Oilfield Review Volumen 23, no.3

Fracturamiento con canales de flujo abiertos Terminaciones inteligentes modulares Gas de lutitas como recurso global Revolución del gas de lutitas

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La diferencia que marca una década En el año 2003, según el consenso general, la independencia energética se presentaba como una perspectiva improbable para EUA, dada la declinación pronunciada de sus reservas de petróleo y gas. La nación se vio impulsada a luchar por alcanzar la seguridad energética a través de la reducción de su dependencia con respecto a la energía importada de fuentes políticamente inestables. A pesar de este apremio, al país le preocupaba tanto su aprovisionamiento de gas en proceso de declinación, que puso en marcha un programa agresivo de construcción de puertos a su alrededor con el fin de poder admitir las embarcaciones gigantes construidas especialmente para el transporte de gas natural licuado (GNL) desde todos los lugares del mundo. Aproximadamente para esa época, la producción de gas natural de la lutita Barnett de Texas, EUA, estaba comenzando a aumentar porque los procesos de perforación horizontal y los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico estaban posibilitando la extracción de gas de lutitas de permeabilidad extremadamente baja. Simultáneamente, un pequeño grupo de exploradores de Southwestern Energy Company determinó que la lutita Fayetteville de Arkansas, en EUA, y la lutita Barnett exhibían propiedades similares de rocas y fluidos. Dejando de lado el sentido común que desalentaba las inversiones en recursos no convencionales, el equipo de trabajo lanzó una vigorosa campaña para adquirir concesiones. En el año 2004, el equipo de Southwestern perforó el pozo descubridor Thomas 1-9 en Arkansas, lo que pronto condujo al desarrollo de una fuente nueva, sustancial e inesperada, de reservas de gas natural. La lutita Barnett representó el modelo tipo para las extensiones productivas de lutitas gasíferas, pero fue el éxito experimentado en la lutita Fayetteville lo que anunció al mundo que la formación Barnett no era única. Hoy, la lutita Barnett está produciendo más de 5 000 MMpc/d [142 millones de m3/d] de gas natural y la lutita Fayetteville produce más de 2 500 MMpc/d [70,8 millones de m3/d]. En el año 2010, la producción de todos los yacimientos de gas de lutitas de EUA era de unos 13 000 MMpc/d [368 millones de m3/d] de gas, o un 23% aproximadamente del aprovisionamiento total de gas de la nación. Aún más impresionante es el hecho de que las reservas de gas de lutitas de América del Norte se incrementaron de un volumen estimado de 3 842 Tpc [109 trillones de m3] de gas en 1997 a más de 7 140 Tpc [202 trillones de m3] en nuestros días. Con la demanda actual, EUA cuenta con un volumen suficiente de recursos de gas natural que durará 100 años y un 28% de ese volumen proviene de las lutitas orgánicas. El espíritu empresarial de los miembros del equipo de Southwestern Energy los llevó a desafiar el pensamiento tradicional que por mucho tiempo había descartado a las formaciones arcillosas como recursos energéticos por ser tecnológica y económicamente inaccesibles. Pero fue la ardua tarea de aplicación de las tecnologías emergentes en un yacimiento incierto, y por momentos indeseado, lo que condujo al desarrollo económico de la lutita Fayetteville. Algunas de estas tecnologías se describen en este número de la publicación Oilfield Review. Un artículo destaca los desafíos con que se enfrenta la industria de E&P en este nuevo ámbito (véase “Revolución del gas de lutitas, página 40). Otro artículo repasa una tecnología incipiente que puede tornar más económicamente viable el desarrollo de recursos no convencionales (véase “Fracturamiento con canales de flujo abiertos: Una vía rápida para la producción,” página 4).

Si bien la superación de los desafíos técnicos de la exploración y la producción de lutitas ha sido al mismo tiempo difícil y gratificante, es probable que resulte ser la parte más fácil de una historia consistente en dos partes. La industria ha mejorado su capacidad para perforar, fracturar y terminar pozos en formaciones arcillosas y el número de pozos de gas de lutitas creció rápidamente en EUA. Actualmente, existen en curso desarrollos de lutitas en regiones del mundo que nunca habían experimentado actividades petroleras (Véase “Gas de lutitas: Un recurso global,” página 28). Las prácticas de fracturamiento hidráulico y de obtención, manipuleo y eliminación del agua están siendo cuestionadas por un público atento y precavido, y están surgiendo inquietudes acerca de la actividad industrial en ambientes tradicionalmente rurales y prístinos. Como industria, como compañías y como individuos, éstos también son nuestros cuestionamientos. Southwestern Energy posee una fórmula rectora: ser “Las personas correctas que hacen las cosas correctas.” La compañía no sólo se compromete a llevar a cabo una gestión responsable para con el medio ambiente, sino que además apunta a lograr la aceptación de sus actividades por parte de la comunidad. Efectivamente, las cosas cambiaron rápidamente en menos de una década. El discurso del año 2003 acerca de la seguridad energética en EUA transformó los debates sobre el cambio de generación de electricidad a partir del carbón a generación de electricidad a partir del gas, la exportación de GNL desde EUA, el incremento de los vehículos alimentados con gas natural comprimido en las carreteras y el uso del creciente suministro de gas natural de más bajo precio, que arde generando menos residuos, para impulsar el próximo auge industrial mundial. Como industria, seguiremos elevándonos para satisfacer los desafíos técnicos presentados por este nuevo recurso, pero también debemos trabajar con el mismo vigor para asegurarnos de obtener la confianza de todas las partes interesadas en las que inciden nuestras actividades y luego utilizar esa licencia social para trabajar con las comunidades de todo el globo. Con la gente correcta haciendo las cosas correctas, aplicando nuestras tecnologías actuales y las tecnologías aún por desarrollar, nuestra industria podrá seguir alimentando el crecimiento mundial. Si logramos todo eso, imaginen todo lo que podremos lograr en la próxima década.

