vale la espera. La evaluación de la cuenca Eagle
Plain que hemos encarado acaba de empezar; actualmente, estamos adquiriendo datos sísmicos 3D que nos ayudarán a conocer
su potencial hidrocarburífero y planificar las localizaciones de
perforación futuras. A diferencia de los exploradores de Klondike
que se aventuraron en el Territorio de Yukón en busca de oro,
pero que pronto cejaron en su intento para perseguir otras
aventuras, tenemos previsto permanecer aquí mucho tiempo.
Don Stachiw
Vicepresidente de exploración
Northern Cross (Yukón) Ltd.
Calgary, Alberta, Canadá
Don Stachiw es vicepresidente de exploración de Northern Cross (Yukón) Ltd.,
en donde dirige un equipo multidisciplinario de ingenieros y especialistas en
ciencias de la Tierra, dedicado a la exploración de recursos hidrocarburíferos
convencionales y no convencionales en la región ártica de la cuenca Eagle
Plain, en Yukón, Canadá. Don, que cuenta con 28 años de experiencia en
exploración y producción nacional e internacional de petróleo y gas, comenzó
su carrera profesional en Chevron Canadá en el año 1985. Desde entonces,
ocupó varias posiciones técnicas y ejecutivas senior y además fue miembro
del directorio en varias compañías de exploración y producción. Posee una
licenciatura (con mención honorífica) en geología de la Universidad de
Toronto, en Ontario, Canadá, y es geólogo profesional de la Asociación
de Ingenieros Profesionales y Geocientíficos de Alberta.
1
Schlumberger
Oilfield Review
www.slb.com/oilfieldreview
Editor ejecutivo
Lisa Stewart
Editores senior
Tony Smithson
Matt Varhaug
Rick von Flatern
Editores
Irene Færgestad
Richard Nolen-Hoeksema
Colaboradores
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
1
Exploración en el Ártico: Una ventana de oportunidades
Artículo de fondo aportado por Don Stachiw, vicepresidente de exploración
de Northern Cross (Yukón) Ltd.
4
En busca de energía limpia y accesible
Para fines del siglo XX, muchas universidades habían reducido
las actividades de investigación energética tan generalizadas
en las décadas de 1970 y 1980. Al incrementarse las preocupaciones en torno al cambio climático y la creciente demanda
de energía, la Universidad de Stanford y diversos patrocinadores de la industria lanzaron el Proyecto Clima Global y
Energía; una asociación pionera para abordar el desafío de
proporcionar energía limpia, segura y accesible para todos.
Este artículo analiza el avance relacionado con los proyectos
de almacenamiento geológico del carbono, la conversión de
biomasa en biocombustible, las baterías y las celdas solares.
18 Cuñas desviadoras para modificar
la trayectoria de los pozos
La desviación de la trayectoria es una estrategia común
para sortear las obstrucciones presentes en el fondo del
pozo, perforar pozos nuevos en busca de zonas más
productivas o perforar tramos laterales para maximizar
la exposición del pozo. Las cuñas de desviación se utilizan
desde hace mucho tiempo para modificar la trayectoria
en los pozos entubados. Los avances de la tecnología de
cuñas de desviación ahora confieren más flexibilidad a
los operadores para desviar la trayectoria, tanto en pozo
entubado como en agujero descubierto.
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,
archivada o transmitida en forma o
medio alguno, ya sea electrónico o
mecánico, fotocopiado o grabado,
sin la debida autorización escrita
de Schlumberger.
Septiembre de 2014
Volumen 6
Número 1
Consejo editorial
Hani Elshahawi
Shell Exploration and Production
Houston, Texas, EUA
28 Desarrollo de un fluido de alto rendimiento
a base de aceite para perforación exploratoria
Los fluidos de perforación pueden alterar las propiedades de
los fluidos y las rocas de formación, afectando en consecuencia
la evaluación de las formaciones. Para abordar esta limitación,
se ha desarrollado un nuevo fluido a base de aceite, lo que
asegura una mayor fidelidad de la información petrofísica
recabada en un pozo y a la vez mantiene las características
que requieren los operadores para la ejecución de operaciones
de perforación seguras y eficientes.
Gretchen M. Gillis
Aramco Services Company
Houston, Texas, EUA
36 Espectroscopía de alta definición:
Determinación de la complejidad mineralógica
Andrew Lodge
Premier Oil plc
Londres, Inglaterra
Roland Hamp
Woodside Energy Ltd.
Perth, Australia
Dilip M. Kale
ONGC Energy Centre
Nueva Delhi, India
George King
Apache Corporation
Houston, Texas, EUA
Los petrofísicos utilizan las herramientas de espectroscopía
de fondo de pozo para determinar la mineralogía y la
composición de las rocas. Estas herramientas han sido
ventajosas para ayudar a los científicos a comprender las
lutitas ricas en contenido orgánico y las rocas de formaciones
convencionales. Una nueva herramienta ofrece la capacidad
para computar el carbono orgánico total —que es importante
en la evaluación de las lutitas— y cuantificar los componentes
mineralógicos de las litologías complejas.
55 Colaboradores
Oilfield Review
SPRING 14
Litho Scanner Fig. opener
ORSPRNG 14 LTHOSCNR opener
58 Próximamente en Oilfield Review
58 Nuevas Publicaciones
60 Definición de los levantamientos sísmicos de reflexión:
Una introducción a las reflexiones sísmicas
Éste es el decimotercero 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
Dirigir las consultas
de distribución a:
Vlamir Bastos
Teléfono: (55) 21 3541 7000
(switchboard)
Directo: (55) 21 3541 7071
E-mail: vbastos@slb.com
En la portada:
Un ingeniero baja una herramienta de
espectroscopía de captura inducida por
neutrones de alta definición en una
formación simulada, en el Centro de
Calibración de Efectos Ambientales
de Schlumberger en Houston.
Los espectros derivados de las
mediciones obtenidas en muestras de
rocas y formaciones simuladas en dicho
centro caracterizan la respuesta de la
herramienta en ambientes conocidos.
Los petrofísicos utilizan el software
para procesar los datos espectroscópicos
combinados con la información derivada
de otras herramientas de perfilaje para
generar registros litológicos continuos,
tales como el del inserto, que
corresponde a la formación Eagle
Ford del sur de Texas, en EUA.
3
En busca de energía limpia y accesible
Zhenan Bao
Sally M. Benson
Yi Cui
Jennifer A. Dionne
Kate Maher
Universidad de Stanford
Stanford, California, EUA
En el año 2002, la Universidad de Stanford, junto con ExxonMobil, General Electric,
Wout Boerjan
Universidad de Gante–
Instituto Flamenco de Biotecnología
Gante, Bélgica
de gases de efecto invernadero. Actualmente, el programa GCEP se centra en la
Claire Halpin
Universidad de Dundee
Dundee, Escocia
Rod Nelson
Dave Nichols
Houston, Texas, EUA
John Ralph
Universidad de Wisconsin–Madison
Madison, Wisconsin, EUA
T.S. Ramakrishnan
Cambridge, Massachusetts, EUA
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review
Primavera de 2014: 26, no. 1.
Copyright © 2014 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo,
se agradece a Mark Brongersma, Chris Field, Pablo
García del Real, Thomas Jaramillo, Leigh Johnson,
Natalie Johnson, David Lobell, Maxine Lym, Michael
McGehee, Lynn Orr, Richard Sassoon, Mark Shwartz,
Michael Vosgueritchian, Chao Wang y Di Meng Wu
de la Universidad de Stanford, California; y a Philippe
Lacour-Gayet de la Organización IDO de París.
Google es una marca registrada de Google Inc.
Yahoo! es una marca registrada de Yahoo! Inc.
1. Comisión sobre el Petróleo y el Gas Global: Hard Truths:
Facing the Hard Truths About Energy. Washington, DC:
Consejo Nacional del Petróleo 2007, Departamento de
Energía de EUA.
Cannell M, Filas J, Harries J, Jenkins G, Parry M, Rutter
P, Sonneland L y Walker J: “El calentamiento global y la
industria de exploración y producción,” Oilfield Review 13,
no. 3 (Invierno de 2001/2002): 44–59.
2. Comisión sobre el Petróleo y el Gas Global, referencia 1.
3. Universidad de Stanford: Proyecto Clima Global y
Energía, http://gcep.stanford.edu/ (Se accedió el 4 de
febrero de 2014).
4
Schlumberger y Toyota, lanzaron el Proyecto Clima Global y Energía (GCEP); una
asociación entre el sector industrial y el académico, que reúne las fortalezas colectivas
y los conocimientos de ambos sectores para promover la investigación de alto riesgo
y a largo plazo enfocada en nuevos sistemas energéticos que reduzcan las emisiones
tecnología y la investigación de fuentes de energía con bajas emisiones de carbono y
actualmente la asociación incluye a DuPont y a la corporación Banco de América.
La década de 1970 generó una ola de investigación que se centró en la energía renovable, la
eficiencia energética y la reducción de la contaminación producida por los combustibles fósiles.
No obstante, hacia fines de la década de 1980 y a lo
largo de la década de 1990, muchas de las grandes
universidades de investigación de todo el mundo
desviaron su atención de la energía para enfocarla
en temas tales como la informática, la química computacional, la biotecnología, la ciencia de materiales y el campo en desarrollo de la nanotecnología.
A partir de los últimos años de la década de 1990
y comienzos de la de 2000, científicos de todo el
mundo expresaron preocupación acerca del cambio climático y la capacidad del mundo para responder a la demanda de energía, especialmente
Baterías de transporte
Almacenamiento de CO2
Captación de CO2
Celdas de combustible
de avanzada
Tecnologías avanzadas
de carbón
Combustión avanzada
Impactos del hidrógeno
Almacenamiento
de hidrógeno
Electrocatálisis
Sistemas de energía
basados en el carbono
Hidrógeno
Control de redes
Electroquímica y
redes eléctricas
Biohidrógeno
Otros
Energías renovables
Bioenergía
Separación solar del agua
Otros procesos de
conversión solar
Energía solar fotovoltaica
Almacenamiento
en red
Evaluación integrada
Análisis de sistemas
Investigación
exploratoria
Investigación bajo
el régimen de gastos
compartidos
> Investigación patrocinada por el Proyecto Clima Global y Energía. El programa GCEP financia
actividades de investigación enfocadas en cuatro áreas técnicas principales: los sistemas de energía
basados en el carbono, el hidrógeno, las energías renovables, y la electroquímica y las redes eléctricas.
Todos los esfuerzos de investigación están dirigidos al desarrollo de tecnologías de avanzada que
reduzcan de manera significativa las emisiones de gases de efecto invernadero. El tamaño de cada
sector de categoría de investigación representa el volumen acumulado de financiación que ha recibido.
Oilfield Review
la demanda de energía en rápido crecimiento, de
las economías en desarrollo.1 Líderes gubernamentales, corporativos y académicos abogaron por
un incremento de las inversiones en actividades de
investigación y desarrollo a largo plazo enfocadas
en todas las formas de suministro energético,
incluidas las tecnologías de energía con bajas emisiones de carbono, que pudieran ser escaladas
rápidamente para satisfacer la demanda global.2
Para hacer frente al desafío, la Universidad de
Stanford en California, EUA —junto con los auspiciantes corporativos constituyentes ExxonMobil,
General Electric (GE), Schlumberger y Toyota
Motor Corporation— lanzó el Proyecto Clima
Global y Energía (GCEP). Se trataba de un nuevo
tipo de asociación entre la industria y los expertos
académicos, que apalancaría sus fortalezas colectivas en materia de investigación y tecnología para
promover nuevos enfoques con respecto a la energía limpia y accesible.3 En el momento del lanzamiento del GCEP en el año 2002, los cuatro
auspiciantes corporativos en conjunto destinaron
al programa un total de USD 225 millones por el
Volumen 26, no.1
término de diez años. Actualmente, ExxonMobil,
GE y Schlumberger siguen brindando su apoyo
junto con los nuevos patrocinadores DuPont y el
Banco de América. En virtud del acuerdo GCEP,
los auspiciantes corporativos reciben licencias
no exclusivas por las nuevas tecnologías desarrolladas a través del programa. De particular valor
y beneficio para los patrocinadores, ha sido el
desarrollo de una rica comunidad académica que
continúa atrayendo una masa de estudiantes de
primer nivel hacia la adopción de carreras relacionadas con la energía; específicamente hacia la
ciencia y la tecnología y en un sentido más amplio
hacia los negocios, las ciencias del comportamiento y la formulación de normativas.
Desde hace mucho tiempo, las universidades
actúan como centros de innovación que fomentan la investigación fundamental enfocada en la
ciencia y la ingeniería. Innumerables tecnologías
han llegado al mercado desde los laboratorios universitarios, sobre todo en el ámbito electrónico e
informático (IT). La Universidad de Stanford,
situada en medio del Valle del Silicio, ha dado ori-
gen a algunas de las compañías de alta tecnología
más importantes del mundo. Hewlett-Packard,
Sun Microsystems, Google, Cisco Systems y Yahoo!
se encuentran entre las numerosas compañías
con raíces en Stanford.
Durante más de una década, el programa
GCEP ha financiado propuestas que las fuentes
de financiación tradicionales podrían considerar
demasiado riesgosas, pero que poseen el potencial para transformar los sistemas de generación
de energía de todo el mundo y reducir el calentamiento global. Los líderes del programa GCEP
sostienen que un portafolio de investigación de
alto riesgo debe ser intensamente diversificado
(página anterior). En términos financieros, este
enfoque es equivalente al de la asignación diversificada, según el cual un inversor realiza múltiples inversiones para obtener un alto retorno.
Este enfoque es quizá la mejor estrategia para
abordar el cambio climático global porque es
improbable que una sola tecnología resuelva un
desafío de tal magnitud.
5
10
9
Total
Carbón
Petróleo
Gas natural
Producción
de cemento
Emisiones de CO2, Gt C/año
8
7
6
5
4
3
2
1
0
1960
1965
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
Año
> Tasa de emisiones de CO2 por fuente. Las emisiones globales totales de CO2 provenientes de los
combustibles fósiles y la producción de cemento totalizaron 9,7 miles de millones de toneladas métricas [11 mil millones de toneladas estadounidenses] de carbono (Gt C) por año en 2012, lo que implicó
un incremento de 3,8 veces con respecto al año 1960. En 2012, el porcentaje de emisiones globales de
CO2 provenientes del carbón, el petróleo, el gas natural y la producción de cemento fue del 43%,
33%, 19% y 5%, respectivamente. (Datos del Proyecto Mundial sobre el Carbono, referencia 11.)
Desde sus orígenes, el programa GCEP ha cuestión de meses, las nuevas tecnologías energétifinanciado más de 80 proyectos innovadores en cas normalmente requieren un volumen consideraStanford y en otras instituciones de todo el mundo, ble de inversiones financieras y en investigación y a
desde las tecnologías nanoescalares que lograron menudo tienen que superar los sistemas convenmejorar significativamente la duración de las cionales o adaptarse a los mismos. Por ejemplo,
baterías hasta las fábricas de células microbianas las centrales eléctricas operadas a carbón se
que convierten la electricidad limpia en metano construyen en base al supuesto de que perdura[CH4] y desde la utilización de la fotosíntesis para rán más de 30 años. A pesar de la extensión del
la generación de hidrógeno hasta las técnicas horizonte de tiempo, las actividades de investigapara el almacenamiento geológico permanente ción patrocinadas por el programa GCEP han
del dióxido de carbono [CO2]. Además, el pro- generado compañías subsidiarias y han estimugrama sustenta la ejecución de análisis y evalua- lado el otorgamiento de nuevas colaboraciones
ciones de tecnologías energéticas y del impacto multimillonarias en el Departamento de Energía
Oilfield yReview
de EUA y otras instituciones.
del consumo de energía en el medio ambiente,
es sede de un simposio anual, celebradoSPRING
por pri-14
GCEP Fig. 2
mera vez en 2005, en el que los científicos que Antecedentes del proyecto
ORSPRNG 14 GCEP 2
reciben fondos del GCEP dan a conocer sus últimos La misión principal del programa GCEP, que se
hallazgos.4 Los simposios incluyen una serie de mantiene inalterada desde sus comienzos, es el
charlas relacionadas con el proyecto Energy 101 financiamiento de la investigación enfocada en
que introducen la ciencia básica de muchas de tecnologías potencialmente escalables —adaplas áreas de investigación. Los informes técnicos tables, expansibles y mejorables— que proporanuales, las charlas de la iniciativa Energy 101 y cionarán una oferta de energía abundante y
otros informes y videos se encuentran disponibles accesible, y a la vez reducirán el grave riesgo del
en la biblioteca técnica de acceso continuo del cambio climático.6
programa GCEP, que es una fuente de informaLos científicos de Schlumberger comenzaron a
ción valiosa relacionada con los temas cubiertos identificar el cambio climático como un significapor las actividades de investigación del GCEP.5
tivo desafío global a fines de la década de 1990 y se
El programa GCEP continúa financiando el lanzaron a la búsqueda de colaboradores en el
desarrollo de tecnologías con horizontes de tiempo ámbito académico para abordar el problema.7 En el
de varias décadas, que son típicos de los nuevos año 2001, los ejecutivos de Schlumberger se reuniesistemas energéticos. A diferencia de la industria ron con profesores clave de la Universidad de
de IT, en la que la penetración de los productos Stanford, que además habían contratado represende software en el mercado puede producirse en tantes de ExxonMobil para la adopción de un
6
nuevo enfoque con respecto a la investigación
energética basada en las universidades. En un
principio, los representantes de Schlumberger se
enfocaron en el almacenamiento y la captación del
carbono (CCS) para reducir el incremento de las
concentraciones de gases de efecto invernadero
(GHG) en la atmósfera, pero las conversaciones
con el cuerpo docente de Stanford y los ejecutivos
de ExxonMobil pronto fueron más allá del CCS.
Otras dos compañías involucradas en el sector energético —GE y Toyota— se unieron a Schlumberger
y a ExxonMobil ofreciendo su apoyo para ayudar a
establecer el nuevo Proyecto Clima Global y Energía.
Actualmente, ExxonMobil, GE y Schlumberger continúan patrocinando el programa GCEP. En 2011,
DuPont se incorporó a la asociación, pero Toyota
se retiró al año siguiente. En 2013, el Banco de
América se convirtió en un nuevo auspiciante
industrial del GCEP.8
La combinación de la experiencia práctica de
los auspiciantes con los conocimientos técnicos
especiales de Stanford y otras instituciones académicas ha permitido que el programa GCEP
identifique numerosas vías de investigación interesantes, instruyendo al mismo tiempo a la
próxima generación de formadores de opinión en
el ámbito energético.
Desde sus orígenes, el GCEP ha asignado más
de USD 130 millones a actividades de investigación
que involucran a más de 160 investigadores principales integrantes del cuerpo docente y 700 graduados e investigadores posdoctorales de más de
40 instituciones de investigación. En el año 2009,
Stanford creó el Instituto Precourt para la Energía
como organización coordinadora para el GCEP y
otros programas de investigación enfocados en la
energía.9
En los primeros años, el portafolio del GCEP
se centró en los análisis de sistemas, las tecnologías de combustión, el combustible hidrógeno, el
CCS y las celdas de combustibles. Con el tiempo, a
través de una serie de talleres sobre la energía y
aportes creativos de los profesores y los auspiciantes de la Universidad de Stanford, el portafolio de
investigación se expandió para incluir 18 categorías agrupadas en cuatro áreas: sistemas de energía basados en el carbono, hidrógeno, energías
renovables, y electroquímica y las redes eléctricas.
En los últimos años, las actividades de investigación del GCEP avanzaron para incluir la nanotecnología, la conversión electroquímica y la catálisis
diseñada para mejorar las tecnologías fotovoltaica
y de almacenamiento. Además, el proyecto financia actividades de investigación exploratoria que
prueban la factibilidad de ideas nuevas y prometedoras aún en estado embrionario.
Oilfield Review
Si bien el portafolio de investigación se ha
modificado en respuesta a las nuevas oportunidades y prioridades, la visión original del GCEP se
mantiene intacta: financiar potenciales tecnologías innovadoras que sean eficientes, benignas
desde el punto de vista ambiental y económicamente efectivas si se despliegan en gran escala.
Este artículo examina en profundidad algunos de
los más de 80 proyectos de investigación financiados por el GCEP desde el año 2002.
Sistemas de energía a partir del carbono
El crecimiento constante de la demanda energética es impulsado por el desarrollo económico y
poblacional mundial. Los combustibles fósiles
alimentaron la mayor parte de las actividades
humanas desde la revolución industrial y su utilización no parece estar declinando al menos en el
futuro previsible.10
Las fuentes de energía basadas en combustibles fósiles (carbón, petróleo y gas natural) emiten principalmente CO2 y vapor de agua, lo que
ha producido la acumulación atmosférica de CO2
a un ritmo acelerado. Según el Proyecto Mundial
sobre el Carbono, ese ritmo se incrementó hasta
alcanzar alrededor de 9,7 miles de millones de
toneladas métricas [11 mil millones de toneladas
estadounidenses] de carbono [C] por año en 2012
(página anterior).11 Entre la comunidad científica,
existe un consenso creciente acerca de que la concentración acelerada de CO2 atmosférico, causada
por la actividad humana, está contribuyendo al
cambio climático. Es probable que el incremento
de las temperaturas atmosféricas, uno de los resultados del cambio climático, produzca efectos significativos en el nivel del mar, la cadena trófica
marina y la distribución del agua dulce y las tierras
arables, situación que afectará a miles de millones
de personas en todo el mundo.12
Las actividades de investigación del GCEP
enfocadas en la energía generada a partir del carbono están dirigidas a incrementar la eficiencia de
la energía proveniente de los recursos hidrocarburíferos y reducir o eliminar sus emisiones GHG.
Por ejemplo, el GCEP financia actividades de
investigación centradas en procesos de combustión de avanzada que podrían traducirse en técnicas de quema de combustibles fósiles más limpia;
un nuevo motor diésel que no produce hollín
sería uno de los resultados de esta investigación.
Otra área de investigación importante es la
de CCS. Según el Panel Intergubernamental del
Cambio Climático, las centrales de energía eléctrica son la fuente más grande de emisiones GHG
globales.13 Hasta que se desarrollen fuentes de
energía alternativas, evitar que esas emisiones lle-
Volumen 26, no.1
guen a la atmósfera es una manera más promisoria
de reducir su efecto en el clima. Numerosos grupos
de investigación del GCEP están buscando formas
Magnesita
Serpentinita
Peridotita
(principalmente olivino)
0
cm
15
de separar y captar el CO2 proveniente de chimeneas industriales, utilizando membranas y procesos de absorción físicos y químicos. Otros grupos
están estudiando una diversidad de técnicas para
el almacenamiento geológico a largo plazo de las
emisiones captadas de CO2.
Retorno del carbono a la Tierra: Un procedimiento novedoso de almacenamiento geológico
del carbono (GCS) es la carbonatación mineral, en
la que el CO2 reacciona con los minerales silicatos
e hidróxidos, tales como el olivino [Mg2SiO4] y la
serpentina [Mg3Si2O5(OH)4], para formar minerales carbonatos estables, tales como la magnesita [MgCO3] (abajo).14 La carbonatación mineral
para el almacenamiento de CO2 presentaría nume-
Olivino
Magnesita
Serpentina
0
mm
10
> Carbonatación mineral en diversas escalas. La carbonatación mineral produce magnesita a partir
del olivino y la serpentina y es visible en muchas escalas. Una fotografía de la pared de roca
brechiforme (extremo superior izquierdo) de la mina Red Mountain de California muestra un nódulo
de magnesita (blanco) y la formación de filones entre los fragmentos de peridotita y serpentinita.
Un geocientífico sostiene un fragmento de muestra (derecha) de la mina Red Mountain y señala la
presencia de fracturas y de filones de magnesita (blanco). En la sección delgada (extremo inferior
izquierdo) se observan filones de magnesita y olivino fragmentado y minerales de serpentina.
(Fotografías e imagen de la sección delgada, cortesía de Kate Maher, Pablo García del Real y Mark
Shwartz, Universidad de Stanford.)
4. “Events,” Universidad de Stanford: Proyecto Clima
10. Comisión sobre el Petróleo y el Gas Global, referencia 1.
Global y Energía, http://gcep.stanford.edu/events/
11. “Carbon Budget 2013: An Annual Update of the Global
symposium/index.html (Se accedió el 4 de febrero
Carbon Budget and Trends,” Proyecto de Carbono
de 2014).
Global, (19 de noviembre de 2013),
5. “Technical Library,” Universidad de Stanford: Proyecto
http://www.globalcarbonproject.org/carbonbudget/
Clima Global y Energía, http://gcep.stanford.edu/learn/
(Se accedió el 14 de diciembre de 2013).
index.html (Se accedió el 4 de febrero de 2014).
El Proyecto de Carbono Global reporta las emisiones
6. “About Us,” Universidad de Stanford: Noticias
en toneladas métricas de carbono [C]. El carbono y el
sobre el Proyecto Clima Global y Energía,
dióxido de carbono [CO2] tienen un átomo de carbono
cada uno. La masa atómica del C es de aproximadamente
http://gcep.stanford.edu/about/index.html
12 y la masa molecular del CO2 es de aproximadamente 44.
(Se accedió el 4 de febrero de 2014).
Por consiguiente, para la conversión de toneladas
7. Cannell et al, referencia 1.
métricas de C a toneladas métricas de CO2, se debe
8. “DuPont Joins Stanford’s Global Climate and Energy
multiplicar por 44/12 o 3,66; por ende, 1 tonelada métrica
Project,” Universidad de Stanford: Noticias sobre el
de C equivale a 3,66 toneladas métricas de CO2.
Proyecto Clima Global y Energía (12 de marzo de 2012),
Oilfield Review
12. Core Writing Team, Pachauri RK y Reisinger A (eds):
http://gcep.stanford.edu/news/dupont.html (Se accedió
SPRING 14 Climate Change 2007: Synthesis Report. Contribution of
el 29 de enero de 2014).
Groups I, II and III to the Fourth Assessment
GCEP Fig. 3 Working
Golden M: “Bank of America Joins Stanford’s Global
Report of the Intergovernmental Panel on Climate
Climate & Energy Project,” Universidad de Stanford:
ORSPRNG 14 Change.
GCEP 3Ginebra, Suiza: IPCC, 2007.
Noticias sobre el Proyecto Clima Global y Energía (9 de
13. “Global Greenhouse Gas Emissions Data,” Agencia de
octubre de 2013), http://gcep.stanford.edu/news/bofa_
Protección Ambiental de EUA, http://www.epa.gov/
pressrelease.html (Se accedió el 29 de enero de 2014).
climatechange/ghgemissions/global.html (Se accedió
9. “Stanford Launches $100 Million Initiative to Tackle
el 4 de febrero de 2014).
Energy Issues,” Universidad de Stanford: Informe de
14. Lackner KS: “Carbonate Chemistry for Sequestering
Stanford (12 de enero de 2009), http://news.stanford.
Fossil Carbon,” Annual Review of Energy and the
edu/news/2009/january14/pie-011409.html (Se accedió
Environment 27 (Noviembre de 2002): 193–232.
el 4 de febrero de 2014).
Oelkers EH, Gislason SR y Matter J: “Mineral
Universidad de Stanford, Instituto Precourt para la
Carbonation of CO2,” Elements 4, no. 5 (Octubre
Energía, https://energy.stanford.edu/ (Se accedió el 4 de
de 2008): 333–337.
febrero de 2014).
7
rosas ventajas con respecto al secuestro de CO2
en acuíferos salinos profundos y otras técnicas
GCS. Las reacciones de carbonatación mineral se
producen naturalmente y los productos de la
reacción son benignos y estables a lo largo del
tiempo geológico. Sin embargo, las reacciones
0
cm
químicas son lentas y deben ser aceleradas para
resultar viables para el secuestro de CO2 a escala
industrial.15
Un equipo de investigadores de Stanford recibió fondos del GCEP para estudiar las reacciones
químicas que se producen cuando se inyecta CO2
en minerales silicatos ricos en contenido de magnesio y calcio presentes en rocas máficas y ultramáficas; basaltos, peridotitas y serpentinitas. El equipo
de trabajo está llevando a cabo tanto estudios de
campo como estudios de laboratorio para compren-
3
> Magnesita en la mina Red Mountain. La roca
ultramáfica (extremo superior izquierdo,
amarillo-verde) contiene un filón de magnesita
(blanco). Esta muestra de roca exhibe
brechificación, o fragmentación, y las fracturas
se encuentran rellenas con magnesita.
Los científicos de Stanford (derecha) están
extrayendo muestras cerca de un nódulo de
magnesita blanca encastrado en una roca
ultramáfica verde. Un científico de Stanford
(extremo inferior izquierdo, en el fondo) recoge
muestras de uno de los filones de magnesita más
grandes contenidos en la peridotita de la mina
Red Mountain. (Fotografías, cortesía de Pablo
García del Real, Universidad de Stanford.)
15. Kelemen PB y Matter J: “In Situ Carbonation of
17. La peridotita es una roca ultramáfica compuesta por
Peridotite for CO2 Storage,” Actas de la Academia
más de 40% de olivino [(Mg,Fe)2SiO4] y menos de 10%
Nacional de Ciencias 105, no. 45 (11 de noviembre
de plagioclasa [NaAlSi3O8 –CaAl2Si2O8]. La serpentina
[(Mg,Fe)3Si2O5(OH)4] es un producto de la hidratación
de 2008):17295–17300.
del olivino.
Kelemen PB, Matter J, Streit EE, Rudge JF, Curry WB
18. La brechificación se refiere a la rotura, trituración y
y Blusztajn J: “Rates and Mechanisms of Mineral
fragmentación de las rocas. El resultado es la formación
Carbonation in Peridotite: Natural Processes and
de una brecha, que es una roca clástica compuesta por
Recipes for Enhanced, In Situ CO2 Capture and Storage,”
Annual Review of Earth and Planetary Sciences 39
fragmentos de roca rotos y angulares de grano grueso
(Mayo de 2011): 545–576.
encastrados en una matriz que es un cemento mineral
o bien un material clástico de grano más fino.
16. Maher K, Bird DK, Brown GE, Rosenbauer RJ, Kharaka
Y, Johnson N, García del Real P y Kang S-H: “Reactivity
19. El CO2 es un fluido supercrítico a presiones de más de
7,36 MPa [1 070 psi] y temperaturas superiores a 304°K
of CO2 in the Subsurface,” Stanford, California, EUA:
Proyecto Clima Global y Energía, Informe de Avance
[30,9°C, 87,5°F]. Para obtener más información, consulte:
del GCEP (2011).
Linstrom PJ y Mallard WG (eds): NIST Chemistry
WebBook. NIST Standard Reference Database Number
Maher K, Bird DK, Brown GE, Rosenbauer RJ, Kharaka
69, http://webbook.nist.gov (Se accedió el 18 de
Y, Johnson N, García del Real P, Kang S-H, Nelson J y
diciembre de 2013).
Thomas D: “Reactivity of CO2 in the Subsurface,”
Stanford, California: Proyecto Clima Global y Energía,
20. Las reacciones consideradas fueron las siguientes:
Oilfield Review
Informe de Avance del GCEP (2012).
SPRING 14 olivino + CO2 → magnesita + sílice amorfo
Maher K, Bird DK, Brown GE, Rosenbauer RJ,GCEP
ThomasFig. 4
Mg2SiO4 + 2 CO2 → 2 MgCO3 + SiO2
B, Johnson N, García del Real P, Kang S-H, Nelson JM,
serpentina
ORSPRNG
14 GCEP
4 + CO2 → magnesita + sílice amorfo + agua
Nielsen LC y Thomas D: “Reactivity of CO2 in the
Mg3Si2O5(OH)4 + 3 CO2 → 3 MgCO3 + 2 SiO2 + 2 H2O.
Subsurface,” Stanford, California: Proyecto Clima
Global y Energía, Informe de Avance del GCEP (2013).
8
der la cinética de la formación de la magnesita y la
generación de la porosidad y la permeabilidad
necesarias para la acumulación de magnesita.16
Las operaciones GCS requerirán la capacidad
para mejorar las velocidades de reacción y estimulación de las rocas de baja permeabilidad
(menos de 10 mD) para proporcionar y mineralizar volúmenes de CO2 considerables.
El sitio para el estudio GCEP es el distrito
minero de Red Mountain, en California, en donde
los depósitos de magnesita de calidad mineral se
formaron por la mineralización producida en las
peridotitas serpentinizadas.17 El sitio Red Mountain,
al este del campus de Stanford, contiene más de
20 filones de magnesita fina; los más extensos
poseen un espesor de 36 m [120 pies] y una longitud de al menos 270 m [890 pies]. En general, son
finamente cristalinos y brechiformes, lo que
indica que la magnesita se formó rápidamente en
un evento violento (izquierda).18 La brechificación
indica además que simultáneamente con la formación de magnesita se produjeron procesos de
sobrepresión y fracturamiento hidráulico natural.
Para explicar estas observaciones, el grupo de
investigación efectuó experimentos de carbonatación en el laboratorio y desarrolló modelos geomecánicos para mezclas fluidas de CO2 y salmuera.19
Los experimentos de laboratorio incluyeron reacciones discontinuas de olivino o serpentina, salmuera, CO2 y compuestos orgánicos, efectuadas
en condiciones de temperatura y presión deducidas de observaciones de campo y análisis isotópicos (próxima página).20
Los resultados de laboratorio y las observaciones de campo indican que los procesos tectónicos
desempeñaron un papel crucial en la generación
de las condiciones geológicas que condujeron a la
formación de magnesita en la mina. La Falla de
21. Dickinson W: “Overview: Tectonic Implications of
Cenozoic Volcanism in Coastal California,” Geological
Society of America Bulletin 109, no. 8 (Agosto de 1997):
936–954.
Atwater T y Stock J: “Pacific-North America Plate
Tectonics of the Neogene Southwestern United States:
An Update,” International Geology Review 40, no. 5
(1998): 375–402.
22. Shwartz M: “GCEP Scientists Probe Abandoned Mine
for Clues About Permanent CO2 Sequestration,”
Universidad de Stanford: Noticias sobre el Proyecto
Clima Global y Energía (10 de diciembre de 2013),
http://gcep.stanford.edu/news/abandonedmine.html
(Se accedió el 24 de enero de 2014).
23. Logan BE, Call D, Cheng S, Hamelers HVM, Sleutels
THJA, Jeremiasse AW y Rozendal RA: “Microbial
Electrolysis Cells for High Yield Hydrogen Gas
Production from Organic Matter,” Environmental
Science & Technology 42, no. 23 (1º de diciembre de
2008): 8630–8640.
Cheng S, Xing D, Call DF y Logan BE: “Direct Biological
Conversion of Electrical Current into Methane by
Electromethanogenesis,” Environmental Science &
Technology 43, no. 10 (15 de mayo de 2009): 3953–3958.
Oilfield Review
Sistemas de energía renovable
La energía renovable, tal como la biomasa, la energía solar y la energía eólica, es un recurso prácticamente ilimitado con consecuencias ambientales
mínimas. En el programa GCEP, el enfoque de la
investigación en el ámbito de la energía renovable se centra en la bioenergía y la energía solar.
En el área de la bioenergía, los investigadores
del GCEP están desarrollando nuevos métodos
Volumen 26, no.1
Válvula de
muestreo
Línea de
fluido presurizado
Orificio de
termocupla
Tubo capilar de
titanio revestido
en oro
Cabezal del
recipiente
de presión
Manga de
oro plegable
de 210 mL
Recipiente
de presión
Fluido de
confinamiento
dentro del
recipiente
de presión
5 cm
2 in.
Precipitación de la magnesita (MgCO3)
mejorada con compuestos orgánicos
250
Concentración de magnesio, mol/m3
San Andrés, en California, se encuentra a menos
de 64 km [40 mi] al oeste de Red Mountain. La falla
se formó hace unos 29 millones de años y generó
una ventana astenosférica (slab window), o un
gran boquete, en la Placa de Farallón, una antigua
placa tectónica oceánica que subductó en dirección hacia el este por debajo de la Placa Norteamericana.21 La configuración tectónica de la transición de la zona de subducción de la Placa de
Farallón al sistema de fallas de transformación
de San Andrés generó una ventana astenosférica
de adelgazamiento cortical y una corriente
ascendente de la astensofera caliente. Esta configuración produjo un alto grado de magmatismo y
flujo de calor que aún persiste en nuestros días;
la geología volcánica y la actividad geotérmica
del Condado de Sonoma, en California, al norte
de San Francisco, están relacionadas con el calor
proveniente de la ventana astenosférica.
Después de la formación de la ventana astenosférica, el calor se elevó hacia la superficie e
incrementó la temperatura del agua y del CO2
líquido entrampado en las rocas ultramáficas.
La temperatura más elevada puede haber provocado el incremento del volumen del fluido, generando presión suficiente para fracturar la roca
hospedadora ultramáfica verde y permitir la formación de filones de magnesita blanca a partir de
los fluidos ricos en Mg y CO2.
Los investigadores de Stanford llevaron a
cabo un análisis isotópico de las muestras de
magnesita recolectadas en la mina. Los resultados del análisis indican que cuando se abrió la
Falla de San Andrés, se formó magnesita a 1 km
[0,6 mi] por debajo de la superficie a medida que
las temperaturas se elevaron de 12°C [54°F] a
30°C [86°F]. En teoría, el conocimiento de que es
posible que se produzca carbonatación a temperaturas casi ambiente brinda confiabilidad a los
investigadores en la posibilidad de secuestrar CO2
atmosférico mediante su conversión en magnesita
pura. No obstante, el equipo del programa GCEP
aún debe reproducir este proceso en el laboratorio.
Finalmente, para garantizar el éxito de la técnica
de carbonatación mineral, los científicos también
tendrán que hallar una forma de lograr que la roca
ultramáfica se vuelva permeable.22
T: 60°C
P : 8 MPa
200
CO2 + 10 mol/m3 de ácido salicílico
CO2 solamente
Relación
fluido-sólido
= 20:1
CO2 + 100 mol/m3 de tirón
150
100
Relación
fluido-sólido
= 50:1
50
0
0
10
20
30
CO2 solamente
40
50
Tiempo, días
> Aparato y datos de un experimento de carbonatación. Los científicos utilizan el aparato hidrotérmico
(extremo superior izquierdo y derecho) para estudiar las reacciones discontinuas del olivino o la
serpentina, la salmuera, el CO2 y los compuestos orgánicos. El dispositivo está compuesto por una
manga de oro plegable (con un volumen de aproximadamente 210 mL [13 pulgadas3]) provista de un
tubo de salida capilar de titanio revestido en oro de pequeño diámetro (2,3 mm) y una válvula de
muestreo que permite a los científicos muestrear los fluidos y los gases durante el desarrollo de
un experimento. La temperatura (T ) y la presión de confinamiento (P ) dentro del recipiente de presión
se miden a través del orificio de la termocupla y la línea de fluido presurizado. La gráfica (extremo
inferior ) de la concentración de magnesio [Mg] en función del tiempo muestra los resultados
seleccionados para la reacción del olivino [Mg2SiO4] con el CO2 y con el CO2 más los compuestos
orgánicos para producir magnesita [MgCO3] a 60°C [140°F] y 8 MPa [1 160 psi]. En comparación con
los experimentos que utilizan CO2 solamente (círculos abiertos), la velocidad de disolución del olivino
y la conversión en magnesita se mejoran (círculos sólidos) en presencia de compuestos orgánicos
(el ácido salicílico y el tirón, que es la sal disódica del ácido 4,5-dihidroxibenceno, 1,3-disulfónico)
que forman complejos o estructuras de coordinación con el Mg y el silicio [Si] (datos no mostrados);
las curvas rojas y azules corresponden a condiciones experimentales en las cuales las relaciones
Oilfield Review
fluido-sólido son de 20:1 y 50:1, respectivamente.
Las regiones sombreadas indican cuándo la solución
SPRINGa14
precipitar; la precipitación se inicia antes, en
se satura con Mg y cuándo la MgCO3 comienza
GCEP Fig.fotografía
5
presencia de compuestos orgánicos. (Ilustración,
y gráfica de datos, cortesía de Kate
ORSPRNG 14 GCEP 5
Maher, Universidad de Stanford.)
para generar electricidad a partir de bacterias productoras de metano, denominadas metanogenes.23
Otros investigadores están tratando de hallar nuevos métodos de conversión del material vegetal, o
biomasa, en combustibles neutros en carbono.