John Thaeler Vicepresidente senior de exploración Southwestern Energy Company Houston John Thaeler es vicepresidente senior de exploración de Southwestern Energy Company en Houston. Antes de ocupar su posición actual, fue vicepresidente senior de nuevos emprendimientos. Ingresó en Southwestern Energy Company en 1999 como gerente a cargo de los activos de la subsidiaria, responsable de las operaciones convencionales de la compañía en la cuenca de Arkoma. En el año 2001, se convirtió en vicepresidente de la compañía y dirigió el grupo de trabajo que descubrió y desarrolló la lutita Fayetteville. Antes de ingresar en Southwestern Energy, John ocupó diversos cargos técnicos y directivos durante una carrera de 25 años en Occidental Petroleum Company; trabajó en África, Medio Oriente, América Central y América Sur, y EUA. John posee una licenciatura de la Universidad de Cleveland, en Ohio, EUA, y una maestría de la Universidad de Cincinnati, también en Ohio, ambas en geología, y una maestría en administración de empresas de la Universidad de Houston. Es miembro de la AAPG, la SPE y la Asociación Independiente del Petróleo de Estados Unidos.

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Schlumberger

Oilfield Review www.slb.com/oilfieldreview

Editor ejecutivo Lisa Stewart Editores senior Matt Varhaug Rick von Flatern Editores Vladislav Glyanchenko Tony Smithson Colaboradores Erik Nelson Ginger Oppenheimer Rana Rottenberg Diseño y producción Herring Design Mike Messinger Ilustraciones  Chris Lockwood Tom McNeff Mike Messinger George Stewart

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La diferencia que marca una década

Artículo de fondo aportado por John Thaeler, vicepresidente senior de exploración de Southwestern Energy Company.

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Fracturamiento con canales de flujo abiertos: Una vía rápida para la producción

Una nueva técnica de fracturamiento hidráulico forma una red de canales abiertos —en vez de un empaque continuo de apuntalante— en una fractura, lo que mejora considerablemente la conductividad de la fractura. Algunos casos reales de Argentina y EUA demuestran que esta técnica genera mejoras significativas en la producción.

Impresión Wetmore Printing Company Curtis Weeks Traducción y producción Lynx Consulting, Inc. E-mail: [email protected]; http://www.linced.com Traducción  Adriana Real Edición  Antonio Jorge Torre Subedición  Nora Rosato Diagramación  Diego Sánchez

18 Terminaciones inteligentes modulares Las terminaciones inteligentes ofrecen una alternativa con respecto a las costosas intervenciones en pozos remotos o complejos y su eficiencia asegura el incremento de las tasas de producción y una vida económica más larga para dichos pozos. No obstante, hasta ahora, su costo relegaba las terminaciones inteligentes exclusivamente a los pozos de calidad superior. Un nuevo sistema más pequeño, basado en un diseño modular, promete aportar las ventajas de los pozos inteligentes al resto del mercado.

En la portada: Los técnicos se preparan para desplegar un sistema de terminaciones inteligentes, previamente probado, recién desarrollado. Su configuración modular y los costos más bajos apuntan a proporcionar las ventajas del monitoreo y el control en tiempo real a los pozos promedio y marginales. En el fondo se observa un afloramiento de lutitas ricas en contenido orgánico. La producción exitosa de esos depósitos de América del Norte ha revolucionado la forma en que las compañías de E&P consideran a las formaciones arcillosas y ha impulsado la búsqueda global de rocas con las características geológicas y geomecánicas correctas.

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Enlaces de interés: Schlumberger www.slb.com Archivo del Oilfield Review www.slb.com/oilfieldreview Glosario del Oilfield Review www.glossary.oilfield.slb.com

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Marzo de 2012 Volumen 23 Número 3 Consejo editorial Gretchen M. Gillis Aramco Services Company Houston, Texas, EUA

28 Gas de lutitas: Un recurso global En la década pasada, la producción de gas proveniente de las lutitas ricas en materia orgánica se tornó redituable a través de la aplicación de técnicas de fracturamiento hidráulico y de perforación horizontal. Como resultado de las exitosas operaciones de gas de lutitas llevadas a cabo en América del Norte, las compañías de exploración iniciaron búsquedas globales de cuencas con potencial similar para convertirse en recursos no convencionales. Los datos existentes indican que hay abundantes oportunidades para la exploración.

Roland Hamp Woodside Energy Ltd. Perth, Australia Dilip M. Kale ONGC Energy Centre Nueva Delhi, India George King Apache Corporation Houston, Texas, EUA Richard Woodhouse Consultor independiente Surrey, Inglaterra Alexander Zazovsky Chevron Houston, Texas, EUA

40 Revolución del gas de lutitas La producción de gas natural de depósitos de lutitas ricas en materia orgánica requiere más que la sola perforación de pozos horizontales y la ejecución de tratamientos de fracturamiento hidráulico. Los operadores exitosos adoptan un enfoque integrado, que utiliza fuentes de datos múltiples con el fin de determinar los parámetros clave necesarios para conocer las lutitas y extraer el gas. Entre los éxitos, un operador de la lutita Fayetteville demostró cómo el desarrollo de un modelo 3D del subsuelo y el mejoramiento continuo de los procesos aportaban importantes dividendos. Por otro lado, los ingenieros analizaron los datos derivados de los registros de producción de múltiples extensiones productivas para identificar las características de la producción que podrían impactar los planes futuros de desarrollo de lutitas. 57 Colaboradores 59 Próximamente en Oilfield Review 60 Nuevas publicaciones 61 Definición del concepto de perforación: Un giro a la derecha: Una visión general de las operaciones de perforación Éste es el tercero de una serie de artículos introductorios que describen los conceptos básicos de la industria de E&P.

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.

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.

© 2012 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.

Oilfield Review se complace en dar la bienvenida a Gretchen M. Gillis a su panel editorial asesor. Comenzó su carrera en el año 1989 como geólogo de exploración en Maxus Exploration Corporation en Dallas. En el año 1996, se desempeñó como geólogo de desarrollo en Oryx Energy Company en Dallas. Ingresó en Schlumberger en 1997 como coordinadora fundadora del Glosario de Campos Petroleros de Schlumberger. Durante sus 13 años en Schlumberger, fue editor de la publicación Oilfield Review, editor ejecutivo, gerente editorial y editor consultante para Oilfield Marketing Communications y escribió 80 Years of Innovation (80 Años de Innovación), un libro sobre la historia de Schlumberger. Además, fue editor del AAPG Bulletin desde 2007 hasta 2010, trabajo por el cual recibió el premio por Servicio Distinguido de la AAPG en el año 2011. Gretchen ingresó en Aramco Services Company en Houston como especialista en geología en el año 2010. En ese carácter, participa en la identificación, análisis e implementación de nueva tecnología de exploración y producción del sector petrolero de exploración y producción. Copreside la Comisión de Asesoramiento Técnico de la AAPG y es miembro de la sociedad ante el Instituto Americano de Geociencias. Obtuvo una licenciatura en geología del Bryn Mawr College, en Pensilvania, EUA, y una maestría en ciencias geológicas de la Universidad de Texas en Austin, EUA.

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Fracturamiento con canales de flujo abiertos: Una vía rápida para la producción El objetivo de un tratamiento de fracturamiento hidráulico es mejorar la productividad de los pozos mediante la creación de un trayecto de flujo desde la formación hacia el pozo. Los tratamientos de fracturamiento convencionales rellenan completamente la fractura con apuntalante, lo que mantiene abierta la fractura para preservar el trayecto de la producción. Una nueva técnica de fracturamiento hidráulico crea una red de canales abiertos a través de todo el empaque de apuntalante, lo cual mejora la conductividad de las fracturas en varios órdenes de magnitud. La implementación de esta técnica mejoró significativamente la viabilidad económica de los pozos en varios campos productores.

Emmanuel d’Huteau YPF, S.A. Neuquén, Argentina Matt Gillard Matt Miller Alejandro Peña Sugar Land, Texas, EUA

En el año 1947, Stanolind Oil & Gas llevó a cabo el primer fracturamiento hidráulico experimental en el campo Hugoton del sudoeste de Kansas, en EUA. Desde entonces, las compañías de E&P emplean esta técnica de estimulación de yacimientos en forma extensiva para mejorar o prolongar la productividad de los pozos. De hecho, muchos campos productores de nuestros días no

serían económicamente viables sin las ventajas proporcionadas por el fracturamiento hidráulico. Durante un tratamiento de fracturamiento, equipos especiales bombean fluido en un pozo con más rapidez que con la que éste puede perderse en la formación. La presión ejercida sobre la formación se incrementa hasta que ésta se rompe o se fractura (abajo). El bombeo continuo

Jeff Johnson Mark Turner Encana Oil and Gas (EUA), Inc. Denver, Colorado, EUA Oleg Medvedev Edmonton, Alberta, Canadá Tom Rhein Petrohawk Energy Corporation Corpus Christi, Texas Dean Willberg Salt Lake City, Utah, EUA Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Otoño de 2011: 23, no. 3. Copyright © 2012 Schlumberger. Cuando se mencionan galones se trata de galones estadounidenses. ClearFRAC y HiWAY son marcas de Schlumberger.

Ala de la fractura

> Vista idealizada en un corte transversal de la propagación de una fractura. El bombeo continuo del fluido (flechas de guiones) hace que la fractura se extienda bilateralmente a lo largo del plano del esfuerzo mínimo y forme estructuras denominadas alas.

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Oilfield Review

Volumen 23, no.3

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Tercera generación

2000

1990

1960

1950

Segunda generación

1970

Transporte ayudado con fibras Geles surfactantes viscoelásticos

Fluidos energizados con espuma

Primera generación

1980

Tecnologías de soporte

Rompedores encapsulados

Geles a base de polímeros reticulados • Boro, titanio y y sales de circonio

Rompedores

Geles a base de polímeros lineales • Derivados de la goma guar • Hidroxietilcelulosa

Aceites gelificados Hidrocarburos

los disparos hacia la fractura abierta. La fractura se cierra sobre el apuntalante cuando cesa el bombeo y mantiene el apuntalante en su lugar durante el reflujo del fluido de fracturamiento en el pozo y también durante la producción de hidrocarburos.

Permeabilidad de la formación 1 mD 0,1 mD 0,01 mD

100

Producción acumulada de gas, MMpc

Sistemas de fluidos

2010

Año

hace que la fractura se propague lejos del pozo, lo cual incrementa la superficie de la formación desde la que los hidrocarburos pueden fluir hacia el interior del pozo. Esto ayuda al pozo a lograr una tasa de producción más alta. En consecuencia, los operadores recuperan más rápido sus costos de desarrollo de pozos, y el volumen final de hidrocarburos producidos se incrementa de manera asombrosa (abajo). Durante el fracturamiento hidráulico, se bombean dos sustancias principales en un pozo: apuntalantes y fluidos de fracturamiento.1 Los apuntalantes son partículas que mantienen abiertas las fracturas y preservan los trayectos recién formados para facilitar la producción de hidrocarburos. Las partículas se clasifican cuidadosamente en cuanto a tamaño y esfericidad para formar un conducto eficiente, o empaque de apuntalante, que permite que los fluidos fluyan desde el yacimiento hasta el pozo. Algunos apuntalantes también están provistos de un revestimiento de resina que aglutina las partículas después de colocar el apuntalante en el pozo, con la consiguiente mejora de la estabilidad del empaque. Por lo general, los apuntalantes más grandes y más esféricos forman empaques más permeables o, en la jerga industrial, empaques con más conductividad. Los tratamientos de fracturamiento consisten en dos etapas principales de fluido. La primera etapa, o etapa de colchón, no contiene apuntalante. El fluido se bombea a través de los disparos de la tubería de revestimiento con una tasa y una presión suficientes para romper la formación y crear una fractura.2 La segunda etapa, o etapa de lechada de apuntalante, transporta el apuntalante a través de

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Presión de pozo = 3,5 MPa [500 lpc] Altura de la fractura = 6,1 m [20 pies]

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Oilfield Review AUTUMN 11 HiWAY Fig. 3 ORAUT11-HWY 3

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0

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200

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800

1 000

Longitud de la fractura efectiva, pies

> Efecto del fracturamiento hidráulico sobre la productividad del pozo. Esta gráfica muestra cómo el tamaño de la fractura afecta la producción acumulada de gas de un año de tres pozos hipotéticos con diferentes permeabilidades de formación. La longitud (o semilongitud) de la fractura es la distancia a lo largo de la cual se extiende una de las alas de la fractura desde el pozo. El beneficio del fracturamiento hidráulico en términos de productividad se incrementa en forma proporcional con la reducción de la permeabilidad de la formación.