Manipulación de la lignina para los biocombustibles: Uno de los equipos del programa GCEP
está centrando su atención en especies vegetales,
tales como el pasto silvestre y el álamo, que pueden cultivarse en terrenos de menor calidad con
9
100
Conversión de la celulosa en glucosa, %
90
80
70
60
Planta silvestre de control para cse-1
cse-1
Planta silvestre de control para cse-2
cse-2
50
40
30
20
10
0
0
10
20
30
40
Tiempo, h
50
Control
cse-1
cse-2
cse-2 CSE
> Conversión de la celulosa en glucosa. La reducción de la efectividad del gen CSE involucrado en la elaboración de la lignina de la planta
a través de la mutación knockdown cse-1 (izquierda, verde) y de la mutación knockout cse-2 (rojo) se traduce en un incremento de la
conversión de la celulosa en glucosa, respecto de las plantas silvestres de control (negro). Los puntos de medición son valores promedio y
las barras verticales de error asociadas indican el error estándar de la media. La planta mutante cse-1 con mutación knockdown (derecha,
segunda desde la izquierda) no muestra una reducción del crecimiento en comparación con las plantas silvestres normales (Control)
porque la expresión del gen CSE ha sido reducida pero no eliminada. La planta mutante cse-2 con mutación knockout (centro) exhibe un
crecimiento reducido porque la expresión del gen CSE ha sido eliminada. Las dos plantas de la derecha (cse-2 CSE) son las plantas
mutantes cse-2 que han sido recuperadas mediante la reintroducción de una copia normal del gen CSE, que elabora una enzima CSE
funcional y restituye nuevamente el crecimiento a la planta. (Gráfica de datos adaptada de Vanholme et al, referencia 26. Fotografía,
cortesía de Claire Halpin, Universidad de Dundee.)
menos agua y menos fertilizantes que los que se
necesitan para los cultivos convencionales, tales
como los cereales y la caña de azúcar.
Las paredes celulares de las plantas contienen grandes cantidades de celulosa; cadenas de
moléculas de azúcar que pueden ser fermentadas
para convertirse en etanol y otros biocombustibles a base de alcohol. El descubrimiento de una
forma ambientalmente benigna de liberar el azúcar de la materia prima celulósica constituye un
desafío significativo.
La celulosa se encuentra contenida en un
polímero similar al cemento denominado lignina,
un componente de las paredes celulares de las
plantas que les confiere la resistencia estructural.
La lignina representa entre el 20% y el 35% de la
biomasa lignocelulósica. La liberación del azúcar
de la pared celular es un proceso con gran consumo de energía que requiere sustancias químicas fuertes para la extracción de la lignina.
Desde el año 2008, el programa GCEP ha proporcionado fondos a un grupo internacional de científicos del Vlaams Instituut voor Biotechnologie
(Instituto Flamenco de Biotecnología) dependiente de la Universidad de Gante en Bélgica; la
Universidad de Dundee y el Instituto James
Hutton de Dundee, en Escocia; y la Universidad
de Wisconsin–Madison, en EUA. El objetivo de la
investigación es modificar la estructura de la lig-
10
nina y a la vez mantener sus características beneficiosas para el desarrollo vegetal. El objetivo a
largo plazo es modificar la lignina para la simplificación del procesamiento destinado a facilitar
la conversión de celulosa en alcohol.
En el año 2013, el equipo del GCEP descubrió
una enzima en la ruta biosintética de la lignina,
denominada caffeoyl shikimate esterase (CSE), que
afecta la eficiencia de la producción de azúcares
fermentables a partir de la biomasa. Los científicos
sometieron a pruebas dos plantas genéticamente
modificadas, una mutación de tipo knockdown de
cse-1 y una mutación de tipo knockout de cse-2.24
Oilfield
Review
Estas mutaciones
redujeron
el contenido de lignina
SPRING 14
de las plantas,GCEP
lo que
demostró
que la mutación
Fig. 6
produce una enzima
con
un
rol
central
ORSPRNG 14 GCEP 6 en la biosíntesis de la lignina. En estas mutaciones, la alteración de la función del gen CSE dio como resultado
una planta más pequeña con un 36% menos de lignina por gramo de material de tallo en comparación con las plantas silvestres de control.25 Además,
hizo que la lignina redujera su adherencia similar
a la del cemento en la celulosa, lo que se tradujo
en un incremento en más de cuatro veces de la
conversión de la celulosa en glucosa, que pasó del
18% al 78% (arriba).26 Este incremento sustancial
de la liberación de la glucosa no requirió tratamiento químico alguno previo de las paredes
celulares.
Es probable que la manipulación del gen CSE
demuestre ser una estrategia valiosa para modificar los cultivos de biomasa para aplicaciones industriales, tales como los biocombustibles y la pasta de
madera para la producción de papel. Por ejemplo,
los genetistas podrían llegar a seleccionar determinadas poblaciones silvestres y cultivadas de cultivos
energéticos celulósicos —tales como los álamos, los
eucaliptos y el pasto silvestre— para la obtención
de genes mutados o no funcionales relacionados
con el gen CSE que faciliten la conversión de la biomasa en combustibles líquidos. Alternativamente,
los científicos podrían modificar el gen CSE para
reducir la cantidad de lignina presente en las paredes celulares de estos cultivos.
Una alternativa con respecto a los biocombustibles consiste en utilizar la fuente principal de
energía renovable, que es la radiación solar.
Existen actividades de investigación en curso,
patrocinadas por el programa GCEP, para desarrollar celdas solares más baratas y más eficientes y nuevas tecnologías que aprovechen tanto el
calor como la luz del Sol en un solo dispositivo.
Energía fotovoltaica solar: El aprovechamiento del Sol: Todos los días, la superficie terrestre
recibe unos 100 × 1020 joules (J) de radiación solar.
En términos de energía, esto equivale a aproximadamente 240 W/m2, o unos 17 100 kW/persona.27
Esta cifra es más que suficiente para alimentar
Oilfield Review
24. Una mutación knockdown es una mutación en la cual la
expresión del gen apuntado se reduce —el gen
conserva la función pero no es tan activo como el
normal— de un modo similar a la reducción del volumen
de un televisor, por ejemplo. En una mutación knockout,
el gen apuntado se vuelve completamente afuncional
ya que es desactivado; la planta se comporta como
si el gen no estuviera allí. En nuestro caso, en la
mutante cse-1 con mutación knockdown, el gen CSE
conserva cierta función pero reducida de manera
considerable respecto del gen normal, en tanto que
en la mutante cse-2 con mutación knockout, el gen
CSE se desactiva completamente.
25. El término “tipo silvestre” se refiere a una especie que
es normal en comparación con una forma modificada o
mutante de esa misma especie. El concepto de “normal”
es relativo y no significa estrictamente “silvestre”
porque es importante comparar cada especie mutante
con la misma especie sin esa mutación. Diversas
especies podrían ser del tipo silvestre en situaciones
diferentes, pero no ser en sí una especie silvestre.
Volumen 26, no.1
2,5
Ultravioleta
10 a 380 nm
Visible
380 a 750 nm
Infrarrojo cercano
750 a 1 400 nm
Infrarrojo
750 nm a 1 mm
2,0
Irradiancia espectral, W/m2/nm
las economías mundiales. De acuerdo con la
Administración de Información Energética (EIA)
de EUA, y el Banco Mundial, los requerimientos
energéticos de todo el mundo oscilan entre menos
de 1 kW/persona, en los países económicamente
subdesarrollados, y aproximadamente 10 kW/persona en los Estados Unidos.28
Para resultar útil como fuente de energía, la
energía solar debe ser convertida y —si es necesario— almacenada y luego recuperarse a un costo
que resulte competitivo con el de los combustibles
fósiles. Hoy, la tecnología solar más utilizada es el
arreglo fotovoltaico (PV), o celda solar, que convierte la luz solar en electricidad sin combustión.
La energía solar de las celdas PV es renovable y
limpia y no produce emisión alguna de GHGs.
La mayoría de las celdas solares se fabrican
con silicio [Si], un semiconductor.29 Cuando la luz
solar da contra la celda, los fotones de ciertas longitudes de onda son absorbidos y esto hace que los
electrones de los átomos de Si se energicen y se
liberen de sus enlaces. Los electrones liberados
dejan huecos cargados positivamente que luego
son ocupados por otros electrones liberados.
El movimiento de los electrones entre un hueco y
otro genera una corriente eléctrica que puede ser
utilizada de inmediato o almacenarse en baterías
u otras tecnologías.
Para que un electrón sea liberado, tiene que saltar de la banda de valencia de baja energía del cristal de Si a la banda de conducción de alta energía.
Entre las dos bandas existe una región denominada banda prohibida, brecha de bandas o brecha
energética, en la que no hay electrones presentes.
Los electrones pueden saltar desde la banda de
valencia a la banda de conducción, a través de la
brecha de bandas, mediante la absorción de la
energía proveniente del calor o la luz.
Las celdas solares convencionales absorben
la radiación electromagnética, o fotones, del
espectro solar (arriba a la derecha). Los fotones
con energía por debajo de la brecha de bandas no
1,5
Tope de la atmósfera
Superficie del terreno
1,0
0,5
0
250
380
500
750
1 000
1 500
2 000
2 500
Longitud de onda, nm
1 200
789
600
400
300
200
150
120
0,83
0,62
0,50
Frecuencia, THz
4,96
3,26 2,48
1,65
1,24
Energía fotónica, eV
> Espectro de radiación solar. La gráfica muestra la irradiancia espectral —la potencia recibida por
unidad de área por longitud de onda— para la radiación solar que cae en el tope de la atmósfera
terrestre (gris) y la superficie terrestre (negro). Aproximadamente un 30% de la radiación solar se
vuelve a reflejar en el espacio. Las longitudes de onda de la radiación de la luz visible (espectro
cromático) varían entre 380 y 750 nm. El rango para la radiación ultravioleta (violeta) abarca desde
10 hasta 380 nm y el de la radiación infrarroja (IR) (rojo), desde 750 hasta 1 millón de nm [750 nm a
1 mm]. El rango IR posee subdivisiones. La subdivisión IR cercana es la más cercana a la luz visible
y oscila entre 750 y 1 400 nm. La longitud de onda, la frecuencia y la energía fotónica de la radiación
solar (ejes horizontales) se interrelacionan a través de dos constantes físicas universales: la
velocidad de la luz y la constante de Planck. La frecuencia es la velocidad de la luz dividida por la
longitud de onda y la energía fotónica es la frecuencia multiplicada por la constante de Planck.
son suficientemente energéticos para liberar
electrones de Si, en tanto que los fotones por
encima de dicha banda proporcionan demasiada
energía, que luego se pierde en forma de calor.
Los fotones infrarrojos cercanos (IR cercanos)
son los más eficientes en la estimulación de los
electrones para que salten a través de la brecha
de bandas y generen una corriente, a la vez que
se minimizan las pérdidas de calor excesivas.
El programa GCEP ha destinado fondos a varios
grupos de investigación para que investiguen nuevas formas de utilizar una mayor parte del espectro
solar e incrementar la eficiencia de la conversión
fotovoltaica de la luz solar en electricidad.
Oilfield Review
14La EIA de Estados Unidos reporta el consumo de
26. Vanholme R, Cesarino I, Rataj K, Xiao Y, Sundin L, SPRING 28.
Goeminne G, Kim H, Cross J, Morreel K, Araujo P, Welsh
GCEP Fig. 7energía en millones de unidades térmicas británicas
(MMBtu);
L, Haustraete J, McClellan C, Vanholme B, Ralph J,ORSPRNG 14
GCEP1 7MMBtu equivale a 1 055 056 kJ.
Simpson GG, Halpin C y Boerjan W: “Caffeoyl Shikimate
Para obtener más información sobre las estadísticas
Esterase (CSE) Is an Enzyme in the Lignin Biosynthetic
energéticas internacionales, consulte: “International
Pathway in Arabidopsis,” Science 341, no. 6150 (6 de
Energy Statistics,” US EIA, http://www.eia.gov/cfapps/
septiembre de 2013): 1103–1106.
ipdbproject/iedindex3.cfm?tid=44&pid=
45&aid=2&cid=regions&syid=2008&eyid=2012&unit=
27. Estos valores pueden ser estimados después de asumir
QBTU (Se accedió el 26 de febrero de 2014).
un albedo —coeficiente de reflexión— en el que el 30%
de la radiación solar incidente es reflejada por las
El Banco Mundial reporta el consumo de energía en kg
nubes y la superficie terrestre, la superficie terrestre es
de petróleo equivalente (koe); 1 koe equivale a 41 868 kJ.
de 5,1 × 1014 m2 [5,5 × 1015 pies2] y la población mundial
Para obtener más información sobre el consumo
es de aproximadamente 7 000 millones de habitantes.
energético, consulte: “Energy Use (kg of Oil Equivalent
Para obtener más información sobre los factores
Per Capita),” The World Bank, http://data.worldbank.
físicos del clima, consulte: Peixoto JP y Oort AH:
org/indicator/EG.USE.PCAP.KG.OE (Se accedió el 26 de
“Physics of Climate,” Reviews of Modern Physics
febrero de 2014).
56, no. 3 (Julio de 1984): 365–429.
29. Semiconductor es un material cuya conductividad
Peixoto JP y Oort AH: Physics of Climate. New York City:
eléctrica es intermedia entre la de un conductor
Springer-Verlag, 1992.
eléctrico y un aislante eléctrico. Los semiconductores
se utilizan como materiales base para los componentes
electrónicos.
11
Radiación solar
500 nm
Contacto transparente
Celda solar
Electrodo de
conversión ascendente
2 µm
> Celda fotovoltaica de conversión ascendente. Un equipo de Stanford propuso una celda fotovoltaica (izquierda) para convertir los
fotones por debajo de la brecha de bandas en fotones de banda de conducción o, por encima de la brecha de bandas, en fotones que
pueden ser convertidos en energía utilizable. El electrodo híbrido de conversión ascendente (azul) está hecho con nanocables (NW) de
plata [Ag] mejorados con nanopartículas dopadas. La celda solar (rosado) absorbe fácilmente los fotones de energía de la banda de
conducción (flecha azul descendente). Los fotones por debajo de brecha de bandas (flecha roja descendente) atraviesan la celda solar y
el electrodo de conversión ascendente transforma sus energías en energías que pueden ser absorbidas por la celda solar (flecha azul
ascendente). Las imágenes (derecha) obtenidas con un microscopio electrónico de barrido (SEM) muestran los NWs de Ag (líneas
rectas) con nanopartículas de óxido de cinc [ZnO] (gránulos) con baja resolución (extremo inferior derecho) y alta resolución (extremo
superior derecho). (Imágenes SEM, cortesía de Jennifer Dionne y Di Meng Wu de la Universidad de Stanford.)
Un grupo de Stanford está investigando una
técnica denominada conversión ascendente, que
convierte los fotones por debajo de la brecha de
bandas en fotones con energía suficiente para
inducir a los electrones a que pasen a la banda de
conducción.30 Para facilitar el proceso de conversión ascendente, los científicos fijan un electrodo
especial en la parte posterior de una celda solar
(arriba).31 Los fotones por debajo de la brecha de
bandas, que normalmente atraviesan la celda, son
absorbidos por el electrodo y convertidos de
manera ascendente en un número más pequeño de
fotones por encima de la brecha de bandas, que se
re-emiten a la celda. El equipo de Stanford se está
centrando en la conversión ascendente de electro-
dos hechos con nanopartículas de fluoruro de sodio
e itrio [NaYF4] dopadas con iones de iterbio [Yb3+]
y erbio [Er3+]. Estos nuevos electrodos son eficientes para la conversión ascendente de los fotones
por debajo de la brecha de bandas en fotones por
encima de la brecha de bandas. Los resultados
iniciales del proceso de conversión ascendente
son prometedores; los electrodos híbridos construidos con nanocables (NWs) de plata [Ag] pulverizados y nanopartículas dopadas de NaYF4
alcanzaron eficiencias de conversión ascendente
entre cuatro y cinco veces superiores a las de los
electrodos sin tratar.
Oilfield Review
Otro grupo
SPRING
14 del programa GCEP de Stanford y la
Universidad
GCEP Fig.de8Illinois en Urbana-Champaign, EUA,
está investigando la conversión de energía termofotovoltaica (TPV) de la energía solar. El método TPV
busca incrementar la eficiencia de las celdas solares mediante la absorción del espectro de energía
de banda ancha de la luz solar. Para estimular la
conversión TPV, se coloca un elemento receptor-emisor entre el Sol y la celda solar (próxima
página, arriba). El receptor absorbe la radiación
solar y se calienta, convirtiendo la radiación del
Sol en energía interna. Esa energía es re-emitida
como luz IR cercana que puede ser absorbida por
una celda PV estándar y luego se convierte en
electricidad.
La eficiencia del método TPV se incrementa
con la temperatura. No obstante, la falla de los
30. Briggs JA, Atre AC y Dionne JA: “Narrow-Bandwidth
Solar Upconversion: Case Studies of Existing Systems
and Generalized Fundamental Limits,” Journal of
Applied Physics 113, no. 12 (28 de marzo de 2013):
124509-1–124509-5.
31. Dionne J, Salleo A y Wu D: “Upconverting Electrodes for
Improved Solar Energy Conversion,” Stanford, California:
Proyecto Clima Global y Energía, Informe de Avance del
GCEP (22 de abril de 2012).
Dionne J, Salleo A, Wu D, Wisser M y Garcia A:
“Upconverting Electrodes for Improved Solar Energy
Conversion,” Stanford, California: Proyecto Clima
Global y Energía, Informe de Avance del GCEP
(29 de abril de 2013).
32. Arpin KA, Losego MD, Cloud AN, Ning H, Mallek J,
Sergeant NP, Zhu L, Yu Z, Kalanyan B, Parsons GN,
Girolami GS, Abelson JR, Fan S y Braun PV:
“Three-Dimensional Self-Assembled Photonic
Crystals with High Temperature Stability for Thermal
Emission Modification,” Nature Communications 4,
artículo 2630 (16 de octubre de 2013).
33. Ramuz MP, Vosgueritchian M, Wei P, Wang C, Gao Y, Wu
Y, Chen Y y Bao Z: “Evaluation of Solution-Processable
Carbon-Based Electrodes for All-Carbon Solar Cells,”
ACS Nano 6, no. 11 (27 de noviembre de 2012):
10384–10395.
34. Para obtener más información sobre las nanopartículas
y las nanoestructuras, consulte: Barron AR, Tour JM,
Busnaina AA, Jung YJ, Somu S, Kanj MY, Potter D,
Resasco D y Ullo J: “Objetos grandes en paquetes
pequeños,” Oilfield Review 22, no. 3 (Marzo de 2011):
50–51.
35. Kroto HW, Heath JR, O’Brien SC, Curl RF y Smalley
RE: “C60: Buckminsterfullerene,” Nature 318, no. 6042
(14 de noviembre de 1985): 162–163.
12
ORSPRNG 14 GCEP 8
Oilfield Review
Emisor
Espectro total
de radiación solar
Celda PV
Receptor
Radiación infrarroja cercana
~1 500°K
1,0
Emisividad
Absortividad
1,0
0,5
0
~300°K
1
0
2
3
0,5
0
0
Longitud de onda, µm
1
2
Longitud de onda, µm
> Celda termofotovoltaica (TPV). Un equipo del programa GCEP está investigando la conversión TPV
de la energía solar. La celda TPV propuesta (extremo superior ) consiste en un receptor (gris), un
emisor (canela) y una celda fotovoltaica (PV) (plateado). El receptor absorbe el espectro total de
radiación solar de banda ancha. El par receptor-emisor se calienta hasta aproximadamente 1 500°K
[1 230°C, 2 240°F]. Luego, el emisor emite radiación IR cercana hacia la celda PV, que se encuentra a
temperatura ambiente o aproximadamente 300°K [27°C, 80°F]. La gráfica esquemática de absortividad
versus longitud de onda (extremo inferior izquierdo) muestra el espectro de luz solar (verde) que llega
al receptor, y la fracción (marrón) de cada longitud de onda absorbida por el mismo. La gráfica de
emisividad versus longitud de onda (extremo inferior derecho) muestra la fracción de cada longitud
de onda emitida (rojo) por el emisor; la emisividad varía en la banda IR cercana entre 0,7 y 1,3 μm
aproximadamente. La línea negra de guiones en 1,2 μm aproximadamente indica el nivel de energía
de la brecha de bandas de la celda PV de alrededor de 1 eV. La energía fotónica es inversamente
proporcional a la longitud de onda; las longitudes de onda 1, 2 y 3 μm equivalen a energías fotónicas
de 1,24, 0,62 y 0,41 eV, respectivamente.
Lámina de grafeno
Nanotubo de carbono
3
emisores a una temperatura de más de 1 000°C
[1 800°F] constituye una deficiencia porque la
radiación solar entrante puede calentarlos hasta
temperaturas aún más elevadas. Con el apoyo del
programa GCEP, el grupo de Stanford-Illinois
desarrolló un emisor de tungsteno revestido de
cerámica que se mantiene estable hasta una temperatura de 1 400°C [2 500°F].32 El tungsteno por
sí solo no puede subsistir a temperaturas de más
de 1 000°C. Pero el nuevo emisor posee una nanocapa de cerámica de dióxido de hafnio [HfO2]
sobre el tungsteno y es económico, lo que mejora
la factibilidad del método TPV.
Para procesar el silicio para las celdas solares
convencionales, la energía y la infraestructura
requeridas para elaborar los cristales que son
altamente puros y libres de defectos son costosas.
Diversos equipos de investigación del programa
GCEP están buscando formas de fabricar celdas
PV con materiales que no sean silicio, tales como
plástico y carbono. Estos materiales son atractivos porque abundan y resultan compatibles con
las técnicas de procesamiento industrial rápido.
Un grupo del programa GCEP de Stanford construyó la primera celda solar de trabajo en la que
todos los componentes están hechos de carbono.33
En vez de utilizar metales conductores como la
plata y el óxido de estaño e indio para los electrodos, el grupo utilizó nanotubos de carbono (CNT)
de pared simple para el cátodo y grafeno —láminas de carbono de espesor atómico— para el
ánodo (abajo).34 La capa activa de la celda se hizo
con CNTs y buckminsterfullerenos [C60], buckybolas o fubolenos, que son moléculas con forma de
balón de fútbol con un diámetro de aproximadamente un nanómetro, constituidas por 60 átomos
de carbono.35 La celda solar prototipo enteramente
de carbono absorbió la luz IR cercana pero con
Buckybolas
Oilfield Review
SPRING 14
GCEP Fig. 9
ORSPRNG 14 GCEP 9
> Formas de nanomateriales de carbono. Los científicos de Stanford están investigando celdas solares fabricadas exclusivamente con materiales a base
de carbono, tales como las láminas de grafeno, los nanotubos de carbono y las buckybolas.
Volumen 26, no.1
13
una eficiencia de laboratorio menor al 1% (abajo).
Para incrementar la eficiencia de la celda, el
equipo de trabajo está investigando otros materiales de carbono que puedan absorber un mayor
ancho de banda de luz.36
Almacenamiento en redes y baterías
Los recursos de energía renovable, tales como la
energía solar y eólica, son intermitentes. Si se pretende integrar efectivamente estas tecnologías en
la red eléctrica, será necesario contar con sistemas
de almacenamiento en gran escala que suministren el excedente de energía cuando la demanda
sea alta, pero la luz solar y el viento escasean.
Cátodo
Sustrato inicial
Después del funcionamiento cíclico
Película
Partículas
Nanocables
Transporte eficiente
de electrones 1D
Relajación fácil
de tensiones
Aceptor
Absorbedor
Ánodo
Sustrato
> Componentes de las celdas solares hechas
completamente de carbono. Las celdas solares
hechas completamente de carbono pueden ser
diseñadas con arquitecturas verticales (extremo
superior) u horizontales (no mostradas). El ánodo
(gris), que descansa sobre un sustrato (negro),
es transparente y se compone de nanotubos de
carbono (CNT) o de grafeno. La capa de absorción
(verde) consiste en CNTs semiconductores de
pared simple y absorbe la radiación solar.
La radiación genera excitones, que son pares
de electrones y huecos cargados positivamente.
Estos excitones se separan en huecos y electrones en la interfaz existente entre la capa de
absorción y la capa de aceptación (canela),
que está hecha de buckybolas de 6 átomos de
carbono [C60] o de 70 átomos de carbono [C70].
Algunos excitones también se forman en el C60,
especialmente en presencia de C70. Los electrones
generados pasan de los CNTs a las buckybolas,
en tanto que los huecos permanecen en los
CNTs. Los electrones fluyen hacia el cátodo de
carbono (azul claro). Una celda solar de pared
simple hecha completamente de carbono
(extremo inferior) es del tamaño de la uña del
pulgar o de alrededor de 1 cm [0,4 pulgadas]
de ancho. (Fotografía, cortesía de Zhenan Bao,
Michael Vosgueritchian y Mark Shwartz de la
Universidad de Stanford.)
14
Oilfield Review
SPRING 14
GCEP Fig. 11
ORSPRNG 14 GCEP 11
> Inmunidad a la fragmentación de los nanocables durante el funcionamiento
cíclico de la batería. Durante los ciclos reiterados de carga y descarga
—litiación y deslitiación— de las baterías de iones de litio, se producen
cambios de volumen del 400% en el Si. Dado que el cambio de volumen no
es reversible, las películas de Si (extremo superior) y las partículas
(segundo lugar contado desde arriba) tienden a pulverizarse durante el
funcionamiento cíclico. Por el contrario, los NWs (segundo lugar contado
desde abajo) desarrollados directamente en el colector de corriente
(sustrato gris) no se pulverizan ni se rompen en partículas más pequeñas
luego del funcionamiento cíclico; las esferas amarillas de los NWs son
nanopartículas hechas de metales tales como oro, titanio o níquel.
Los nanocables proporcionan una superficie extensa y una distancia corta
para la difusión del Li, además de vías de transporte continuas para los
electrones (extremo inferior, flecha rosada). Estos factores se traducen en
un incremento de la potencia de la batería. Además, los NWs facilitan la
relajación volumétrica de las tensiones (flecha verde de dos puntas) —la
capacidad para incrementarse o reducirse en volumen sin que se produzcan
fallas mecánicas— y el control de la interfaz (azul) durante el funcionamiento
cíclico, lo que produce un incremento de la vida cíclica de la batería.
(Adaptado de Chan et al, referencia 40.)
Con el auspicio del programa GCEP, los científi- les y otros tipos de energía necesarios para producos han comenzado a investigar diversas tecnolo- cir baterías y otras tecnologías de almacenamiento
en redes podría contradecir algunas de las ventagías de almacenamiento prometedoras. Oilfield Review
SPRING
Es preciso contar con nuevas tecnologías
de14 jas ambientales resultantes de la instalación de los
Fig. 12nuevos parques solares y eólicos.38
baterías para satisfacer las necesidades deGCEP
almace12 de Stanford calculó el costo, en términamiento de energía de la vida moderna.ORSPRNG
Pero los 14 GCEP
El equipo
requerimientos técnicos varían según la aplicación. nos de energía, para proporcionar almacenamiento
Para los vehículos y los dispositivos electrónicos, en las redes eléctricas futuras que sean alimentalas baterías deben tener alta energía específica y das intensamente con recursos renovables. Los
alta densidad de energía para alivianar el trans- resultados indicaron que el almacenamiento en
porte y la portabilidad.
redes puede ser costoso en energía, y que muchas
Por otra parte, el almacenamiento de energía tecnologías electroquímicas, tales como las batepara la red eléctrica requiere baterías capaces de rías de plomo-ácido y de iones de litio (Li-ion),
equilibrar la carga y compensar las fallas de red requerirán más energía para su producción y mantemporarias. Además del bajo costo y la durabili- tenimiento que otras tecnologías de almacenadad, las baterías de escala de red necesitan tener miento, tales como la energía hidroeléctrica de
una vida cíclica larga y alta potencia de salida.37 almacenamiento por bombeo y los sistemas de
Pero un análisis reciente, a cargo de los investi- almacenamiento de energía por medio de aire comgadores del programa GCEP de Stanford, reveló primido. Según los investigadores, una solución es
que la cantidad de recursos en combustibles fósi- el incremento de la vida cíclica de las baterías.
Oilfield Review
Micropartículas de silicio con revestimientos convencionales (SiMP)
Litiación
Deslitiación
Micropartículas de silicio con revestimiento de negro de humo + autorreparador (SHP-CB)
2
3
1
4
3
2
2 µm
1
4
2 µm
> Polímero autorreparador (SHP). Los comportamientos de las micropartículas de silicio (SiMP,
extremo superior) con revestimientos convencionales y las SiMPs revestidas con SHP-CB (centro)
difieren a lo largo de los numerosos ciclos de carga y descarga —litiación y deslitiación— de
las baterías. Los electrodos hechos con SiMPs convencionales fallan porque el aglomerante de las
partículas y el polímero puede agrietarse durante el funcionamiento cíclico, lo que provoca la pérdida
del contacto eléctrico. Los electrodos producidos a partir de SiMPs revestidas con SHP-CB mantienen
el contacto eléctrico entre las partículas rotas durante el funcionamiento cíclico. El aglomerante
SHP-CB no presenta grietas debido a su composición química autorreparadora y su capacidad
de estiramiento. Cuando se carga una batería, y su electrodo negativo se encuentra en su estado
litiado, en el revestimiento de SHP-CB aparecen grietas (extremo inferior izquierdo, líneas numeradas).
Cinco horas después de descargarse la batería y luego de producirse la deslitiación del electrodo
negativo, las grietas más pequeñas ya se han reparado (extremo inferior derecho, líneas numeradas).
(Ilustración e imágenes SEM, cortesía de Chao Wang, Yi Cui y Zhenan Bao de la Universidad de Stanford.)
El programa GCEP ha patrocinado varios pro- Stanford están estudiando formas de combatir el
yectos de investigación que utilizan novedosos daño producido en los electrodos a base de Si por
materiales y técnicas de nanoingeniería para la inserción y la extracción del Li. Las áreas de
mejorar la vida cíclica, la densidad de energía y la investigación incluyen nuevos diseños de nanoestructuras de Si, la incorporación de un hidrogel
naturaleza robusta de las baterías.39
Baterías avanzadas de iones de litio: Las bate- polimérico conductor de la electricidad en el
rías convencionales de iones de litio poseen tres electrodo a base de Si y el desarrollo de electrocomponentes: electrodos positivos producidos a dos autorreparadores.
partir de óxidos metálicos tales como elOilfield
óxido deReview Un equipo del Departamento de Ciencias de
SPRING 14
cobalto de litio [LiCoO2]; electrodos negativos Materiales e Ingeniería de Stanford investigó los
GCEP Fig. 13
de 13
Si y germanio [Ge] como material base.
hechos de grafito, una forma del carbonoORSPRNG
[C]; y un 14NWs
GCEP
solvente orgánico como electrolito. En la reacción Los electrodos de Si convencionales se fabrican a
química que alimenta la batería, el litio se ioniza partir de partículas o películas delgadas. Durante el
durante el ciclo de carga. No obstante, los electro- ciclo de carga, el electrodo experimenta una
dos hechos de carbono y LiCoO2 no pueden aceptar expansión de su volumen del 400%, lo que proaltas concentraciones de iones de litio. Por consi- voca su fractura y fragmentación (página anteguiente, la capacidad de carga de las baterías de rior, a la derecha). El equipo de trabajo descubrió
que los NWs poseen espacios entre ellos que periones de litio convencionales es limitada.
Los investigadores están considerando la pro- miten que el electrodo se expanda y se contraiga
ducción de baterías de iones de litio alternativas sin romperse en pedazos, lo que se traduce en un
con electrodos hechos de Si que admitan concen- ciclo de vida largo de la batería.40
traciones más elevadas de iones de litio que los
Los materiales autorreparadores constituyen
electrodos de carbono. Los investigadores de otro enfoque para incrementar la longevidad de las
Volumen 26, no.1
baterías recargables de iones de litio. Un equipo
de Stanford revistió micropartículas de silicio
(SiMP) con un polímero autorreparador (SHP)
blando y adaptable. El SHP se estira a medida que
las SiMPs se expanden durante la litiación y se
contrae durante la deslitiación. Para asegurar
que exista suficiente conducción electrónica en
el electrodo, los investigadores crearon un compuesto de nanopartículas de negro de humo (CB)
conductivo y SHP. Si se producen grietas en el
revestimiento del compuesto, el SHP se autorrepara, lo que garantiza que los fragmentos de
SiMP se mantengan intactos a lo largo de muchos
ciclos de batería. Además, el compuesto SHP-CB
mantiene su conductividad eléctrica durante los
ciclos de expansión y contracción. En las pruebas, y en comparación con los electrodos de avanzada hechos de SiMPs, los electrodos SHP-CB
lograron reiteradamente un incremento en orden
de magnitud de la vida cíclica y conservaron una
alta carga eléctrica (de hasta 3 000 amperios-hora
por kilogramo). La estabilidad de la batería fue el
resultado de la capacidad de autorreparación de
los electrodos (izquierda).41
36. Shwartz M: “GCEP Scientists Build the First All-Carbon
Solar Cell,” Universidad de Stanford: Noticias sobre el
Proyecto Clima Global y Energía (31 de octubre de 2012),
http://gcep.stanford.edu/news/all-carbonsolarcell.html
(Se accedió el 24 de enero de 2014).
37. La vida cíclica se refiere al número de ciclos de carga
y descarga que tienen lugar antes de que la batería
necesite ser reemplazada; las baterías de iones de
litio de los teléfonos celulares duran aproximadamente
500 ciclos o unos 2 años.
El régimen de descarga se refiere al tiempo que le lleva
a una batería descargarse completamente.
La densidad de energía se refiere a la energía por
unidad de volumen de la batería; las unidades SI típicas
son el joule/litro [J/L] y el vatio-hora/litro [W.h/L].
La energía específica se refiere a la energía por
unidad de masa de la batería; las unidades SI típicas
son el joule/kilogramo [J/kg] o el vatio-hora/kilogramo
[W.h/kg].
38. Barnhart CJ y Benson SM: “On the Importance of
Reducing the Energetic and Material Demands of
Electrical Energy Storage,” Energy & Environmental
Science 6, no. 4 (1º de abril de 2013): 1083–1092.
Barnhart CJ, Dale M, Brandt AR y Benson SM: “The
Energetic Implications of Curtailing Versus Storing
Solar- and Wind-Generated Electricity,” Energy
Environmental Science 6, no. 10 (1º de octubre de
2013): 2804–2810.
39. Shwartz M: “Calculating the Energetic Cost of
Grid-Scale Storage,” Universidad de Stanford: Noticias
sobre el Proyecto Clima Global y Energía (5 de marzo de
2013), http://gcep.stanford.edu/news/gridstoragecosts.
html (Se accedió el 4 de febrero de 2014).
40. Chan CK, Peng H, Liu G, McIlwrath K, Zhang XF, Huggins
RA y Cui Y: “High-Performance Lithium Battery Anodes
Using Silicon Nanowires,” Nature Nanotechnology 3,
no. 1 (Enero de 2008): 31–35.
Wu H y Cui Y: “Designing Nanostructured Si Anodes for
High Energy Lithium Ion Batteries,” Nano Today 7, no. 5
(Octubre de 2012): 414–429.
41. Wang C, Wu H, Chen Z, McDowell MT, Cui Y y Bao Z:
“Self-Healing Chemistry Enables the Stable Operation of
Silicon Microparticle Anodes for High-Energy
Lithium-Ion Batteries,” Nature Chemistry 5, no. 12
(Diciembre de 2013): 1042–1048.
15
Carbono
Nitrógeno
Sitio A
Sitio R
Sitio P
> Estructura cristalina cúbica abierta del azul de Prusia (PB). La estructura cristalina del PB (izquierda) es un entramado reticulado
cúbico abierto. El entramado es posible debido a la presencia de ligandos de carbono (negro)-nitrógeno (azules pequeños) de triple
enlace, que expanden la estructura y permiten la incorporación de cationes intersticiales monovalentes y divalentes y de moléculas
pequeñas en los sitios A (rojo transparente). Los sitios P (azules grandes) y R (marrones) se encuentran ocupados por cationes de
metales de transición, tales como el hierro, el cobre y el níquel. A la derecha, se muestra un montículo de polvo PB. (Modelo de
estructura cristalina, cortesía de Yi Cui de la Universidad de Stanford.)
Otro equipo de Stanford está investigando
nanomateriales con estructuras cristalinas similares a la del azul de Prusia (PB), un pigmento
utilizado para teñir blue jeans.42 La estructura
cristalina del PB posee una simetría cúbica que
forma cuadrados suficientemente grandes para
permitir la intercalación, o la inserción, de iones
grandes con poca distorsión (arriba). La intercalación de cationes divalentes en vez de monovalentes, tales como el Li+, es de utilidad para las
baterías, porque proporciona el doble del almacenamiento de carga de los cationes monovalentes
por punto de intercalación. En un experimento, el
equipo de Stanford sometió a pruebas electrodos
negativos hechos de hexacianoferrato de níquel
[C6FeN6Ni], cuya estructura cristalina es similar a
la del PB. Los resultados indicaron que los electrodos de C6FeN6Ni pueden ser intercalados con
cationes divalentes —específicamente con magnesio [Mg2+], calcio [Ca2+], estroncio [Sr2+] y bario
[Ba2+]— con frecuencias de ciclo altas (5 ciclos/h)
para lograr vidas cíclicas prolongadas (2 000 ciclos)
con poca distorsión de la estructura cristalina (1%)
y una eficiencia energética de ida y vuelta variable
entre el 79% y el 93% por ciclo.43
Los resultados de estos esfuerzos de investigación patrocinados por el programa GCEP para
diseñar baterías de larga duración y alta densidad
de energía resultan promisorios. Sin embargo, para
ser ampliamente adoptadas, estas tecnologías
deberán ser escalables, económicamente efectivas
y adaptables para la manufactura industrial.
La promesa del mañana
La asociación inicial entre la industria y los
expertos académicos, que constituye la base del
programa GCEP, ha incentivado y acelerado la
ejecución de nuevas actividades de investigación
cuyo avance habría resultado lento de no existir
el programa. Muchos de los descubrimientos y
tecnologías desarrollados a través del auspicio
del programa GCEP se han convertido en programas de investigación a gran escala en otras instituciones líderes de EUA.
Los proyectos patrocinados por el programa
GCEP también han contribuido a la creación de
cuatro centros importantes de investigación
energética financiados por el Departamento de
Oilfield Review
SPRING 14
GCEP Fig. 14
ORSPRNG 14 GCEP 14
16
Oilfield Review
Investigación
fundamental
Sistemas de energía
basados en el carbono
Hidrógeno
Electroquímica y
redes eléctricas
Otros
Energías renovables
Nuevas
direcciones
técnicas
Energía solar
Bioenergía
Transporte
Redes eléctricas
Almacenamiento
de carbono
Programas
complementarios
de investigación
y desarrollo
Gobierno
Compañías
emergentes
apoyadas en
tecnología
Colaboraciones
internacionales
Industria
Productos
y sistemas
energéticos
Electricidad
Vehículos
Plantas de
manufactura
Biocombustibles
Consumidores
Público general
Países en desarrollo
Fuerzas Armadas
Otros
> Dirección de la investigación. El programa GCEP (izquierda) financia actividades de investigación
fundamental que abren nuevas direcciones técnicas para la energía con bajas emisiones de carbono.
La demostración exitosa de las ideas se traduce en programas complementarios de investigación y
desarrollo (R&D) y los programas R&D exitosos se convierten finalmente en productos y sistemas
energéticos disponibles para los consumidores.
Energía (DOE) de EUA, incluidos el Centro
Conjunto para la Fotosíntesis Artificial en
Pasadena y Berkeley, California, un programa
con un presupuesto de USD 122 millones dedicado al desarrollo de tecnología de combustibles
solares artificiales; y el Consorcio Fotovoltaico
del Área de la Bahía en California, una iniciativa
financiada por la industria con un presupuesto de
USD 25 millones para reducir de manera significativa el costo de instalación de los sistemas fotovoltaicos a escala comercial.
En el año 2002, el GCEP era una de las pocas
instituciones del mundo dedicadas exclusivamente
42. Buser HJ, Schwarzenbach D, Petter W y Ludi A: “The
Crystal Structure of Prussian Blue: Fe4[Fe(CN)6]3·xH2O,”
Inorganic Chemistry 16, no. 11 (1º de noviembre de 1977):
2704–2710.
43. Wang RY, Wessells CD, Huggins RA y Cui Y: “Highly
Reversible Open Framework Nanoscale Electrodes for
Divalent Ion Batteries,” Nano Letters 13, no. 11 (13 de
noviembre de 2013): 5748–5752.
a la financiación de actividades de investigación
energética de alto riesgo (arriba). Cinco años después, el Congreso de EUA estableció el programa
Agencia de Proyectos de Investigación Avanzada
para la Energía (ARPA-E) dependiente del DOE,
con un presupuesto de USD 400 millones, para
financiar tecnologías energéticas similares de
alto potencial y alto impacto, consideradas demasiado riesgosas para inversionistas exclusivamente privados.
Para las compañías patrocinadoras, el programa GCEP sigue siendo una inversión importante para el futuro. Los patrocinadores conservan
los derechos de licencia por las tecnologías financiadas por el programa GCEP que algún día podrían
hallar aplicaciones nuevas y únicas. Por ejemplo,
las baterías livianas con una vida cíclica larga y alta
densidad de energía o las celdas PV de alta eficiencia con alta potencia de salida pueden ser incorporadas en los sistemas de campo de Schlumberger.