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, Evolución del fluido de fracturamiento. Los primeros tratamientos de fracturamiento hidráulico empleaban fluidos a base de hidrocarburos. Los operadores, con frecuencia, agregaban gelificantes al petróleo de la misma formación productora. Los fluidos a base de agua, tales como las soluciones de polímeros lineales, fueron introducidos en la década de 1960. No obstante, conforme los pozos se volvieron más profundos y más calientes, estos fluidos dejaron de ser suficientemente viscosos. Para mejorar la estabilidad térmica, los técnicos químicos agregaron sales metálicas produciendo reacciones de reticulado que incrementaron el peso molecular efectivo del polímero en varios órdenes de magnitud. Hoy en día, los fluidos a base de polímeros reticulados se utilizan como rutina a temperaturas de pozos de hasta 232°C [450°F] aproximadamente. La recuperación del fluido con posterioridad al tratamiento requirió el agregado de agentes de oxidación resistentes, o rompedores, para descomponer el polímero y reducir la viscosidad del fluido. Finalmente, se desarrollaron los rompedores encapsulados que permitieron concentraciones más altas de oxidantes y redujeron la cantidad de residuo de polímero en el empaque de apuntalante. La formación de espuma de fluido posibilitó concentraciones más bajas de polímero, lo que mejoró aún más el proceso de limpieza del empaque de apuntalante. La inclusión de fibras mejoró la capacidad de transporte de apuntalante de los fluidos, lo que permitió reducciones posteriores de la concentración del polímero. La generación más reciente de fluidos de fracturamiento emplea surfactantes viscoelásticos no poliméricos de bajo peso molecular. La viscosidad del fluido surge a partir de la formación de micelas con forma de barras. Cuando el fluido entra en contacto con los hidrocarburos en el fondo del pozo, su viscosidad se reduce sustancialmente, lo cual favorece la recuperación eficiente y virtualmente los empaques de apuntalante sin residuos.

Los fluidos de fracturamiento deben ser suficientemente viscosos para crear y propagar una fractura y además transportar el apuntalante, por el pozo, hacia el interior de la fractura. Una vez concluido el tratamiento, la viscosidad debe reducirse suficientemente para favorecer la evacuación rápida y eficiente del fluido de fracturamiento del pozo. Idealmente, el empaque de apuntalante también debe estar libre de residuo de fluido, que puede deteriorar la conductividad y la producción de hidrocarburos. Durante seis décadas, los químicos e ingenieros trabajaron para desarrollar apuntalantes y fluidos de fracturamiento que produjeran la fractura apuntalada ideal. En consecuencia, la natura-

Oilfield Review

> Empaques de apuntalante continuos y discontinuos. En un empaque de apuntalante convencional (izquierda), todas las partículas de apuntalantes están en contacto mutuo. El flujo de fluido se confina a los intersticios existentes entre los granos de apuntalante. Un empaque de apuntalante discontinuo (derecha) consta de aglomeraciones o columnas de apuntalante, lo cual crea una red de canales abiertos discretos a través de los cuales pueden fluir los fluidos.

leza química y física de estos materiales cambió significativamente con el tiempo. Los apuntalantes evolucionaron de materiales crudos, tales como las cáscaras de nuez, a arenas naturales y a esferas de alta resistencia manufacturadas con cerámica o bauxita. Los fluidos de fracturamiento pasaron de

los aceites gelificados a las soluciones a base de polímeros lineales y reticulados. Los rompedores químicos fueron introducidos para descomponer el polímero, reducir la cantidad de residuo de polímero en la fractura y mejorar la conductividad (página anterior, arriba). A fines de la década

1. Para obtener más información sobre fluidos de 3. Chase B, Chmilowski W, Marcinew R, Mitchell C, Dang Y, Oilfield ReviewKrauss K, Nelson E, Lantz T, Parham C y Plummer J: fracturamiento y apuntalantes, consulte: Gulbis Jy Hodge RM: “Fracturing Fluid Chemistry and Proppants,” AUTUMN 11 “Clear Fracturing Fluids for Increased Well Productivity,” en Economides MJ y Nolte KG (eds): ReservoirHiWAY Fig. 4 Oilfield Review 9, no. 3 (Otoño de 1997): 20–33. Stimulation, 3a ed. Chichester, West Sussex, Inglaterra: 4. Gillard ORAUT11-HWY 4 M, Medvedev O, Peña A, Medvedev A, John Wiley & Sons, Ltd. (2000): 7-1–7-23. Peñacorada F y d’Huteau E: “A New Approach to 2. Los disparos son agujeros realizados en la tubería de Generating Fracture Conductivity,” artículo SPE 135034, revestimiento después de haber sido cementada en presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica su lugar. El método de disparos más común emplea Anual de la SPE, Florencia, Italia, 20 al 22 de septiembre cañones (pistolas) equipados con cargas explosivas de 2010. huecas (premoldeadas). La detonación genera túneles cortos a través de la tubería de revestimiento y la cementación, lo que provee la comunicación hidráulica entre el pozo y el yacimiento productor.

Volumen 23, no.3

de 1990, Schlumberger introdujo un sistema esencialmente libre de residuo, el fluido de fracturamiento sin polímeros ClearFRAC.3 La conductividad del empaque de apuntalante en los pozos tratados con el fluido ClearFRAC prácticamente igualó a la predicción teórica. Habiendo maximizado la conductividad del empaque de apuntalante, la industria comenzó a investigar formas de mejorar aún más los resultados del fracturamiento hidráulico. Los ingenieros encontraron la respuesta cuando se enfocaron en el empaque de apuntalante de manera diferente. Desde la introducción del fracturamiento hidráulico, los ingenieros hicieron esfuerzos para rellenar la fractura completamente con apuntalante; en otras palabras, crear un empaque de apuntalante continuo. ¿Qué sucedería si fuera posible rellenar la fractura con un empaque de apuntalante discontinuo consistente en columnas discretas de apuntalante rodeadas por canales abiertos? Según este enfoque, la tarea de sustentación de la carga del empaque de apuntalante se separaría de la de provisión de un trayecto de fluido. Los ingenieros especularon que, si el empaque de apuntalante se diseñaba correctamente, la conductividad de las fracturas sería varios órdenes de magnitud más alta que la del empaque de apuntalante convencional más limpio (izquierda). Después de varios años de investigación y desarrollo, los científicos de Schlumberger lograron esta meta. El fruto de sus esfuerzos, la técnica de fracturamiento hidráulico con canales de flujo HiWAY, constituye un avance fundamental en la ciencia de estimulación de yacimientos. Este artículo describe cómo la técnica HiWAY se desarrolló en el laboratorio y se introdujo en el campo petrolero. Algunos casos reales de Argentina y EUA demuestran los mejoramientos logrados en la productividad mediante la aplicación de esta técnica. Rediseño del empaque de apuntalante Los científicos del Centro de Tecnología Novosibirsk de Rusia comenzaron la búsqueda de un empaque de apuntalante discontinuo con un programa experimental ambicioso para confirmar su factibilidad y desarrollar los medios con los cuales pudiera aplicarse dicha tecnología. La escala de los experimentos se incrementó gradualmente y pasó de los pequeños simuladores de las mesas de trabajo de los laboratorios a las pruebas de escala completa con equipos de campo estándar.4

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Orificio de ventilación

Camisa de calentamiento Fuerza Placa bastidor de carga hidráulica

Regulador de contrapresión

Válvula de retención

Pistón lateral Placas de arenisca

Controlador de flujo de masa

Válvula

N2

Placa bastidor de carga hidráulica Fuerza

Transmisores de presión

Cámara de agua

Adquisición y procesamiento de datos

Placas de arenisca

Experimento Modelo Cerámica de malla 20/40 Arena de malla 20/40

Permeabilidad, D

100 000

10 000

1 000

100

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

Esfuerzo, lpc

> Medición de la conductividad de una red de columnas de apuntalante. Una celda de conductividad API estándar (extremo superior) está provista de dos placas de acero, accionadas por una prensa hidráulica para aplicar el esfuerzo de cierre. El empaque de apuntalante se coloca entre dos placas de areniscas (normalmente de arenisca Berea), y el “sándwich” resultante se coloca entre las dos placas bastidores de carga hidráulica. Después de instalar el conjunto de placas dentro de un contenedor equipado con líneas de flujo, los técnicos bombean un fluido monofásico (usualmente agua o salmuera) a través del empaque de apuntalante a razón de 1 a 10 mL/min, miden las caídas de presión resultantes y calculan la permeabilidad del empaque de apuntalante. El contenedor también puede calentarse para simular la temperatura del yacimiento. Los técnicos crearon un empaque de apuntalante discontinuo mediante el emplazamiento de cuatro columnas de apuntalante entre las dos placas de arenisca (centro). Las mediciones de conductividad se obtuvieron con esfuerzos de cierre que varían entre 1 000 y 6 000 lpc [6,9 y 41,4 MPa] (extremo inferior). Las permeabilidades de los empaques de apuntalante continuos preparados con una arena de malla 20/40 (diamantes azules) y un Oilfield Review apuntalante cerámico de malla 20/40 (triángulos AUTUMNverdes) 11 fueron inferiores a 1 000 D. La permeabilidad en general se redujo con el esfuerzo deHiWAY cierre debido Fig. 5 a la trituración del apuntalante y a su encastramiento en la arenisca. Los empaques de apuntalante ORAUT11-HWY 5 discontinuos se formaron con arena de malla 20/40 y, en concordancia con la predicción teórica (línea roja), las permeabilidades medidas (cuadrados negros) fueron algunos órdenes de magnitud más altas.

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La primera tarea consistió en validar la ventaja teórica de la conductividad esperada a partir de los empaques de apuntalante discontinuos. Mediante la aplicación de un método de prueba estándar del Instituto Americano del Petróleo (API), los ingenieros colocaron un empaque de apuntalante en un simulador de fracturas. El simulador aplica un esfuerzo de cierre que representa la presión de la sobrecarga y mide la fuerza necesaria para bombear un fluido monofásico a través del empaque con diversas tasas de flujo (izquierda).5 Luego, los ingenieros utilizaron la ley de Darcy y las ecuaciones de Navier-Stokes para calcular la permeabilidad del empaque de apuntalante.6 Las permeabilidades medidas de los empaques de apuntalante discontinuos fueron consistentes con la predicción del modelo teórico; un valor entre 1,5 y 2,5 órdenes de magnitud más alto que los empaques continuos. Habiendo verificado el beneficio de la conductividad de los empaques de apuntalante discontinuos a través de experimentos, los científicos centraron su atención en los métodos por los cuales fuera posible crear columnas de apuntalante en el fondo del pozo en una fractura real, tolerar los esfuerzos asociados con el flujo de fluido y el cierre de las fracturas, y mantener canales de flujo abiertos. Mediante la ejecución de estudios y experimentos de modelado, los ingenieros evaluaron varios conceptos para crear columnas de apuntalante en una fractura. Estos conceptos incluyeron el agregado de fibras de aleaciones con memoria alrededor de las cuales se congregarían los granos de apuntalante, el emplazamiento de rompedores encapsulados en zonas localizadas, y la aplicación de temperatura a la lechada de apuntalante de manera discontinua. En el método más promisorio, los ingenieros modificaron la forma en que se provee el apuntalante en el fondo del pozo. En el método convencional, el apuntalante está presente en todo el volumen de lechada de apuntalante. No obstante, si la etapa de lechada de apuntalante consistiera de pulsos alternados de fluidos —con y sin apuntalante— una serie de tapones de apuntalante podría asentarse en la fractura y formar columnas (próxima página, arriba). Para que el método de generación de pulsos prosperara, era esencial que los tapones de apuntalante no se dispersaran durante su recorrido por los tubulares, a través de los disparos y hacia el interior de la fractura. En los primeros experimentos para comprobar este concepto, los ingenieros observaron el comportamiento de asentamiento estático de los tapones de apuntalante en una