Dichas tecnologías podrían reducir el costo y la
infraestructura requeridos para los despliegues
en el campo en el largo plazo.
Desde sus comienzos, el programa GCEP ha
incentivado la colaboración a nivel interdisciplinario, interinstitucional e internacional entre
numerosos científicos. Además, a lo largo de los
años, cientos de estudiantes universitarios, graduados e investigadores post-doctorales han participado en proyectos patrocinados por el
programa GCEP o han asistido a cursos inspirados en proyectos GCEP. Los estudiantes de hoy se
convertirán en los formadores de opinión —científicos, ingenieros y responsables de la formulación de políticas— del mañana en el ámbito
energético. Y su contribución para la creación de
una comunidad internacional de investigadores
energéticos será quizá el legado más perdurable
del programa GCEP.
—RCNH
Oilfield Review
SPRING 14
GCEP Fig. 15
ORSPRNG 14 GCEP 15
Volumen 26, no.1
17
Cuñas desviadoras para modificar
la trayectoria de los pozos
Greg Bruton
Chesapeake Operating, Inc.
Oklahoma City, Oklahoma, EUA
Jimmy Land
David Moran
Shantanu Swadi
Houston, Texas, EUA
Ryan Strachan
Aberdeen, Escocia
Ketil Tørge
Stavanger, Noruega
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review
Primavera de 2014: 26, no. 1.
Copyright © 2014 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo,
se agradece a Joshua Anderson, Aliaksei Koran, Scott
LaBelle y Eric Wilshusen, Houston; James Bain, París;
Kendall Decou, Broussard, Luisiana, EUA; Aaron Miller,
Oklahoma City, Oklahoma, EUA; y Andrew Redden y
David Stewart, Aberdeen.
i-DRILL, Runner, TrackMaster, TrackMaster CH,
TrackMaster OH, TrackMaster OH-C, TrackMaster TT
y WhipSim son marcas de Schlumberger.
1. Una placa de base de perforación (template) es una guía
de metal utilizada para perforar múltiples pozos desde
una sola localización de superficie. La placa posee
múltiples bocas, que se utilizan para dirigir la posición
y la orientación de la tubería guía o de la sarta de perforación a medida que se perfora el pozo de superficie.
Cuando la producción de un pozo deja de ser rentable,
el operador puede optar por recuperar la boca de perforación, mediante el taponamiento del pozo original y la
desviación de la trayectoria para crear un pozo nuevo.
Las operaciones de recuperación de bocas generalmente implican la remoción de una sección de tubería
de revestimiento, seguida por una desviación de la
trayectoria en agujero descubierto o la creación de una
ventana de salida en la tubería de revestimiento
utilizando una combinación de cuña desviadora y fresa.
Para obtener más información sobre la recuperación de
bocas de perforación, 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.
2. Fuller GA y Edwards J: “Key Factors to Consider for
Sidetrack Success in Deepwater Operations Using
Synthetic Based Muds,” artículo OTC 23663, presentado
en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 30 de
abril al 3 de mayo de 2012.
3. Time drilling es un proceso que requiere una velocidad
de penetración extremadamente baja; a veces de menos
de 1 m/h [3 pies/h].
18
Históricamente, los perforadores han utilizado tapones de cemento en agujero
descubierto o cuñas desviadoras en pozo entubado para modificar la trayectoria de
los pozos. Mediante la incorporación de una innovadora ancla de fondo de pozo con
un arreglo de cuña desviadora, los perforadores pueden colocar cuñas desviadoras
en agujeros descubiertos sin preocuparse por la integridad del tapón de cemento.
Los avances introducidos en el diseño de cuñas desviadoras y fresas también están
reduciendo significativamente el tiempo requerido para iniciar las desviaciones en
pozos entubados.
Cuando no pueden diseñar un camino para atravesar un problema de fondo de pozo, los perforadores a veces realizan un desvío para sortearlo.
La desviación de la trayectoria a partir de un pozo
existente se lleva a cabo por diversos motivos;
raramente es accidental. En muchos más casos,
los operadores desvían la trayectoria del pozo
como alternativa al abandono del pozo de superficie cuando existe la necesidad de desviarse por la
presencia de detritos o formaciones inestables.
A veces, la desviación de la trayectoria se
efectúa para reposicionar la ubicación del fondo
del pozo si no se logra interceptar una zona productiva prospectiva. No obstante, cada vez con
más frecuencia, los operadores recurren a la desviación de la trayectoria del pozo como parte de
su estrategia de producción; es decir, desvían
deliberadamente la trayectoria de un pozo central para perforar tramos multilaterales y, en
yacimientos no convencionales, lo hacen para
perforar en sentido horizontal y así lograr la
máxima exposición del pozo. En los costosos
desarrollos marinos, la operación de desviación
de la trayectoria se utiliza para la recuperación
de bocas en una placa de base de perforación
(template) de una plataforma marina.1
Por lo general, se perfora y se registra un pozo
piloto vertical para determinar dónde se encuentra
el yacimiento y luego se construye un pozo desviado
a partir de ese pozo piloto. Si el punto de comienzo
de la desviación (KOP) se encuentra en pozo entu-
bado, el perforador necesitará colocar la cuña desviadora, fresar una ventana a través de la tubería de
revestimiento y perforar una ratonera de unos pocos
metros para establecer la desviación. Después de
cambiar el conjunto de fondo (BHA), el perforador
extiende la desviación utilizando un arreglo direccional. Si el punto de incio de la desviación (KOP)
se encuentra en agujero descubierto, la cuña desviadora se coloca en el agujero descubierto, pudiéndose utilizar de inmediato un arreglo de perforación
direccional para iniciar la desviación.
Estas estrategias de desviación de la trayectoria de los pozos se están volviendo especialmente
importantes conforme los operadores se aventuran
en ambientes desafiantes; sobre todo en las áreas
prospectivas de aguas profundas que requieren
pozos altamente desviados para alcanzar múltiples objetivos o en las áreas prospectivas a las que
sólo se puede acceder mediante la perforación de
formaciones de rocas duras y abrasivas. Este tipo
de condiciones pone de relieve la necesidad de
contar con una tecnología consistente y confiable
para la desviación de la trayectoria.
La confiabilidad puede ser un problema en ciertas operaciones de desviación de la trayectoria.
Tradicionalmente, la mayoría de las desviaciones
en agujero descubierto se inician desde un tapón
de cemento. Estas operaciones consisten en perforar un pozo piloto y luego colocar un tapón de
cemento que se extiende varios metros por encima
y por debajo del KOP. Una vez fraguado el cemento,
Oilfield Review
se utiliza un BHA direccional para iniciar la desviación del pozo y luego comenzar a perforar el
tramo desviado. El éxito de la desviación depende
en gran medida de la integridad del tapón de
cemento, que, a su vez, depende de la resistencia a la
compresión de la formación, la calidad del cemento
bombeado en el fondo del pozo y la cantidad de
tiempo permitido para el curado del cemento; lo
que a menudo implica al menos 24 horas.
Los operadores descubrieron una diversidad
de factores que pueden producir la falla o la
degradación del tapón de cemento:
• El fluido de perforación puede contaminar la
lechada de cemento.
• La presencia de lodo residual o de una película de
aceite puede impedir que el cemento se adhiera a
la pared del pozo.
• Los volúmenes de cemento bombeados en el
fondo del pozo pueden resultar inadecuados.
Volumen 26, no.1
• La falta de tiempo de espera para el curado del
cemento puede impedir que se desarrolle la
resistencia a la compresión necesaria para sustentar el tapón.
• El cemento formulado incorrectamente puede
no fraguar como se espera o dentro del tiempo
asignado.
Además de éstas, se han documentado otras numerosas causas.2
Habitualmente, la integridad del cemento se
determina con la barrena de perforación cuando
el operador procura iniciar la desviación desde
el tapón. Cualquier falla del cemento exige que el
operador vuelva a empezar todo el proceso: reperforar el cemento, efectuar un viaje de salida del
pozo, mezclar un nuevo lote de cemento, colocar un
nuevo tapón, dejar que cure e intentar nuevamente
otro inicio de la desviación; todo a un costo adicional sustancial.
Incluso, un tapón de cemento exitoso puede
implicar un costo elevado. El cemento debe ser desplegado en la localización de perforación, y luego
mezclarse y bombearse al fondo del pozo, donde es
mantenido bajo presión mientras fragua. A continuación, el perforador debe realizar un viaje de
entrada en el pozo con una barrena para preparar
el tapón hasta la profundidad requerida del KOP.
La preparación del tapón requiere bajo peso
sobre la barrena y baja velocidad de penetración
(ROP). Estas precauciones ayudan al perforador a
evitar el atascamiento de la barrena si se encuentra
inesperadamente con cemento sin curar. Cuando
alcanza el KOP, el perforador realiza un viaje de
salida del pozo para conectar y bajar un BHA direccional. Para iniciar la desviación del pozo, el perforador debe ejecutar los primeros metros muy
lentamente (modo time drill) a fin de que el pozo
adopte lentamente su nueva trayectoria.3
19
Cemento
Tubería de
revestimiento
Tope de
la ventana
Ancla
Fresa de
rectificación
Cemento
> Desviación de la trayectoria después del bombeo de cemento. Con el ancla en su lugar, el sistema
TrackMaster OH-C permite a los perforadores desviar la trayectoria del pozo sin tener que esperar
que cure el cemento.
Además de requerir mucho tiempo, el establecimiento de un KOP en intervalos de alta presión o en pozos altamente desviados puede ser
problemático. En ambientes de aguas profundas,
caracterizados por temperaturas y presiones elevadas, normalmente la resistencia del cemento
no es mayor que la de la formación —la barrena
tritura el material de menos resistencia— en este
caso, el cemento en vez de la formación. En pozos
altamente desviados, los tapones de cemento pueden volverse alargados a lo largo de la inclinación
del pozo; a veces, el cemento se desplaza pozo
abajo, a lo largo del lado bajo de los pozos desviados, o desciende en espiral en los pozos verticales.
En algunos casos, es preciso colocar múltiples
tapones de cemento hasta que el operador obtiene
uno que es suficientemente apto para la desviación de la trayectoria.
Para sortear estos problemas, se ha desarrollado un nuevo sistema de cuña desviadora. El sistema de cuña y desviación de la trayectoria en
agujero descubierto TrackMaster OH permite que
el operador fije un ancla en su lugar y establezca un
KOP confiable en la profundidad precisa y con la
orientación necesaria; a menudo, en un solo viaje.
4. Generalmente, sólo se perfora un par de metros de
ratonera antes de extraer la fresa, y se instala un arreglo
de perforación direccional para continuar con las
operaciones de desviación de la trayectoria del pozo.
5. La rotación de la cuña desviadora puede ser causada por
el esfuerzo de torsión (torque) de la sarta de perforación
o por la depositación por efecto gravitacional en
respuesta a la inclinación del pozo.
20
Los operadores pueden adoptar un enfoque similar
para desviar la trayectoria de un pozo entubado,
utilizando el sistema de cuñas desviadoras para
pozo entubado TrackMaster CH. Algunos ejemplos
de desviación de la trayectoria en agujero descubierto y en pozo entubado de EUA y el Mar del
Norte demuestran la confiabilidad y la precisión
de este sistema integrado de cuña desviadora.
Opciones en materia de sistemas
Para la desviación de la trayectoria en pozo entubado se utilizan cuñas desviadoras desde hace
varias décadas. Los sistemas de cuñas desviadoras
TrackMaster fueron desarrollados para abordar los
desafíos que plantea la desviación de la trayectoria
en agujero descubierto y en pozo entubado. El sistema para agujero descubierto brinda dos opciones para colocar la cuña desviadora, que dependen
de si el operador necesitará acceder al intervalo
que se encuentra por debajo del KOP o aislarlo.
El sistema para pozo entubado está diseñado para
fresar una ventana suave a través de la tubería de
revestimiento, antes de perforar la formación.
El sistema de cuña y desviación de la trayectoria en agujero descubierto TrackMaster OH
está diseñado para desviaciones en las que no se
requiere el aislamiento de la zona inferior y permite la desviación de la trayectoria en un solo
viaje, sin la incertidumbre asociada con la colocación de un tapón de cemento convencional.
Para lograr los objetivos de desviación, los operadores pueden colocar el sistema en cualquier
Fresa
siguiente
Fresa inicial
Base de
la ventana
> Fresado de una ventana. El sistema de
cuña desviadora TrackMaster CH utiliza fresas
especialmente diseñadas para cortar una ventana
de salida a través de la tubería de revestimiento.
Después que la última fresa atraviesa la tubería de
revestimiento, las fresas habitualmente se extraen
y se baja un arreglo de perforación direccional
hasta la profundidad total.
lugar del pozo; sin importar el perfil del pozo o el
tipo de formación. Este sistema está provisto de
una traba interna que lo mantiene en su lugar
después de colocar el ancla. Esta opción proporciona un control preciso de la profundidad de
Oilfield Review
inicio de la desviación y la dirección y a la vez
elimina el tiempo de espera del curado del tapón
de cemento.
Algunas aplicaciones de desviación de la trayectoria en agujero descubierto requieren un
tapón de cemento para aislar el pozo por debajo
del KOP. En estos escenarios, los operadores pueden utilizar el sistema de cementación y cuña desviadora en agujero descubierto TrackMaster OH-C
(página anterior, a la izquierda). Este sistema permite que el perforador coloque una cuña desviadora y un tapón de cemento por debajo de ésta en
un solo viaje. Dado que el ancla mantiene la cuña
desviadora en su lugar, el operador puede desviar
la trayectoria del pozo sin tener que esperar que
cure el cemento.
El sistema de cuñas desviadoras para pozo
entubado TrackMaster CH se utiliza para cortar
ventanas de pleno diámetro en tuberías de revestimiento de cromo y acero de alta calidad (página
anterior, a la derecha). Este sistema puede fresar
ventanas de salida a través de múltiples sartas de
revestimiento y luego continuar perforando algunos
metros de formación para iniciar la desviación.4
Se ha diseñado un sistema similar para aplicaciones a través de la tubería de producción. El sistema de cuñas desviadoras operadas a través de la
tubería de producción TrackMaster TT puede salir
hacia la tubería de revestimiento de acero estándar por debajo de la tubería de producción y luego
perforar una ratonera de 1 a 4,5 m [3 a 15 pies]
para iniciar la desviación. El sistema está diseñado
para pasar a través de la tubería de producción y
anclarse luego dentro de la tubería de revestimiento corta (liner) para fresar una ventana.
Esta opción constituye una alternativa económicamente efectiva versus la extracción de la tubería de terminación de los pozos existentes antes
de proceder a la desviación del pozo.
Variaciones sobre un mismo tema
Los sistemas de cuñas desviadoras TrackMaster
están compuestos por subarreglos básicos con
variaciones entre los modelos para pozo entubado y para agujero descubierto. Cada subarreglo
es esencial para el sistema de cuñas desviadoras
y para la confiabilidad operacional de la operación de desviación de la trayectoria. El sistema
para agujero descubierto comprende cinco subarreglos (derecha):
• una válvula de derivación multicíclica para permitir la telemetría MWD de los datos direccionales para la orientación azimutal de la cuña
desviadora
• una herramienta de servicio para fijar el ancla
Volumen 26, no.1
Válvula de derivación
Herramienta de servicio
Ancla
expansible
Barrena fijada en
la cuña desviadora
Cuña desviadora
> Ancla expansible hidráulica. Las mordazas
triaxiales de acero de esta ancla pueden
expandirse hasta un 150% de su diámetro exterior
original con el fin de asegurar una sujeción firme
para una gama de tamaños de pozo.
Ancla expansible
> El sistema TrackMaster OH. Este sistema de
cuña desviadora consta de cinco subarreglos.
Estos subarreglos se bajan en el pozo como
una sola sarta larga, pero después de colocar
el ancla, la barrena se desprende de la cuña
desviadora para permitir que los tres subarreglos
superiores actúen en forma independiente de los
dos inferiores.
• una barrena de perforación para iniciar la
desviación
• una cuña desviadora, o rampa de acero, para
establecer un KOP
• un ancla para mantener la cuña desviadora en
su lugar.
El sistema de cementación para agujero descubierto contiene los componentes descritos precedentemente además de un subarreglo de tubo de
cola que puede ser extraído del pozo después de
bombear el cemento. El sistema para pozo entubado emplea entre dos y cuatro fresas para recortar una ventana en la tubería de revestimiento y
perforar la formación. A continuación, se analizan
las características clave de cada subarreglo.
Para aplicaciones en agujero descubierto, un
ancla expansible asegura el sistema de cuña desviadora en su lugar (arriba). Esta ancla activada
hidráulicamente, posicionada por debajo de la
cuña desviadora, puede ser bajada hasta la profundidad requerida y activarse en un solo viaje.
Sus tres mordazas de acero sostienen la pared del
pozo para proporcionar centralización y resistir
la carga axial y el esfuerzo de torsión (torque).5
21
Vista lateral
Tope
Aguijón de
cementación
Vista frontal
Rampa de corte rápido
Sección de pleno diámetro
> Cuña desviadora con conducto de cementación.
El sistema de cementación y cuña desviadora en
agujero descubierto TrackMaster OH-C posee un
aguijón de cementación removible que permite el
bombeo del cemento después de colocar el ancla de
la cuña. Luego de bombear el cemento, el aguijón se
libera de la cuña desviadora y se lleva a la superficie
para permitir la ejecución de operaciones adicionales
de desviación de la trayectoria.
Rampa media
Rampa de salida
Cuando se activa el ancla, una contratuerca
mecánica emplazada en su interior impide la
retracción no intencional, lo que asegura la conservación de la dirección y la profundidad precisa
de comienzo de la desviación. El sistema para
pozo entubado ofrece cuatro opciones para asegurar la cuña desviadora (próxima página, arriba).
La cuña desviadora, una rampa de acero utilizada para desviar la barrena o la fresa hacia la pared
del pozo, ayuda al perforador a iniciar la desviación.
A medida que la barrena o la fresa se desplaza
por la rampa inclinada, comienza a cortar contra
la pared del pozo. El diseño de la rampa es crucial para el desempeño de la barrena o de la fresa
durante la desviación y, en última instancia, para
el resultado final de esta operación. La cuña desviadora TrackMaster se ajusta estrechamente al
tamaño de las barrenas de conos giratorios o de un
compuesto policristalino de diamante (PDC) para
optimizar el desempeño de la barrena durante las
22
desviaciones en agujero descubierto. Para la cementación en agujero descubierto, la cuña desviadora
posee un conducto para alojar un aguijón (stinger)
de cementación removible (arriba). Un mandril
de retención por debajo del aguijón sustenta las
secciones extendidas del tubo de cola por debajo
del ancla para permitir el emplazamiento selectivo
del tapón de cemento. Después de bombear el
cemento, el perforador extrae el aguijón del pozo y
de inmediato realiza un nuevo viaje de entrada con
un arreglo de perforación direccional para desviar
su trayectoria desde la cuña desviadora. En las
aplicaciones en pozo entubado, la cuña desviadora especialmente diseñada mejora el acople de
la estructura de corte con la tubería de revestimiento y ayuda a reducir la severidad de la pata
de perro.6 Esta cuña desviadora se divide en múltiples segmentos, cada uno de los cuales es definido por los cambios del ángulo de la rampa
(derecha):
Porción inferior de la rampa
Base
> Perfil de la rampa de la cuña desviadora.
La cuña desviadora TrackMaster se divide en
segmentos bien definidos, marcados por los
cambios del ángulo de la rampa.
6. La severidad de la pata de perro describe el cambio
angular en un pozo. Se expresa generalmente en grados
cada 30 m [grados cada 100 pies] de longitud de pozo.
Oilfield Review
A
B
C
D
> Cuatro opciones de pozo entubado para sujetar la cuña desviadora. El ancla expansible accionada hidráulicamente (A) brinda flexibilidad para una amplia
gama de tamaños de tubería de revestimiento y se utiliza cuando no se requiere el aislamiento del pozo con un elemento empacador. El ancla recuperable
(B) se fija hidráulicamente. El ancla recuperable con el arreglo de empacadores (C) es un sistema de fijación hidráulica y puede ser utilizado cuando se
requiere el aislamiento del pozo con un elemento empacador. El ancla del empacador permanente (D) se utiliza cuando se requiere una barrera de
aislamiento; como lo indica su nombre, este empacador no es recuperable.
• La rampa de corte rápido, situada en la porción
superior de la cuña desviadora, proporciona el
ángulo de deflexión necesario para iniciar el
corte de la tubería de revestimiento. Además, sostiene la fresa para protegerla durante el viaje
de entrada en el pozo.
• La sección de pleno diámetro de la rampa genera
una ventana alargada, lo que minimiza la severidad de la pata de perro.
• La rampa media acelera el movimiento lateral
de la fresa inicial más allá de su punto central
para reducir el riesgo de ahuecarla y permitir
que se acople completamente a la formación
para facilitar la ejecución de la ventana y de la
ratonera en una sola carrera (derecha).
• La rampa de salida proporciona el ángulo necesario para permitir que la fresa se aparte correctamente de la cuña desviadora. Esta sección
ayuda a minimizar la posibilidad de que la fresa
siga la trayectoria del pozo original.
Las barrenas de perforación o las fresas establecen el KOP y la ratonera más allá de ese punto.
El sistema TrackMaster admite una amplia gama
de barrenas y fresas; desde las barrenas de conos
giratorios hasta las de PDC, las fresas con insertos de carburo de tungsteno y las impregnadas de
Volumen 26, no.1
Cemento
Tubería de
revestimiento
Cuña desviadora
Fresa siguiente
Fresa inicial
Ancla
> Ahuecamiento de una fresa. El ahuecamiento de la fresa se produce cuando el borde de la tubería
de revestimiento mella la fresa inicial, produciendo un orificio en el centro de la fresa (encerrado en
un círculo en la fotografía). A medida que el centro de la fresa inicial atraviesa la pared de la tubería
de revestimiento (izquierda), la punta de la fresa puede ser sometida a un desgaste extremo, lo que
afecta adversamente la eficiencia de fresado.
23
A
B
C
D
> Opciones de barrenas y fresas. La barrena o la fresa se fija en la parte superior de la cuña desviadora antes de ser bajada en el pozo. En un arreglo para
agujero descubierto, la barrena se fija en la cuña desviadora con pasadores de corte. El sistema para agujero descubierto admite barrenas de PDC (A),
barrenas de conos giratorios (B) o barrenas impregnadas de diamantes (C). Las fresas para pozo entubado (D) se fijan en la parte superior de la cuña
desviadora con un perno de ruptura. Después de orientar la cuña desviadora y fijar el ancla, la barrena o la fresa se separa de la cuña desviadora mediante
la aplicación de una fuerza ascendente o descendente para cortar los puntos de fijación.
diamantes (arriba). Los especialistas en rendimiento de los sistemas TrackMaster utilizan un
software de modelado dinámico para ayudar a los
operadores a seleccionar la barrena o la fresa
óptima para la operación pertinente. Para las
aplicaciones en agujero descubierto, el software
puede ser utilizado para investigar cómo los arreglos direccionales, tales como los sistemas rotativos direccionales, los motores de desplazamiento
positivo o los sistemas de turboperforación, podrían
afectar la desviación.
En las operaciones en pozos entubados, la
configuración de la fresa estándar comprende
una fresa inicial, una fresa siguiente y una fresa
de rectificación (derecha). La geometría de la
fresa inicial se ajusta a los ángulos de la cuña desviadora TrackMaster para maximizar el acople de
la estructura de corte con la tubería de revestimiento y a la vez minimizar las cargas contra el
frente de la cuña desviadora. Con esta disposición,
se dirige más fuerza de fresado hacia la tubería de
revestimiento que hacia la cuña desviadora. Las
fresas iniciales se encuentran disponibles en una
diversidad de estructuras de corte a fin de optimizar el rendimiento para una amplia gama de obje-
24
> Ejecución de la clasificación. Cada componente es medido y calibrado antes de ser bajado en el pozo.
Una vez recuperado el arreglo de fresado, cada una de las fresas es clasificada para determinar
su desgaste. La fresa inicial (primer plano) está diseñada para iniciar el corte y fresar la ventana a
medida que se desliza por la cuña desviadora. Además, perfora la ratonera. La fresa siguiente (centro)
engancha la tubería de revestimiento y alarga la ventana. La fresa de rectificación (fondo) elimina los
bordes rugosos existentes alrededor de la ventana.
Oilfield Review
tivos de desviación de la trayectoria. La función de
la fresa siguiente consiste en alargar la ventana.
La fresa de rectificación lima posteriormente la
ventana, lo que asegura el pasaje sin problemas
de los conjuntos subsiguientes. En algunas operaciones, la fresa de rectificación se elimina, con lo
que se logra un diseño de tipo fresa dual.
La herramienta de servicio, que es crucial para
la colocación de la cuña desviadora, se localiza por
encima de la barrena o de la fresa. Dicha herramienta consta de una cámara llena de fluido con
un pistón flotante para compensar por los cambios
de presión a medida que aumentan la temperatura
y la presión con la profundidad y proporciona
aceite limpio o agua para activar el empacador o el
ancla hidráulica del sistema de cuña desviadora.
El fluido limpio se utiliza para evitar la contaminación producida por los recortes, los escombros
o los componentes del lodo. Estos elementos pueden obturar la línea de control que suministra la
presión hidráulica esencial para el accionamiento
del ancla.
Después de correr la cuña desviadora hasta la
profundidad especificada y orientarla, la presión
de superficie se incrementa para colocar el ancla.
Esta presión es transmitida a través del pistón flotante, que se desplaza hacia abajo a medida que el
fluido ingresa en el ancla para conducir las mordazas hacia el interior de la tubería de revestimiento.
Después de colocar el ancla, la barrena o la fresa se
desprende de la cuña desviadora. En ese momento,
cualquier fluido limpio atrapado entre la herramienta de servicio y el cabezal de la fresa se descarga en el espacio anular, permitiendo que el pistón
toque fondo. Con el pistón en esta posición, el
fluido de perforación puede pasar a su alrededor
para comunicarse con el espacio anular y permitir
que comiencen las operaciones de fresado.
Una válvula de derivación multicíclica permite la circulación durante la bajada y la orientación del sistema de cuña desviadora en el pozo.
Tanto las operaciones MWD como las operaciones
de orientación giroscópica utilizan esta válvula,
que permite que el equipo de perforación haga
circular o eyecte el fluido de perforación antes de
colocar el ancla. La circulación del fluido es necesaria para facilitar la telemetría MWD entre el
sensor azimutal de fondo de pozo y la superficie.
La válvula se encuentra configurada para producir
un funcionamiento cíclico cada vez que se accionan las bombas y permite cinco ciclos cerrándose
en el sexto. Por consiguiente, el perforador puede
llevar a cabo cinco intentos para orientar la cuña
desviadora, si bien a menudo ésta se fija en el
segundo intento. Cuando la válvula se cierra, se
aplica presión para colocar el ancla.
Volumen 26, no.1
Vista lateral
Vista frontal
> Programa de simulación de la ventana en la tubería de revestimiento WhipSim. Las vistas lateral y
frontal muestran el diámetro externo (verde) y el diámetro interno (rojo) de la tubería de revestimiento.
Las fresas múltiples producen una ventana que se extiende 108 cm [42,4 pulgadas] por encima y 808 cm
[318,1 pulgadas] por debajo de la parte superior de la cuña desviadora (izquierda, azul) para una
apertura total de 916 cm [360,5 pulgadas]. El programa WhipSim modela la forma de la ratonera (gris)
construida con las fresas inicial y siguiente y el diámetro resultante del agujero descubierto (flechas rojas).
También se modela el recorrido que seguirá (línea central roja) el arreglo de fresado (púrpura).
Los ingenieros pueden estudiar el avance del desarrollo de la ventana y la ratonera utilizando una
barra deslizante (parte inferior) (azul) para visualizar las reproducciones de la simulación en las
diversas etapas del proceso.
Diseño y modelado del sistema
El sistema TrackMaster utiliza el modelado dinámico de avanzada para el diseño de desviaciones
que cumplan con las especificaciones del operador.
Para las aplicaciones en pozo entubado, el software
de simulación de cuñas desviadoras WhipSim ayuda
a los especialistas en cuñas desviadoras a modelar la operación de fresado y determinar la geometría resultante de la ventana fresada (arriba).
Además, pone a prueba la capacidad de paso de los
arreglos de perforación direccional y de las sartas de
terminación de pozos para asegurar que el tamaño y
la severidad de la pata de perro de la desviación
admitan el pasaje del equipamiento de producción.
El programa de análisis de la sarta de perforación Runner efectúa el análisis, previo a la carrera,
de los esfuerzos de las grapas, además del torque y
el arrastre de la herramienta de servicio durante
la operación de desviación del pozo. Una vez iniciada la operación, el programa Runner proporciona el análisis en tiempo real de los parámetros
encontrados en el fondo del pozo, para la comparación con los parámetros modelados.
El proceso de diseño del sistema de perforación i-DRILL utiliza el modelado predictivo para
evaluar el comportamiento del BHA. Mediante la
utilización de datos de pozos vecinos y mediciones de superficie y de fondo de pozo, el sistema
i-DRILL crea un ambiente de perforación virtual,
que permite que el especialista evalúe el desempeño de los diversos componentes del BHA y luego
seleccione los elementos más adecuados para las
condiciones únicas de cada pozo.
La puesta a prueba
Entre los escenarios más desafiantes asociados
con la perforación direccional se encuentra la
construcción de pozos de alto ángulo en formaciones con características que se modifican de
manera rápida y errática. La formación Granite
Wash del oeste de Oklahoma y el norte de Texas, en
EUA, plantea muchos de esos desafíos. Esta formación cubre casi 1 300 km2 [500 mi2] y consiste en
una mezcla altamente variable de gravas y arenas
detríticas provenientes del antiguo levantamiento Wichita-Amarillo y depositadas en la
cuenca adyacente. La formación es dura y abrasiva, con grandes variaciones mineralógicas que
dificultan la anticipación de las propiedades de
las rocas entre un pozo y otro.
25
Tubería de revestimiento de
95/8 pulgadas hasta 1 500 pies
Tubería de revestimiento de
7 pulgadas hasta 12 489 pies
Punto de comienzo de la desviación a 12 520 pies
TD a 17 679 pies de MD
Cuña desviadora
con ancla
Pozo piloto de 61/8 pulgadas
TD a 13 400 pies
Tramo lateral de 61/8 pulgadas
Punto de asentamiento a 13 236 pies de MD
> Configuración del pozo. Después de perforar un pozo piloto, el operador registró el pozo para
determinar la profundidad del horizonte objetivo. Se estableció un punto de comienzo de la desviación
a 3 816 m [12 520 pies] con una tasa de incremento angular de 14°/30 m [14°/100 pies] para permitir que
el arreglo direccional se asentara a 4 034 m [13 236 pies]. (Adaptado de Bruton et al, referencia 7.)
Durante varias décadas, los operadores explotaron zonas productivas múltiples mediante
pozos verticales, pero ahora se está registrando
un incremento del número de pozos horizontales.
La perforación de esos pozos, especialmente cuando
se procede a la construcción del ángulo, puede
ser problemática. La naturaleza heterogénea de
esta formación torna impredecible el desempeño
del arreglo de perforación direccional, lo que a
menudo obliga a los perforadores a efectuar múltiples viajes para obtener las tasas de incremento
angular deseadas. Debido a la variabilidad de la
formación, la selección de una barrena sobre la
base de su rendimiento en pozos adyacentes es
compleja; el desgaste prematuro de la barrena ha
sido un problema común. La combinación de un
rendimiento direccional pobre y múltiples viajes
26
de la barrena se traduce en tiempo no productivo
y costos de equipos adicionales.
Chesapeake Operating, Inc. está perforando
activamente en esta extensión productiva. Para los
pozos planificados con desviaciones desde pozos
piloto, el operador habitualmente perforaba a través
del objetivo deseado y registraba el pozo. Una vez
que Chesapeake determinaba el intervalo objetivo, el perforador fijaba un arreglo de cuña desviadora y ancla en el KOP, y luego procedía a un viaje
de salida del pozo para correr un arreglo de perforación direccional y construir la sección curva para
llegar al punto de asentamiento. Chesapeake pretendía eliminar el viaje requerido para levantar
el arreglo direccional. Además, deseaba establecer una estructura de desviación confiable y
perforar una curva libre de cambios angulares
adicionales que pudieran obstaculizar el pasaje
subsiguiente de los BHAs o del equipo de terminación de pozo.
En el Condado de Beckham, en Oklahoma,
Chesapeake planificó perforar un pozo piloto de
4 080 m [13 400 pies] a través de la formación
Granite Wash, luego fijar una cuña desviadora e
iniciar la desviación, construyendo el ángulo a
razón de 14°/30 m [14°/100 pies].7 Después del
asentamiento en el horizonte previsto, el operador
planificó perforar casi 1 220 m [4 000 pies] hasta la
profundidad final (TD). El programa de perforación requería un solo viaje para colocar la cuña
desviadora, iniciar la curva y perforar tan cerca
del punto de asentamiento como fuera posible.
Al alcanzar el punto de asentamiento, el operador planificó extraer el BHA y correr un arreglo
de perforación direccional para llegar a la TD
(izquierda). Chesapeake optó por desviar la trayectoria del pozo utilizando un sistema TrackMaster y
seleccionó una turboperforadora de doble curvatura con una barrena impregnada de diamantes
para ayudar a lograr una tasa de incremento angular alta.
Después de perforar el pozo piloto, la brigada de
perforación realizó un viaje de salida del pozo para
correr el sistema de cuña desviadora, el arreglo de
perforación y las herramientas MWD. Cuando la
barrena alcanzó el KOP, se utilizó un giroscopio para
orientar la cuña desviadora azimutalmente y luego
el perforador activó hidráulicamente el ancla en
agujero descubierto. Cuando se desenganchó el
arreglo de perforación de la cuña desviadora, el perforador comenzó la desviación de la trayectoria y
pudo incrementar el ángulo hasta 73° antes de detenerse para extraer la barrena cuando la ROP se
redujo apreciablemente. Después de perforar 183 m
[600 pies], la barrena se había desgastado; lo cual
no es inusual en las operaciones de desviación de
la trayectoria en la formación Granite Wash.
Durante el viaje de salida del pozo o durante
la nueva bajada con un nuevo BHA, no se planteó
problema alguno para el perforador. El nuevo arreglo permitió al perforador alcanzar el punto de
asentamiento planificado y el pozo fue perforado
con éxito hasta la TD. La facilidad de los viajes de
7. Bruton GA, Talkington J, Desai P, Swadi S y Kelley J:
“Innovative Drilling System with a Built-In Kick-Off Ramp
Allows Dependable Curve Building in Granite Wash
Formation,” artículo SPE/IADC 163534, presentado en
la Conferencia y Exhibición de Perforación de las
SPE/IADC, Ámsterdam, 5 al 7 de marzo de 2013.
8. Finlay A, Bain J, Fairweather A y Ford J: “Innovative
Whipstock Technology/Procedures Successfully
Complete Challenging Low-Side, Uncemented Casing
Exits: UK North Sea,” artículo SPE 149625, presentado en
la Conferencia de Perforación y Terminación de Pozos en
Aguas Profundas de la SPE, Galveston, Texas, EUA, 20 al
21 de junio de 2012.
Oilfield Review
entrada y salida del pozo indicó que se había producido una desviación sin problemas, lo que eliminó la necesidad de volver y rectificar el pozo.
Además de correr el sistema de cuña desviadora
y perforación en una sola carrera, Chesapeake
evitó las incertidumbres y los costos asociados
con efectuar un viaje especial para colocar un
tapón de cemento.
Ventana de salida en el lado
alto de la tubería de revestimiento
Fresa de rectificación
Cemento
Fresa siguiente
Fresa inicial
Tubería de revestimiento
Rampa de la cuña desviadora
Desviaciones de la trayectoria
en un campo maduro
En 1970, BP descubrió el campo Forties, uno de
los descubrimientos más grandes del sector del Mar
del Norte correspondiente al Reino Unido. El campo
Forties se encuentra ubicado a unos 170 km [105 mi]
al este de Aberdeen, donde el tirante de agua (profundidad del lecho marino) es de 125 m [410 pies].
Este campo produce de cinco plataformas y se
estima que contiene aproximadamente 397 millones de m3 [2 500 millones de bbl] de petróleo.
Cuando Apache Corporation adquirió una participación mayoritaria en el año 2003, el campo producía de 45 pozos. Para el año 2011, Apache había
perforado 32 pozos más y había mapeado varios
objetivos de perforación nuevos para el desarrollo futuro.
Dado que el campo ha madurado, Apache debió
buscar reservas a mayor distancia de las plataformas.
Para acceder a los objetivos lejanos, Apache perforó pozos de alto ángulo desviados desde los
pozos existentes. En el proceso, el operador debió
enfrentar desafíos de inestabilidad de los pozos
atribuidos a la pérdida de presión del yacimiento
y a las propiedades anisotrópicas de los estratos
de sobrecarga de lutita.8
En el campo Forties, las ventanas de salida
convencionales cortadas en el lado alto de la
tubería de revestimiento se complicaban debido
a problemas de inestabilidad de los pozos fuera
de la ventana. Los perforadores experimentaban
dificultades frecuentes en la unión del pozo original con la nueva desviación. Si bien muchas de
estas desviaciones no mostraban signos de inestabilidad durante la carrera inicial para fresar la
ventana en la tubería de revestimiento, en los viajes subsiguientes con un arreglo de perforación, el
pozo se empacaba en la ventana al derrumbarse la
lutita en torno al BHA. Los esfuerzos para liberar
el arreglo a veces producían daños en el área de la
ventana, obligando a la ejecución de una carrera
adicional con una fresa para rectificar la ventana.
En algunos casos, debía iniciarse una nueva desviación en una posición más alta del pozo.
En los pozos de alta inclinación, las ventanas
de salida cortadas en el lado alto de la tubería de
revestimiento pueden plantear problemas adicionales para el perforador. A menudo, el arreglo de
Volumen 26, no.1
Ancla
Ventana de salida en el lado
bajo de la tubería de revestimiento
Fresa de rectificación
Fresa siguiente
Fresa inicial
> Ventanas de salida en la tubería de revestimiento. El ángulo del pozo, la orientación de la ventana y
las características de la formación pueden hacer que algunas ventanas de salida cortadas en el lado
alto de la tubería de revestimiento sigan el recorrido de la tubería de revestimiento. La fuerza de
gravedad juega a favor de las ventanas de salida cortadas en el lado bajo, alejando el arreglo de
fresado de la tubería de revestimiento.
fresado recorre el trayecto de la tubería de revestimiento existente, siguiendo la tubería de revestimiento en lugar del trayecto horizontal deseado
(arriba). Esta tendencia cobra impulso cuando
los vacíos existentes en el espacio anular forman
un trayecto de menor resistencia que es seguido
por la fresa.
En respuesta a estos problemas, los ingenieros propusieron fresar una ventana de salida en
el lado bajo de la tubería de revestimiento.
Cuando se utilizan arreglos estándar de cuñas
desviadoras, hasta estas salidas pueden ser problemáticas porque pueden cerrar el acceso al
pozo inferior cuando el arreglo de fresado es liberado de la cuña desviadora y esta última cae en el
lado bajo del pozo. No obstante, para compensar
el efecto gravitacional, los ingenieros modificaron el arreglo para ejercer una fuerza ascendente
en la punta de la cuña desviadora cuando se
coloca el ancla.
La ventana de salida en el lado bajo de la
tubería de revestimiento mitiga el problema de
que el arreglo de fresado siga el trayecto exterior
de la tubería de revestimiento porque la atracción gravitatoria tiende a hacer que el BHA
reduzca el ángulo cuando la fresa inicial penetra
en la formación. La ventana de salida en el lado
bajo está protegida de alguna manera de las formaciones inestables por la tubería de revestimiento
en sí ya que provee un techo para la ventana del
lado bajo. Hasta la fecha, en el campo Forties se
han fresado 22 ventanas en el lado bajo de la
tubería de revestimiento.
Flexibilidad para los operadores
La recuperación de las bocas de perforación usadas, la perforación de tramos multilaterales, la
ejecución de desviaciones para sortear la presencia
de detritos, o la perforación de pozos de alcance
extendido, presentan desafíos de ingeniería únicos que pueden ser agravados por problemas asociados con el inicio de la desviación. En lugar de
colocar la cuña desviadora a sólo 30° a la derecha
o la izquierda del lado alto de un pozo —una
práctica común para muchos servicios de cuñas
desviadoras— el sistema de cuña desviadora
TrackMaster ofrece la flexibilidad para desviar la
trayectoria en forma confiable con cualquier orientación y con cualquier inclinación del pozo.