Oilfield Review

Colchón

Tiempo Pulso de apuntalante (sucio)

Pulso de fluido limpio Ciclo

Concentración de apuntalante, laa

Concentración de arena

Diseño versus concentración real de apuntalante

Tratamiento convencional Tratamiento HiWAY

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Concentración de apuntalante por diseño, laa Concentración de apuntalante del densitómetro, laa

7 6 5 4 3 2 1 0

1 800

2 000

2 200

2 400

2 600

2 800

Tiempo de bombeo, segundos Etapa de cola

> Comparación entre la técnica HiWAY y un tratamiento de fracturamiento convencional. Durante la etapa de apuntalante de un tratamiento de fracturamiento convencional (línea roja, izquierda), toda la lechada contiene apuntalante, y los operadores generalmente incrementan la concentración de apuntalante en forma gradual. La etapa de apuntalante de un tratamiento de fracturamiento HiWAY (línea verde) presenta pulsos alternativos de fluido cargado con apuntalante (sucio) y fluido limpio. La concentración de apuntalante en los pulsos también puede incrementarse en forma gradual. Los ingenieros monitorean los pulsos de apuntalante durante los tratamientos de fracturamiento reales (derecha). Las concentraciones de apuntalante se expresan normalmente en libras por galón agregado, o laa. Una laa significa que se agrega una libra de apuntalante a cada galón de fluido de fracturamiento. No debe confundirse con las libras por galón, o lbm/galón, más comunes. Durante los tratamientos de fracturamiento hidráulico, laa refleja mejor la práctica de campo. No existe ninguna unidad de medición SI reconocida, equivalente a laa.

ranura transparente rellena con un fluido de fracturamiento. Después de inyectar una muestra de fluido cargado de apuntalante en la parte superior de la ranura, los ingenieros pudieron evaluar visualmente el comportamiento de asentamiento con el tiempo. Los científicos pronto observaron que los tapones de apuntalante se preparaban con los fluidos de fracturamiento convencionales dispersados fácilmente al desplazarse por la ranura. Finalmente, descubrieron que la estabilidad de los tapones de apuntalante podía mejorarse significativamente mediante la integración de fibras (derecha).

En la siguiente serie de experimentos se evaluó la estabilidad dinámica de los tapones de apuntalante. El dispositivo estaba provisto de 33 m [108 pies] de tubería de 0,78 pulgadas [2 cm] de diámetro interno (ID); geometría que permitió a los científicos comprobar tasas de flujo, velocidades de fluido y concentraciones de apuntalante consistentes con el flujo a través de una fractura.7 Con un sistema de registro por rayos X se midió Posición inicial

la estabilidad de los tapones de apuntalante. La absorbancia de los rayos X a través del diámetro de la tubería es linealmente proporcional a la concentración de apuntalante; por consiguiente, fue posible obtener mediciones de la estabilidad mediante el registro de la absorbancia de los rayos X antes y después de que los tapones de apuntalante se desplazaran a través de la tubería.

Sin fibras

Con fibras

5. Instituto Americano del Petróleo: API RP 61: Recommended Practices for Evaluating Short Term Proppant Pack Permeability, Washington, DC: Instituto Americano del Petróleo, 1989. 6. La ley de Darcy puede ser representada mediante la siguiente ecuación: q = kfµw Δp , donde q es la tasa de, L

flujo, kf es la permeabilidad del empaque de apuntalante, w es el ancho del empaque de apuntalante, µ es la viscosidad del fluido y Δp/L es la caída de presión por unidad de longitud del empaque de apuntalante. Las ecuaciones de Navier-Stokes son un conjunto de ecuaciones diferenciales acopladas que describen cómo se relacionan la velocidad, la presión, la temperatura y la densidad de un fluido en movimiento. Para obtener más información, consulte: Zimmerman RW y Bodvarsson GS: “Hydraulic Conductivity of Rock Fractures,” Transport in Porous Media 23, no. 1 (1996): 1–30. 7. Uno podría cuestionarse con qué exactitud la geometría circular de las tuberías representa la geometría de ranura de una fractura real. Dado que el área en sección transversal de una tubería es más grande que la de una ranura, las influencias desestabilizadoras son más pronunciadas. Por consiguiente, la geometría de la tubería proporciona una evaluación más conservadora de la estabilidad.

Volumen 23, no.3

Oilfield Review AUTUMN 11 HiWAY Fig. 6 ORAUT11-HWY 6 > Experimentos iniciales de asentamiento de los tapones de apuntalante. La posición inicial del tapón de apuntalante en una ranura llena con un fluido de fracturamiento correspondió a la parte superior de la ranura (izquierda). El tapón de apuntalante se fragmentó en 30 minutos cuando no existían fibras presentes en el tapón o en el fluido (centro). Cuando se utilizaron fibras, el tapón permaneció en gran parte intacto después de dos horas (derecha).