Esta capacidad proporciona a los operadores un
trayecto directo hasta el objetivo sin necesidad de
iniciar una desviación orientada en el lado alto.
Es decir, que ya no tienen que perforar en derredor
y hacia abajo para llegar a su objetivo, lo cual se traduce en una reducción del tiempo de perforación.
Ahora, en vez de desviarse para sortear problemas, los operadores se están desviando para buscar oportunidades.
—MV
27
Desarrollo de un fluido de alto rendimiento a
base de aceite para perforación exploratoria
Irene M. Færgestad
M-I SWACO
Sandnes, Noruega
Cameron R. Strachan
Statoil
Stavanger, Noruega
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review
Primavera de 2014: 26, no. 1.
Copyright © 2014 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Beathe Pettersen y Russell Watson, Sandnes,
Noruega; y a Artur Stankiewicz, Clamart, Francia.
MDT es una marca de Schlumberger.
Fann es una marca registrada de Fann Instrument Company.
Rock-Eval es una marca registrada del Instituto Francés
del Petróleo.
Teflón es una marca registrada de E.I. du Pont de Nemours
and Company.
Vitón es una marca registrada de DuPont Performance
Elastomers LLC.
1. Las condiciones HPHT, definidas en la norma D-010
de Norsk Sokkels Konkurranseposisjon (NORSOK),
corresponden a pozos con temperaturas de más de
150°C [300°F] y presiones de fondo de pozo superiores
a 10 000 lpc [69 MPa]. Otras organizaciones pueden
definir las condiciones HPHT de otra forma.
2. En algunos casos, los fluidos con formiatos, que son a
base de agua, pueden exhibir un rendimiento tan bueno
como el de los fluidos a base de aceite.
3. Bennett B y Larter SR: “Polar Non-Hydrocarbon
Contaminants in Reservoir Core Extracts,”
Geochemical Transactions 1 (22 de agosto de 2000),
http://www. geochemicaltransactions.com/
content/1/1/34 (Se accedió el 23 de abril de 2014).
4. El revoque de filtración, también denominado revoque
de lodo, es el residuo depositado en la pared de un pozo,
en una zona permeable, cuando se fuerza el fluido de
formación contra la misma bajo presión. Filtrado es el
líquido que pasa del fluido de perforación a la
formación, dejando atrás el revoque de filtración.
5. SARA, sigla correspondiente a saturados, aromáticos,
resinas y asfaltenos. Se trata de un método que
caracteriza los petróleos pesados en las cuatro
clases de solubilidad, basadas en sus especies
de peso molecular.
6. Bennett y Larter, referencia 3.
7. Watson R, Johannesen J, Strachan C y Færgestad I:
“Development and Field Trial of a New Exploration HPHT
Reservoir Drill-In Fluid,” artículo SPE 165099, presentado
en la Conferencia y Exhibición Europea sobre Daño de la
Formación de la SPE, Noordwijk, Países Bajos, 5 al 7 de
junio de 2013.
8. Un fluido de perforación de yacimientos está diseñado
exclusivamente para perforar la sección prospectiva
de un pozo. La calificación de los fluidos es un
procedimiento interno de Statoil.
9. Para evaluar el rendimiento del nuevo fluido se
establecieron criterios de primer uso.
10. Los factores de perturbación pueden ser las fracciones
de hidrocarburos C15+, que dificultan el análisis de datos
porque enmascaran el contenido de hidrocarburos del
fluido de formación o las muestras de rocas.
28
Los fluidos de perforación convencionales pueden interferir con la evaluación de
las formaciones. Los fluidos de base, emulsionantes y otros aditivos se infiltran en
las rocas, los núcleos y las muestras de fluidos, produciendo imprecisiones en los
análisis subsiguientes de registros y fluidos. Se ha desarrollado un nuevo sistema
de fluido de perforación para asegurar la calidad de la información obtenida de los
registros de pozos y del muestreo de formaciones.
Los operadores perforan los pozos de exploración,
fundamentalmente para obtener información sobre
la litología, la estructura y el contenido de fluidos
de las rocas que definen un área prospectiva.
A menudo, los intereses que dirigen el proceso de
perforación compiten entre sí. Mientras que el
objetivo del grupo de trabajo de perforación es
perforar el pozo de manera segura y dentro de las
restricciones de tiempo y costos, el enfoque del
petrofísico, el geólogo y el ingeniero de yacimientos se centra en obtener mediciones precisas a
partir de los registros, y muestras de rocas y fluidos representativas.
Para lograr los objetivos de perforación, los
operadores requieren un fluido de perforación
que satisfaga las normas ambientales y tenga un
rendimiento técnico económicamente eficiente.
Los ambientes de alta presión y alta temperatura
(HPHT), que pueden afectar de manera significativa el rendimiento de los fluidos de perforación,
son especialmente desafiantes.1 Desde el punto
de vista de un perforador, el rendimiento de los
fluidos de perforación a base de aceite generalmente es superior al de los fluidos a base de agua
en condiciones HPHT. En comparación con la
mayoría de los fluidos a base de agua, los fluidos
a base de aceite poseen una mayor estabilidad de
la viscosidad, más tolerancia térmica y mejores
propiedades de inhibición, lo que los convierte en
la solución preferida para las operaciones de perforación HPHT.2
No obstante, los fluidos de perforación que
satisfacen las necesidades del grupo de trabajo
de perforación pueden generar problemas para
los petrofísicos e ingenieros. Por ejemplo, las tres
tecnologías principales para caracterizar la presión del yacimiento son las pruebas de pozos, las
pruebas de formación con herramientas operadas
con cable y la medición de la presión de formación
durante la perforación. Estos métodos se basan en
mediciones obtenidas en la pared del pozo y, por
consiguiente, pueden ser afectados por el fluido
de perforación. El filtrado proveniente de los fluidos de perforación puede invadir los poros de las
rocas y mezclarse con los fluidos del yacimiento;
como resultado de ello, puede suceder que la evaluación de las formaciones y de los fluidos no
refleje las condiciones reales del yacimiento.3
Los revoques de filtración espesos y la invasión
de fluidos en la roca yacimiento pueden incidir
adversamente en las muestras de rocas y fluidos, y
alterar los rastros de hidrocarburos, complicando
los estudios de comportamiento de fases y algunos
análisis de los fluidos de yacimiento e interpretaciones geomecánicas.4 Para garantizar que las
muestras de fluidos sean adecuadas para los análisis geoquímicos, los ingenieros deben asegurarse de que las muestras de fluidos de formación
y los recortes de rocas exhiban mínimas cantidades de fluido de perforación. Para un análisis de
laboratorio óptimo de las muestras de fluidos y
rocas yacimiento, el fluido de perforación debe
tener una composición diferente de la del fluido
de yacimiento esperado. De ese modo, el fluido
de perforación infiltrado puede ser identificado y
sus efectos pueden ser eliminados por filtrado
durante el análisis de los datos. En especial, el
fluido de perforación debe tener las siguientes
propiedades:
Oilfield Review
• Ausencia o bajo número de fracciones de hidrocarburos livianos (componentes C1 a nC10). La invasión de fracciones de hidrocarburos livianos
provenientes del fluido de perforación en el
núcleo puede causar problemas cuando los analistas intentan determinar las saturaciones originales del fluido en una roca yacimiento. La mayoría
de los fluidos de hidrocarburos naturales contiene entre un 50% y un 97% de hidrocarburos livianos. Por consiguiente, el hidrocarburo
liviano proveniente de un fluido de perforación
puede enmascarar el hidrocarburo liviano presente en el fluido de yacimiento. Esto a su vez
puede afectar los análisis geoquímicos de los
componentes C7 o las fracciones de aromáticos
y saturados del petróleo a granel en análisis
tales como el análisis SARA.5
• Ausencia o escasa cantidad de n-alcanos (nC15
a nC35). Los n-alcanos presentes en los fluidos
de perforación pueden enmascarar las huellas
de los n-alcanos de los hidrocarburos en sitio y
afectar las interpretaciones de los resultados
de la cromatografía de gases–espectrometría
de masa (GCMS) y de la cromatografía de gases
(GC) de petróleos crudos.
• Ausencia o baja concentración de biomarcadores (terpanos y estearanos). Los biomarcadores
son restos moleculares de sustancias bioquímicas
provenientes de organismos y pueden ser medidos
tanto en el petróleo como en las rocas generadoras.
Los biomarcadores poseen huellas únicas que
proporcionan información acerca de la edad, la
litología, el contenido orgánico, el ambiente
depositacional y la madurez térmica de las
rocas generadoras y el grado de degradación
del petróleo. El análisis preciso de biomarcadores provee información importante sobre la
degradación microbiana y sobre la madurez de las
rocas y del petróleo. Una concentración elevada
de biomarcadores en el fluido de perforación
puede afectar negativamente el análisis de cualquier fluido —especialmente los condensados
que tradicionalmente poseen concentraciones
bajas de biomarcadores— mediante el enmascaramiento de las lecturas de los métodos GCMS.
• Ausencia o baja concentración de hidrocarburos
aromáticos, que son utilizados generalmente
para evaluar los valores de madurez molecular.
Las concentraciones altas de hidrocarburos aromáticos en el fluido de perforación pueden afectar las evaluaciones de la madurez del yacimiento
e incidir significativamente en la identificación
geoquímica cuando se efectúa utilizando GC.6
A fin de posibilitar una operación de perforación eficiente y exitosa, la mayoría de los fluidos
de perforación convencionales son formulados
Volumen 26, no.1
Especificaciones del fluido establecidas por Statoil
Especificaciones del operador
para el nuevo fluido HPHT
Valores promedio para el
fluido utilizado previamente
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 600 rpm
Lo más bajo posible
103 lbf/100 pies2
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 100 rpm
Menos de 24 lbf/100 pies
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 3 rpm
5 a 10 lbf/pie
Pérdida del fluido HPHT con disco de 10 micrones
Menos de 3 mL [0,2 pulgadas ]
10 a 12 mL [0,6 a 0,7 pulgadas3]
Estabilidad de asentamiento al cabo de 3 días
Menos de 150 kg/m
[1,2 lbm/US galón]
3
160 kg/m3 [1,3 lbm/US galón]
Estabilidad de asentamiento al cabo de 5 días
Menos de 150 kg/m3
300 kg/m3 [2,5 lbm/US galón]
Propiedad
33 lbf/100 pies2
2
12 lbf/100 pies2
2
3
> Especificaciones del fluido HPHT. Las especificaciones para las propiedades del fluido establecidas
por Statoil se basaron en la necesidad de mejorar el rendimiento del fluido de perforación utilizado
previamente en campos similares del área marina de Noruega. Para efectuar la prueba HPHT, los
ingenieros utilizaron un disco de 10 micrones, que era el que mejor representaba las capacidades de
filtración de la roca de formación a perforar. Para reunir las condiciones para ser utilizado, el nuevo
fluido HPHT necesitaba cumplir con todas las especificaciones. Se tomaron lecturas de dial de un
viscosímetro Fann 35 a una temperatura de fluido de 50ºC [122ºF] y se efectuaron pruebas de pérdida
de fluido HPHT de 30 minutos de duración a una temperatura de fluido de 150ºC [300°F].
para poseer una viscosidad estable, baja pérdida
de fluido, baja densidad de circulación equivalente
(ECD) y un mínimo asentamiento, o decantación,
de barita. La viscosidad estable posibilita un transporte óptimo de los recortes y genera efectos mínimos en la presión de bombeo. El hecho de mantener
baja la pérdida de fluido previene el daño de la formación y la reducción de la productividad del pozo.
La ECD baja ayuda a mantener las presiones de
fondo de pozo para evitar el fracturamiento o el
colapso de las paredes del pozo. La barita, un
agente espesante común del fluido de perforación,
puede producir un fenómeno conocido como asentamiento de barita. Este fenómeno tiene lugar
cuando las partículas pesadas de barita se depositan en el lado bajo o en el fondo del pozo y es más
severo en los pozos de alto ángulo, especialmente
aquéllos con desviaciones de más de 45°. El asentamiento de barita puede producir variaciones de
la densidad en la columna de fluido del pozo,
generando potencialmente problemas de control
de pozo.
Este artículo describe el desarrollo de un nuevo
fluido de perforación diseñado para satisfacer los
requerimientos para las operaciones de perforación, adquisición de registros de pozos y muestreo.
Los resultados de una prueba de campo llevada a
cabo en el área marina de Noruega demuestran el
impacto mínimo del nuevo fluido de perforación
en las rocas y el fluido de formación y, a su vez, en
la mayoría de los análisis geoquímicos.7
Criterios de desarrollo
En el año 2010, Statoil trató de encontrar un
nuevo fluido de perforación HPHT que no interfiriera con la evaluación de las formaciones y los
fluidos y que garantizara la disponibilidad de buenos datos de presión para el área prospectiva
Crux, en la región marina de Noruega. Los especialistas en fluidos de Statoil tenían dos objetivos.
El primero era utilizar un fluido a base de aceite,
que posibilita la ejecución de operaciones de perforación eficientes y seguras, y a la vez produce
un impacto mínimo en los análisis geoquímicos
de las muestras de fluidos de formación. El segundo
era calificar para la utilización un fluido de perforación de yacimiento (RDF) más confiable, de
baja ECD, y con propiedades que resultaran estables en los ambientes HPHT, sin costo adicional.8
Todos los análisis y pruebas de calificación de las
propiedades de los fluidos de perforación, de
daño de la formación y de permeabilidad, se llevaron a cabo en los laboratorios de investigación
de M-I SWACO, una compañía de Schlumberger,
en Sandnes, Noruega.
Statoil, en colaboración con M-I SWACO, estableció una serie de criterios de primera utilización.9
La capacidad para obtener muestras de fluidos de
formación de alta pureza era una de las prioridades.
Además, el fluido de perforación debía ser estable,
poseer propiedades que no se desviaran en más
del 10% de las especificaciones, y exhibir el menor
potencial posible de perturbación de los análisis.10
Pero ninguno de los fluidos de perforación de M-I
SWACO lograba satisfacer los requerimientos estrictos de Statoil. Los ingenieros de investigación de
M-I SWACO se abocaron al desarrollo de un fluido
de perforación exploratoria de alto rendimiento
para ambientes HPHT, enfocándose en las especificaciones proporcionadas por Statoil (arriba).
Los especialistas en fluidos de perforación de
Statoil evaluaron el nuevo fluido, utilizando un
proceso de calificación modificado que incluyó
pruebas de laboratorio y la optimización según
sus especificaciones.
29
4,5 cm [1,77 pulg]
3,84 cm
[1,5 pulg]
> Invasión de filtrado. Después de efectuar una prueba de permeabilidad de retorno en núcleos,
los ingenieros a menudo pueden ver la invasión de filtrado, si es que se ha producido. Al cabo de
20 horas de una aplicación de lodo a base de aceite, este núcleo exhibe invasión de filtrado hasta
una profundidad somera. Si bien la invasión de filtrado es bastante somera (izquierda, línea amarilla
de guiones), la permeabilidad de retorno del 32% indica que el daño del núcleo es significativo.
Mediciones y análisis
Para medir las características críticas, tales
como los volúmenes de filtración y la permeabilidad antes y después del contacto con el fluido de
perforación, los ingenieros de M-I SWACO efectuaron pruebas de permeabilidad de retorno en
muestras de núcleos.11 Debido a la disponibilidad
limitada de muestras de núcleos representativas,
las pruebas iniciales se efectuaron con material
de núcleos de afloramientos análogos, que fue
seleccionado en base al tipo de formación que se
esperaba encontrar en los pozos de exploración.
Los ingenieros utilizaron arenisca Berea con permeabilidades oscilantes entre 50 y 100 mD y are-
> Preparación del núcleo. Los ingenieros utilizan
un centrifugador para determinar las curvas de
presión capilar y preparar las muestras para las
pruebas de permeabilidad de retorno. Y tienen
listo un porta-núcleo centrífugo desarmado y un
rotor centrífugo (derecha) para la ejecución de la
prueba siguiente. Este centrifugador puede alojar
tres núcleos de 3,84 cm [1,51 pulgadas]
simultáneamente.
30
nisca Ohio con permeabilidades variables entre 1 y
10 mD (arriba). Las pruebas finales se llevaron a
cabo utilizando material de núcleos de yacimientos
obtenido en los pozos de producción cercanos.12
Los ingenieros de investigación limpiaron las
muestras de núcleos de arenisca con solvente, las
cortaron y las sometieron a pruebas para determinar parámetros básicos, tales como densidad
de grano, porosidad y permeabilidad, y luego
saturaron los núcleos en condiciones de vacío
con salmuera sintética, que fue formulada para
ajustarse a la química de los fluidos del área prospectiva Crux. Para obtener una saturación consistente y representativa relativamente rápido,
los ingenieros utilizaron un ultra centrifugador
con el fin de eliminar toda el agua posible,
dejando las muestras de núcleos sólo con el agua
irreducible (izquierda).13 Luego, los núcleos se
colocaron en un porta-núcleos hidrostático.
Para llevar a cabo las pruebas de permeabilidad de retorno, los ingenieros utilizan un porta-núcleos vertical en el que el núcleo se coloca
con el extremo correspondiente a la formación en
la parte superior (próxima página, abajo). Un anillo separador, emplazado en la base o el extremo del
núcleo correspondiente al pozo, genera un espacio
anular con lugar para la acumulación del revoque
de filtración durante el período de sobrebalance de
presión o perforación de la prueba. La tubería
transporta el fluido dentro y fuera del espacio
anular, permitiendo el flujo del fluido de perforación que podría contener trozos pequeños de
revoque de filtración retroproducido.14 La permeabilidad se mide con y sin el revoque de filtración en su lugar.
Los ingenieros miden la permeabilidad en
cada una de las etapas de las pruebas. Después
de instalar el porta-núcleos en el horno, generan
condiciones similares al ambiente de fondo de
pozo mediante la aplicación de presión de confinamiento y el posterior incremento de la temperatura (próxima página, arriba). Cuando el núcleo
alcanza condiciones estables de presión y temperatura, los ingenieros miden su permeabilidad
con aceite mineral que fluye desde el tope hacia
la base; desde la formación hacia el pozo. Esta permeabilidad se designa con ko1. Luego, el fluido de
perforación se bombea en condiciones de presión
de sobrebalance en la dirección opuesta; del pozo
hacia la formación. Un sistema de bombeo de
fluido de alta precisión aplica presión constante,
mientras los ingenieros registran la pérdida de
filtrado en el núcleo. Al cabo de 20 horas, el
sobrebalance se reduce y los ingenieros inician la
producción simulada en el núcleo, dejando que el
flujo, o producción de retorno, proceda desde el
extremo del núcleo correspondiente a la formación hacia el extremo correspondiente al pozo.
Alcanzada una tasa estable de producción de
retorno, los ingenieros miden la permeabilidad
en la dirección de la producción (ko2) con cuatro
tasas de flujo bajas.15 Estas cuatro mediciones de
tasas de flujo bajas proporcionan un valor de permeabilidad estadísticamente confiable. Los ingenieros utilizan estos datos de permeabilidad para
determinar la permeabilidad de retorno: la relación entre ko2 y ko1, expresada como porcentaje.
Una permeabilidad de retorno alta indica un bajo
impacto del fluido de perforación en la formación.
Una vez concluidas estas mediciones de permeabilidad, el núcleo se enfría y se despresuriza.
Los ingenieros lo extraen del porta-núcleos, lo fotografían y lo caracterizan. Y antes de volver a colocarlo en el porta-núcleos, eliminan cualquier residuo
de revoque de filtración. Luego, miden la permeabilidad en la dirección que se extiende desde la formación hacia el pozo, sin que haya revoque de filtración,
para obtener el parámetro ko3. Finalmente, el
núcleo es preparado para el análisis posterior a la
prueba para determinar la razón de cualquier
cambio observado en la permeabilidad a lo largo
de todo el experimento.
El fluido de perforación y sus componentes,
tales como los emulsionantes, las arcillas y los
agentes de control de pérdida de fluido, pueden
invadir la roca, obturar los poros, mezclarse con
los fluidos originales del yacimiento y comprometer los análisis geoquímicos de los núcleos y los
fluidos producidos.16 Para mapear los posibles
efectos perjudiciales de los fluidos de perforación
planificados para un pozo, los ingenieros efectúan análisis previos a la perforación:
• Análisis de carbono orgánico total (TOC) y
pirólisis Rock-Eval para la caracterización de
la materia orgánica sedimentaria. El TOC es
Oilfield Review
una medida de la riqueza orgánica de una roca,
que proporciona una medida semi-cuantitativa
del potencial hidrocarburífero y se expresa
como porcentaje en peso de carbono orgánico.
La pirólisis Rock-Eval evalúa la cantidad, calidad, tipo y madurez térmica de muestras enteras de roca y querógeno.
• Desasfaltado y separación en tipos de grupos.
Estas técnicas se utilizan para extraer componentes específicos, tales como los asfaltenos y
otros compuestos, de los productos del petróleo; el análisis SARA separa los tipos de grupos
en base a las diferencias de solubilidad y polaridad y a menudo se efectúa como una separación cromatográfica de líquidos de baja presión
con una columna abierta.
• Cromatografía de gases de petróleos crudos.
Este método identifica muestras de petróleo
individuales, lo que permite que los científicos
determinen la composición esencial del petróleo.
Los cromatogramas de petróleos crudos muestran un conjunto de picos de tamaño variado, que
en todos los casos representan los componentes del petróleo crudo que son afectados por
11. Las pruebas de permeabilidad de retorno comparan
la permeabilidad inicial con la de la muestra de
núcleo después de su exposición al fluido de
perforación, en condiciones simuladas de fondo
de pozo. La permeabilidad de retorno es la relación
entre la permeabilidad de una muestra después de la
exposición al fluido de perforación y su permeabilidad
inicial, expresada como porcentaje.
12. La metodología de prueba descrita es específica para
este caso.
13. Byrne MT, Spark ISC, Patey ITM y Twynam AJ: “A
Laboratory Drilling Mud Overbalance Formation Damage
Study Utilising Cryogenic SEM Techniques,” artículo
SPE 58738, presentado en el Simposio Internacional
sobre Control de Daño de la Formación de la SPE,
Lafayette, Luisiana, EUA, 23 al 24 de febrero de 2000.
14. El revoque de filtración puede romperse en pedazos
cuando se aplica un abatimiento (caída) de presión
durante la producción de retorno. Los tubos deben
poseer un diámetro interno suficientemente grande
para permitir el pasaje de estos trozos de revoque de
filtración junto con el fluido de perforación.
15. Se aplica en el núcleo una presión diferencial constante
y la tasa de flujo a través del núcleo es controlada por la
permeabilidad de la muestra de núcleo. A medida que la
permeabilidad de la muestra de núcleo se incrementa
durante el abatimiento de presión, la tasa de flujo
aumenta hasta que alcanza una meseta. Luego, se
mide la permeabilidad.
16. Bennett y Larter, referencia 3.
17. El espectrómetro de masa se coloca aguas abajo con
respecto al cromatógrafo de gases. Después que las
moléculas se lavan en el cromatógrafo de gases, con
tiempos de retención específicos, el espectrómetro de
masa capta, ioniza, acelera, desvía y detecta las
moléculas ionizadas, una por una. Las moléculas se
degradaron, generando fragmentos ionizados, y el
espectrómetro de masa detectó estos fragmentos
mediante la identificación de la relación masa a carga.
Los preparativos y los métodos analíticos utilizados se
basan en las directrices de la Guía para el Análisis de
Geoquímica Orgánica de la Industria Noruega.
Para obtener más información, consulte: NIGOGA
Edition 4.0 (30 de mayo de 2000), http://www.npd.no/
engelsk/nigoga/default.htm (Se accedió el 14 de
febrero de 2014).
Volumen 26, no.1
factores tales como el ambiente depositacional
y la litología de la roca generadora, la edad del
petróleo y los procesos que tienen lugar dentro
del yacimiento. Los componentes que conforman el petróleo poseen tamaños, composiciones químicas y propiedades diferentes; por
consiguiente, salen de la columna con diferencias de tiempo específicas, produciendo picos
en el cromatograma. La altura de los picos y las
zonas que se encuentran debajo de éstos se
correlacionan con la concentración; por consiguiente, sus relaciones de concentración pueden
utilizarse para describir las características únicas —huellas— de los yacimientos y los campos.
Además, los picos permiten a los analistas identificar diversos compuestos en la muestra.
• Cromatografía de gases con un detector de
ionización de llama para determinar la concentración de hidrocarburos saturados de los hidrocarburos de petróleo que pueden extraerse.
Las concentraciones se determinan mediante
la integración de la parte del cromatograma
que se encuentra por debajo de los picos.
• Cromatografía de gases con un espectrómetro
de masa para identificar biomarcadores, diamantoides e hidrocarburos aromáticos.17 El análisis preciso de biomarcadores proporciona
información importante sobre la degradación
microbiana y la madurez de las rocas y el petróleo.
Los diamantoides en el petróleo y los extractos de
sedimentos poseen una alta estabilidad térmica y
resisten el craqueo del petróleo. Además, los diamantoides son en general más estables que todas
Dirección
del flujo
Extremo
correspondiente
a la formación
> Porta-núcleos instalado. Normalmente, el
porta-núcleos se encuentra instalado
verticalmente en el horno del equipo de pruebas
para las mediciones de la permeabilidad de
retorno, con el lado del núcleo correspondiente a
la formación hacia arriba y el lado correspondiente
al pozo, hacia abajo. Las simulaciones de la
producción se llevan a cabo con el flujo en la
dirección que va desde la formación hacia el
pozo (desde el tope hacia la base). Los fluidos
de prueba se aplican en el extremo de la muestra
de núcleo correspondiente al pozo.
Tapa del
porta-núcleos,
extremo
correspondiente
a la formación
Cuerpo del
porta-núcleos
Núcleo
Camisa
marca Vitón
Extremo
correspondiente
al pozo
> Instalación del porta-núcleos. El porta-núcleos
(derecha) ha sido desarmado para mostrar sus
componentes. El núcleo está envuelto en un
revestimiento de teflón (izquierda, blanco), y
sobre él se coloca una camisa marca Vitón
(negro) para proteger los lados del núcleo de la
interferencia externa. El flujo de fluido se dirige
hacia adentro y hacia afuera a través de las
caras extremas del núcleo, desde el tope hacia
la base; de manera que no ingresa ni sale fluido
desde los lados del núcleo.
Tapa del
porta-núcleos,
extremo
correspondiente
al pozo
Anillo separador
31
> Viscosímetro Fann 35. El viscosímetro modelo
Fann 35 es un viscosímetro de indicación directa
con un cilindro coaxial giratorio. El cilindro externo
gira a velocidades conocidas. El fluido para
pruebas se mantiene en el espacio existente
entre los cilindros. A medida que el cilindro
externo gira, la viscosidad del fluido genera
un esfuerzo de torsión en el cilindro interno
conocido como plomada. El esfuerzo de torsión
se registra como las deflexiones de un resorte
de precisión. Los ingenieros leen las deflexiones
del resorte en la pantalla situada en el extremo
superior del viscosímetro; las lecturas se efectúan
normalmente a 600, 300, 100, 6 y 3 rpm.
las demás clases de hidrocarburos presentes en
las muestras geológicas, lo que los hace más
resistentes a los procesos de alteración, tales
como la biodegradación y la maduración.
Debido a estas propiedades, los diamantoides
han sido utilizados en la evaluación de la geoquímica de las rocas generadoras y los petróleos
crudos y en la evaluación de la biodegradación
y la madurez térmica del petróleo crudo y los condensados con alta madurez. Los hidrocarburos
aromáticos tienden a resistir la biodegradación
moderada a intensa; por consiguiente, ofrecen
una excelente forma de diferenciar los petróleos biodegradados de los no biodegradados.18
Las pruebas especiales de laboratorio, tales
como las mediciones reológicas, las pruebas de
pérdida de fluidos HPHT y las pruebas de asentamiento de barita, están diseñadas para evaluar la
viscosidad del fluido de perforación, la estabilidad con el tiempo y las propiedades de filtración,
que son factores importantes a la hora de determinar el rendimiento general de un sistema de
fluido de perforación. Mediante la utilización de
32
un viscosímetro Fann 35, los ingenieros midieron
las propiedades reológicas del nuevo fluido de
perforación después de la mezcla a una temperatura de 50°C [122°F], lo que fue seguido por una
rotación en caliente en un horno a 150°C [300°F]
—la temperatura de fondo de pozo esperada—
para crear el efecto del envejecimiento dinámico
(izquierda).19 Después de la rotación en caliente,
los ingenieros volvieron a medir la viscosidad a
una temperatura de 50°C y efectuaron la filtración HPHT del fluido rotado en caliente, también
denominada pérdida de fluido. Las especificaciones de la filtración HPHT estipularon una temperatura de prueba de 150°C y la recolección de filtrado
a través de un disco de cerámica de 10 micrones
durante 30 minutos.
La prueba de decantación de barita, conocida
como prueba de asentamiento, se ejecuta transfiriendo 350 mL [21 pulgadas3] de fluido a una
celda de acero de 400 mL [24 pulgadas3] y para
someter las muestras a envejecimiento estático a
150ºC durante 16 horas, 3 días y 5 días.20 Para esta
prueba, los técnicos primero separan en seis capas
la muestra de 350 mL de fluido de perforación
envejecida estáticamente en la celda de envejecimiento, asegurándose de no perturbar el fluido y
de mantener la celda vertical todo el tiempo.21
Luego, transfieren las seis capas a contenedores
individuales. La primera capa consiste en cualquier
fluido limpio separado, por encima del fluido de perforación; las capas dos a seis, todas de igual volumen, contienen fluido de perforación cuya densidad
Oseberg
Este
Campo Crimp
Pozo Crux
se va incrementando. A continuación, registran el
volumen del fluido separado y pesan las otras capas
para hallar la densidad del lodo. Para calcular el
asentamiento de barita, o el cambio de la densidad
del lodo con la profundidad en la celda, la densidad del lodo inicial se sustrae de la densidad del
lodo de la capa inferior.
Conexión de los puntos
Además del trabajo de calificación llevado a cabo
por el personal de M-I SWACO, los ingenieros de
Statoil efectuaron análisis y pruebas de calificación
específicas de la compañía y previas a la perforación en su laboratorio de Sandnes. La comunicación continua y el intercambio de resultados, a lo
largo de todo el desarrollo del nuevo sistema de
fluido, aseguraron que las pruebas trascurrieran
según lo planificado. Los resultados indicaron que
el fluido de perforación final formulado cumplía
con todos los criterios establecidos por Statoil para
un fluido que se utilizaría en un pozo de exploración del área prospectiva Crux, debajo del campo
Oseberg, al oeste de Bergen, en Noruega (abajo).
Los resultados de las pruebas de daño de la
formación indicaron una permeabilidad de
retorno calculada variable entre el 66% y el 91%
(próxima página, arriba).22 El nuevo fluido de perforación utilizado en el pozo de exploración
arrojó una permeabilidad de retorno del 78%;
resultado considerado bueno por parte de Statoil.
Los volúmenes de filtrado registrados durante
las pruebas de permeabilidad de retorno resultaron aceptables. Los revoques de filtración fueron
delgados en todos los experimentos y no se adhirieron a la cara de las muestras de núcleos
correspondientes al pozo cuando los ingenieros
las extrajeron del porta-núcleos después de las
Brage
Oseberg
SUECIA
Campo Oseberg
Tune
NORUEGA
Bergen
Oslo
Stavanger
Oseberg Sur
DINAMARCA
> Campo Crimp. El pozo de exploración Crux de Statoil se encuentra ubicado en la nueva extensión
productiva Crimp, en el Mar del Norte, al oeste de Bergen, en Noruega. El campo Crimp es de gas y
condensado HPHT, requiere densidades de lodo de hasta 1 900 kg/m3 [15,9 lbm/US galón] y posee
temperaturas de yacimiento de hasta 155°C [311°F]. El trabajo de desarrollo se ha centrado en la
formulación de un fluido de perforación HPHT diseñado para temperaturas de yacimiento de 150°C
con una densidad de lodo de 1 750 kg/m3 [14,6 US lbm/galón]. (Fotografía de Harald Pettersen,
copyright de Statoil. Utilizado con autorización.)
Oilfield Review
Valores de permeabilidad de retorno correspondientes a cuatro pruebas
Densidad del
fluido, kg/m3
[lbm/US galón]
Material del núcleo
de arenisca
Temperatura de
las pruebas,
°C [°F]
Pérdida de fluido,
mL [pulgada3]
ko1,
mD
ko2,
mD
Permeabilidad de
retorno calculada, %
ko2/ko1 × 100
ko3,
mD
Permeabilidad de
retorno calculada, %
ko3/ko1 × 100
1 850 [15,4]
Berea
135 [275]
7,5 [0,46]
69,50
56,50
81
56,70
82
1 850 [15,4]
Petróleo crudo envejecido, Berea
135 [275]
7,1 [0,43]
55,50
50,70
91
50,60
91
1 750 [14,6]
Ohio
150 [300]
6,9 [0,42]
1,55
1,21
78
1,21
78
2 020 [16,9]
Ohio
188 [370]
8,2 [0,50]
2,07
1,37
66
1,37
66
> Pruebas de permeabilidad de retorno. Los científicos efectuaron dos pruebas de permeabilidad de retorno en núcleos de arenisca Berea de alta
permeabilidad y otras dos, en núcleos de arenisca Ohio de baja permeabilidad. La permeabilidad de retorno fue medida con y sin el revoque de filtración
en su lugar. El nuevo fluido de perforación HPHT (verde) fue probado en un núcleo de arenisca Ohio a 150°C y arrojó una permeabilidad de retorno del 78%,
con y sin el revoque de filtración. La permeabilidad inicial se designa con ko1; las permeabilidades después de la producción de retorno con el revoque de
filtración intacto y sin el revoque de filtración se designan con ko2 y ko3, respectivamente.
pruebas (abajo).23 Las mediciones de permeabilidad cambiaron poco con o sin el revoque de filtración, lo que indicó que el revoque de filtración se
había “saltado” o “desprendido” durante la producción de retorno. Estos términos describen cómo
el revoque de filtración se separa de la superficie
de la formación a una presión diferencial dada; la
presión hace que el revoque de filtración estalle o
se fracture y se desprenda en trozos o en láminas.
El hecho de que el revoque de filtración se caiga
con facilidad indica un buen rendimiento del fluido
de perforación y permite el rápido acceso de una
herramienta de adquisición de registros (perfilaje)
a los fluidos de formación presurizados.24
La microscopía electrónica de barrido con
retrodifusión del extremo de la muestra de núcleo
Berea correspondiente al pozo mostró que, directamente detrás del revoque de filtración, los poros
de las rocas se encontraban abiertos y no había
componentes del fluido de perforación presentes,
lo que demuestra que el revoque de filtración sirvió para proteger la formación porosa del fluido de
perforación (derecha).
0,5 cm
[0,2 pulg]
3,2 cm [1,3 pulg]
> Revoque de filtración de una prueba de
permeabilidad de retorno. El revoque de filtración
producido por el nuevo fluido de perforación
HPHT después de la prueba de permeabilidad
de retorno posee un espesor de 0,5 cm y un
diámetro de 3,2 cm. La superficie adyacente a la
muestra de núcleo se encuentra en el extremo
superior, y el revoque de filtración está intacto,
lo que confirma que no se desprendió durante la
producción simulada.
Volumen 26, no.1
0 µm
100 µm
200 µm
300 µm
> Protección del revoque de filtración. Una micrografía electrónica de barrido con retrodifusión, del
extremo de un núcleo de un afloramiento correspondiente al pozo, obtenida después de la prueba de
permeabilidad de retorno con el nuevo fluido de perforación HPHT, muestra la presencia de sólidos del
fluido de perforación (blanco) sólo en la cara de la muestra del núcleo correspondiente al pozo. No se
observa rastro alguno de invasión profunda de fluido en el núcleo. Los restos de revoque de filtración
del fluido de perforación denso aparecen como un área brillante en el extremo superior de la imagen.
18. Wenger LM, Davis CL y Isaksen GH: “Multiple Controls
on Petroleum Biodegradation and Impact on Oil Quality,”
SPE Reservoir Evaluation & Engineering 5, no. 5 (Octubre
de 2002): 375–383.
19. La rotación en caliente, también conocida como
envejecimiento dinámico, es un procedimiento en el
cual la muestra de fluido de 350 mL [21 pulgadas3]
es transferida a una celda de acero de 400 mL
[24 pulgadas3], que se coloca en un horno provisto
de rodillos. Las celdas giran en el horno durante un
tiempo específico y a una temperatura específica.
La rotación en caliente simula el consumo del fluido
de perforación en condiciones de fondo de pozo.
El tiempo de envejecimiento normal es de 16 horas.
20. Las pruebas de decantación o asentamiento de
barita se llevan a cabo en muestras sometidas a
envejecimiento estático. En el envejecimiento estático,
las muestras se disponen verticalmente en un horno y
se dejan en esa posición durante un tiempo dado para
simular las condiciones estáticas de un pozo.
21. El fluido envejecido con el procedimiento de
envejecimiento estático se gelifica y exhibe un
esfuerzo cortante (de cizalla) específico. Si la muestra
se agita, el esfuerzo cortante se reducirá considerablemente, las capas a medir se mezclarán entre sí y los
valores de decantación de barita resultantes serán
incorrectos. Por consiguiente, para la obtención de
resultados precisos, la celda debe permanecer vertical
todo el tiempo.
22. Para conocer más detalles sobre los resultados de las
pruebas, consulte: Viste P, Watson RB y Nelson AC:
“The Influence of Wettability on Return Permeability,”
artículo SPE 165160, presentado en la Conferencia y
Exhibición Europea sobre Daño de la Formación de la
SPE, Noordwijk, Países Bajos, 5 al 7 de junio de 2013.
23. La determinación de la aceptabilidad del volumen de
filtrado depende de las especificaciones del cliente.
Normalmente, se considera aceptable un volumen
de filtrado de menos de 10 mL [0,6 pulgadas3].
Los revoques de filtración deben tener un espesor
de menos de 1 cm [0,4 pulgadas].
24. Byrne M y Patey I: “Formation Damage Laboratory
Testing—A Discussion of Key Parameters, Pitfalls
and Potential,” artículo SPE 82250, presentado en la
Conferencia Europea sobre Daño de la Formación de la
SPE, La Haya, Países Bajos, 13 al 14 de mayo de 2003.
33
Efecto de los fluidos de base y del nuevo fluido de perforación HPHT en los análisis geoquímicos
Pirólisis
y TOC
Extracción
y SARA
Fluido de base 1
Severo
Severo
Bajo
Bajo
No sometido a prueba
Bajo
Bajo
Fluido de base 2
Severo
Severo
Severo
Severo
No sometido a prueba
Severo
Bajo
Fluido de base 3
Severo
Severo
Medio
Medio
No sometido a prueba
Bajo
Bajo
Fluido de base 4
Severo
Severo
Medio
Medio
No sometido a prueba
Severo
Bajo
Fluido de base 5
Severo
Severo
Medio
Medio
No sometido a prueba
Severo
Bajo
Nuevo sistema HPHT
Bajo
Bajo
No sometido a prueba
Bajo
No sometido a prueba
Bajo
Medio
Sistema HPHT después de ser utilizado en el pozo
Medio
Severo
No sometido a prueba
Medio
Medio
No sometido a prueba
Bajo
Muestra
Petróleo crudo
menor a C20
Saturados C10+
Biomarcadores
Diamantoides
Aromáticos
> Evaluación de la sensibilidad a los fluidos de Statoil. Una tabla de análisis previos a la perforación, provista por los ingenieros de Statoil, muestra la
sensibilidad de los análisis geoquímicos con respecto a cinco fluidos de base y al nuevo fluido de perforación HPHT, en todos los casos con muestras a
base de aceite. La muestra de fluido de perforación HPHT mixto, sin utilizar, produce un bajo impacto en cuatro de los siete métodos de análisis, en tanto
que la muestra de fluido de perforación HPHT utilizado produce más impacto en la mayoría de los análisis que el nuevo fluido. La muestra utilizada puede
haber sido contaminada por otro sistema de fluido empleado para perforar una sección más somera. No obstante, tanto la muestra mixta sin utilizar
como las muestras utilizadas del fluido de perforación HPHT producen menos efecto en los análisis geoquímicos que las otras cinco muestras a base
de aceite probadas.
Los análisis de Statoil previos a la perforación,
que comprendieron seis petróleos de base y sistemas de fluidos, demostraron que el impacto del
nuevo fluido de perforación es bajo y aceptable en
la mayoría de los análisis geoquímicos (arriba).
La cromatografía de gases de petróleos crudos,
efectuada en el nuevo fluido, demostró que las
muestras exhibían un rango de hidrocarburos
bastante limitado, entre C10 y C14, con bajas concentraciones tanto de biomarcadores como de
hidrocarburos aromáticos. Los emulsionantes,
los químicos para control de pérdida de fluido y
los viscosificantes podrían haber obstaculizado
los análisis geoquímicos.