9

Antes del flujo de la tubería

Después del flujo de la tubería

Concentración de apuntalante, laa

10

Con fibras Sin fibras

8 6 4 2 0 0

50

100

Tiempo del experimento, segundos

150

200

> Influencia de las fibras sobre la dispersión de los tapones de apuntalante durante el flujo a través de un cuerpo tubular. Las concentraciones de apuntalante fueron medidas antes y después de que los tapones de apuntalante fluyeran a través de los 32,9 m [108 pies] de tubería. El perfil de concentración de apuntalante del fluido que contiene fibras (azul) fue significativamente menos disperso que el del fluido que no contiene fibras (rojo).

Tanque portátil 1

Tanque portátil 2

Tanque portátil 3

Tanque portátil 4

Los resultados confirmaron que las fibras mejoran la estabilidad de los tapones de apuntalante (izquierda). Luego de los prometedores experimentos de laboratorio, se efectuaron pruebas de escala completa en el Centro de Aprendizaje Kellyville (KLC) de Schlumberger en Oklahoma, EUA. Estos experimentos fueron diseñados para probar la estabilidad de los tapones de apuntalante que se desplazan a través de las líneas de superficie, los tubulares de los pozos y los disparos con tasas de flujo similares a las experimentadas durante un tratamiento de fracturamiento real. La configuración incluyó un mezclador de campo y aproximadamente 198 m [650 pies] de línea de tratamiento de 7,6 cm [3 pulgadas] de diámetro conectada a la descarga del mezclador (abajo).

Tanque portátil 5

Medidor de flujo Tanque de residuos

Mezclador Transductor de presión

Tanque portátil 10

Tanque portátil 9

Tanque portátil 8

Tanque portátil 7

Tanque portátil 6

10 pies

Oilfield Review AUTUMN 11 HiWAY Fig. 8 ORAUT11-HWY 8

> Prueba del concepto HiWAY a escala de obrador. En el Centro de Aprendizaje Kellyville (KLC) de Schlumberger, los ingenieros dispusieron cinco conjuntos de disparos a lo largo de una línea de tratamiento, y dos tanques portátiles de 275 galones recolectaron el fluido que pasaba a través de cada conjunto de disparos (extremo superior y extremo inferior izquierdos). Cada conjunto de disparos (extremo inferior derecho) consistió en 10 agujeros; cinco con ángulos de fase de 0° y cinco con ángulos de fase de 180°. Un mezclador de campo mezcló y bombeó los fluidos.

10

Oilfield Review

13,5 13,0

Densidad de la lechada, lbm/galón

A lo largo de la línea de tratamiento, se dispusieron cinco conjuntos de disparos. Cada conjunto consistió de diez agujeros de 0,95 cm [0,374 pulgada]; cinco con ángulos de fase de 0° y cinco directamente opuestos con ángulos de fase de 180°. El fluido filtrado desde los disparos se recolectó en diez tanques portátiles de 1,04 m3 [275 galones]. Dos densitómetros —uno en la descarga del mezclador y el otro en el extremo de la línea de tratamiento— midieron las concentraciones de apuntalante y proporcionaron una indicación de la estabilidad de los tapones. Un rasgo único del mezclador de Schlumberger es que se trata de un mezclador programable que controla con precisión la concentración de apuntalante en el fluido de fracturamiento, que se acopla a un arreglo de alimentadores de aditivos secos y líquidos y a un sistema único de aditivos con fibras. La primera serie de experimentos del centro KLC, llevados a cabo con los disparos cerrados, midió la estabilidad de los tapones de apuntalante que se desplazaban por la línea de tratamiento con una velocidad de 11,6 m/s [38 pies/s]. Esta velocidad correspondió a una tasa de bombeo de 2,7 m3/min [17 bbl/min]. El fluido portador era un sistema a base de goma guar reticulado con borato, con una concentración de goma guar de 3,6 kg/m3 [30 lbm/1 000 galones], y una concentración de fibras de 5,0 kg/m3 [42 lbm/1 000 galones]. La concentración de apuntalante en los tapones fue de 10 laa, y la concentración de fibras, 10,0 kg/m3 [84 lbm/1 000 galones]. Los resultados indicaron que los tapones de apuntalante se mantenían estables después de pasar por la línea de tratamiento (arriba, a la derecha).

12,5 12,0 11,5 11,0 10,5 10,0 9,5 9,0 8,5 8,0

80

130

280

230

330

380

Tiempo, segundos

> Resultados de la prueba a escala de obrador en el centro KLC. La gráfica muestra los perfiles de densidad de la lechada de apuntalante en el mezclador de campo (línea roja) y en el extremo de la línea de tratamiento (línea azul). Con una velocidad de 11,6 m/s, el tiempo de tránsito del fluido a través de la línea de tratamiento fue de 33 segundos. Como lo indican los cinco conjuntos de picos rojos y azules, los perfiles de densidad de la lechada en la descarga de la línea de tratamiento fueron casi idénticos a los del mezclador, lo que indicó que los tapones de apuntalante toleraron el viaje.

El segundo conjunto de experimentos del cen- densidad del fluido, y las muestras de fluido eran tro KLC evaluó la capacidad de los tapones de recolectadas a mano a partir del último conjunto apuntalante para atravesar los disparos y perma- de disparos. Cuando había fibras presentes tanto necer intactos. Por otro lado, los científicos desea- en los pulsos de fluido limpio como en los pulsos ban verificar que los tapones de apuntalante de fluido cargado de apuntalante, la distribución pudieran fraccionarse y distribuirse entre todos del volumen de fluido entre los tanques portátiles los disparos. Durante cada una de las pruebas, los era uniforme. Las variaciones de la densidad del técnicos midieron los volúmenes de fluido acumu- fluido medidas con el densitómetro y mediante lados en cada uno de los tanques portátiles conec- muestreo manual también concordaron, lo que confirmó posteriormente la factibilidad del método de tados a los cinco conjuntos de disparos.Oilfield El primer Review conjunto de disparos estaba equipado con un AUTUMN 11 tapones de apuntalante para generar un empaHiWAY la Fig. 10 que de apuntalante discontinuo (abajo). densitómetro que registraba continuamente