Statoil sometió a pruebas el fluido sin utilizar,
previo a la perforación, el fluido de perforación
utilizado, los recortes de perforación y los fluidos
de formación. Los resultados indicaron que el
impacto del fluido nuevo, sin utilizar, en todos los
análisis, era bajo, pero los ingenieros especularon que los rastros de diamantoides y biomarcadores aromáticos podrían haber afectado las
muestras y, a su vez, la interpretación de los
datos geoquímicos. El fluido utilizado proveniente del pozo de exploración mostró una mayor
concentración de saturados, biomarcadores y
n-alcanos C15+. Sin embargo, se cree que estos
componentes que interfieren con las pruebas
geoquímicas, provinieron de un fluido de perforación diferente utilizado en la sección más somera
de 171/2 pulgadas.25 El nuevo fluido de perforación
no pareció incidir en el fluido de formación, pero
podría haber afectado levemente los recortes de
perforación en caso de existir rastros de petróleo
Simulaciones y cálculo de la ECD, prueba previa al pozo
Parámetros
Nuevo fluido de
perforación HPHT,
muestra de campo
Fluido de perforación
convencional,
muestra de campo
Densidad superficial, medida a 50°C, kg/m3
1 690
1 690
Tasa de bombeo, L/min
2 000
2 000
Velocidad de penetración, m/h
Rotaciones de la sarta de perforación en revoluciones por minuto
15
15
160
160
1 681
1 682
269 [26,9]
319 [31,9]
ECD en la zapata de la tubería de revestimiento, kg/m3
1 755
1 786
ECD en la profundidad total, kg/m3
1 762
1 795
Densidad del lodo en el fondo del pozo, ESD, kg/m3
Presión de bombeo, bar [MPa]
> Parámetros de entrada de las simulaciones (verde) y resultados calculados de fondo de pozo
(tostado) correspondientes al nuevo fluido de perforación HPHT y a un fluido de perforación
convencional a base de aceite. Las simulaciones se efectuaron antes de perforar el pozo como parte
de la planeación y la calificación del nuevo sistema de fluido de perforación HPHT. En base a las
simulaciones, el fluido de perforación HPHT da como resultado tanto una presión de bombeo más baja
como una contribución de ECD más baja que el fluido de perforación convencional. La contribución de
ECD más baja fue confirmada con las mediciones de la ECD obtenidas durante la perforación.
La abreviatura ESD, densidad estática equivalente, representa la densidad real del lodo del fluido de
perforación en uso y varía con el perfil de temperatura del pozo, pero por razones de simplicidad, se
asume como la densidad del lodo promedio más baja del pozo durante cualquier operación. La ECD
representa la suma de la ESD más las pérdidas por fricción producidas en el espacio anular por el
movimiento del fluido de perforación.
34
muy débiles. El fluido también podría haber afectado la interpretación de los datos de la cromatografía de gases de la fracción de n-alcanos y
biomarcadores (terpanos y estearanos) en presencia de una concentración baja de biomarcadores.
La prueba de campo confirmó que existía una
buena comunicación entre el yacimiento y las
herramientas de perfilaje. Los ingenieros corrieron un probador modular de la dinámica de la
formación MDT para obtener muestras de fluido y
las presiones en la sección de 121/4 pulgadas y
pudieron reducir la presión de bombeo de la herramienta para el nuevo fluido de perforación, respecto de la presión requerida para el fluido de
perforación a base de parafina utilizado previamente.
El nuevo fluido de perforación también exhibió
una ECD más baja en la profundidad total (abajo,
a la izquierda).
El nuevo fluido de perforación HPHT cumplió
exitosamente con todas las especificaciones de
viscosidad, control de pérdida de fluido HPHT y
estabilidad del asentamiento de barita (próxima
página, arriba). Después de uno y cinco días, las
mediciones del asentamiento de barita arrojaron
valores de 10 kg/m3 [0,08 lbm/US galón] y 60 kg/m3
[0,5 lbm/ US galón], respectivamente, lo que respeta estrictamente la especificación inferior a
150 kg/m3 [1,2 lbm/US galón] para la barita
decantada. La pérdida de fluido HPHT fue de
menos de 2 mL [0,1 pulgadas3]. La viscosidad
medida fue relativamente baja —lo que dejó
margen para ajustarla en base a la decantación y
el desempeño del control de pérdida del fluido,
en caso de ser necesario— y cambió poco con el
25. Los fluidos de perforación pueden admitir fluidos y
sólidos de formaciones más someras perforadas con
un sistema de lodo diferente, lo que luego puede afectar
las propiedades de los fluidos utilizados para perforar
las secciones más profundas.
Oilfield Review
Formación del fluido de perforación HPHT y propiedades promediadas
Material
Concentración másica, kg/m3
Fluido de base
402
Emulsionante
23
Arcilla organófila
12
Cal
23
Aditivos de control de pérdida de fluido
25
Cloruro de calcio, polvo
26
Agua dulce
137
Material espesante (barita)
1 102
Total
1 750
Propiedad
Valor
Densidad del lodo, kg/m3 [lbm/US galón]
1 750 [14,6]
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 600 rpm, lbf/100 pies2
67
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 100 rpm, lbf/100 pies2
20
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 3 rpm, lbf/100 pies2
6
Resistencia de gel a 10 segundos, Pa
7
Resistencia de gel a 10 minutos, Pa
8
Viscosidad plástica, mPa.s
27
Umbral de fluencia plástica, Pa
8
Pérdida de fluido HPHT, mL [pulgada3]
1,8 [0,11]
Estabilidad del asentamiento después de 16 horas
10
Estabilidad del asentamiento después de 3 días
60
Estabilidad del asentamiento después de 5 días
60
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 600 rpm después
de 3 y 5 días de envejecimiento estático, lbf/100 pies2
65 y 85
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 100 rpm después
de 3 y 5 días de envejecimiento estático, lbf/100 pies2
18 y 26
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 3 rpm después
de 3 y 5 días de envejecimiento estático, lbf/100 pies2
6y9
> Formulación y propiedades promedio del fluido de perforación HPHT. El fluido HPHT posee una
densidad de 1 750 kg/m3 y una relación agua/petróleo de 80/20. Todos los parámetros de las propiedades
del fluido obtenidos en el laboratorio se mantuvieron dentro de las especificaciones de Statoil.
Estos resultados constituyeron la base para las especificaciones del programa de lodo a ser utilizado
en el área marina. Los resultados presentados son valores promediados. Las mediciones de la
estabilidad del asentamiento se presentan como densidades de lodo delta y fueron obtenidas
después de 16 horas, 3 días y 5 días de envejecimiento estático a 150ºC.
tiempo, lo que demostró las propiedades estables
del nuevo fluido. Los ingenieros de Statoil informaron que el fluido mostró un buen rendimiento
durante los períodos estáticos prolongados, tales
como en situaciones de desconexión del tubo
ascendente y durante la adquisición de registros
con cable, y que su desempeño fue comparable
y 121/4 pulgadas y la sección de 624 m [2 047 pies]
y 81/2 pulgadas del pozo Crux. La reología del
fluido se mantuvo dentro de las especificaciones
a lo largo de toda la operación y no se desvió en
más de un 10% respecto de las mismas. Durante la
perforación del pozo, se produjeron pérdidas de
lodo, pero los ingenieros de perforación las atribuyeron a las leves incertidumbres asociadas con
los valores de presión de fractura y poro, y no al
fluido de perforación en sí.
Los ingenieros del servicio técnico de M-I SWACO
proporcionaron soporte a toda la operación en el
mar y aseguraron una calidad de fluido óptima en
todo momento, sin que se planteara problema
alguno relacionado con el fluido durante la prueba
de campo. Los resultados de las pruebas de asentamiento durante períodos estáticos prolongados
indicaron una decantación promedio de barita de
menos de 30 kg/m3 [0,25 lbm/US galón] tanto en
la sección de 121/4 pulgadas a una temperatura de
120°C [250°F] como en la sección de 81/2 pulgadas
a 150°C.
Los resultados obtenidos en el pozo Crux con el
nuevo fluido demuestran que el mismo cumplió con
las especificaciones de Statoil relativas al rendimiento de la perforación. Por otra parte, la evaluación de formaciones y fluidos así como la
adquisición de registros de presión no se vieron
afectadas por el nuevo fluido de perforación. El
fluido especialmente diseñado, desplegado para
la ejecución de operaciones similares en pozos
HPHT de todo el mundo, cumple con las especificaciones del operador y a la vez garantiza la validez de las muestras de fluidos y rocas.
—IMF
con el de los fluidos HPHT con baja ECD en términos de contribución de la ECD, limpieza del
pozo y respuestas de los registros.
La estabilidad del fluido, cuantificada con las
mediciones de laboratorio, fue confirmada en la
prueba de campo (abajo). El nuevo fluido HPHT se
utilizó para perforar la sección de 1 320 m [4 330 pies]
Reología medida durante la operación
Propiedad
Especificación,
lbf/100 pies2
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 600 rpm
Tan bajo como sea posible
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 100 rpm
Menor que 24
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 3 rpm
5 a 10
Valor promedio, sección de
12 1/4 pulgadas, lbf/100 pies2
47 ± 4,1
Valor promedio, sección de
8 1/2 pulgadas, lbf/100 pies2
63 ± 3,7
19 ± 2,5
20 ± 1,7
8 ± 1,5
7 ± 1,1
> Especificaciones y mediciones de la reología del fluido de perforación para las secciones de pozo de 121/4 pulgadas y 81/2 pulgadas. La reología del
fluido fue medida continuamente en el mar, a lo largo de toda la operación de perforación, y las lecturas del dial del viscosímetro Fann 35 se encontraron
dentro de las especificaciones durante toda la operación. Los ingenieros de pozo informaron que el rendimiento del fluido de perforación fue estable y
fácil de mantener. Los ingenieros del servicio técnico de M-I SWACO proporcionaron soporte a la operación en el mar para asegurar que el fluido se
mantuviera dentro de las especificaciones en todo momento. (Fotografía de Ole Jørgen Bratland, copyright de Statoil. Utilizada con autorización.)
Volumen 26, no.1
35
Espectroscopía de alta definición:
Determinación de la complejidad mineralógica
Manuel Aboud
Rob Badry
Calgary, Alberta, Canadá
Jim Grau
Susan Herron
Cambridge, Massachusetts, EUA
Farid Hamichi
Jack Horkowitz
Sugar Land, Texas, EUA
James Hemingway
Houston, Texas
Robin MacDonald
Saudi Aramco
Al-Khobar, Arabia Saudita
Las herramientas de espectroscopía de rayos gamma de captura miden las concentraciones de determinados elementos presentes en las rocas de fondo de pozo.
A partir de estos datos, los petrofísicos pueden derivar las propiedades mineralógicas, litológicas y de la matriz. Las primeras herramientas de espectroscopía carecían
de la sensibilidad espectral necesaria para derivar el carbono orgánico total; una
medición importante para la comprensión de los recursos no convencionales. Una
nueva herramienta proporciona el contenido de carbono total, a partir del cual se
pueden determinar las concentraciones de carbono orgánico. Además, la herramienta
posee la capacidad para resolver litologías complejas con un nivel de precisión
jamás logrado.
Pablo Saldungaray
Al-Khobar, Arabia Saudita
Don Stachiw
Northern Cross (Yukon) Ltd.
Calgary, Alberta
Christian Stoller
Princeton Junction, Nueva Jersey, EUA
Richard E. Williams
BHP Billiton
Houston, Texas
Traducción del artículo publicado en
Oilfield Review Primavera de 2014: 26, no. 1.
Copyright © 2014 Schlumberger.
CMR-Plus, ECS, ELANPlus, GST, Litho-Density, Litho
Scanner, Minitron, Platform Express, RST, SpectroLith
y TerraTek HRA son marcas de Schlumberger.
LECO es una marca de LECO Corporation.
1. Para obtener más información sobre la ecuación de
saturación de agua de Archie, consulte: Archie GE:
“The Electrical Resistivity Log as an Aid in Determining
Some Reservoir Characteristics,” Petroleum
Transactions of AIME 146 (1942): 54–62.
2. Durante muchos años, estas palabras, o una
frase similar, aparecían en los registros impresos
proporcionados por la mayoría de las compañías
de servicios.
3. Para obtener más información sobre los PNGs utilizados
como fuentes de neutrones, consulte: Allioli F, Cretoiu V,
Mauborgne M-L, Evans M, Griffiths R, Haranger F, Stoller
C, Murray D y Reichel N: “Una nube de rayos gamma
provee la densidad de la formación durante la
perforación,” Oilfield Review 25, no. 2 (Diciembre de
2013): 4–15.
36
Las rocas comprenden una diversidad de minerales y fluidos. Muchos procesos se combinan para
formar las mezclas complejas que se encuentran
en el subsuelo, lo que incluye los mecanismos de
transporte que aportaron los sedimentos y fragmentos de rocas al lugar donde yacen actualmente, el calor y la presión aplicados durante el
sepultamiento y la litificación subsiguiente, y una
diversidad de fuerzas internas y externas que
actúan en las rocas. Mediante la utilización de
herramientas de espectroscopía de fondo de pozo,
también conocidas como herramientas geoquímicas, los geólogos pueden revelar la composición de
las formaciones sedimentarias, metamórficas e
ígneas y comprender mejor su estratigrafía, mineralogía, diagénesis y potencial hidrocarburífero.
En los primeros tiempos de la adquisición de
registros de pozos, los geólogos y petrofísicos desarrollaron modelos para ayudar a identificar la presencia de hidrocarburos, estimar su volumen y
Oilfield Review
SPRING 14
Litho Scanner Fig. opener
ORSPRNG 14 LTHOSCNR opener
Oilfield Review
Generador de neutrones pulsados
Controles
n
Fuente de iones
Alimentación
de alta
tensión
Reacción de la fuente de Americio-Berilio
γ (60 keV)
Interruptor
Alimentación
principal
Blanco
241
Am
237
Np*
237
Np
γ (4,4 MeV)
α (5,5 MeV)
n
p+
+
Deuterio
2
H
n n
p+
n n
p+ p+
Tritio
3
H
Helio
4
He
+
n
Neutrón
n
+
Energía
cinética
E (17,6 MeV)
9
Be
13
C*
12
C*
n (4 MeV, promedio)
12
C
> Neutrones provenientes de un generador de neutrones pulsados (PNG) y de una fuente radioisotópica de Americio-Berilio [AmBe]. Los PNGs (extremo
superior izquierdo) son aceleradores autónomos de partículas que producen neutrones a partir de una reacción de fusión (extremo inferior izquierdo).
Los neutrones se emiten con un nivel alto de energía cinética de aproximadamente 14 MeV de los 17,6 MeV totales liberados. La salida típica de un PNG
es de 3 × 108 neutrones. Por otro lado, las fuentes AmBe generan neutrones como subproductos de reacciones nucleares (derecha). Las fuentes AmBe
contienen una combinación de americio [241Am] y berilio [9Be]. Cuando el 241Am decae al estado excitado del neptunio [237Np*] —el * denota un estado
excitado— emite partículas alfa (a) de 5,5 MeV. Para alcanzar su estado fundamental final, el 237Np* excitado emite un rayo gamma de 60 keV (g).
Una fracción pequeña de las partículas alfa del 241Am reacciona con el 9Be, lo que produce un estado excitado del carbono [13C*], que emite neutrones
de 4 MeV (n) para alcanzar un estado excitado del 12C*. El 12C* alcanza su estado estable a través de la emisión de un rayo gamma de alta energía
(aproximadamente 4,4 MeV). Una fuente AmBe típica genera 4 × 107 neutrones.
determinar la producción potencial. Los modelos
de saturación, tales como los descritos en las ecuaciones propuestas por Gus Archie, modificados posteriormente para dar cuenta de la influencia de la
lutita, normalmente asumen la presencia de formaciones isotrópicas homogéneas.1 Estos métodos
proporcionan resultados razonables a la hora de
calcular las saturaciones de hidrocarburos en
yacimientos convencionales; no obstante, para
determinar el potencial de petróleo y gas de los
yacimientos complejos y de los recursos no convencionales, los petrofísicos reemplazaron los
modelos simples por técnicas que requieren una
mayor comprensión de la composición y la mineralogía de las rocas.
En el laboratorio, los científicos disponen de
una diversidad de instrumentos para escudriñar
la estructura de las rocas. Mediante la utilización
de estas herramientas, pueden determinar la composición química y mineral de las rocas, conjeturar
sobre sus orígenes y su diagénesis, y establecer
relaciones empíricas de las propiedades de las
rocas que afectan la generación, acumulación y
producción de hidrocarburos. En el ambiente de
fondo de pozo y en palabras que resultan familiares para la mayoría de los petrofísicos, “Todas las
interpretaciones son opiniones basadas en inferencias derivadas de mediciones eléctricas o de
otro tipo.”2 No obstante, a medida que avanzan las
tecnologías y las técnicas, las compañías de servicios están proporcionando numerosas mediciones
de calidad de laboratorio, obtenidas con herramientas colocadas en el extremo de un cable
metálico o fijadas en la columna de perforación.
Volumen 26, no.1
Las mediciones espectroscópicas, que son
cruciales para comprender las rocas yacimiento
complejas y los recursos no convencionales, fueron utilizadas por los científicos en los laboratorios durante varias décadas. Las herramientas de
espectroscopía de fondo de pozo se encuentran
disponibles desde su introducción en la década
de 1980, pero el servicio de espectroscopía de
alta definición Litho Scanner, recién introducido,
proporciona datos geoquímicos con un nivel de
precisión y exactitud nunca antes disponible en
el fondo del pozo. La herramienta obtiene mediciones de un mayor número de elementos que los
detectables con herramientas previas e incluye
una medición exacta del carbono, a partir de la
cual se puede derivar el contenido de carbono
orgánico total (TOC). Para la comprensión de los
recursos no convencionales tales como las lutitas
petrolíferas y gasíferas, el TOC es crucial.
Este artículo examina la teoría básica de las
mediciones espectroscópicas y el desarrollo de
herramientas de
espectroscopía
Oilfield
Review de rayos gamma
inducidos por laSPRING
captura14
de neutrones, incluidos los
Litho Scanner
Fig. 1de mediciones
avances registrados
en materia
ORSPRNG
14 LTHOSCNR
1
espectroscópicas
introducidas
por la herramienta
Litho Scanner. Algunos casos de estudio de un pozo
exploratorio del Ártico, un recurso petrolífero de
EUA y un recurso no convencional con una litología
compleja de Medio Oriente demuestran las diversas aplicaciones de los datos espectroscópicos.
Espectroscopía: Captación de la complejidad
En la industria del petróleo y el gas, se utilizan dos
familias de herramientas de espectroscopía de
fondo de pozo: las herramientas de espectroscopía
de rayos gamma naturales y los servicios de espectroscopía de rayos gamma inducidos por la captura
de neutrones. Los geocientíficos utilizan principalmente las herramientas de espectroscopía de
rayos gamma para cuantificar las concentraciones
de torio, potasio y uranio natural presentes en las
rocas, mediante la medición del nivel de energía
de los rayos gamma emitidos a medida que estos
elementos radioactivos decaen. A partir de estos
datos, los analistas de registros estiman el tipo de
arcilla, cuantifican los efectos de los minerales
radioactivos en las mediciones de rayos gamma
naturales e identifican los depósitos radioactivos.
La espectroscopía de rayos gamma inducidos
por la captura de neutrones, que es una técnica de
medición más integral que la de las herramientas
de espectroscopía de rayos gamma, proporciona las
concentraciones de los elementos más comunes
que se encuentran en los minerales y en los fluidos
de las rocas yacimiento y las rocas generadoras
(rocas madre). Una herramienta de espectroscopía
de rayos gamma inducidos por la captura de neutrones registra los efectos transitorios —de algunos
microsegundos a algunos milisegundos de duración— de formaciones bombardeadas con neutrones provenientes de una fuente: ya sea un generador
electrónico de neutrones pulsados (PNG) o bien
una fuente radioisotópica de americio [241Am] y
berilio [9Be] [AmBe] (arriba).3 Las fuentes químicas AmBe utilizadas para la adquisición de registros
de fondo de pozo (perfilaje) producen un número de
neutrones relativamente estable con un nivel de
energía predecible. En comparación con las fuentes
37
Dispersión inelástica
de neutrones
Fuente electrónica
Alta energía
Fuente tradicional
10 6
Energía neutrónica, eV
Energía neutrónica
que sale de la fuente
Núcleo
excitado
Región
inelástica
n
Núcleo
desexcitado
n
Energía intermedia
10 4
Rayos gamma
inelásticos
10 2
Emisión de
rayos
gamma de
captura
Energía epitérmica
10 0
Neutrón
térmico
Núcleo
excitado
Núcleo
desexcitado
n
Energía
térmica
promedio
0,025 eV
10 –2
Captura de neutrones
Neutrones con energía térmica
Rayo gamma
de captura
200
400
Tiempo, µs
> La vida de un neutrón y la dispersión de neutrones. Tanto las fuentes electrónicas (PNG) como las tradicionales
(radioisotópicas) emiten neutrones de alta energía. Los neutrones del PNG utilizado en la herramienta Lihto Scanner poseen
una energía cinética inicial de aproximadamente 14 MeV, en tanto que las fuentes AmBe emiten neutrones con una energía
de alrededor de 4,4 MeV (izquierda). Estos neutrones rápidos alcanzan el nivel de energía térmica (aproximadamente 0,025 eV)
rápidamente. Durante esos primeros microsegundos, antes de que su energía disminuya por debajo de 1 MeV, los neutrones
experimentan interacciones inelásticas (extremo superior derecho). La dispersión inelástica de neutrones se produce cuando
los neutrones rápidos de alta energía colisionan con, pasan cerca de, o son absorbidos por, los núcleos atómicos. El núcleo,
ahora excitado, emite rayos gamma inelásticos para volver a un estado desexcitado. La captura neutrónica (extremo inferior
derecho) tiene lugar cuando los neutrones térmicos son absorbidos por los núcleos atómicos. El átomo de captura genera
rayos gamma para volver a un estado desexcitado.
AmBe, los PNGs generan muchos más neutrones
y con niveles de energía mucho más elevados,
pero su resultado puede variar con la temperatura, la potencia de la herramienta y los años del
PNG. A diferencia de las fuentes AmBe, que siempre generan neutrones, cuando se remueve la energía eléctrica de los PNGs, la generación de
neutrones cesa.
Las herramientas de espectroscopía de laboratorio, tales como los espectrómetros de difracción
de rayos X (XRD) y de fluorescencia de rayos X
(XRF), bombardean las muestras de rocas con rayos
X o rayos gamma y miden las emisiones resultantes.
Para determinar la mineralogía, los técnicos utilizan dispositivos XRD y para efectuar el análisis
elemental, utilizan equipos XRF. En el laboratorio,
los equipos XRF pueden medir más elementos que
las herramientas de fondo de pozo. Sin embargo,
el subconjunto de elementos medidos en el fondo
del pozo incluye los elementos comunes formadores de minerales, que son suficientes para que los
geólogos determinen la composición mineralógica de la mayoría de las rocas yacimiento y las
rocas generadoras.
Los primeros registros geoquímicos fueron
generados mediante la combinación de mediciones de diversas herramientas existentes. A fines
38
de la década de 1980, los científicos del Centro de
Productos de Schlumberger en Houston, con el apoyo
de los investigadores del Centro de Investigaciones
Doll de Schlumberger en Ridgefield, Connecticut,
EUA, combinaron los datos de una herramienta
de rayos gamma naturales NGT, una herramienta
de espectrometría de rayos gamma GST y una
herramienta de activación del aluminio para la
arcilla AACT.4 A partir de esos datos, computaron
las concentraciones elementales simples para los
siguientes elementos: aluminio [Al], calcio [Ca],
hierro [Fe], gadolinio [Gd], potasio [K], azufre [S],
silicio [Si], torio [Th], titanio [Ti] y uranio [U].
Estas concentraciones
elementales proporcionaOilfield Review
ron información
sobre
la
SPRING 14 mineralogía y la composición de las rocas.
Litho Scanner Fig. 2
14 LTHOSCNRgeoquími2
Si bien lasORSPRNG
primeras herramientas
cas proporcionaban a los geólogos información
sobre la geoquímica de las rocas, las herramientas de primera generación padecían de ciertas
limitaciones inherentes, tales como velocidades
lentas de perfilaje, falta de combinabilidad con
otras herramientas de perfilaje, degradación tanto
de la calidad como de la resolución de las mediciones en ambientes de fondo de pozo, la incapacidad
para diferenciar el carbono orgánico del inorgánico, y falta de sensibilidad con respecto a ciertos
elementos que son esenciales para la comprensión
de litologías complejas. Por ejemplo, los geólogos
utilizan el magnesio [Mg] para diferenciar la dolomía de la calcita y, con las herramientas de generación previa, era difícil obtener una medición precisa
del Mg.
Muchos geólogos y petrofísicos consideran
que los datos derivados de los registros geoquímicos son cruciales para la caracterización precisa
de las rocas yacimiento, pero las herramientas no
fueron incluidas a nivel universal en los conjuntos tradicionales de herramientas de evaluación
4. Hertzog R, Colson L, Seeman B, O’Brien M, Scott H,
McKeon D, Wraight P, Grau J, Ellis D, Schweitzer J y
Herron M: “Geochemical Logging with Spectrometry
Tools,” SPE Formation Evaluation 4, no. 2 (Junio de
1989): 153–162.
5. Para obtener más información sobre la herramienta ECS,
consulte: Barson D, Christensen R, Decoster E, Grau J,
Herron M, Herron S, Guru UK, Jordán M, Maher TM,
Rylander E y White J: “Espectroscopía: La clave para la
obtención de respuestas petrofísicas rápidas y confiables,”
Oilfield Review 17, no. 2 (Verano de 2005): 14–33.
6. Las fuentes radioisotópicas de neutrones emiten
neutrones con niveles de energía del orden de 4 millones
de eV y producen generalmente 4 × 107 neutrones.
Los PNGs emiten neutrones con energías de alrededor
de 14 millones de eV y producen generalmente
30 × 107 neutrones y valores superiores. Los neutrones
térmicos se definen como aquéllos que poseen una
energía de 0,025 eV.
Oilfield Review
Captura, Si
Rayos gamma inelásticos, Si
Probabilidad
por numerosos motivos, tales como el hecho de
que las herramientas eran largas, no podían combinarse con otros servicios y debían correrse en
forma lenta; además, la información podía obtenerse de datos de núcleos. La aplicación de la
herramienta de espectroscopía de captura elemental ECS para la exploración del gas de lutitas
revolucionó el servicio.5 Dada su capacidad para
suministrar la composición mineralógica de las
rocas, en los programas de adquisición de registros se incluía frecuentemente una herramienta
geoquímica para la evaluación de yacimientos no
convencionales y el diseño de las terminaciones.
0
2
4
Volumen 26, no.1
8
10
0
2
Gd
Cl
K
4
Si
Fe
CTB
Al
Ca
Fe
Conteos
Ti
10
S
ITB
O
C
S
8
Espectro de rayos gamma inelásticos
Ca
Mg
6
Energía de rayos gamma, MeV
Espectro de rayos gamma de captura
H
Elementos de la espectroscopía
de captura de neutrones
De los numerosos tipos de radiación nuclear, dos
resultan de particular interés para las mediciones
espectroscópicas; los rayos gamma y los neutrones.
Los rayos gamma son similares a los rayos X y a la
luz visible y constituyen la forma de mayor energía
de la radiación electromagnética. La luz visible
posee un rango de longitud de onda de aproximadamente 400 a 700 nm; los rayos gamma, con longitudes de onda de mucho menos de 1 nm, exhiben
un rango de frecuencias. Las longitudes de ondas
habituales en las mediciones de fondo de pozo son
de aproximadamente 0,001 nm. Sin embargo, los
rayos gamma no se describen normalmente por
su longitud de onda, sino por su nivel de energía,
expresado en electrón-voltios (eV) o en las unidades más grandes de keV (miles de eV) y MeV
(millones de eV).
Las herramientas de espectroscopía de neutrones inducidos cuentan los rayos gamma a través de un rango de bins de energía discreta: el
espectro de rayos gamma. En esencia, miden las
energías de los rayos gamma inducidos artificialmente, emitidos por los elementos presentes en
la formación que han sido bombardeados con los
neutrones rápidos de alta energía proporcionados
por la herramienta. Estos neutrones colisionan
con otras partículas y pierden energía rápidamente hasta que finalmente alcanzan un nivel de
energía térmica de aproximadamente 0,025 eV.
Dado que los neutrones son similares en masa al
protón simple del hidrógeno, la máxima transferencia de energía y el frenado más rápido del
neutrón se producen a partir de las colisiones
entre los neutrones y los átomos de hidrógeno
(página anterior).6
Los neutrones térmicos finalmente son absorbidos —capturados— por los núcleos atómicos de
los diversos elementos que se encuentran en la
formación, el pozo y la herramienta. Estos núcleos
ahora excitados emiten rayos gamma —aludidos
como rayos gamma de captura porque son un
6
Energía de rayos gamma, MeV
Al
Energía de rayos gamma
Mg
Si
Energía de rayos gamma
> Espectros de rayos gamma. La mayoría de las herramientas de adquisición de registros (perfilaje)
de espectroscopía de rayos gamma de captura neutrónica utilizan rayos gamma de captura para
determinar las proporciones elementales. Después de absorber los neutrones térmicos, los núcleos
atómicos emiten rayos gamma de captura con energías características. Por ejemplo, el silicio [Si]
(extremo superior izquierdo) emite rayos gamma con diversas energías de emisión, si bien 3,5 y
4,8 MeV son las más probables. El espectro completo de rayos gamma de captura (extremo inferior
izquierdo) es la combinación de las contribuciones de todos los elementos que se encuentran
generalmente en el fondo del pozo. Los rayos gamma inelásticos se generan cuando los neutrones
rápidos —aquéllos con energías superiores a 1 MeV— interactúan con los núcleos de la formación,
el lodo y la herramienta y producen la emisión de rayos gamma. Estos rayos gamma inelásticos
poseen un espectro de energía (extremo inferior derecho) similar al espectro de rayos gamma de
captura, aunque difiere en cuanto a las energías características. La energía de los rayos gamma
inelásticos del Si (extremo superior derecho) es de aproximadamente 1,8 MeV. La herramienta
Litho Scanner aprovecha ambos espectros, lo que proporciona una resolución mejorada
para algunos elementos, tales como el Mg y el Fe, y agrega otros, tales como el C, del que no se
dispone a partir del espectro de captura. El efecto de fondo de la herramienta de captura (CTB,
extremo inferior izquierdo) y el efecto de fondo de la herramienta inelástica (ITB, extremo inferior
derecho) son contribuciones a las mediciones de la herramienta y al ambiente del pozo detectado
durante la adquisición espectral.
producto de la captura de neutrones— para vol- del bombardeo neutrónico. Estas interacciones se
ver a su estado de energía estable más baja. caracterizan por los núcleos atómicos que se exciLos rayos gamma de captura poseen niveles de tan cuando se encuentran con neutrones con niveenergía que son característicos del elemento les de energía superiores a 1 MeV. Durante las
Oilfield Review
desde el que se emiten. La dispersión elástica y la interacciones inelásticas, los neutrones pueden
SPRING 14
chocar
captura final pueden producirse en un lapso
Litho que
Scanner
Fig. 3con un núcleo atómico, transferir energía
a
ese
núcleo 3y luego emerger con una energía
oscila entre decenas y cientos de microsegundos.
ORSPRNG 14 LTHOSCNR
La mayoría de las herramientas de fondo de pozo reducida, o el neutrón rápido puede ser absorbido
de espectroscopía de captura neutrónica, se después de chocar con una partícula subatómica
basan en mediciones de rayos gamma de captura, del núcleo. Al igual que con la captura neutrónica,
los núcleos se excitan con estos encuentros y emiinducidos por neutrones.
Antes de alcanzar el nivel de energía térmica, ten uno o más rayos gamma para volver a un estado
los neutrones de alta energía que aún no han sido desexcitado; no obstante, los rayos gamma provefrenados significativamente pueden producir nientes de reacciones inelásticas poseen niveles de
reacciones inelásticas. Las reacciones inelásticas energía específicos que difieren de los de los rayos
difieren de la dispersión elástica y se producen gamma de captura inducidos por neutrones para el
en aproximadamente un microsegundo después mismo elemento (arriba).
39
Elemento
Nombre del elemento
Al
Aluminio
Ba
Bario
C
Carbono
Ca
Calcio
Cl
Cloro
Cu
Cobre
Fe
Hierro
Gd
Gadolinio
H
Hidrógeno
K
Potasio
Mg
Magnesio
Mn
Manganeso
Na
Sodio
Ni
Níquel
O
Oxígeno
S
Azufre
Si
Silicio
Ti
Titanio
Captura
Inelástico
> Elementos determinados a través de la espectroscopía de rayos gamma
de captura e inelásticos. (Adaptado de Radtke et al, referencia 9.)
Sólo las herramientas basadas en el uso de PNGs
pueden distinguir con precisión entre los efectos
de la captura y las interacciones inelásticas de neutrones, pero no todas las herramientas basadas
en el uso de PNGs pueden obtener esta medición.
Para medir las interacciones inelásticas, el generador de neutrones debe ser activado y desactivado rápidamente, emitiendo pulsos de neutrones
de alta energía. Por otra parte, para la obtención
Rayos gamma
Emisión
Cristal de centelleo luminosa
de mediciones exactas, el pulso debe exhibir una
forma de emisión repetible, bien definida, lo que
significa que las emisiones de neutrones poseen
una salida idéntica y constante para cada pulso
de neutrones. La mayoría de las herramientas
espectroscópicas, incluida la herramienta ECS,
detecta los rayos gamma provenientes de reacciones inelásticas pero no puede determinar con
exactitud las proporciones elementales deriva-
Tubo
fotomultiplicador (PMT)
Oilfield Review
SPRING 14
Litho Scanner
Fig. Chart
1
Fotocátodo
Dinodos
Ánodo
ORSPRNG 14 LTHOSCNR Chart 1
Amplificación, conformación
de pulsos y analizador
de amplitud de impulsos
Conteo de
rayos gamma
100
10
1
0,1
0,01
0
2
4
6
Energía de rayos gamma, MeV
> Detector de centelleo. Los rayos gamma ingresan en el cristal de centelleo (extremo superior
izquierdo), produciendo un destello de luz. La intensidad del destello está relacionada directamente
con la energía transferida al cristal por los rayos gamma incidentes. El tubo fotomultiplicador recibe
la luz, la convierte en corriente, amplifica la corriente a través de una serie de dinodos y transmite
la señal para la amplificación, la conformación y el análisis de amplitud de impulsos adicionales
(extremo superior derecho). La información proveniente de todos los rayos gamma se combina y
los conteos se representan gráficamente en función de los niveles de energía discreta (extremo
inferior derecho).
40
8
das de estas mediciones. Algunas herramientas de
adquisición de registros de fondo de pozo pueden
ofrecer datos cualitativos de dispersión inelástica,
pero sin el hardware y las técnicas de medición
para aprovechar las interacciones inelásticas, las
mediciones cuantitativas no son posibles.
Las mediciones obtenidas a partir de las interacciones inelásticas son menos sensibles a los
efectos ambientales que las de las interacciones de
captura. Por ejemplo, el cloro [Cl] posee una alta
sección eficaz de captura de neutrones térmicos y
puede reducir significativamente el número de
neutrones térmicos disponibles para ser capturados por otros elementos.7 La reducción de la agrupación de neutrones térmicos disponibles para la
captura incrementa la variabilidad estadística de
la medición. Dado que las mediciones inelásticas
no son afectadas por los absorbedores de neutrones, pueden servir para mejorar la resolución o la
precisión de algunos datos de captura en presencia de niveles de Cl elevados.
La herramienta Litho Scanner utiliza rayos
gamma de captura para determinar las concentraciones de Al, Ca, Fe, Gd, K, S, Si y Ti, como lo
hacen otras herramientas, pero también cuantifica las concentraciones de bario [Ba], Cl, hidrógeno [H], Mg, manganeso [Mn], sodio [Na] y
metales, tales como el cobre [Cu] y el níquel [Ni].
La herramienta utiliza datos inelásticos principalmente para cuantificar el carbono [C] y el Mg
(arriba, a la izquierda). Con una medición exacta
del Mg, los petrofísicos pueden diferenciar la calcita
[CaCO3] de la dolomía [CaMg(CO3)2]. La medición exacta del C es crucial para determinar los
niveles del TOC.
Ocultamiento en los espectros
La mayoría de las herramientas de adquisición de
registros de rayos gamma de fondo de pozo utilizan
detectores de cristales de centelleo. Cuando un
rayo gamma encuentra el cristal del detector, la
energía de ese rayo gamma se convierte en un
destello de luz —de allí el nombre de centelleo—
y la magnitud del pulso de luz es proporcional a
la energía transferida al cristal por el rayo
gamma incidente. Un tubo fotomultiplicador
convierte el destello de luz en corriente, a la que
amplifica muchas veces antes de transmitirla a
los demás componentes electrónicos, donde la
señal analógica es amplificada posteriormente y se
convierte en un valor digital. La amplitud de la
señal es determinada con un analizador de amplitud de impulsos, y estos datos se combinan con
todos los otros pulsos que llegan al detector para
producir un espectro de rayos gamma (izquierda).
Oilfield Review
Estándares de captura
Conteos, escala logarítmica arbitraria
Fe
Ca
S
Estándares de captura
Estándares inelásticos
Cl
O
Na
Mg
K
Al
Ti
Si
Si
Mn
S
Al
Ba
Ca
Mg
Gd
Fe
C
H
Energía de rayos gamma, MeV
Energía de rayos gamma, MeV
Energía de rayos gamma, MeV
> Estándares elementales y calibración de la herramienta. Los ingenieros caracterizaron la herramienta Litho Scanner en el Centro de Calibración de
Efectos Ambientales de Schlumberger en Houston. La herramienta se colocó en losas de rocas de formación (izquierda) y en formaciones simuladas,
preparadas en el laboratorio (derecha), con una composición geoquímica y litológica conocida. Se derivaron estándares para 18 elementos, utilizando
espectroscopía de captura, y para 13 elementos utilizando espectroscopía inelástica (centro, no mostrados en su totalidad). Estos estándares
constituyen la base para el cómputo de las proporciones elementales.
En la mayoría de las herramientas de adquisición de registros de rayos gamma convencionales, se utilizan cristales de yoduro de sodio [NaI]
dopados con talio [Tl] como detectores. Si bien el
cristal de NaI es robusto, ni su eficiencia ni su
resolución son suficientes para separar los espectros de todos los elementos pretendidos. La herramienta ECS utiliza un cristal de germanato de
bismuto [Bi4Ge3O12], o BGO, que, debido a su alta
densidad y número atómico, produce un espectro
único de rayos gamma. No obstante, el centellador de BGO es sensible a la temperatura; su respuesta espectral se amplía y pierde definición o
resolución a temperaturas elevadas. La herramienta Litho Scanner utiliza un cristal de bromuro de lantano dopado con cerio [LaBr3:Ce],
que posee un tiempo de decaimiento rápido que
posibilita altas tasas de conteo y proporciones
estables hasta 200°C [400°F]. La emisión luminosa del cristal es 50% más brillante que la de los
cristales de NaI, que es la referencia para los cristales centelladores; a temperatura ambiente, su
brillo es un orden de magnitud mayor que el de los
cristales de BGO. La utilización del centellador de
LaBr3:Ce marca un incremento significativo en la
capacidad para detectar y contar los rayos gamma,
y, por consiguiente, cuando se combina con el
alto rendimiento neutrónico de un PNG, constituye un avance importante en la adquisición de
registros de espectroscopía.
Para resultar de utilidad para los petrofísicos,
el espectro de rayos gamma medido con las herramientas de espectroscopía debe traducirse en
una mineralogía relevante, proceso que implica
múltiples pasos. El primero consiste en la adqui-
Volumen 26, no.1
sición del espectro de rayos gamma, que es una
medida de los conteos de rayos gamma en función de los bins de energía, según lo determinado
con el detector de centelleo. Después de registrar
la respuesta espectral, el espectro debe ser convertido a proporciones elementales.
Cada elemento detectado por la herramienta
posee un carácter único o estándar elemental
(arriba). Estos caracteres únicos elementales pueden ser utilizados para descomponer los espectros
medidos totales —que se corrigen primero por los
factores ambientales y electrónicos que los distorsionan— en las contribuciones de los estándares elementales. En el caso de la herramienta
Litho Scanner, estos estándares fueron establecidos en las formaciones de prueba en el Centro de
Calibración de Efectos Ambientales de Houston.
Oilfield Review
Para obtener las fracciones en peso de los eleSPRING 14
mentos yLitho
generar
modelos
Scanner
Fig. 5mineralógicos de la
formación,
los
científicos
aplican el5 modelo de
ORSPRNG 14 LTHOSCNR
cierre de óxidos al conjunto de datos.8 El modelo
de cierre asume que la roca seca consiste en un
conjunto de óxidos o compuestos, la suma de las
proporciones de todos los óxidos debe equivaler
al 100% o la unidad. Este requerimiento de cierre
produce un factor de normalización único en
cada nivel de profundidad, que a su vez es aplicado a las proporciones espectrales relativas para
producir las concentraciones en peso seco de elementos específicos.9
Las proporciones en peso seco de los elementos se convierten luego en mineralogía y litología
utilizando programas de software de modelado.
El procesamiento litológico SpectroLith para las
herramientas de espectroscopía es un ejemplo
de ello. Se trata de un modelo empírico desarrollado
a partir de cientos de mediciones de laboratorio
obtenidas en tipos de rocas conocidos.10 El análisis
avanzado de registros multiminerales ELANPlus
es otra técnica. Este programa de análisis computa el volumen poroso y la mineralogía de la
formación más probable en base a los datos de
7. La sección eficaz de captura neutrónica es una medición
relativa de la probabilidad de que un núcleo capte un
neutrón, y posee la unidad barn (1 barn = 10–24 cm2).
De los elementos que se encuentran normalmente en el
fondo del pozo, el Cl es uno de los más receptivos para la
absorción de neutrones térmicos, por lo que posee una
sección eficaz de captura alta de 35 barns. La sección
eficaz de captura de neutrones térmicos es baja para los
otros elementos comunes en el fondo del pozo, tales
como O (0,00019 barns), C (0,0035 barns), Si (0,17 barns) y
Ca (0,43 barns). Su baja sección eficaz de captura es una
de las razones por las que las concentraciones de C se
determinan utilizando interacciones inelásticas.
8. Los minerales sedimentarios contienen óxidos simples
o múltiples. El cuarzo [SiO2], la calcita [CaCO3] y la
dolomía [CaMg(CO3)2] son algunos ejemplos. Los
minerales de arcilla también pueden ser tratados
como mezclas complejas de óxidos. La illita {(K,H3O)
(Al,Mg,Fe)2(Si,Al)4O10[(OH)2,(H2O)]} y la montmorillonita
[(Na,Ca)0.33(Al,Mg)2(Si4O10)(OH)2·nH2O] son
algunos ejemplos. Las concentraciones se expresan
como % en peso; la masa y no el volumen de cualquier
elemento dado contribuye al espectro.
Para obtener más información sobre el método de cierre
de óxidos, consulte: Grau JA, Schweitzer JS, Ellis DV y
Hertzog RC: “A Geological Model for Gamma-Ray
Spectroscopy Logging Measurements,” Nuclear
Geophysics 3, no. 4 (1989): 351–359.
9. Radtke RJ, Lorente M, Adolph B, Berheide M, Fricke S,
Grau J, Herron S, Horkowitz J, Jorion B, Madio D, May
D, Miles J, Perkins L, Philip O, Roscoe B, Rose D y
Stoller C: “A New Capture and Inelastic Spectroscopy
Tool Takes Geochemical Logging to the Next Level,”
Transcripciones del 53er Simposio Anual de Adquisición
de Registros de la SPWLA, Cartagena, Colombia, 16 al 20
de junio de 2012, artículo AAA.
10. Radtke et al, referencia 9.
41
Adquisición espectral
• Inelástica
• Captura
Desdoblamiento espectral
• Proporciones elementales
Interpretación
• Minerales
• Carbono orgánico total (TOC)
• Propiedades de la matriz
Inelástica
Conteos normalizados
Conteos normalizados
Al
Ca
Fe
S
Illita
Cuarzo
Feldespato K (potásico)
Feldespato Na (sódico)
Calcita
Dolomía
Anhidrita
Pirita
Querógeno
Inelástica
Cierre de óxidos
• Fracciones elementales
en peso
ITB
Si
Ca
Fe Mg
S
Al
K
Na Mn
Ti
Gd
C
Densidad
corregida
2 g/cm3 3
Densidad
de la matriz
TOC
2 g/cm3 3
O
C
Si
Mg
Canal de energía
Canal de energía
Captura
Captura
Conteos normalizados
Conteos normalizados
H
Gd
Cl
K
Si
Fe
CTB
Ca
Mg
Canal de energía
S
Ti
Al
Canal de energía
> Desde la adquisición hasta la interpretación. Los datos de los rayos gamma de captura y de los inelásticos (izquierda) son adquiridos con la herramienta
Litho Scanner. Mediante la utilización de los estándares elementales establecidos para la herramienta, el desdoblamiento espectral convierte los datos
en proporciones elementales (centro, a la izquierda). El software computa las fracciones elementales en peso de estas proporciones elementales en
base al modelo de cierre de óxidos (centro, a la derecha). Los programas de análisis elemental convierten las proporciones o las fracciones en peso
en mineralogía (derecha, carril 1). Además, la herramienta Litho Scanner mide directamente el carbono, a partir del cual se computa el TOC (carril 2).
Los petrofísicos pueden utilizar la densidad de la matriz computada a partir de las fracciones elementales en peso y corregida por el TOC (carril 3) para
mejorar las propiedades computadas, tales como la densidad y la porosidad.
Desarrollo de la herramienta Litho Scanner
Los datos de espectroscopía de captura inducida
por neutrones demostraron su valor en la caracterización de litologías complejas tanto en yacimientos convencionales como en recursos no
convencionales. No obstante, los petrofísicos que
utilizan estos datos reconocieron algunas de las
limitaciones de las primeras herramientas espectroscópicas. Los ingenieros y científicos de
Schlumberger trabajaron durante muchos años
para desarrollar una herramienta espectroscópica para abordar estas inquietudes y corregir los
problemas que afectan la exactitud y la precisión
de los datos.
Dado que los espectros brutos medidos con la
herramienta constituyen la base sobre la que se
asienta toda la demás información, los ingenieros
buscaron una alternativa con respecto a los detectores de BGO utilizados en la herramienta ECS,
los detectores de ortosilicato de gadolinio (GSO)
42
[Gd2SiO5] utilizados en la herramienta de control
de saturación del yacimiento RST y los detectores
de NaI empleados en muchas otras herramientas.
Uno de los principales motivos operacionales del
reemplazo de los detectores de BGO es su sensibilidad a la temperatura. Los cristales de BGO se
encuentran sellados en un recipiente Dewar y se
enfrían con dióxido de carbono [CO2] para mantener la temperatura interna de la herramienta por
debajo de 60°C [140°F] durante toda la operación
de adquisición de registros. El rendimiento del
cristal de BGO se reduce significativamente con
la temperatura; cuando la temperatura del cristal
supera los 60°C grados, la emisión luminosa es
Oilfield
Review
demasiado baja
para la
obtención de mediciones
SPRING 14
aceptables derivadas
de
los registros.
Litho Scanner
Fig. 6 Esto limita
de manera severa
la
utilización
de la herramienta
ORSPRNG 14 LTHOSCNR
6
ECS en los procesos prolongados de adquisición
de registros, tales como las operaciones con
herramientas bajadas con la columna de perforación o con tractores.
Los ingenieros de diseño de Schlumberger
optaron por un detector de rayos gamma LaBr3:Ce
de gran diámetro para ser utilizado en la herramienta Litho Scanner. En comparación con los cristales de NaI y BGO, este centellador posee un
tiempo de respuesta de un orden de magnitud más
rápido. La respuesta más rápida posibilita altas
tasas de conteo, lo que mejora la precisión de la
herramienta respecto de la de otros dispositivos.
Rendimiento neutrónico, conteos relativos
entrada de diversas herramientas, incluidos los
resultados Litho Scanner (arriba). Los geólogos
pueden utilizar el conocimiento de los tipos de
rocas previstos para guiar el software de modelado
hacia la solución mineralógica correcta.
-2
0
2
4
6
8
10
Tiempo, µs
> Rendimiento de neutrones estables y rápidos.
El método de cátodos calientes utilizado por el
PNG Minitron proporciona una respuesta rápida
cuando se aplica corriente al PNG y un
decaimiento aún más rápido cuando se
interrumpe la energía. Esta salida controlada
repetible permitió a los ingenieros de diseño
desarrollar la medición inelástica que
complementa la espectroscopía tradicional
de rayos gamma de captura de neutrones.
Oilfield Review
Temperatura ambiente
Estándar de la herramienta Litho Scanner
Estándar de la herramienta ECS
Fe
BGO
LaBr3:Ce
3,67
7,13
5,29
Número atómico efectivo
50,8
75,2
46,9
Tiempo de decaimiento primario, ns
230
300
25
Emisión luminosa, fotón/keV
43,0
8,2
61
Densidad,
g/cm3
Conteos de rayos gamma
Nal (Tl)
Propiedad
Ca
S
H
LaBr3:Ce a 150°C, BGO a 60°C
1,8
LaBr3:Ce
1,6
Fe
1,4
1,2
1,0
Nal (Tl)
0,8
0,6
0,4
BGO
0,2
0
0
50
100
150
200
Si
Conteos de rayos gamma
Emisión luminosa relativa
Si
Ca
S
Temperatura, °C
H
0
2
4
6
8
10
Energía de rayos gamma, MeV
> Comparaciones de los centelladores de cristales. En las herramientas de adquisición de registros de rayos gamma, se utilizan
diversos tipos de cristales de centelleo; el cristal de NaI es el más común debido a su robustez y su bajo costo. En la herramienta
ECS, se utiliza un centellador de BGO. Para la herramienta Litho Scanner, los ingenieros escogieron el centellador LaBr3:Ce debido
a sus cualidades superiores comparadas con las de otros centelladores. El rápido tiempo de respuesta del centellador LaBr3:Ce
—basado en el tiempo de decaimiento primario— comparado con el de otros detectores (extremo superior izquierdo) se traduce
en mayor eficiencia y una capacidad de conteo superior. La emisión luminosa relativa es estable entre 0°C y 175°C [32°F y 350°F]
(extremo inferior izquierdo), lo que constituye una mejora indudable con respecto al centellador de BGO, que puede operar sólo
hasta unos 60°C [140°F] para que el rendimiento no caiga por debajo de un nivel utilizable. La emisión luminosa del detector de
LaBr3:Ce es superior a la de los cristales de NaI o de BGO. Además, el detector de cristal de LaBr3:Ce es más inmune a la degradación
térmica que otros detectores (derecha). Los picos claramente definidos para los estándares elementales a temperatura ambiente
(extremo superior derecho, verde) son similares a aquéllos correspondientes a una temperatura de 150°C (extremo inferior derecho).
La respuesta de los estándares elementales para los cristales de BGO utilizados en la herramienta ECS (roja) se amplía y pierde
definición a 60°C.
La emisión más brillante, en comparación con la
de los centelladores de NaI y BGO, se traduce en
una resolución espectral mejorada. El centellador de LaBr3:Ce posee una respuesta estable
entre 0°C y 150°C [32°F y 300°F], e incluso a más
de 150°C, la emisión luminosa no se reduce significativamente (arriba).
Durante el desarrollo de la herramienta Litho
Scanner, los ingenieros también se enfocaron en la
fuente neutrónica. El PNG de la herramienta Litho
Scanner incluye un tubo PNG Minitron que utiliza
Volumen 26, no.1
una tecnología patentada de cátodos calientes para
Oilfield
Reviewnítidas de 8 μs con tiempos de
producir
emisiones
SPRING
subida
y caída14
de 400 ns (página anterior, abajo). La
Litho Scanner Fig. 7
respuesta rápida de este generador de neutrones
ORSPRNG 14 LTHOSCNR 7
permite la separación precisa de las interacciones
inelásticas y de captura. Diseñado para una temperatura de 175°C [350°F], el PNG es capaz de producir 3 × 108 neutrones; este alto rendimiento
aprovecha todas las capacidades de conteo rápido
del centellador de LaBr3:Ce ya que la tasa de conteo
puede exceder los 2,5 millones de conteos/segundo.
Los ingenieros diseñaron un nuevo tubo fotomultiplicador de última generación que puede
manejar las altas tasas de conteo que ahora son
posibles a partir de la combinación del centellador
de LaBr3:Ce con el nuevo PNG. La herramienta
Litho Scanner tiene incorporados componentes
electrónicos especiales para procesar las señales de
alto rendimiento a fin de evitar el apilamiento, condición en la cual se produce el arribo de un número
mayor del que puede ser separado por el detector o
43
La espectroscopía, las rocas y el TOC
Debido al incremento del desarrollo de los recursos no convencionales, la capacidad para cuantificar el TOC en las rocas ricas en contenido
orgánico es quizás una de las características más
importantes de la nueva herramienta. El TOC es
el % en peso de carbono orgánico que reside en el
espacio poroso de las rocas. El TOC incluye el carbono presente en el querógeno, el bitumen y
otros hidrocarburos sólidos, volátiles y líquidos
entrampados en el espacio poroso. El querógeno
es la materia orgánica insoluble a partir de la
cual se generan los hidrocarburos.
La densidad del querógeno es levemente superior a la de los fluidos que rellenan el espacio
poroso; si utilizan solamente mediciones de la densidad volumétrica, a los petrofísicos les resulta
difícil la diferenciación entre el volumen poroso
relleno con fluidos y la presencia de bitumen
inmóvil en los poros o de querógeno en estructura de las rocas. El cómputo de la porosidad verdadera de las lutitas ricas en contenido orgánico
requiere la eliminación de los hidrocarburos sólidos de la medición de la porosidad, lo cual puede
lograrse con datos precisos del TOC combinados
con otras mediciones, tales como las obtenidas
con las herramientas de resonancia magnética.
Para la exploración de las lutitas ricas en contenido orgánico, los geólogos y petrofísicos apuntan como objetivo a las formaciones que poseen
valores del TOC oscilantes entre 1,5 y 10, como %
en peso. Las rocas con un porcentaje en peso superior a 10 del TOC a partir del querógeno exclusivamente se consideran normalmente demasiado
inmaduras para el desarrollo.12 Los valores del TOC
se obtienen habitualmente en base a muestras de
núcleos, utilizando una técnica de combustión en
la que el carbono inorgánico se remueve con ácido
fosfórico. El material de muestra remanente se
combustiona en un ambiente rico en oxígeno y el
CO2 resultante se mide en una celda de detección
infrarroja, tal como el analizador de carbono
LECO. Una de las limitaciones de la determinación
44
Herramienta Litho Scanner, ejemplo de una caliza de porosidad cero
Alta tasa de conteo
Baja tasa de conteo
Corregida por apilamiento
Conteo de rayos gamma, escala arbitraria
los componentes electrónicos (derecha).11 La utilización de procesadores de señales rápidas para
manipular la carga evita la distorsión espectral
producida por los arribos de rayos gamma casi
coincidentes. Con el acoplamiento del centellador,
el PNG, los componentes electrónicos de fondo de
pozo y el procesamiento de señales, se logra una
resolución espectral sin precedentes. La combinación de todas estas mejoras da como resultado la
herramienta Litho Scanner: un servicio de espectroscopía de rayos gamma de captura neutrónica
de tercera generación de alta definición.
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Energía de rayos gamma, MeV
> Distorsión por apilamiento. Cuando al detector llegan más rayos gamma
de los que pueden ser contados, se produce apilamiento y el resultado es
la distorsión espectral. El problema es más evidente durante las tasas de
conteo altas (rojo) que durante las bajas (azul). Dado que la herramienta
Litho Scanner utiliza un PNG con un alto rendimiento neutrónico y un
detector de LaBr3:Ce eficiente, el apilamiento es más pronunciado durante
las mediciones de espectros de respuesta inelástica. Se han desarrollado
algoritmos para eliminar la degradación por apilamiento del espectro de
campo en base a la tasa de conteo (púrpura).
del TOC a partir de núcleos es que es posible que como el carbono orgánico. El primero puede ser
la muestra de núcleo no sea representativa del cuantificado asignándolo a las mediciones del calresto del yacimiento; el TOC puede variar conside- cio y el magnesio, que se asocian con la calcita y la
rablemente a través de una sección de yacimiento, dolomía; la cantidad de carbono alojado en estas
cuyo espesor puede oscilar entre decenas e incluso rocas puede ser computada cuantificando primero
estas fracciones en peso de los elementos. En ciercientos de metros.
La herramienta Litho Scanner ofrece una tos casos, el calcio y el magnesio pueden asociarse
medición continua del carbono a partir de la cual con minerales distintos de los carbonatos. Para
se pueden computar los datos del TOC. Un con- abordar esos casos, se ha desarrollado un amplio
junto de datos continuos del TOC constituye una conjunto de mediciones Litho Scanner de la matriz
Oilfield
Review de la roca. Otros minerales menos comunes con
opción económicamente más efectiva
y estadístiSPRING 14
carbono
inorgánico, que pueden encontrarse en la
camente más precisa que la medición
del
TOC
en Fig.
Litho Scanner
9
exploración
cientos de muestras de núcleos. Muchas
técnicas
ORSPRNG 14 LTHOSCNR 9 de petróleo y gas, son la siderita
derivadas de registros —tales como los métodos [FeCO3], la rodocrosita [MnCO3] y la anquerita
de Schmoker y ΔlogR— han sido utilizadas para [Ca(Fe, Mg, Mn)(CO3)]. Las herramientas Litho
estimar el valor del TOC.13 El grado de incertidum- Scanner miden las concentraciones elementales
bre asociado con las diversas técnicas de medición necesarias para la corrección por la presencia de
indirecta puede ser alto y la mayoría requiere la estos minerales que contienen carbono.14
calibración con datos de núcleos (próxima página).
Por consiguiente, el carbono remanente puede
Los analistas de registros utilizan la compo- ser considerado de naturaleza orgánica y es equinente del carbono de las mediciones espectrales valente al TOC. El carbono orgánico determinado
inelásticas obtenidas con la herramienta Litho con esta técnica incluye el carbono presente en
Scanner para cuantificar el TOC. La medición del el querógeno, el bitumen y cualquier hidrocarcarbono a partir de la formación incluye tanto el buro —sólido, petróleo y gas natural— existente
carbono inorgánico (el carbono de los minerales) en el volumen poroso.
Oilfield Review
TOC obtenido con el
servicio Litho Scanner
%
%
20 0
Prof., m
%
20 0
TOC medido
en los núcleos
TOC medido
en los núcleos
0
TOC obtenido
con el método ΔLogR
20 0
TOC obtenido
con el método Schmoker
%
TOC obtenido con el
servicio Litho Scanner
%
0
20
TOC medido
en los núcleos
20 0
%
TOC obtenido
con el método ΔLogR
%
20
TOC obtenido con el
método Schmoker
0
%
20
TOC obtenido
con el método ΔLogR
20
0
%
TOC calculado, % en peso
0
TOC obtenido
con el método Schmoker
TOC obtenido con
el método Schmoker
TOC obtenido con el
servicio Litho Scanner
20
15
10
5
0
-5
20
0
10
TOC medido en los
núcleos, % en peso
20
TOC obtenido con el
servicio Litho Scanner
TOC medido, % en peso
20
XX 000
15
10
5
0
-5
0
10
TOC medido en los
núcleos, % en peso
20
TOC obtenido con
el método ΔLogR
XX 025
TOC calculado, % en peso
20
XX 050
15
10
5
0
-5
0
10
TOC medido en los
núcleos, % en peso
20
> Comparación de métodos para determinar el TOC. Se han desarrollado varias técnicas para cuantificar el carbono orgánico
indirectamente a partir de los registros de pozos. El método de Schmoker utiliza los registros de densidad, y el ΔlogR se basa en datos
sónicos y de resistividad. Los registros (izquierda) comparan las salidas continuas correspondientes a los valores del TOC, obtenidos
con los métodos de Schmoker (carril 1, azul), Litho Scanner (carril 2, púrpura) y ΔlogR (carril 3, tostado), con los valores del TOC medidos
en los núcleos (puntos rojos). Los tres métodos se muestran juntos para una comparación directa (carril 4). Las gráficas de interrelación
(derecha) comparan el % en peso del TOC calculado con el % en peso del TOC medido en los núcleos. Los datos del TOC obtenidos con
la herramienta Litho Scanner (centro a la derecha) concordaron significativamente con los valores del TOC medido en los núcleos,
especialmente en las rocas con alto % en peso del TOC.
Corrección por los fluidos del pozo
Los fluidos del pozo constituyen otro contribuidor potencial de carbono para el TOC computado.
La determinación del TOC en pozos perforados
con sistemas de lodo a base de agua (WBM) es
bastante directa. En ausencia de aditivos a base
de compuestos orgánicos, el carbono orgánico
computado a partir de mediciones obtenidas con
herramientas puede asociarse con hidrocarburos
sólidos, líquidos o gaseosos. Los aditivos de un
sistema WBM pueden contribuir a la medición
del carbono total, por lo que a menudo se aplica
una corrección constante para su compensación.
Los sistemas de lodo a base de aceite (OBM) plantean un desafío diferente y la aplicación de una compensación constante quizás no siempre da cuenta de
la contribución del pozo, que es sensible al tamaño
y la forma de éste y a los efectos ambientales.
11. El apilamiento se produce cuando llegan al detector
más rayos gamma de los que pueden ser resueltos por
el sistema. Debido a la alta potencia del PNG utilizado
en la herramienta Litho Scanner, el apilamiento puede
resultar problemático durante el procesamiento de los
rayos gamma inelásticos. Si la respuesta del sistema al
apilamiento puede ser caracterizada, la condición
puede ser corregible.
12. Alexander T, Baihly J, Boyer C, Clark B, Waters G,
Jochen V, Le Calvez J, Lewis R, Miller CK, Thaeler J
y Toelle BE: “Revolución del gas de lutitas,” Oilfield
Review 23, no. 3 (Marzo de 2012): 40–56.
13. González J, Lewis R, Hemingway J, Grau J, Rylander E y
Oilfield
Review
Schmitt R: “Determination
of Formation
Organic Carbon
Content Using a New Neutron-Induced
SPRING 14 Gamma Ray
Spectroscopy Service That
Directly
Measures
Litho
Scanner
Fig.Carbon,”
10
Transcripciones del 54o Simposio Anual de Adquisición
ORSPRNG
14
LTHOSCNR
de Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns, 22 al 26 de
junio de 2013, artículo GG.
Para obtener más información sobre la técnica de
Schmoker, consulte: Schmoker JW: “Determination
of Organic-Matter Content of Appalachian Devonian
Shales from Gamma-Ray Logs,” AAPG Bulletin 65,
no. 7 (Julio de 1981): 1285–1298.
Para obtener más información sobre el método ΔlogR,
consulte: Passey QR, Bohacs KM, Esch WL, Klimentidis
R y Sinha S: “From Oil-Prone Source Rocks to
Gas-Producing Shale Reservoir—Geologic and
Characterization of Unconventional
10 Petrophysical
Shale-Gas Reservoirs,” artículo SPE 131350, presentado
en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo
y el Gas de las CPS/SPE en China, Beijing, 8 al 10 de
junio de 2010.
14. González et al, referencia 13.
Volumen 26, no.1
45
Los científicos del Centro de Investigaciones
Doll de Schlumberger, trabajando en colaboración
con los ingenieros de campo para hallar una solu-
ción para la contribución del OBM al TOC, descubrieron que la correlación entre la contribución
del carbono del pozo y el TOC no es una relación
TOC obtenido con el servicio
Litho Scanner (compensación por el pozo)
0
%
20
TOC obtenido con el servicio
Litho Scanner (compensación constante)
TOC obtenido con el servicio
Litho Scanner (compensación constante) 0
–2,5
%
20
Tamaño efectivo del pozo
Prof., m
200
mm
%
0
325
20
TOC medido en los núcleos
%
20
Diferencia de corrección
X X00
X X50
X Y00
> Corrección del TOC por la contribución del pozo. Los métodos iniciales
de compensación por las contribuciones de los fluidos del pozo al TOC
aplicaban una compensación constante a los resultados del TOC, pero
estos métodos son sensibles a los cambios producidos en la geometría
del pozo. Por ejemplo, el TOC computado con una compensación constante
(carril 1, negro) generalmente refleja el tamaño efectivo del pozo (magenta)
cuando el pozo se ensancha (se desmorona). Dado que la integridad del
pozo a menudo es difícil de mantener durante las operaciones de
perforación en lutitas, pueden surgir problemas de calidad de los datos.
Al reconocer esta limitación, los científicos de Schlumberger desarrollaron
un método más efectivo de compensación por las contribuciones del
sistema de lodo al TOC. Este método computa la contribución al TOC en
una sección del pozo en calibre, utiliza calibres de ejes X-Y para modelar
los pozos ensanchados con mayor precisión y aplica una compensación
realista, profundidad por profundidad. El TOC computado con el nuevo
método (carril 2, azul) ya no refleja la geometría del pozo. El sombreado
amarillo indica la diferencia
entreReview
el método de corrección con compensación
Oilfield
constante (curva gris) y SPRING
el de corrección
con compensación por el pozo
14
(curva azul).
Litho Scanner Fig. 11
lineal simple. Dado que la composición del lodo en
el pozo puede variar considerablemente desde la
profundidad final (TD) hasta la superficie, la aplicación de una corrección de compensación simple
puede no ser válida. Sin embargo, los investigadores lograron desarrollar un algoritmo de corrección que se probó con éxito tanto en los sistemas
OBM como en los sistemas WBM.
Este nuevo método computa una compensación
empírica por la presencia de carbono a partir de la
medición Litho Scanner del carbono como una función de la geometría del pozo determinada en base
a los datos del calibrador. Luego, el software determina un factor de corrección para normalizar los
resultados para el sistema de lodo específico. A los
fines de computar esta corrección final, es preferible un calibre con X-Y, especialmente en las
secciones de pozo con propensión a la ovalidad o
al ensanchamiento.15 La corrección se aplica en
cada marco de profundidad (izquierda). Esta técnica demostró recientemente su utilidad en un
pozo de exploración del Ártico, en Yukón, Canadá.
La exploración en el Ártico
Las comunidades indígenas del Ártico Canadiense
supieron de la existencia de manaderos de petróleo en esa región durante siglos y utilizaron la
brea proveniente de éstos para impermeabilizar
sus botes de pesca.16 Pero el primer campo de
petróleo del Ártico Canadiense se descubrió
recién en el año 1974.17 En el pasado reciente, el
petróleo, en vez del gas natural, era el principal
objetivo de la exploración en el Ártico debido a su
portabilidad; sin embargo, hoy en día, se le ha
sumado el gas natural como objetivo.18 Northern
Cross (Yukón) Ltd. puso en marcha una campaña
para explorar activamente la región de Eagle Plain
en el norte del territorio del Yukón, en Canadá, una
cuenca de más de 5 000 km2 [2 000 mi2] de extensión (próxima página). Según especula Northern
Cross, la cuenca Eagle Plain aloja el mayor potencial de petróleo y gas de todas las cuencas terrestres de la región del Yukón.
La región del Ártico constituye un ambiente
riguroso para las operaciones de perforación y
exploración. A diferencia de las localizaciones con
climas más moderados, las vastas áreas del Ártico
han experimentado poca o ninguna actividad de perforación debido a dificultades de índole logística.
A través de toda la extensión de la cuenca Eagle
Plain, previo a la campaña de exploración de
Northern Cross, sólo se habían perforado 34 pozos
y su perforación tuvo lugar mayormente en las
décadas de 1960 y 1970. Los datos sísmicos existentes eran levantamientos 2D convencionales
adquiridos antes de muchos de los avances registrados recientemente en materia de técnicas 3D
ORSPRNG 14 LTHOSCNR 11
46
Oilfield Review
Po Círcu
lar
lo
Árt
ico
Eagle Plain
Y u k ó n
Círculo
C
A
N
Polar Ártico
A
D
Á
> La exploración en las regiones del Ártico. Northern Cross (Yukón) Ltd. está explorando un área
cerca del Círculo Polar Ártico en Yukón, Canadá. Previo a la actividad reciente del operador, sólo
se habían perforado 34 pozos en el permiso exploratorio de 5 000 km2 que posee la compañía en la
cuenca Eagle Plain. Las condiciones rigurosas existentes en y alrededor del Círculo Polar Ártico
limitan la temporada de perforación y pueden incrementar potencialmente los costos de exploración
y desarrollo. (Fotografía, cortesía de Don Stachiw.)
de alta resolución. Basados en los programas de los geólogos deben decidir qué herramientas y
perforación previos, los ingenieros de Northern técnicas deben ser utilizadas para evaluar mejor
Cross sabían que la cuenca era geológicamente los pozos exploratorios. Estos geólogos deben
compleja y que la perforación a través de ciertas encarar una tarea abrumadora, especialmente en
secciones, incluidas las lutitas ricas en materia los yacimientos complejos como los de la cuenca
Eagle Plain, porque existen pocos pozos con conorgánica, planteaba dificultades operacionales.
Northern Cross apuntó como objetivo a las for- juntos de datos convencionales para la correlación y poca información de última generación
maciones que contenían yacimientos convencionaOilfield Review
SPRING
les y recursos no convencionales. La cuenca
posee14 sobre la geología del subsuelo. La adquisición de
Litho Scanner
Fig. los
12 datos económicamente posibles constitodos
un importante potencial de trampas estructurales
ORSPRNG 14 LTHOSCNR 12
y estratigráficas que pueden proporcionar opor- tuye la norma y a menudo incluye la extracción
tunidades para la producción de hidrocarburos
15. Para medir el diámetro del pozo se utilizan diversas
convencionales. Para la fase de exploración inivariedades de calibres. Un calibre X-Y mide el diámetro
del pozo con dos series de brazos posicionados con una
cial, la compañía operadora planificó seis pozos,
separación de 90° entre sí y describe la geometría del
cuatro de los cuales habían sido perforados para
pozo con más precisión que los calibres de un solo eje.
fines de 2013. Debido a su proximidad con res- 16. “Canada’s Arctic,” Alberta Online Encyclopedia,
Canada’s Petroleum Heritage, http://www.albertasource.
pecto a la Autopista Dempster, tres pozos son
ca/petroleum/industry/historic_dev_canada_arctic.html
(Se accedió el 24 de marzo de 2014).
accesibles todo el año y ya han sido perforados.
Pero como sucede con muchos pozos perforados 17. Algunos historiadores consideran que los Pozos de
Norman —descubiertos alrededor del año 1910— a
en el norte de Canadá, las otras tres localizaciones
65° 16’ 52” de latitud N en el Territorio del Noroeste,
constituyeron el primer campo petrolero ártico de
sólo son accesibles en los meses de invierno; una
Canadá, si bien se encuentra ubicado justo al sur del
de estas localizaciones fue perforada durante la
Círculo Polar Ártico, que es la línea de definición del
Ártico de Canadá a 66° 33’ 44” de latitud N. Como
temporada de perforación 2012–2013.
referencia, la cuenca Eagle Plain, en el territorio
Además de los problemas logísticos atribuidel Yukón, en Canadá, se extiende por el Círculo
Polar Ártico.
dos al clima, los operadores que exploran en el
18. Para obtener más información sobre la exploración en
Ártico se enfrentan con otros desafíos. A la hora
el Ártico, consulte: Bishop A, Bremner C, Laake A,
Strobbia C, Parno P y Utskot G: “El potencial petrolero
de desarrollar programas de análisis petrofísicos,
Volumen 26, no.1
de núcleos convencionales.19 Pero éstos son pozos
exploratorios en zonas escondidas y no existe ningún pozo vecino que ofrezca orientación sobre qué
intervalos muestrear. Para evitar el costo de
extraer núcleos de rocas sin potencial de producción, los ingenieros de Schlumberger sugirieron
el empleo de un conjunto tradicional de herramientas de adquisición de registros complementado con datos obtenidos con la herramienta
Litho Scanner. Estos datos podrían procesarse
luego utilizando el servicio de análisis de rocas
heterogéneas TerraTek HRA para determinar los
puntos óptimos de extracción de núcleos laterales obtenibles con una herramienta de extracción de núcleos rotativos.20
La salida del software TerraTek HRA se utiliza
normalmente para determinar las propiedades
geomecánicas de las rocas, pero además permite
agrupar tipos de rocas similares.21 Los ingenieros
y geólogos utilizaron la función de tipificación de
las rocas para seleccionar las profundidades de
extracción de núcleos rotativos, asegurando de
ese modo que los tipos de rocas pretendidos estuvieran representados en el programa de muestreo y evitando a la vez el sobremuestreo en rocas
con propiedades similares. Además, los geólogos
utilizaron los datos del TOC obtenidos con la
herramienta Litho Scanner para ayudar a definir
de manera más exhaustiva los puntos de extracción de núcleos. Dado que los pozos fueron perforados con un sistema de lodo a base de agua,
cualquier zona convencional que exhibiera valores elevados del TOC debía corresponderse con la
presencia de hidrocarburos en el espacio poroso
y evaluarse posteriormente.
Dado que el procesamiento se llevó a cabo en
tiempo real, los geólogos pudieron interrelacionar las rocas identificadas a partir de los datos
Litho Scanner como rocas con un alto contenido
del TOC e identificaron tipos de rocas de calidad
prospectiva superior en base al software TerraTek
del Ártico: Desafíos y soluciones,” Oilfield Review 22,
no. 4 (Junio de 2011): 36–50.
19. Para obtener más información sobre la extracción
de núcleos convencionales, consulte: Andersen MA,
Duncan B y McLin R: “Los núcleos en la evaluación
de formaciones,” Oilfield Review 25, no. 2 (Diciembre
de 2013):16–27.
20. Para obtener más información sobre la extracción
de núcleos laterales rotativos, consulte: Agarwal A,
Laronga R y Walker L: “Extracción de núcleos laterales:
El tamaño importa,” Oilfield Review 25, no. 4 (Junio de
2014): 34–45.
21. Para obtener más información sobre la técnica TerraTek
HRA, consulte: Suárez-Rivera R, Deenadayalu C, Chertov
M, Hartanto RN, Gathogo P y Kunjir R: “Improving
Horizontal Completions on Heterogeneous Tight Shales,”
artículo CSUG/SPE 146998, presentado en la Conferencia
de Recursos No Convencionales de Canadá, Calgary, 15
al 17 de noviembre de 2011.
47
Anhidrita
Pirita
Dolomía
Porosidad derivada
del registro de densidad
TOC medido
en los núcleos
Siderita
0
Calcita
Cuarzo+Feldespato+Mica 0
Arcilla
Prof., m
%
12
TOC obtenido con el
servicio Litho Scanner
%
30
30
–10
%
–10
Tipos de rocas obtenidos
con el servicio
TerraTek HRA
–10
Porosidad corregida
12
TOC
%
Porosidad neutrón
30
%
Profundidad de extracción
de núcleos rotativos
Mineralogía
Litho Scanner
X 700
X 750
> La herramienta Litho Scanner como alternativa a la extracción de núcleos convencionales. Debido al
costo y la eficiencia de la perforación, la extracción de núcleos convencionales quizás no sea una
elección ideal para los pozos de exploración del Ártico; los escasos datos de pozos vecinos
proporcionan poca orientación para la determinación de los intervalos de extracción de núcleos.
Los geólogos de Northern Cross utilizaron los datos mineralógicos continuos de la herramienta
Litho Scanner (carril 1) y el contenido del TOC computado a partir de los datos de carbono (carril 2,
sombreado gris) para identificar zonas con potencial hidrocarburífero. Luego, aplicaron el software
Oilfield
Review
TerraTek HRA para identificar tipos de rocas
similares
(carril 4) y determinar las mejores profundidades
para la extracción de núcleos laterales con
herramientas
rotativas (carril 5, puntos negros).
SPRING
14
Las mediciones del TOC obtenidas en esos
núcleos
(carril
puntos rojos) son comparables con las
Litho
Scanner
Fig.2,13
mediciones del TOC obtenidas con el servicio
Litho Scanner.
La integración
de estos diversos tipos de
ORSPRNG
14 LTHOSCNR
13
datos condujo a un proceso de muestreo que proporcionó núcleos representativos sin necesidad de
sobremuestreo. También se presentan los valores de la porosidad neutrón (carril 3, azul), la porosidad
derivada del registro de densidad (rojo) y la porosidad corregida del servicio Litho Scanner (negro),
computados utilizando la mineralogía verdadera; la porosidad corregida por la litología demuestra
cómo los datos Litho Scanner mejoran las mediciones petrofísicas.
HRA (arriba). Se extrajeron núcleos laterales con
herramientas rotativas y la recuperación fue considerada excelente tanto en calidad como en cantidad.
Los datos derivados del programa de extracción de
núcleos de calidad superior con herramientas rotati-
48
vas ayudaron a confirmar los resultados de la herramienta Litho Scanner y proporcionaron información
litológica similar en calidad a la obtenible de núcleos
enteros, sin los costos y las ineficiencias operacionales asociadas con la extracción de núcleos conven-
cionales. Además, el operador evitó el costo que
implica la extracción de núcleos convencionales
en intervalos de poco interés.
Mientras se procesaban los datos Litho Scanner
durante la evaluación inicial de los registros, los
petrofísicos observaron ciertos resultados enigmáticos; algunos intervalos exhibían valores elevados
del TOC donde no se esperaba. Estos intervalos se
correspondían generalmente con ensanchamientos (derrumbes) del pozo, lo que indicaba que la
fuente del carbono orgánico era el sistema de lodo.
Una revisión del informe de lodos reveló al elemento responsable de esos altos valores. En algunos pozos, el ingeniero de lodos ocasionalmente
utilizaba un aditivo a base de lignito para mejorar
el rendimiento de la perforación. El lignito, un carbón de baja calidad, es una fuente de carbono orgánico y su presencia explicaba las lecturas elevadas.
El aditivo no se dispersaba de manera uniforme
en los pozos y no se encontraba presente en todos
los intervalos. Los investigadores de Schlumberger
habían desarrollado una técnica de corrección
por el pozo para dar cuenta del carbono orgánico
presente en los sistemas de lodo a base de aceite y
los ingenieros la utilizaron para la corrección por la
presencia de lignito, resolviendo el problema.
Además de los efectos de los aditivos de lodo
observados por los analistas de registros a cargo
de la evaluación de estos pozos del Ártico, los
problemas operacionales relacionados con la
perforación afectaban los programas de adquisición de registros. Durante el transcurso de la perforación de dos de los pozos de exploración, se
adquirieron registros en agujero descubierto previo a una profundidad de entubación planificada.
Al perforar a mayor profundidad, el operador
experimentó dificultades en una sección de lutitas que requería una técnica conocida como perforación con tubería de revestimiento, en la cual
la barrena y el motor de lodo se fijan en la tubería
de revestimiento. Se perfora el intervalo, y en vez
de ser extraída del pozo cuando el equipo de perforación alcanza la TD, la tubería de revestimiento se cementa en su lugar.22
Los petrofísicos y geólogos de Schlumberger y
Northern Cross adquirieron datos con el servicio
Litho Scanner en la sección entubada. Si bien los
datos espectroscópicos pueden ser adquiridos en
pozo entubado, la influencia del acero y el cemento
presente por detrás de la tubería de revestimiento genera desplazamientos en los datos que
requieren correcciones. Aunque no existían registros adquiridos en agujero descubierto en la sección perforada con tubería de revestimiento para
la comparación, ciertas porciones de la sección
entubada se superponían con algunos intervalos
Oilfield Review
0
Rayos gamma en
pozo entubado
0
ºAPI
150
Rayos gamma en
agujero descubierto
Prof., m 0
ºAPI
Mineralogía en
agujero descubierto
%
100 0
%
Anhidrita
Anhidrita
Pirita
Pirita
Dolomía
Dolomía
Calcita
Cuarzo+Feldespato+Mica
150
Mineralogía en
pozo entubado
Arcilla
TOC obtenido con el
servicio Litho Scanner
en pozo entubado
100
–3
Calcita
Cuarzo+Feldespato+Mica –3
Arcilla
%
12
TOC obtenido con el
servicio Litho Scanner
en agujero descubierto
%
12
TOC
X 600
X 650
> Datos espectroscópicos a través de la tubería de revestimiento. Durante la perforación de un pozo de
exploración de la cuenca Eagle Plain, en el territorio de Yukón, en Canadá, los ingenieros de perforación de
Northern Cross experimentaron problemas con el pozo que exigieron su perforación con tubería
de revestimiento para alcanzar la TD. El intervalo entubado incluyó secciones registradas previamente
en agujero descubierto y secciones no registradas antes de colocar la tubería de revestimiento.
Los geólogos decidieron adquirir datos dsde el interior de la tubería de revestimiento con la
herramienta Litho Scanner y compararlos con los datos obtenidos en carreras en agujero descubierto.
Los registros de rayos gamma (carril 1), obtenidos en los pases en agujero descubierto (magenta) y en
pozo entubado (negro), fueron corregidos por los efectos de la tubería de revestimiento y el cemento.
Los datos litológicos y mineralógicos obtenidos con la herramienta Litho Scanner corrida en agujero
descubierto (carril 2) y en pozo entubado (carril 3) muestran buena concordancia. Los datos del TOC
derivados de las mediciones adquiridas en agujero descubierto (carril 4, magenta) y en pozo entubado
(curva negra, sombreado gris) difieren en cierto grado, pero se encuentran dentro de los límites
estadísticos de precisión de las mediciones.
registrados previamente en agujero descubierto. sionada. La interpretación de los datos derivados
Mediante la comparación de los datos adquiridos de los registros indica la presencia tanto de
en agujero descubierto con los registros de pozo potencial gasífero como petrolífero en la cuenca.
obtenidos dentro de la tubería de revestimiento,
los ingenieros pudieron aplicar las compensacio- ¿Qué implica un nombre?
nes y las correcciones por las contribuciones del Cuando se refieren a los recursos, algunos profesioacero y el cemento (arriba). Conforme con la com- nales de la industria aplican el término lutita en
paración entre los datos de la sección deOilfield
agujeroReview
sentido amplio a los yacimientos no convencionales.
descubierto registrada previamente y losSPRING
registros14 Si bien muchos yacimientos no convencionales no
Fig. 14 necesariamente la definición geológica
de la sección entubada, Northern Cross Litho
confióScanner
en satisfacen
ORSPRNG 14 LTHOSCNR 14
que los datos representaban fehacientemente la estándar de lutita, el término se utiliza para deslitología y el contenido del TOC de la sección cribir las rocas yacimiento que a menudo son
recién perforada.
ricas en contenido de arcilla y poseen una perNorthern Cross tiene previsto continuar con meabilidad muy baja.23 A los objetivos exploratosu programa de exploración en Yukón y está rios se alude generalmente como lutitas ricas en
adquiriendo datos sísmicos 3D en el área conce- contenido orgánico porque poseen volúmenes
Volumen 26, no.1
relativamente considerables de querógeno, que
es una fuente de hidrocarburos. Para contar con
el potencial para la producción de hidrocarburos,
estas rocas deben exhibir la correcta mineralogía,
porosidad, saturación de hidrocarburos, contenido
orgánico y madurez térmica.24 Otro de los aspectos
de las extensiones productivas más exitosas es la
presencia de grandes cantidades volumétricas de
componentes que no son arcilla, tales como cuarzo,
feldespato y carbonatos. A diferencia de la arcilla,
que tiende a poseer baja resistencia y puede ser
altamente dúctil, estos minerales que no son
minerales de arcilla exhiben alta resistencia y
contribuyen a la facilidad de fracturamiento de
una roca.
La mayoría de los desarrollos en lutitas, tales
como las lutitas Barnett, Marcellus y Haynesville,
se centran en rocas con una gran proporción de
cuarzo, feldespato y mica (QFM); un grupo de
minerales de silicatos comunes en las rocas sedimentarias. La abundancia de estos minerales en
la matriz de la lutita puede traducirse en pozos
no convencionales exitosos. Una excepción con
respecto al modelo de yacimientos ricos en QFM
es la lutita Eagle Ford del sur de Texas, en EUA.
Esta formación, que constituye la roca generadora
para la prolífica creta Austin, ha producido tanto
hidrocarburos líquidos como gaseosos en volúmenes relativamente grandes. La lutita Eagle Ford
difiere de muchas extensiones productivas de
lutitas por su alto contenido de carbonatos, que
la hacen adecuada para los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico.25
La lutita Eagle Ford se extiende desde el sur
de Texas hasta el nordeste de México, con un
ancho de aproximadamente 80 km [50 mi] y una
22. Para obtener más información sobre la técnica de
perforación con tubería de revestimiento, consulte:
Fontenot KR, Lesso B, Strickler RD y Warren TM:
“Perforación de pozos direccionales con tubería
de revestimiento,” Oilfield Review 17, no. 2 (Otoño
de 2005): 46–65.
23. Las lutitas son rocas de granos finos que se forman
a partir de la compactación de las partículas del
tamaño del limo y de la arcilla. Dado que se forman
a partir del lodo, también se conocen con el nombre
de fangolitas. Las lutitas se diferencian de otras
arcilitas y fangolitas por ser laminadas —finamente
estratificadas— y fisibles, lo que significa que pueden
fracturarse o separarse en láminas a lo largo de su
propia estructura laminar.
Para obtener más información sobre las lutitas y su
exploración, consulte: Alexander et al, referencia 12.
24. Para obtener más información sobre las características
para apuntar a las lutitas orgánicas como objetivo,
consulte: Glaser KS, Miller CK, Johnson GM, Toelle B,
Kleinberg RL, Miller P y Pennington WD: “En busca del
punto dulce: Calidad del yacimiento y calidad de la
terminación en las lutitas orgánicas,” Oilfield Review 25,
no. 4 (Junio de 2014): 18–33.
25. Para obtener más información sobre las rocas
generadoras potencialmente petrolíferas y su
evaluación, consulte: Passey et al, referencia 13.
49
km
300
millas
300
ESTADOS UNIDOS
M
É
X
I C
O
> La lutita Eagle Ford. La lutita Eagle Ford
constituye la roca generadora de petróleo y
gas para la prolífica creta Austin. En México, se
ubica a lo largo del límite entre México y EUA
(rojo) y luego se extiende hacia el norte a través
de la porción central de Texas Sur (verde).
Diversas compañías de E&P están evaluando la
lutita Eagle Ford para la producción tanto de
Oilfield
Review
petróleo
como de
gas.
SPRING 14
Litho Scanner Fig. 15
ORSPRNG
LTHOSCNR
longitud
de unos14644
km [400 15
mi] (arriba).
El espesor promedio del yacimiento es de 76 m
[250 pies] , cuya profundidad oscila entre 1 220 y
3 660 m [4 000 y 12 000 pies] aproximadamente.
Esta formación se encuentra geológicamente
encajonada entre la creta Austin y la caliza Buda.
En ciertas áreas, la formación Maness Shale
puede yacer entre la lutita Eagle Ford y la caliza
Buda.
Los resultados de un pozo perforado recientemente por BHP Billiton demuestran el valor de
los datos espectroscópicos para evaluar la mineralogía compleja de la lutita Eagle Ford, especialmente si se combinan con la información obtenida
con la herramienta combinable de resonancia
magnética CMR-Plus. La herramienta CMR-Plus
fue operada en un modo recién desarrollado de
precisión mejorada de 50 pulsos que resuelve los
poros pequeños habitualmente existentes en las
rocas yacimiento no convencionales.26 El contenido del TOC computado a partir de las mediciones de carbono de la herramienta Litho Scanner
consiste en todas las formas del carbono orgánico, incluido el querógeno, el bitumen, el carbón
y el petróleo. Las mediciones de resonancia
50
Columna estratigráfica de la cuenca de Nafud
Cronoestratigrafía
Período
Época
Wenlockiano
Homeriano
Sheinwoodiano
Telychiano
Llandoveriano
Litoestratigrafía
Etapa
Aeroniano
Rudaniano
Formación Qalibah
0
Maness contiene un gran volumen de illita y esmectita, que son arcillas dúctiles no adecuadas para
los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico. No obstante, la diferencia más
explícita entre las dos formaciones es el gran
volumen del TOC de la lutita Eagle Ford, que no
existe en la formación Maness. El gran volumen
de carbono orgánico de la lutita Eagle Ford la
convierte en un objetivo exploratorio.
En la lutita Eagle Ford, el % en peso del TOC
derivado del análisis de núcleos y de los datos
procesados obtenidos con la herramienta Litho
Scanner oscila entre 2 y 7 % en peso. El contenido
orgánico puede asociarse tanto con el querógeno
como con el petróleo presente en la formación; por
consiguiente, sin más información sobre la composición del TOC, sería dificultoso evaluar exhaustivamente el potencial de recursos de este yacimiento.
Los datos de resonancia magnética nuclear (RMN)
obtenidos con la herramienta CMR-Plus ayudaron
a resolver esta incertidumbre.
Las herramientas de RMN responden a los fluidos presentes en las rocas de las formaciones. Si el
espacio poroso está relleno con petróleo o agua, la
porosidad RMN debe reproducir la porosidad
Sandbiano
Llandeiliano
Llanvirniano
Arenigiano
Tremadociano
Miembro
Qusaiba
Lutita
caliente
Lutita
caliente
Facies Zarqa
Katiano
Caradociano
Miembro
Sharawra
Formación Sarah
Himantiano
Ashgiliano
Darriwiliano
Miembro
Quwarah
Formación Qasim
0
Silúrico
Lutita
Eagle Ford
Ordovícico
T e x a s
magnética son sensibles solamente a los fluidos.
La integración de las mediciones de las propiedades de los fluidos obtenidas con la herramienta
CMR-Plus con los datos TOC derivados del servicio
Litho Scanner permite a los geólogos diferenciar
los hidrocarburos sólidos de los líquidos y cuantificar el potencial de petróleo correspondiente al
yacimiento. Los operadores pueden utilizar esta
información para planificar el posicionamiento de
los tramos laterales y tomar decisiones relacionadas con las operaciones de terminación de pozos.
Para el programa de evaluación de formaciones, BHP extrajo núcleos convencionales de la sección Eagle Ford; los núcleos de muestras fueron
tomados a intervalos de 0,3 a 1,5 m [1 a 5 pies] y se
analizaron para determinar el % en peso del TOC,
utilizando un analizador de carbono LECO. El programa de adquisición de registros con cable
incluyó un conjunto tradicional de herramientas
de tipo triple combo Platform Express, además
de las herramientas CMR-Plus y Litho Scanner.
Los datos mineralógicos Litho Scanner diferencian claramente las composiciones de las lutitas
Maness y Eagle Ford (próxima página). En comparación con la sección de Eagle Ford, la sección de
Miembro
Ra’an
Miembro
Kahfah
Miembro
Hanadir
Dapingiano
Floiano
Formación Saq
Tremadociano
> Columna estratigráfica de la cuenca de Nafud. Los geólogos consideran
que la lutita Qusaiba de la formación silúrica Qalibah, rica en contenido
orgánico, es la roca generadora de hidrocarburos de muchos campos de
petróleo y gas de Medio Oriente. Dado que los registros de rayos gamma de
la lutita Qusaiba exhiben conteos muy altos, la lutita se considera una “lutita
caliente” (ideal). Los conteos altos de rayos gamma indican la presencia de
lutitas ricas en contenido orgánico y los geólogos apuntan a estas formaciones para la exploración. (Adaptado de Al-Salim et al, referencia 27.)
Oilfield Review
X 450
Calcita
Pirita
Cuarzo+Feldespato+Mica 0
Dolomía
Agua ligada
Calcita
Montmorillonita
Caolinita
Cuarzo+Feldespato+Mica
Arcilla
Illita
Porosidad
CMR-Plus total
%
25
Agua ligada
Agua libre
Petróleo
Querógeno
Creta Austin
Prof.,
pies
Nombre de la formación
Agua
Petróleo
TOC
Pirita
Dolomía
X 475
X 525
Lutita Eagle Ford
X 500
X 550
X 600
Lutita Maness
X 575
X 625
CMR-Plus posee el espaciamiento entre ecos más
corto de la industria, lo que le confiere la capacidad para resolver poros pequeños y computar un
volumen de fluidos más exacto que el que pueden
computar otras herramientas en ambientes similares, especialmente cuando la herramienta opera
en modo de precisión mejorada. La medición de
la porosidad RMN incluye el agua —tanto libre
como ligada— y el petróleo. En las rocas ricas en
contenido de arcilla, la mayor parte del agua
medida con la herramienta CMR-Plus es agua
26. Para obtener más información sobre el modo de
ligada, asociada con las arcillas.
precisión mejorada de 50 pulsos, consulte: Hook P,
Fairhurst D, Rylander E, Badry R, Bachman N, Crary S,
Para los recursos no convencionales ricos en
Chatawanich K y Taylor T: “Improved Precision
contenido
de fluidos, tales como la lutita Eagle
Magnetic Resonance Acquisition: Application to Shale
Evaluation,” artículo SPE 146883, presentado en la
Ford, los petrofísicos pueden comparar los volúmeConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
nes de fluidos computados a partir de los datos de
Denver, 30 de octubre al 2 de noviembre de 2011.
27. Al-Salim A, Meridji Y, Musharfi N, Al-Waheed H,
la herramienta CMR-Plus con el volumen del TOC
Saldungaray P, Herron S y Polyakov M: “Using a
obtenido con el servicio Litho Scanner y derivar un
New Spectroscopy Tool to Quantify Elemental
Concentrations and TOC in an Unconventional Shale
componente de petróleo volumétrico. Luego, los
Gas Reservoir: Case Studies from Saudi Arabia,”
ingenieros de yacimientos pueden utilizar esta
artículo SPE-SAS-312, presentado en el Simposio
Oilfield Review
y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Al-Khobar,
SPRING 14 información para determinar el volumen de petróArabia Saudita, 21 al 24 de abril de 2014.
leoFig.
en sitio,
Litho Scanner
16 estimar el potencial de producción de
determinada con la herramienta Litho-Density.
Dado que el gas posee baja densidad y el querógeno
es un sólido, la porosidad RMN medida en las rocas
que contienen estas sustancias será más baja que
la computada con herramientas de densidad.
Los poros de los yacimientos no convencionales, tales como la lutita Eagle Ford, son pequeños
y, por consiguiente, la mayoría de las herramientas de RMN son incapaces de medir correctamente el volumen total de fluidos. La herramienta
ORSPRNG 14 LTHOSCNR 16
Volumen 26, no.1
, Optimización de la producción de fluidos de
la lutita Eagle Ford. Los operadores a cargo
del desarrollo de la lutita Eagle Ford (intervalo
sombreado azul) han descubierto que es posible
la producción rentable de petróleo. En base a
los datos mineralógicos SpectroLith (carril 1),
la formación Eagle Ford es rica en calcita (azul
claro), a diferencia de la lutita Maness, rica en
contenido de arcilla (sombreado tostado), que la
infrayace; la creta Austin que la suprayace está
compuesta casi totalmente por calcita pura.
La calcita de la lutita Eagle Ford facilita los
tratamientos de estimulación hidráulica. Como se
observa en los datos mineralógicos ELANPlus
(carril 2), la lutita Eagle Ford posee un contenido
del TOC significativo (carril 2, sombreado
bermellón) que es la fuente de su petróleo; el
TOC se compone tanto de petróleo como de
querógeno; la porción de hidrocarburos sólidos
no productivos. Los petrofísicos utilizaron los
resultados de una combinación de herramientas
para determinar el intervalo óptimo para el
asentamiento del tramo lateral, posicionando el
pozo en el mejor tipo de roca para los
tratamientos de estimulación a la vez que se
aprovecha la sección rica en contenido de
fluidos. Por ejemplo, la componente de arcilla de
la lutita Eagle Ford consta de cantidades
variables de montmorillonita, caolinita e illita
(carril 2); la illita puede ser menos dúctil que otros
tipos de arcilla y, por ende, constituir un objetivo
para los tratamientos de estimulación por
fracturamiento. Además, los ingenieros asentaron
el tramo lateral en los intervalos con rocas más
rígidas, tales como las secciones ricas en
contenido de calcita. Para determinar los
intervalos petrolíferos, primero se corrigió el valor
de la porosidad derivada del registro de densidad
por la densidad de la matriz derivada de la
mineralogía Litho Scanner. Esta porosidad
(carril 3) es la suma de los volúmenes de todos
los fluidos y los hidrocarburos sólidos (querógeno). La porosidad total CMR-Plus (carril 3,
curva negra gruesa) es la suma de todos los
volúmenes de fluidos; agua ligada a la arcilla
(azul claro), agua libre (azul) y petróleo (verde).
La diferencia entre la porosidad total CMR y la
porosidad derivada del registro de densidad
corregida por la mineralogía es la porción de
querógeno no productivo del volumen del TOC
(carril 3, sombreado bermellón). El volumen del
TOC remanente, no asociado con el querógeno,
debe ser el volumen de petróleo líquido.
petróleo y tomar decisiones mejor informadas
acerca de dónde asentar el tramo lateral.
Yacimiento no convencional en Arabia Saudita
Saudi Aramco utilizó la herramienta Litho Scanner
para evaluar las formaciones de la cuenca de
Nafud y determinar su potencial como recursos
no convencionales.27 La cuenca se caracteriza por
una secuencia de rocas paleozoicas de gran espesor cuya edad se extiende desde el período
Cámbrico hasta el Devónico. La lutita Qusaiba de
edad Silúrico —el objetivo para estos pozos—
corresponde a la formación Qalibah (página
anterior, abajo). Dicho miembro, rico en conte-
51
TOC medido
en los núcleos
0
Mineralogía
Pirita
Dolomía
Calcita
Cuarzo+Feldespato+Mica
Arcilla
Prof.,
pies
0
Calibre
6 pulg 16 0
Al medido en
los núcleos
Si medido en
los núcleos
Fe medido en
los núcleos
S medido en
los núcleos
Ca medido en
los núcleos
%
%
%
%
%
20 0
50 0
Al en peso seco
Litho Scanner
Si en peso seco
Litho Scanner
%
%
20 0
20 0
Fe en peso seco
Litho Scanner
50 0
%
20 0
10 0
Na medido en
los núcleos
%
%
20 0
S en peso seco
Litho Scanner
Ca en peso seco
Litho Scanner
%
%
10 0
Mg medido en
los núcleos
10 0
Mg en peso seco
Litho Scanner
20 0
%
K medido en
los núcleos
5 0
Na en peso seco
Litho Scanner
10 0
%
5 0
%
K en peso seco
Litho Scanner
%
%
20
TOC obtenido con
la herramienta
Litho Scanner
5
0
%
20
TOC obtenido con
la técnica de
Schmoker
5 0
%
20
X 600
X 650
X 700
X 750
> Proporciones en peso seco y contenido del TOC en un pozo de Medio Oriente. Para confirmar la calidad de los datos espectroscópicos de fondo de pozo,
los petrofísicos de Saudi Aramco compararon las proporciones elementales derivadas de núcleos, obtenidas de las mediciones XRF (carriles 2 a 9, puntos
negros) con las proporciones en peso seco obtenidas con la herramienta Litho Scanner (curvas rojas). Las concentraciones elementales muestran una
buena concordancia, excepto en torno a X 600, donde existen altas concentraciones de pirita (carril 1, naranja) y TOC (carril 10). El núcleo recuperado de
esa zona fue fracturado y fragmentado, produciendo posiblemente un cierto error de cierre de la profundidad cuando se analizó el núcleo. El valor del TOC
computado a partir de los datos Litho Scanner (carril 10, rojo) fue comparado con el valor del TOC medido en los núcleos (puntos negros) y con el valor del
TOC computado con la técnica de Schmoker (azul); el valor del TOC obtenido con la herramienta Litho Scanner se ajustó mejor a los resultados obtenidos
en el núcleo que la técnica de Schmoker. (Adaptado de Al-Salim et al, referencia 27.)
nido orgánico, es una fuente prolífica de hidrocarburos que genera un volumen estimado del
90% del petróleo liviano y el gas de edad
Paleozoico descubierto en Medio Oriente, y constituye la roca generadora para muchos campos
importantes de petróleo y gas.
La luita Qusaiba se caracteriza por los valores
altos de las lecturas de rayos gamma, generadas por
la presencia de uranio precipitado en el ambiente
reductor en el que se depositó la lutita. Los intervalos de lutitas más profundos corresponden al
Rudaniano con un promedio de 8 a 9 % en peso
del TOC. Los intervalos más modernos de edad
Aeroniano y Telychiano exhiben valores del TOC
más bajos.
A fin de evaluar la capacidad de la herramienta Litho Scanner para caracterizar la mine-
52
ralogía de la formación y cuantificar el contenido
del TOC, Saudi Aramco corrió la herramienta en
dos pozos, uno perforado con OBM cuya densidad
era de 10 lbm/US galón [1 200 kg/m3] y otro con
WBM cuya de densidad era de 9,2 lbm/US galón
[1 100 kg/m3]. Saudi Aramco no extrajo núcleos
convencionales del primer pozo perforado con
OBM porque se disponía de datos del TOC obteniOilfield Review
dos con el analizador
LECO de un pozo ubicado a
SPRING 14
aproximadamente
una
millaFig.
de 18
distancia. Estos
Litho Scanner
datos resultaron
comparables
con
los datos
ORSPRNG 14 LTHOSCNR
18 del
TOC derivados de la herramienta Litho Scanner
corrida en el pozo OBM nuevo.
Para una comparación más directa entre los
datos derivados de los registros y las mediciones
obtenidas en los núcleos, el operador corrió la
herramienta Litho Scanner en un segundo pozo y
extrajo el núcleo de la zona de interés rica en contenido de querógeno. En este caso, la formación
objetivo era la lutita caliente de edad Rudaniano.
El operador llevó a cabo un estudio especial en
muestras de núcleos. Para minimizar los efectos
de la heterogeneidad de las rocas en las mediciones obtenidas en los núcleos y obtener mediciones más representativas del volumen examinado
con la herramienta de espectroscopía, los técni28. La fluorescencia de rayos X es una técnica de medición
que bombardea los materiales con rayos X para ionizar
los átomos. La ionización produce la emisión de una
radiación fluorescente característica en forma similar
a las emisiones de rayos gamma específicas de cada
elemento a partir de la captura neutrónica. En las
mezclas complejas, los elementos individuales pueden
ser medidos con precisión en el laboratorio utilizando
esta técnica.
29. Schmoker, referencia 13.
Oilfield Review
Mineralogía
derivada
de un
dispositivo XRD
Prof.,
pies
Biotita
Feldespato Ca
Ortoclasa
Siderita
Pirita
Moscovita
Dolomía
Calcite
Calcita
Anquerita
Feldespato Na
Cuarzo
Esmectita
Caolinita
Illita
Clorita
Mineralogía
Litho Scanner
Siderita
Pirita
Muscovita
Dolomía
Calcita
Anquerita
Feldespato Na
Cuarzo
Esmectita
Caolinita
Illita
Clorita
Illita medida Caolinita medida Cuarzo medido
en los núcleos en los núcleos en los núcleos
0
%
100 0
%
100 0
%
100 0
Feldespato Na
medido en
los núcleos
Moscovita
medida
en los núcleos
Siderita medida
en los núcleos
%
%
%
50 0
50 0
20 0
Pirita medida
en los núcleos
Dolomía medida
en los núcleos
%
%
25 0
50
Illita en peso seco Caolinita en peso Cuarzo en peso Feldespato en peso Moscovita en peso Siderita en peso Pirita en peso seco Dolomía en peso
Litho Scanner seco Litho Scanner seco Litho Scanner seco Litho Scanner seco Litho Scanner seco Litho Scanner Litho Scanner seco Litho Scanner
0
%
100 0
Illita
%
Caolinita
100 0
%
Cuarzo
100 0
%
50 0
Feldespato Na
%
50 0
Moscovita
%
Siderita
20 0
%
Pirita
25 0
%
50
Dolomía
X 000
X 100
X 200
> Comparación de la mineralogía. Los científicos del Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger efectuaron un análisis de espectroscopía FTIR
en núcleos de un pozo perforado con WBM y compararon la mineralogía de los núcleos derivada de un dispositivo XRD (carril 1) con la mineralogía
computada a partir de los datos Litho Scanner y otros datos de entrada de los registros (carril 2). Los datos mineralógicos precisos son cruciales para
computar muchas propiedades petrofísicas, tales como la porosidad y las saturaciones de fluidos. En este pozo, los datos mineraIógicos ayudaron a los
petrofísicos a efectuar los análisis adecuados; por ejemplo, los niveles altos de K en las arenas pueden atribuirse a la ortoclasa (feldespato K) o a la
moscovita (mica K) (carril 7). Los valores de densidad de la matriz de estos minerales son 2,57 g/cm3 y 2,76 g/cm3, respectivamente. En este caso, los
geólogos poseen un conocimiento local de los tipos de rocas, y todo el K se atribuyó a la moscovita. La mineralogía correcta se traduce en una densidad de
la matriz más precisa y, por ende, en cómputos de la porosidad derivada del registro de densidad y saturación de agua también más precisos. Además, se
puede utilizar una medición de Na de mejor calidad, obtenida con la herramienta Litho Scanner, para cuantificar las concentraciones de minerales que
contienen Na, tales como la albita —feldespato plagioclasa-Na (carril
6)—Review
con menos incertidumbre. (Adaptado de Al-Salim et al, referencia 27.)
Oilfield
cos tomaron láminas de núcleos desbarbadas de
0,3 m [1 pie] de largo. Luego, estas muestras fueron trituradas y convertidas en un polvo homogeneizado para el análisis.
Los técnicos utilizaron equipos XRF para analizar una parte del polvo a fin de determinar las
concentraciones elementales y un analizador de
carbono total LECO para determinar el contenido
del TOC.28 Además, se computó el contenido del
Volumen 26, no.1
SPRING 14
Litho Scanner Fig. 19
ORSPRNG
LTHOSCNR
19 del
TOC con el método
de 14
Schmoker,
a partir
registro de densidad de la formación, como una
tercera fuente para la comparación.29 Los resultados de las mediciones de laboratorio efectuadas en
el núcleo fueron comparables con los datos del contenido del TOC y las concentraciones elementales
en peso seco Litho Scanner (página anterior).
Los petrofísicos combinaron los datos de peso
seco obtenidos con la herramienta Litho Scanner
con otros datos derivados de los registros y computaron la mineralogía del yacimiento; luego,
estos datos fueron comparados con las mediciones
de espectroscopía infrarroja por transformada de
Fourier (FTIR) de rango dual, obtenidas en el
núcleo (arriba). El análisis mineralógico es un
cómputo que depende de un modelo y la aplicación del modelo adecuado es crucial para la obtención de resultados correctos.
53
Los ingenieros de Saudi Aramco y Schlumberger
descubrieron varias cosas a partir del análisis de los
datos derivados de la herramienta Litho Scanner.
Los datos del TOC obtenidos con la herramienta
Litho Scanner concordaban significativamente con
los datos del TOC obtenidos en el núcleo sin una
calibración empírica. Mediante la utilización de los
valores del TOC derivados del núcleo como referencia para la comparación, estos profesionales determinaron que la técnica de Schmoker no era tan
exacta como el valor del TOC computado a partir
del porcentaje de carbono derivado de la herramienta Litho Scanner. Dado que la técnica de
Schmoker fue desarrollada específicamente para
las lutitas devónicas de los Apalaches y la formación Bakken, cuyas caracterizaciones difieren de
las de la cuenca de Nafud, los resultados no son
sorprendentes. Es necesario un proceso de refinación o calibración posterior para aplicar la técnica en formaciones diferentes a aquéllas para
las cuales fue desarrollada.
La herramienta Litho Scanner proporciona
información confiable para desarrollar o refinar
los modelos petrofísicos en formaciones con litologías complejas. La precisión mejorada en lo que
respecta a la medición de ciertos elementos permite a los petrofísicos incluir más minerales en
54
los modelos de evaluación de formaciones para
describir las rocas yacimiento y comprender
mejor los ambientes depositacionales. La mineralogía correctamente caracterizada se traduce
en propiedades de la matriz más precisas y, en
consecuencia, cómputos de porosidad y saturación de agua también más precisos. Estas ventajas pueden lograrse en una fracción del tiempo y
a una fracción del costo de extracción y análisis
de núcleos enteros. Esta información resulta particularmente importante durante las fases de
exploración y de desarrollo temprano en las que
los datos de núcleos pueden ser escasos o cubrir
una zona limitada de un área prospectiva nueva.
Las respuestas fundamentales
La espectroscopía de fondo de pozo es simplemente un método utilizado por los petrofísicos
para determinar la naturaleza compleja de las
rocas yacimiento. Las herramientas de espectroscopía proporcionan mediciones volumétricas pero
no pueden determinar la estructura de las
rocas. Por ejemplo, la herramienta Litho Scanner
puede identificar zonas con pirita, pero no puede
determinar cómo se dispersa el mineral. De un
modo similar, el porcentaje de arcilla presente en
una zona puede ser idéntico al existente en otra,
pero la herramienta no puede determinar la distribución espacial de las partículas de arcilla; es
decir definir específicamente si son estructurales, laminadas o rellenan el espacio poroso.
Ciertas preguntas sobre la composición mineral
sólo pueden ser respondidas con el análisis de
núcleos. Muchas condiciones mineralógicas y
litológicas afectan las respuestas de los registros,
especialmente las de las herramientas de resistividad y nucleares. En esta era del desarrollo de
yacimientos no convencionales, los petrofísicos
deben basarse en la integración de múltiples fuentes de datos para comprender la composición y la
estructura de las rocas.
En tiempos pasados, los modelos simples bastaban para identificar las zonas productivas de
hidrocarburos y cuantificar el potencial de producción. Los pozos en los que prevalecen las condiciones simples están siendo más inusuales.
Para caracterizar los hidrocarburos presentes en
rocas y yacimientos complejos, los petrofísicos
tienen ahora más y mejores herramientas y técnicas a su disposición. Los geólogos y los petrofísicos están utilizando estas nuevas herramientas y
técnicas para ayudar a los operadores a descubrir
y producir más petróleo y gas de extensiones productivas cada vez más complejas.
—TS
Oilfield Review
Colaboradores
Manuel Aboud se desempeña como campeón de
dominio de mediciones no convencionales de
Schlumberger en Calgary desde comienzos de 2014.
Desde allí brinda soporte a las operaciones en pozos
no convencionales del oeste de Canadá. Manuel comenzó
su carrera profesional en Schlumberger en el año 2002
como ingeniero de campo especialista en operaciones
de campo en Midland, Texas, EUA, y ocupó numerosas
posiciones de operaciones y directivas dentro de la
compañía, tanto en EUA como en Canadá. Posee una
licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad
A&M de Texas, en College Station.
Rob Badry se desempeña como asesor petrofísico
para Schlumberger en Calgary. Comenzó su carrera
profesional en Schlumberger en el año 1978 como
ingeniero de campo. Después de ocupar diversas
posiciones de campo, ventas y como analista de
registros, se incorporó en el grupo de Desarrollo de
Metodologías de Interpretación en el año 1988 y desde
entonces ha participado activamente en la introducción,
entrenamiento y soporte de interpretación de nueva
tecnología con cable. Rob se encuentra inscripto en la
Asociación de Ingenieros Profesionales y Geocientíficos
de Alberta, Canadá, y es miembro activo de la Sociedad
Canadiense de Perfilaje de Pozos, la SPWLA y la SPE.
Obtuvo una licenciatura en ingeniería eléctrica de la
Universidad de Calgary.
Zhenan Bao es profesora de ingeniería química
en la Universidad de Stanford en California, EUA.
Después de obtener un doctorado en química de la
Universidad de Chicago, ingresó en el departamento
de investigación de materiales de Bell Labs, Lucent
Technologies, en Murray Hill, Nueva Jersey, EUA; en
el año 2001, fue designada miembro distinguido del
personal técnico. En 2004, pasó a integrar el cuerpo
docente del departamento de ingeniería química de
la Universidad de Stanford. Zhenan es autora de más
de 300 artículos para publicaciones arbitradas y
titular de 39 patentes de EUA. En el año 2013, recibió
el Premio Química Creativa de Polímeros de la
Sociedad Química Americana y en 2014 se convirtió
en miembro de la Sociedad de Investigación
de Materiales. Es cofundadora y miembro del
directorio de C3Nano Inc. en Hayward, California.
Sally M. Benson ingresó en la Universidad de
Stanford, en California, en el año 2007, y es profesora
de ingeniería de recursos energéticos y directora del
Proyecto Clima Global y Energía (GCEP). Previo a su
posición en Stanford, ocupó varias posiciones en el
Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley, en California,
incluida la de directora adjunta de operaciones.
Ingeniera de yacimientos e hidróloga de aguas
subterráneas, Sally es un referente en materia de
captación y almacenamiento de carbono y tecnologías
energéticas en desarrollo. En el año 2012, fue
coordinadora principal de la labor autoral de la
publicación Evaluación Energética Global—Hacia
un Futuro Sustentable. Sally obtuvo una licenciatura
en geología del Barnard College, en la Universidad de
Volumen 26, no.1
Columbia, Ciudad de Nueva York, y una maestría y
un doctorado en ciencia de materiales e ingeniería
de minerales de la Universidad de California,
en Berkeley.
Wout Boerjan se desempeña como profesor en el
Vlaams Instituut voor Biotechnologie (VIB) de la
Universidad de Gante, en Bélgica, y dirige el grupo
de bioenergía en el departamento de biología de
sistemas vegetales. Cuenta con más de 20 años de
experiencia en investigación relacionada con la
biotecnología forestal, la biosíntesis de ligninas y el
mapeo genético, y participó de diversos proyectos
financiados por la UE, enfocados en el mejoramiento
genético de la calidad de la materia lignocelulósica.
Wout publicó más de 120 artículos arbitrados y en
2009 fue elegido Biotecnólogo Forestal del Año por
el Instituto de Biotecnología Forestal. Es miembro
de la Academia Internacional de Ciencia de la
Madera y Editor Asociado de la publicación
BioEnergy Research. Obtuvo su doctorado en
ciencias biológicas de la Universidad de Gante.
Greg Bruton es gerente de tecnología de perforación
de Chesapeake Operating, Inc. en Oklahoma City,
Oklahoma, EUA. Ingresó en la compañía en el año
2006 como ingeniero de perforación senior luego
de una carrera profesional de 25 años en Gulf Oil
y Chevron. Durante su permanencia en Chevron,
Greg ocupó posiciones de perforación en diversas
localizaciones de todo el mundo. Obtuvo una
licenciatura en ingeniería química de la Universidad
Estatal de Nuevo México, en Las Cruces, EUA.
Yi Cui es profesor asociado de Ciencia e Ingeniería
de los Materiales en la Universidad de Stanford,
California, y posee un nombramiento conjunto en el
Centro del Acelerador Lineal del Laboratorio Nacional
del Acelerador de Stanford, en Stanford. Su actividad
de investigación actual se centra en los nanomateriales
para el almacenamiento de energía, las celdas solares,
el agua, los aislantes topológicos y la biología. Es editor
asociado de la publicación Nano Letters y co-director
del Consorcio de Sistemas Fotovoltaicos del Área de
la Bahía. Yi fundó Amprius Inc. en Sunnyvale,
California, empresa que comercializa tecnología de
baterías de alta energía. Posee una licenciatura de
la Universidad de Ciencia y Tecnología de China, en
Hefei, Anhui, República Popular de China, y un
doctorado de la Universidad de Harvard, en Cambridge,
Massachusetts, EUA, y fue investigador post-doctoral
en la Universidad de California, en Berkeley.
Jennifer A. Dionne es profesora asociada de Ciencia
e Ingeniería de los Materiales en la Universidad de
Stanford, en California. Su actividad de investigación
se centra en los metamateriales plasmónicos y en los
materiales a base de nanocristales coloidales, incluidas
sus propiedades electrodinámicas fundamentales y sus
aplicaciones en energía solar y bioelectromagnetismo.
En el año 2011, fue reconocida entre los “30 innovadores
menores de 35 años” en la publicación MIT Technology
Review y ha sido seleccionada para recibir el galardón
Premio Presidencial a la Carrera Temprana para
Científicos e Ingenieros 2014 de EUA. Obtuvo una
licenciatura en física y sistemas e ingeniería eléctrica
de la Universidad de Washington en St. Louis, Missouri,
EUA, y un doctorado en física aplicada del Instituto de
Tecnología de California, en Pasadena, y se desempeñó
como investigadora post-doctoral en química en la
Universidad de California, en Berkeley, y en el
Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley.
Irene M. Færgestad reside en Sandnes, Noruega.
Comenzó como editora para la publicación Oilfield
Review en el año 2014 después de trabajar más de
10 años en el Centro de Tecnología Europea de
M-I SWACO en Sandnes. Inició su carrera profesional
en M-I SWACO, una compañía de Schlumberger, como
ingeniera de laboratorio y luego trabajó en Investigación
y Desarrollo como química de investigación.
Su experiencia abarca desde pruebas de hidratos
de gas en fluidos para aguas profundas, reología y
aplicaciones reométricas, hasta el desarrollo de
fluidos de perforación. Irene posee una maestría
en biotecnología de la Universidad de Ciencia y
Tecnología de Noruega, en Trondheim.
Jim Grau se desempeña como asesor científico en el
Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger en
Cambridge, Massachusetts. Ha estado involucrado más
de 35 años en el análisis elemental de pozos utilizando
técnicas de espectroscopía nuclear, enfocado en el
diseño de herramientas, el desarrollo de software de
adquisición de datos y en técnicas de análisis espectral.
Entre los trabajos que ha publicado en el área de la
espectroscopía nuclear se encuentran numerosos
artículos de publicaciones arbitradas y presentaciones
en conferencias de profesionales; es titular de 13 patentes
de EUA. Jim posee una licenciatura en física de la
ingeniería de la Universidad de Toledo, en Ohio, EUA,
y una maestría y un doctorado en física nuclear
experimental de la Universidad de Purdue, en
Lafayette Oeste, Indiana, EUA.
Claire Halpin es profesora de biología vegetal y
biotecnología y subjefa de la división de Ciencias
Vegetales en la Universidad de Dundee con base en
el Instituto James Hutton, en Dundee, Escocia.
Cuenta con 20 años de experiencia tanto en la industria
como en el ámbito académico, dirigiendo equipos de
investigación enfocados en la comprensión de la
biosíntesis de ligninas. Después de obtener un
doctorado en biología vegetal de la Universidad de
Leicester, en Inglaterra, trabajó seis años en Zeneca
Plant Sciences y luego se trasladó al ámbito académico.
Sus principales áreas de investigación incluyen diversos
aspectos de la biotecnología vegetal, especialmente la
manipulación de la lignina de las paredes celulares de
las plantas para facilitar los usos industriales y agrícolas
de la biomasa vegetal. Claire dirigió el trabajo sobre la
lignina en el Proyecto RENOVACIÓN de la UE que
involucró 12 socios de Europa y EUA.
55
Farid Hamichi se desempeña como campeón de
productos de Wireline a cargo de la herramienta
Litho Scanner* y de las herramientas de resonancia
magnética nuclear, con base en el Centro de Evaluación
de Formaciones de Houston en Sugar Land, Texas.
Comenzó su carrera profesional en Schlumberger en
1999 como ingeniero de software a cargo del diseño
de tarjetas inteligentes en Francia. En el año 2002,
comenzó su carrera petrolera como ingeniero de
campo especialista en operaciones con cable en Japón.
Farid ocupó diversas posiciones de soporte tecnológico
y de campo en EUA, Francia y el Reino Unido. Posee una
licenciatura en ingeniería de la Escuela Superior de
Electricidad de Gif-sur-Yvette, en Francia, y una maestría
en ingeniería eléctrica del Instituto de Tecnología de
Georgia, en Atlanta, EUA.
James Hemingway comenzó como asesor petrofísico
nuclear para Schlumberger en Houston en el año 2014.
Inició su carrera profesional como ingeniero de campo
en el año 1980 y ocupó diversas posiciones petrofísicas
y de ingeniería. En el año 1997, pasó a integrar el
grupo de evaluación de formaciones en el Centro de
Productos Sugar Land de Schlumberger en Texas, en
donde trabajó en el desarrollo de la herramienta de
control de saturación del yacimiento RSTPro* y en
técnicas de interpretación de la fracción volumétrica
de tres fases. En el año 2001, como asesor de nuevas
tecnologías, fue trasladado a París y retornó a Sugar
Land en 2010 como asesor petrofísico, enfocándose en
los recursos no convencionales. Jim fue Conferenciante
Distinguido de la SPWLA 2011/2012 y Conferenciante
Distinguido de la SPE 2014/2015. Obtuvo una licenciatura
en ingeniería química de la Universidad A&M de Texas,
en College Station, y otra licenciatura en química de la
Universidad Estatal de Emporia en Kansas, EUA.
Susan Herron se desempeña como asesora científica
en el departamento de Física de Sensores del Centro
de Investigaciones Doll de Schlumberger (SDR) en
Cambridge, Massachusetts, en donde está a cargo del
desarrollo de nueva tecnología y sistemas de medición
y modelado nuclear, con énfasis en sistemas de
espectroscopía nuclear y en la adquisición de registros
sin fuentes químicas. Previamente, trabajó durante
10 años como gerente de programas de ciencias
nucleares en SDR. A lo largo de sus 30 años de investigación, trabajó en el desarrollo de aplicaciones de
espectroscopía nuclear, técnicas de interpretación
para cuantificar la litología y las propiedades de la
matriz a partir de las concentraciones elementales y
sistemas de software para integrar la espectroscopía
nuclear con los registros convencionales para un proceso rápido de evaluación de formaciones. Susan posee
una licenciatura en geología de la Universidad de
Tufts, en Medford, Massachusetts, y una maestría y un
doctorado en ciencias geológicas de la Universidad
Estatal de Nueva York, en Búfalo, EUA.
56
Jack Horkowitz se desempeña como asesor
petrofísico en el Centro de Evaluación de Formaciones
de Houston, en Sugar Land, Texas. Desde su ingreso
en Schlumberger en 1995, ocupó diversas posiciones
de campo, ingeniería y en la oficina central, y se ha
involucrado en la formación para la carrera petrofísica,
la interpretación petrofísica, el desarrollo de
herramientas y el diseño e ingeniería de software.
Antes de ingresar en Schlumberger, se desempeñó
como petrofísico para BP en el grupo de Propiedades
de las Rocas y Calibración Sísmica y luego en el grupo
de Recuperación Mejorada de Petróleo de Pennzoil
E&P Company. Jack obtuvo una licenciatura del
Washington and Jefferson College, en Pensilvania,
EUA, y una maestría y un doctorado en geología de la
Universidad de Carolina del Sur en Columbia, EUA.
Además de miembro, fue presidente de la SPWLA
para el período 2006-2007.
Jimmy Land se desempeña como gerente de negocios
globales para el segmento Drilling Tools & Remedial
de Schlumberger en Houston desde el año 2010.
En 1979, ingresó en la división SERVCO de Smith
International; Smith fue adquirida posteriormente
por Schlumberger. Desde entonces, Jimmy ocupó
diversas posiciones en Luisiana y Texas, EUA.
Posee una licenciatura en ciencias políticas con
especialización en empresas de la Universidad
McMurry, en Abilene, Texas.
Robin MacDonald es petrofísico senior y miembro
del grupo de Estudios Especiales Petrofísicos de
Saudi Aramco en Al-Khobar, Arabia Saudita, en donde
desarrolla modelos petrofísicos nuevos y actualizados
utilizando datos derivados de los registros. Previo a
su carrera profesional de 17 años en Saudi Aramco,
trabajó para Schlumberger durante 15 años en
diversas posiciones y en lugares tales como Canadá,
España, los Países Bajos, el Reino Unido y Arabia Saudita.
A comienzos de la década de 1980, estuvo involucrado
en la prueba de campo de la herramienta de
espectrometría de rayos gamma inducidos GST* de
Schlumberger, la primera herramienta de espectroscopía
de rayos gamma de captura neutrónica de fondo
de pozo. Robin ha publicado diversos artículos sobre
adquisición de registros de espectroscopía de captura
elemental ECS*. Obtuvo una licenciatura en ingeniería
mecánica de la Universidad de Dalhousie en Halifax,
Nueva Escocia, Canadá.
Kate Maher es profesora adjunta de ciencias
geológicas y ambientales en la Universidad de
Stanford, en California. Sus actividades de investigación
se centran en las velocidades de las reacciones entre
los fluidos y los minerales en diversos ambientes, utilizando una combinación de herramientas geoquímicas.
En el año 2012, recibió la medalla Allen V. Cox a la
Excelencia Docente en el Fomento de la Investigación
Universitaria en la Universidad de Stanford y el premio
CAREER 2013 de la Fundación Nacional para la
Ciencia de EUA. Kate obtuvo una licenciatura en
ciencias ambientales y ciencias de la Tierra del
Dartmouth College, en Hanover, New Hampshire,
EUA, una maestría en ingeniería civil y ambiental,
y un doctorado en ciencias de la Tierra y planetarias,
ambas de la Universidad de California, en Berkeley.
Previo a su posición actual, que asumió en el año 2007,
se desempeñó como investigadora post-doctoral en el
Servicio Geológico de EUA en Menlo Park, California.
David Moran se desempeña como asesor de
Selección y Optimización de Barrenas en Tiempo
Real de Schlumberger en Houston desde el año 2010.
David comenzó a trabajar en la industria del petróleo
y el gas en 1980 e ingresó en Smith International
en 1991. Posee una licenciatura en geología del
Skidmore College, en Saratoga Springs, Nueva York.
Rod Nelson se desempeña como asesor senior en
Schlumberger y como director gerente de la unión
transitoria de empresas Liquid Robotics Oil & Gas
entre Schlumberger y Liquid Robotics, Inc. en Houston.
Además, es presidente de Schlumberger Technology
Corporation. Previamente, fue vicepresidente de
relaciones entre el gobierno y la comunidad para
Schlumberger Limited. Integra diversos directorios
y comités conjuntos de la industria, incluidos los
comités asesores corporativos de la AAPG, el Proyecto
Clima Global y Energía en Stanford, y el Consorcio de
Energía Avanzada. Además, forma parte del directorio
de Greater Houston Partnership, la Fundación
Educativa Fort Bend y el comité asesor de energía de
la Universidad de Houston. Dirigió el grupo de estudios
tecnológicos para el estudio global de petróleo y gas
2007 del Consejo Nacional del Petróleo “Facing the
Hard Truths about Energy.” Rod posee una licenciatura en ingeniería de la Universidad de Wisconsin,
EUA, y una maestría en administración de la Escuela
de Administración y Dirección de Empresas Sloan del
Instituto Tecnológico de Massachusetts en Cambridge.
Ingresó en Schlumberger en 1980 como ingeniero de
campo especialista en operaciones con cable.
Dave Nichols es asesor de investigación para
Schlumberger PetroTechnical Services. Se desempeña
como representante técnico de Schlumberger para el
programa Clima Global y Energía en Houston.
Además, ha sido asignado a la Universidad de Stanford
para trabajar con los grupos de investigación en el
área de las geociencias computacionales. En los
últimos 20 años, desempeñó una diversidad de roles en
Schlumberger, incluidos los de investigación geofísica,
gestión de la investigación, mercadeo de terminaciones
de pozos y manejo de nueva tecnología. Además, dirigió
actividades de investigación aplicada en el segmento
PetroTechnical Services de Schlumberger. Obtuvo una
licenciatura en física de la Universidad de Cambridge,
en Inglaterra, una maestría del Imperial College de
Londres y un doctorado de la Universidad de Stanford,
California, ambas en geofísica.
Oilfield Review
John Ralph se desempeña como profesor de
bioquímica en la Universidad de Wisconsin–Madison
y como líder del grupo de Fitomejoramiento para el
Centro de Investigaciones en Bioenergía de los
Grandes Lagos, dependiente del Departamento de
Energía de EUA. Se dedica a la bioquímica y la
química general de las paredes celulares de las células
vegetales desde hace 40 años, especializándose en la
biosíntesis, la química y las reacciones de la lignina.
Ha publicado más de 270 artículos arbitrados y es
reconocido por el Instituto de Información Científica
como uno de los autores más citados. John, que es
miembro de la Asociación Americana para el Avance
de la Ciencia, obtuvo una licenciatura en química
(con mención honorífica) de la Universidad de
Canterbury, en Christchurch, Nueva Zelanda, y un
doctorado en química–silvicultura de la Universidad
de Wisconsin–Madison.
Don Stachiw es vicepresidente de exploración de
Northern Cross (Yukón) Ltd, en Calgary, en donde
dirige un equipo multidisciplinario de ingenieros y
especialistas en ciencias de la Tierra, dedicado a
la exploración de recursos hidrocarburíferos
convencionales y no convencionales en la región ártica
de la cuenca Eagle Plain, en Yukón, Canadá. Don, que
cuenta con 28 años de experiencia en exploración y
producción nacional e internacional de petróleo y gas,
comenzó su carrera profesional en Chevron Canadá en
el año 1985. Desde entonces, ocupó varios cargos
técnicos y ejecutivos senior y además fue miembro
del directorio en varias compañías de exploración
y producción. Posee una licenciatura (con mención
honorífica) en geología de la Universidad de Toronto,
en Ontario, Canadá, y es geólogo profesional de la
Asociación de Ingenieros Profesionales y Geocientíficos de Alberta.
T.S. Ramakrishnan es asesor científico en el Centro
de Investigaciones Doll de Schlumberger en
Cambridge, Massachusetts, y director de investigación
para el departamento de Recuperación Mejorada y
No Convencional. Publicó más de 90 artículos sobre
petrofísica de carbonatos, pruebas de formaciones y
presiones transitorias, mecánica de fluidos, adquisición
de registros de inducción, resonancia magnética
nuclear y matemática aplicada. Posee una licenciatura
del Instituto Indio de Tecnología Delhi (IIT Delhi),
en Nueva Delhi, India, y un doctorado del Instituto
de Tecnología de Illinois en Chicago (IIT, Chicago),
ambos en ingeniería química. Rama, titular de
45 patentes, es Miembro Distinguido de la SPE y
obtuvo el Premio a la Evaluación de Formaciones de
la SPE 2009. Además del premio Henri Doll y otras
condecoraciones de Schlumberger, recibió el premio
Acharya P.C. Ray 1980, un premio al Mejor Artículo
de la SPWLA, un premio Charles W. Pierce al Alumno
Distinguido 2012 del IIT Chicago y un premio al
Alumno Distinguido 2013 del IIT Delhi.
Christian Stoller se desempeña como asesor científico
de Schlumberger y gerente de física para el Centro de
Tecnología de Princeton, en Princeton Junction, Nueva
Jersey, y para el Centro de Evaluación de Formaciones
de Houston. Antes de ingresar en Schlumberger,
trabajó en una diversidad de fenómenos de física
nuclear, atómica y aplicada, en el Laboratorio de
Física Nuclear de Eidgenössische Technische
Hochschule (ETH), en Zúrich, Suiza, y en la
Universidad de Stanford, en California. A lo largo de
más de 20 años en Schlumberger, estuvo involucrado
en el diseño y las pruebas de la mayoría de las
herramientas nucleares operadas con cable de
Schlumberger para aplicaciones de fondo de pozo.
En el año 2005, fue trasladado al Centro de Tecnología
de Princeton, en donde colaboró con el desarrollo de
fotomultiplicadores y detectores para aplicaciones de
fondo de pozo y con el desarrollo y la manufactura de
generadores de neutrones pulsados. Más recientemente,
trabajó con el equipo que desarrolló la primera
herramienta LWD provista de un generador de neutrones
pulsados incorporado. Chris obtuvo una maestría y un
doctorado en física del ETH Zúrich.
Pablo Saldungaray se desempeña como petrofísico
principal para Schlumberger en Al-Khobar, Arabia
Saudita, y trabaja en las operaciones de Saudi Aramco;
su actividad principal es el soporte al cliente y el
desarrollo de técnicas de interpretación. Ingresó en
Schlumberger en 1989 como ingeniero especialista en
operaciones con cable y ocupó diversas posiciones en
el campo y en centros de procesamiento de datos de
África, Europa, América Latina y Medio Oriente.
Además, trabajó y proveyó servicios de consultoría
para compañías petroleras que operan en Argentina,
Uruguay y Chile. Pablo, que cuenta con más de 24 años
de experiencia en la industria del petróleo y el gas, es
miembro activo de la SPWLA y la SPE y es autor o
co-autor de diversos artículos para estas sociedades,
la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros
y otras publicaciones relacionadas con la industria.
Posee una licenciatura en ingeniería eléctrica de
la Universidad Nacional del Sur, en Bahía Blanca,
Argentina, y una maestría en administración de
empresas de la Universidad Austral en Buenos Aries.
Volumen 26, no.1
Cameron R. Strachan se desempeña desde el
año 2011 como ingeniero senior en el grupo de
Fluidos para Tecnología de Perforación de Statoil
en Stavanger. El grupo se especializa en fluidos de
perforación de los estratos de sobrecarga, fluidos
de yacimientos y de terminación de pozos, y manejo
total de fluidos; su enfoque principal se centra en los
fluidos de perforación y terminación de pozos de alta
presión y alta temperatura, el daño de las formaciones
y la calificación de nueva tecnología. Previamente, se
desempeñó como asesor técnico de fluidos para
Halliburton en Aberdeen y Dubai. Cameron obtuvo
una licenciatura (con mención honorífica) en
ciencias ambientales de la Universidad Robert
Gordon en Aberdeen.
Ryan Strachan se desempeña como ingeniero
de ventas técnicas y desarrollo de negocios para
Schlumberger en Aberdeen. Ryan ingresó en el grupo
Red Baron de Smith Services en el año 2006 como
supervisor de herramientas de pesca, proveyendo
servicios de pesca, cuñas de desviación y abandono de
pozos en el Mar del Norte y en otras localizaciones de
todo el mundo. En el año 2008, asumió un cargo de
soporte de operaciones de tierra firme, que desempeñó
durante cuatro años antes de ocupar su posición
actual en el segmento Drilling Tools & Remedial
de Schlumberger. Antes de incorporarse en el grupo
Red Baron, Ryan trabajó para Baker Oil Tools en el
Reino Unido y Asia Central.
Shantanu Swadi es gerente de ingeniería del
segmento Drilling Tools & Remedial de Schlumberger.
Con base en Houston, dirige el desarrollo de productos
enfocándose en la desviación de pozos y las líneas
de productos operados a través de la tubería de
producción del grupo de Operaciones de Pesca
y Remediación. Shantanu, que cuenta con 20 años
de experiencia en la industria del petróleo y el gas en
diseño de ingeniería y desarrollo de nueva tecnología
para aplicaciones de perforación y fresado, es autor
y ha efectuado presentaciones de diversos artículos
técnicos en la industria. Posee una maestría en
ingeniería mecánica de la Universidad de Houston.
Ketil Tørge se desempeña como gerente de ventas
para el segmento Drilling Tools & Remedial de
Schlumberger en Noruega. Ketil ingresó en la compañía
en el año 2010. Comenzó su carrera profesional
petrolera en el año 1983, trabajando principalmente
en áreas marinas, en diversas posiciones, antes de
incursionar en el área de operaciones y ventas
relacionadas con una amplia gama de líneas de
productos, incluidos los servicios de limpieza de pozos,
las herramientas de perforación y las operaciones de
perforación con tubería de revestimiento y con tubería
de revestimiento corta (liner). Ketil, residente en
Stavanger, ha trabajado en Noruega, el Reino Unido,
Italia, Singapur, Malasia, Indonesia, Alemania, los
Países Bajos y EUA.
Richard E. Williams reside en Houston y es asesor
petrofísico para BHP Billiton y trabaja en la Unidad
de Producción Eagle Ford. Previamente, se desempeñó
como petrofísico senior para Schlumberger en el
Centro de Recursos No Convencionales de Dhahran,
en Arabia Saudita; se retiró, luego de haber trabajado
33 años en la compañía. Rick comenzó en Schlumberger
Offshore como ingeniero de campo especialista en
operaciones con cable en el Golfo de México y fue
uno de los primeros pioneros en operaciones de
aguas profundas. Trabajó en una diversidad de
localizaciones, incluidas La Haya, el Mar del Norte y
Malasia, antes de volver a Houston, donde pasó más de
10 años especializándose en la evaluación de yacimientos
de aguas profundas y, más recientemente, en recursos
de gas de lutitas y petróleo de lutitas en EUA y
otras regiones. Obtuvo una licenciatura en ingeniería
mecánica de la Universidad de Duke, en Durham,
Carolina del Norte, EUA, y una maestría en
administración de empresas de la Universidad de
Tulane, en Nueva Orleáns.
Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.
57
Próximamente en Oilfield Review
Soluciones para los problemas de pérdidas
de circulación. Desde los primeros tiempos de la
industria del petróleo, la pérdida de circulación ha
planteado desafíos a los operadores. Hoy, a medida
que las operaciones de perforación se tornan cada vez
más desafiantes y los operadores buscan yacimientos
más profundos y más agotados, las situaciones
de pérdida de circulación se vuelven cada vez
más complejas. El conocimiento y la comprensión
de los respectivos yacimientos son clave para
identificar el tipo y la causa de la pérdida de circulación.
La adquisición activa de esta información facilita la
selección de soluciones adecuadas de pérdidas
de circulación. Este artículo describe las soluciones
de Schlumberger para los problemas de pérdidas de
circulación y presenta algunos casos reales de su
despliegue exitoso.
Innovaciones en materia de barrenas de PDC.
La barrena de un compuesto policristalino de
diamante (PDC) fue introducida en la década de 1970.
El nicho para estas barrenas continúa expandiéndose
para ampliar la gama de aplicaciones de perforación,
debido en parte a los avances registrados en el diseño
de los cortadores y en la tecnología de diamantes
sintéticos. Las innovaciones de diseño recientes están
ayudando a reducir los costos de perforación a través
del incremento de la velocidad de penetración y la
extensión de las carreras de las barrenas de PDC.
Drenaje gravitacional asistido con vapor.
El bitumen espeso, similar a la brea, que se encuentra
principalmente en formaciones arenosas someras,
ha sido producido históricamente a través de la
explotación minera. Hoy, cuando es posible, los
operadores prefieren el drenaje gravitacional asistido
con vapor. Mediante la aplicación de las mejores
prácticas petroleras en este método de recuperación
térmica, los ingenieros están mejorando significativamente
su eficiencia y la recuperación final de las reservas.
Actualización de las operaciones de disparos.
Los ingenieros del Centro de Terminaciones de
Yacimientos de Schlumberger sometieron a prueba
cientos de cargas de disparos en condiciones
simuladas de fondo de pozo y descubrieron que
los resultados de las pruebas API estándar no son
completamente representativos del desempeño en
el fondo del pozo. Los ingenieros incorporaron estos
resultados en un programa de análisis de operaciones
de disparos en rocas sometidas a esfuerzos, que
simula el desempeño de las cargas y la efectividad de
los disparos. Además, las actividades de investigación
en curso relacionadas con las cargas huecas
(premoldeadas) condujeron al desarrollo de cargas
diseñadas para tipos de rocas específicas porque
las cargas diseñadas para las rocas yacimiento
convencionales no muestran el mismo rendimiento
en las lutitas y el carbón.
58
NUEVAS PUBLICACIONES
Levitt narra esta historia en
elegante prosa, combinando temáticas
de áreas como la Biografía, la
Ciencia, la Ingeniería, la Tecnología,
el Arte, la Historia, la Economía y la
Política en forma aparentemente
sencilla y definitivamente coherente.
Un breve y radiante destello es una
obra superlativa cuya lectura
resulta deleitante.
Un breve y radiante destello:
Agustín Fresnel y el nacimiento
del faro moderno
Petroski H: “Book Review,” The Wall Street
Journal (22 de septiembre de 2013), http://online.
wsj.com/news/articles/SB10001424127887323608
504579025281572493694 (Se accedió el 22 de
abril de 2014).
Theresa Levitt
WW Norton & Company, Inc.
500 Fifth Avenue
Nueva York, Nueva York 10110 EUA
2013. 288 páginas. USD 25,95
ISBN: 978-0-393-06879-5
La autora, Theresa Levitt, narra la
historia del físico francés Agustín
Fresnel, inventor de la lente que lleva
su nombre y que tuvo un gran impacto
en el desarrollo del comercio mundial.
La lente de Fresnel permitió la modernización de los faros, en primera instancia, en Francia y, posteriormente,
en el resto del mundo hacia comienzos
del siglo XIX. La autora relata tanto la
historia de Fresnel —quien falleciere
a la edad de 39 años, justo cuando
comenzaba el auge de la lente producto
de su creación— como la historia
del mundo que adoptó esta tecnología
que cambiaría la historia del
tráfico marítimo.
Contenido:
• Costas oscuras y mortales
• Sueños de gloria
• El destello de la brillantez
• El sueño de la refracción total
• Carrera hacia la perfección
• La excepción estadounidense
• Todo es descuidadamente destruido
• La era dorada
• Notas, Reconocimientos, Índice
El minucioso relato de Levitt
resulta merecedor de una ávida
lectura para comprender la
importancia que han tenido los
científicos e ingenieros en la protección de las vidas de los marineros.
Baker J: “Beam Me Home,” Nature 498, Nº 7455
(27 de junio de 2013): 430–431.
El universo por dentro:
Descubriendo la historia
común de las rocas, los
planetas y el ser humano
Neil Shubin
Pantheon Press, una división
de Random House
1745 Broadway
Nueva York, Nueva York 10019 EUA
2013. 240 páginas. USD 15,95
ISBN: 978-0-307-47327-1
El autor de esta obra sostiene que la
historia del universo, que se remonta
hacia 14 000 millones de años atrás, se
refleja en nuestro cuerpo, desde nuestra
composición molecular hasta el modo
en que funcionan nuestros ojos. A través
del análisis de diversas áreas, desde la
Geología hasta la Astronomía y desde la
Paleontología hasta la Genética, Shubin
explica su teoría sobre la manera en
que el ser humano encarna la evolución
del cosmos.
Contenido:
• Revolucionando nuestro mundo
• Explosiones del pasado
• Estrellas afortunadas
• Acerca del tiempo
• El ascenso del Big
Oilfield Review
• Atando cabos
• Reyes de la colina
• Fiebre y escalofríos
• Cruda realidad
• Motores de la invención
• Lecturas adicionales y Notas, Índice
El grandioso recorrido del
biólogo Shubin a través de los
orígenes del ser humano supera la
famosa afirmación del reconocido
Carl Sagan: “Estamos hechos de
material estelar…” El universo por
dentro cautivará, incluso, a aquéllos
que conozcan los fundamentos
básicos de nuestra evolución.
Kuchment A: “Recommended: The Universe
Within,” Scientific American (4 de enero de 2013),
http://www.scientificamerican.com/article.
cfm?id=recommended-the-universe-within (se
accedió el 22 de abril de 2014).
El universo por dentro contiene
numerosos datos fácticos, historias y
teorías que revisten gran valor; sin
embargo, parece como si se tratase
de una obra escrita en el vacío…
Es una pena que el Dr. Shubin, quien
conoce acabadamente las cuestiones
relacionadas con el tiempo geológico
y quien exhibe grandes habilidades a
la hora de transmitir al lector común
eventos asociados con la evolución,
haya ignorado la temerosamente
desafiante era en la que vivimos.
Stadtmueller MT: “Book Review,” New York
Journal of Books (5 de enero de 2013),
http://www.nyjournalofbooks.com/review/
universe-withindiscovering-common-history
-rocks-planets-andpeople
(Se accedió el 22 de abril de 2014).
En una obra cuyo alcance
resulta adecuadamente amplio,
Shubin logra, con destreza, un
equilibrio entre magnitud y
profundidad en su búsqueda de
una “verdad sublimemente bella:”
“Review,” Publisher’s Weekly (8 de octubre
de 2012), http://www.publishersweekly.com/
978-0-307-37843-9 (Se accedió el 22 de
abril de 2014).
Volumen 26, no.1
El fractalista: Memorias de
un científico inconformista
Benoit Mandelbrot
Pantheon Press, una división de
Random House
1745 Broadway
Nueva York, Nueva York 10019 EUA
2014. 352 páginas. USD 18,95
ISBN: 978-0-307-38991-6
Benoit Mandelbrot cambió nuestra
manera de comprender el concepto de
variabilidad financiera y los fenómenos
físicos erráticos e introdujo una forma
de expresión artística a través de sus
ideas sobre los fractales. Las memorias
de Mandelbrot son una descripción de
su vida, desde el estudio autodidacta de
la geometría hasta sus días en el
Instituto de Tecnología de California,
en la Universidad de Princeton y en el
Instituto Tecnológico de Massachusetts.
Mandelbrot también realiza una
descripción de sus 35 años de afiliación
al Centro de Investigación Thomas
J. Watson de IBM y de su carácter
de asociado de las Universidades de
Harvard y Yale.
Contenido:
• Sobre la manera en que me convertí
en científico: Raíces: Del cuerpo y
la mente; Infancia en Varsovia,
1924-1936; Adolescencia en París,
1936-1939; Las paupérrimas
colinas de la Francia no invadida
de Vichy, 1939-1943; Rumbo a
Lyon: Una ocupación más intensa y
el autodescubrimiento, 1943-1944;
Cuidador de caballos en la
cercanías de Pommiers-en-Forez,
1944; ¡Aleluya! La guerra se aleja
y una nueva vida se aproxima
• Mi extensa y sinuosa educación
en la vida y en la ciencia: París:
El infierno de los exámenes, el
tormento de escoger y un día en
la Escuela Normal Superior,
1944-1945; Un (por ese entonces
extraño) estudiante extranjero en
la Escuela Politécnica, 1945-1947;
Pasadena: Estudiante en el Instituto
de Tecnología de California, en
una era dorada, 1947-1949;
Entrenamiento como oficial de
reserva de ingenieros de la Fuerza
Aérea francesa, 1949-1950; Una
creciente adicción a la voz, la ópera
y la música clásicas; Mi vida como
estudiante de postgrado y empleado
de Philips Electronics, 1950-1952;
Mi primer momento kepleriano:
La distribución de frecuencias de
palabras de Zipf y Mandelbrot,
1951; Mi gran recorrido postdoctoral
comienza en el MIT, 1953;
Princeton: El último estudiante
de postdoctorado de John von
Neumann, 1953-1954; París,
1954-1955; Mi coqueteo y posterior
matrimonio con Aliette, 1955; En
Ginebra, con Jean Piaget, Mark
Kac y Willy Feller, 1955-1957;
Un inconformista incansable que
no ha explotado completamente
su potencial arranca raíces poco
profundas, 1957-1958
• La fructífera tercera etapa de mi
vida: En el Centro de Investigación
de IBM a lo largo de su era dorada
en el ámbito de la ciencias,
1958-1993; En Harvard:
Un entusiasta recién llegado a las
finanzas presenta un desarrollo
revolucionario, 1962-1963; Rumbo
al fractalismo: Por IBM, Harvard,
el MIT y Yale a través de la
Economía, la Ingeniería, la
Matemática y la Física, 1963-1964;
En IBM, trasladándome de un lugar
a otro y de una esfera de actividad a
otra, 1964-1979; El año de los
milagros en Harvard: El conjunto
de Mandelbrot y otras incursiones
en la matemática pura, 1979-1980;
Una palabra y un libro: “Fractal” y
La geometría fractal de la naturaleza;
En Yale: Ascenso hacia la más alta
jerarquía de la Universidad, Una
cátedra admirable, 1987-2004;
¿Se ha convertido mi trabajo en el
fundamento de la primera gran
teoría del caos?; La belleza y el
caos: El círculo completo
• Epílogo, por Michael Frame
• Índice
“El fractalista” es un ameno relato
de la vida de un científico, colmado
de historias narradas en primera
persona sobre una sorprendente
variedad de éxitos científicos.
Wolfram S: “The Father of Fractals,” The Wall
Street Journal (22 de noviembre de 2012),
http://online.wsj.com/article/
SB1000142412788732443980457
8107271772910506.html
(Se accedió el 22 de abril de 2014).
59
DEFINICIÓN DE LOS LEVANTAMIENTOS SÍSMICOS DE REFLEXIÓN
Una introducción a las reflexiones sísmicas
Richard Nolen-Hoeksema
Editor
En los comienzos de la industria del petróleo y el gas, la exploración se llevaba a cabo generalmente mediante el método de prueba y error. El conocimiento de las estructuras del subsuelo se limitaba al pozo que se estaba
perforando y a los pozos vecinos cercanos. Hoy, los geofísicos hacen retornar
o rebotar las ondas sísmicas desde los estratos presentes por debajo de la
superficie terrestre y registran las reflexiones sísmicas para crear imágenes del subsuelo de alta resolución.
Entre los diferentes tipos de ondas sísmicas se encuentran las ondas de
superficie que viajan a través de la superficie terrestre y las ondas volumétricas —ondas compresionales y ondas de cizalla (corte)— que se propagan a
través de la Tierra. Los levantamientos sísmicos de reflexión utilizan normalmente ondas compresionales, también denominadas ondas P. Las ondas P son las
más rápidas y las primeras en arribar y en ser registradas por los instrumentos.
Las ondas P son además ondas de presión; cada ciclo de ondas P contiene un
componente de compresión y de extensión. Las ondas acústicas son ejemplos
de ondas P.
Durante los levantamientos sísmicos de reflexión, las ondas sísmicas
son generadas en o cerca de la superficie terrestre utilizando una fuente sísmica; dinamita, martillo, vibrador, pistola (cañón) de aire, pistola hidráulica
o cualquier otro objeto que transmita energía al subsuelo. Las ondas sísmicas
se propagan desde la fuente y viajan a través de las capas geológicas. En la
interfaz existente entre un tipo de roca y otro, se produce un cambio en las
propiedades físicas: especialmente, en la densidad, en la velocidad sísmica
y en el resultado de su producto; es decir, la impedancia sísmica.
En las interfaces geológicas, una parte de la energía sísmica se refleja, o
hace eco, de regreso a la superficie. En la superficie, los receptores sísmicos,
que son dispositivos electromecánicos —micrófonos, geófonos, hidrófonos o acelerómetros— detectan la energía reflejada y la convierten en señales eléctricas.
Las señales son registradas y luego procesadas para generar imágenes del
subsuelo, que pueden ser interpretadas a los fines de la exploración, desarrollo y producción de los recursos de petróleo y gas. Los geocientíficos de E&P
utilizan estas imágenes para mapear y delinear los prospectos de exploración, planificar el posicionamiento de los pozos en las zonas prospectivas y
monitorear los cambios producidos en el yacimiento durante la producción
de hidrocarburos.
Reflexiones
Cuando las ondas P se propagan a través de las capas geológicas, sólo una
parte de la energía de las ondas se refleja desde las interfaces litológicas; el
resto, atraviesa las interfaces. Existen dos relaciones físicas que rigen la
reflexión y la transmisión de las ondas. Ambas relaciones son simplificaciones
de la ecuación de ondas, que describe el comportamiento del sonido, la radiación electromagnética y otros fenómenos asociados con las ondas. La primera
relación es la ley de Snell, que describe las direcciones que siguen las ondas
reflejadas y transmitidas desde una interfaz.
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Primavera de 2014: 26, no. 1.
Copyright © 2014 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Víctor Aarre,
Stavanger, Noruega; y a Lisa Stewart, Houston.
60
Incidencia normal
(ángulo de cero grados)
Ángulos de
reflexión
Onda P incidente
Ángulo de
incidencia
θ1
Onda S reflejada
Onda P reflejada
δ1
θ’1
ρ1, VP1, VS1
Litología 1
Interfaz geológica
Litología 2
ρ2, VP2, VS2
θ2
δ2
Ángulos de
transmisión
Onda P transmitida
Onda S transmitida
sen θ1
VP1
=
sen θ’1
VP1
Ley de Snell
sen δ1 sen θ2 sen δ2
=
=
=
= constante
VS1
VP2
VS2
> Ley de Snell. En una interfaz geológica, la energía de una onda
compresional incidente (onda P) se separa en ondas P reflejadas y
transmitidas y en ondas de corte polarizadas verticalmente (ondas S).
La ley de Snell determina los ángulos de reflexión y de transmisión.
En lo que respecta a las propiedades del material, ρ y V se refieren a la
densidad volumétrica y la velocidad, respectivamente. Los subíndices
P y S indican las ondas P y S. Los subíndices 1 y 2 indican las propiedades
para las litologías 1 y 2.
Las ondas P incidentes chocan con una interfaz geológica y las ondas P
reflejadas se propagan lejos de la interfaz formando el mismo ángulo, de
manera análoga a una bola de billar que rebota en el borde de la mesa. En una
interfaz, las ondas P también pueden convertirse en ondas S reflejadas y
transmitidas. A través de una interfaz, las propiedades físicas cambian y las
ondas P y S transmitidas cruzan la interfaz y se curvan formando ángulos
que dependen de los contrastes de velocidad sísmica entre las diferentes
litologías (arriba).
Review
La segunda relaciónOilfield
corresponde
a las ecuaciones de Zoeppritz, un conjunto de ecuaciones queAUTUMN
describe 13
cómo la energía de las ondas incidentes
REFLEXSEIS Fig. 1
que encuentran una interfaz
se separa,
ORAUT
13-RFXSo 1se divide, entre ondas reflejadas y
ondas transmitidas. Esta partición es regida por los coeficientes de reflexión
y de transmisión, que dependen del contraste de impedancia que existe
entre las distintas interfaces y del ángulo de incidencia de la onda incidente.
Oilfield Review
Volumen 26, no.1
Rm
Reflector
CRP
0
0
X1
Xm
T0
Curvatura
Sm
Tiempo de viaje doble (ida y vuelta)
Desplazamiento
Xm
X1
S1 CMP R1
Profundidad
Desplazamiento
0
0
T0
X1
Xm
Tiempo de viaje doble (ida y vuelta)
Adquisición
Los datos sísmicos de reflexión pueden ser adquiridos en tierra o en el mar.
Durante la adquisición terrestre, los datos sísmicos son recolectados a partir de una serie de receptores sísmicos desplegados en el terreno formando
un reticulado o cuadrícula. La fuente sísmica es desplazada y disparada en
una configuración que se entrelaza con la cuadrícula de receptores.
En la adquisición marina, las fuentes y los cables sísmicos, que son
arreglos de receptores adosados a un cable, se despliegan desde la popa de
una embarcación que se desplaza lentamente y las fuentes sísmicas se
encuentran normalmente frente a los cables sísmicos. A medida que la
embarcación se desplaza, las fuentes son disparadas a intervalos regulares
y los receptores registran las señales. Generalmente, la embarcación atraviesa un diagrama de reticulado que cubre el área del levantamiento.
Tanto en tierra como en el mar, cada receptor registra una traza, que
representa la amplitud de la señal sísmica y el ruido recibido durante el
tiempo de registro. Dado que cuando se dispara la fuente se activan múltiples dispositivos de registro, se producen múltiples trazas.
Un registro sísmico es la colección de trazas registradas desde un solo
punto de emisión. Un registro es una sección, o un cubo, de datos en los que la
distancia o la localización geográfica es representada a lo largo del o de los
ejes horizontales y el tiempo de registro, a lo largo del eje vertical. Cada traza
se representa gráficamente en su localización de recepción, y sus desviaciones
positivas y negativas respecto de cero indican la variación de la amplitud.
Generalmente, el tiempo, en vez de la profundidad, se representa a lo largo
del eje vertical. El tiempo de registro es el tiempo de viaje doble (ida y
vuelta) (TWT) porque la señal debe propagarse desde la superficie hasta el
reflector y de regreso hasta el receptor emplazado en la superficie.
El contenido de alta frecuencia de las señales sísmicas que viajan a través de la Tierra experimenta una atenuación natural. Para la generación de
imágenes de los rasgos presentes en las profundidades del subsuelo, los geofísicos procuran registrar las frecuencias más bajas posibles, que son las menos
atenuadas y poseen una capacidad de penetración profunda. Para obtener
una resolución vertical precisa de los rasgos subterráneos, el levantamiento
también debe registrar las frecuencias más altas posibles, que se tornan
cada vez más débiles con la distancia. En consecuencia, los geofísicos diseñan las fuentes sísmicas, los sensores y los levantamientos para poder generar y registrar señales de banda ancha que contengan el rango de frecuencias
más amplio posible.
Clasificación y agrupamiento
Las trazas adquiridas pueden ser agrupadas para formar varios conjuntos
de datos. Una colección de trazas (gather) de fuente común es el agrupamiento de trazas sísmicas que poseen la misma posición de emisión. Otro
agrupamiento importante es la colección de trazas de punto medio común
(CMP) (abajo). Un punto medio es el punto en la superficie situado a mitad
Tiempo de viaje doble (ida y vuelta)
El coeficiente de reflexión es la relación entre la amplitud de la onda reflejada y la amplitud de la onda incidente. Cuando el coeficiente es cero, no
hay ninguna reflexión, y toda la energía incidente es transmitida a través de
la interfaz. El signo positivo o negativo del coeficiente de reflexión indica si
la onda incidente encuentra una litología de mayor o menor impedancia a
través de la interfaz. Los coeficientes de reflexión distintos de cero producen reflexiones y transmisiones parciales.
CMP
> Apilamiento de trazas de punto medio común (CMP). El punto medio común
(CMP, extremo superior izquierdo) es el punto en la superficie situado a mitad
de camino entre las fuentes (S) y los receptores (R), que es compartido por
numerosos pares de fuentes-receptores (m). Para las capas horizontales,
el CMP se encuentra situado directamente sobre el punto de reflejo común
o punto común de reflexión (CRP). La distancia X entre los pares de
fuentes-receptores es el desplazamiento. Una colección de trazas CMP
(extremo superior derecho) es un registro de las trazas de los pares de
fuentes-receptores que comparten un CMP. Es una gráfica del desplazamiento
en función del tiempo de viaje doble. A medida que se incrementa el
desplazamiento entre los pares de fuentes-receptores, también lo hace la
curvatura, o la diferencia en los tiempos de arribo, de una onda reflejada.
El tiempo T0 es el tiempo de desplazamiento cero para el arribo de una
reflexión cuando la fuente y el receptor ocupan el mismo punto. La corrección
de curvatura (extremo inferior izquierdo) elimina la variación en el tiempo de
arribo con el desplazamiento para agrupar todos los tiempos de arribo de la
sección de trazas CMP desde un reflector hasta T0. El apilamiento de CMP
(extremo inferior derecho) es la suma de todas las trazas de la colección de
trazas CMP a las que se les aplicó una corrección de curvatura. El ruido
aleatorio de las trazas individuales es atenuado durante este proceso, lo
que genera una imagen más clara.
Oilfield Review
AUTUMN 13
REFLEXSEIS Fig. 2
ORAUT 13-RFXS 2
61
Am
Feeder channel
Sedimentary deposits
DEFINICIÓN DE LOS LEVANTAMIENTOS SÍSMICOS DE REFLEXIÓN
–
Horizon
de camino entre una fuente y un receptor. El número de trazas de una colección de trazas CMP es el apilamiento nominal. La distancia entre la fuente
y el receptor es el desplazamiento.
Los geofísicos realizan correcciones de curvatura para desplazar todas
las trazas de manera que las reflexiones de una colección de trazas CMP aparezcan horizontales en sus tiempos de desplazamiento cero. Luego, en un
proceso denominado apilamiento, suman las trazas de la colección de trazas
CMP para formar una sola traza, lo que se denomina apilamiento de CMP.
Los geofísicos reiteran este proceso para cada una de las secciones de trazas CMP del levantamiento. El resultado final es que muchos registros sísmicos de una línea del levantamiento se reducen a una sola línea sísmica, o
sección, que contiene las trazas de los apilamientos de CMP dispuestas en el
orden de su posición geográfica. Cuando se aplica a las reflexiones de los
estratos horizontales, la corrección de curvatura se denomina corrección de
sobretiempo normal debido a la oblicuidad o curvatura de la traza (NMO).
El proceso de apilamiento del CMP también ayuda a eliminar el ruido
aleatorio, o señal indeseada, que proviene del ambiente. Dicho ruido tiende
a no ser sistemático y puede suprimirse posteriormente mediante el procesamiento adicional de los datos.
En consecuencia, los geofísicos están revelando detalles acerca de las
estructuras geológicas y los estratos del subsuelo y están obteniendo datos
para la interpretación exacta de las áreas prospectivas de exploración y la
delineación de los objetivos de perforación.
Pasos adicionales
En las imágenes sísmicas, los rasgos interpretados no siempre aparecen en
su posición correcta porque la energía sísmica se curva, se dispersa y cambia de dirección en el subsuelo. La migración es una técnica de procesamiento sísmico de avanzada que reposiciona geométricamente los puntos
de las imágenes en una posición más exacta. Después de la operación de
migración, los rasgos inclinados son desplazados y la energía dispersada
regresa hacia su punto de origen. Como resultado, las imágenes son más
nítidas y revelan con mayor precisión la geología infrayacente.
La sismología de reflexión es una herramienta poderosa para generar imágenes de los estratos del subsuelo (derecha). Los geofísicos utilizan técnicas
de adquisición para obtener datos sísmicos desde diversos ángulos. Y utilizan
la migración y otros algoritmos avanzados de procesamiento de datos para
mejorar la identificación de los puntos de reflexión y la supresión del ruido.
Amplitud
62
Crossline
Inline
Horizonte
–
0
+
> Resultado de un levantamiento sísmico 3D por el método de reflexión.
Este conjunto de datos sísmicos 3D del área marina de Australia muestra
un sistema complejo de canales marinos y los depósitos sedimentarios
relacionados, que fluyen de E a O hacia el área de aguas profundas.
La línea sísmica paralela a la dirección de adquisición de los datos (inline)
que aparece en el fondo y la línea sísmica perpendicular a la dirección de
adquisición de los datos (crossline), a la derecha de la imagen, atraviesan
y muestran secciones perpendiculares a través del sistema de canales.
El horizonte es una superficie interpretada que se considera la base del
sistema depositacional. Los
colores
indican la intensidad espacialmente
Oilfield
Review
variable de las reflexiones,
lo que puede
AUTUMN
13 ser ocasionado por cambios locales
en la geología y la saturación
del espacio
y puede asociarse con la
REFLEXSEIS
Fig.poroso
3
presencia de fallas. (Conjunto
de datos
utilizado
ORAUT
13-RFXS
3 con autorización, cortesía
de Geoscience Australia.)
Oilfield Review
La
últ
im
ap
Oilfield Glossary
El Oilfield Glossary que ya se encuentra disponible en inglés y español es una nutrida colección de más de
5 800 definiciones correspondientes a 18 disciplinas de la industria del petróleo y el gas. Expertos técnicos
han revisado cada definición; muchos de los términos se complementan con fotografías, vídeos e ilustraciones.
Visite el Oilfield Glossary conectándose a http://www.glossary.oilfield.slb.com/.
ala
bra