ORAUT11-HWY 10

12

300

Densidad, lbm/galón

250

Volumen, galón

180

200 150 100

11

10

9

50 0

1

2

3

Conjunto de disparos

4

5

8 08:52

09:36

10:19

11:02

11:45

11:28

Tiempo min:segundos

> Pruebas de disparos en el centro KLC. Los técnicos bombearon pulsos de apuntalante a través de la línea de tratamiento y monitorearon cómo se mantuvieron intactos los pulsos durante el viaje a través de la línea y a través de los disparos. Los volúmenes de fluidos recolectados de cada uno de los cinco conjuntos de disparos fueron prácticamente uniformes (izquierda), lo que indicó que los pulsos podían fraccionarse y distribuirse entre los conjuntos de disparos. Para una conformación posterior, las densidades de la lechada (derecha) fueron medidas continuamente durante y entre los pulsos con un densitómetro colocado al comienzo de la línea de tratamiento (línea azul) en el tanque portátil 1 y manualmente en el extremo final de la línea en el tanque portátil 6 (líneas rojas). Las densidades de la lechada al comienzo y al final también coincidieron, lo que confirmó que los tapones de apuntalante se distribuyeron entre los conjuntos de disparos y permanecieron estables.

Volumen 23, no.3

11

Concentración de apuntalante, laa

7 6 5 4 3 2 1 0

0

5

10

15

20

25

Tiempo, segundos

> Perfil de concentración de un pulso de apuntalante en un pozo experimental. La gráfica representa el comportamiento de un pulso de apuntalante de 8,3 laa y 15 segundos bombeado en el fondo del pozo a través de 2 700 m [8 960 pies] de tubería, a razón de 3,99 m3/min [25 bbl/min]. Los ingenieros utilizaron datos de presión de superficie y de fondo de pozo para calcular las concentraciones de apuntalante en la base de la sarta de la tubería de producción. La duración del tapón de apuntalante se incrementó hasta 20 segundos, y la concentración de apuntalante se redujo a 6,5 laa aproximadamente. Si bien la concentración inicial de apuntalante fue de 8,3 laa, no se trata de una dispersión significativa porque se preservaron la duración del tapón y el perfil de concentración.

Altura de la columna, mm

6,0

Arena de malla 20/40 Cerámico de malla 20/40 Cerámico de malla 20/40

5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

Esfuerzo, lpc

> Efecto del esfuerzo de cierre de las fracturas sobre la altura de la columna de apuntalante. Los técnicos probaron las columnas cargadas de fibras, fabricadas Oilfield Review con arena de malla 20/40 (azul) y dos apuntalantes cerámicos de malla 20/40 AUTUMN (rojo y verde). La altura de la columna11 inicial fue de 6 mm [0,24 pulgadas]. HiWAY Fig. 12 de apuntalante se produjo con Gran parte de la contracción de la columna ORAUT11-HWY presiones de cierre de menos de 1 000 lpc, lo12cual generó una contracción adicional, con una velocidad más lenta, conforme la presión de cierre continuó incrementándose. Con presiones de cierre de 33 000 lpc —mucho más altas que las experimentadas en los pozos más profundos— se mantuvo una altura suficiente de la columna para sustentar el flujo de fluido. 90

Incremento del diámetro, %

80 70 60 50 40 30 20 10 0

1

3

5

7

9

11

Diámetro de la columna de apuntalante, cm

> Mediciones de laboratorio del aumento de la huella del apuntalante bajo el efecto del esfuerzo de cierre. Los técnicos probaron las columnas cargadas de fibras, fabricadas con apuntalante cerámico de malla 20/40. El esfuerzo de cierre fue de 20,7 MPa [3 000 lpc]. Los resultados indican que la magnitud relativa del aumento se redujo conReview el incremento del diámetro de la columna. Oilfield

Por último, los ingenieros probaron la técnica de emplazamiento HiWAY en un pozo experimental. Bajo estas circunstancias, fue imposible observar directamente el comportamiento de los pulsos de fluido. En cambio, los ingenieros registraron mediciones de presión de superficie y de fondo de pozo durante el bombeo y emplearon un modelo matemático para reconstruir el perfil de concentración de apuntalante a medida que los pulsos atravesaban los disparos (izquierda). Los datos del medidor de presión indicaron que los pulsos de fluido cargado de apuntalante sobrevivieron el viaje en el fondo del pozo e ingresaron con éxito en los disparos. Evaluación de la durabilidad de la columna de apuntalante Habiendo demostrado que pueden construirse columnas de apuntalante utilizando el equipo de mezcla y bombeo disponible, los científicos concentraron su atención en la estabilidad de los empaques de apuntalante discontinuos con posterioridad al emplazamiento. Luego de un tratamiento de fracturamiento, las columnas deben ser suficientemente resistentes como para tolerar la presión de cierre de la formación y las fuerzas de erosión que surgen del flujo de fluido durante los procesos de limpieza y producción del pozo. Para investigar los efectos del esfuerzo de cierre, los técnicos prepararon las columnas de apuntalante manualmente y las colocaron en una prensa hidráulica provista de sensores para el monitoreo de la distancia entre los arietes de la prensa. El dispositivo sometió las columnas de apuntalante a cargas de compresión de hasta 228 MPa [33 000 lpc]. Los parámetros medidos fueron la altura y el diámetro de la columna y la distribución del tamaño de partículas de apuntalante. Según lo previsto, la altura de la columna de apuntalante se redujo con el esfuerzo de cierre; no obstante, es notable que más del 80% de la contracción de la columna tuviera lugar durante los primeros 6,9 MPa [1 000 lpc] de compresión. Al incrementar las cargas, la contracción adicional fue mínima. La inspección de las columnas de apuntalante reveló que la contracción inicial era el resultado de la pérdida de fluido portador y de la consolidación del apuntalante. La contracción adicional de las columnas en presencia de presiones más altas se debió a la compactación y la trituración del apuntalante. El tamaño medio de las partículas de apuntalante se redujo con el incremento de la presión. Finalmente, con un esfuerzo de cierre de 33 000 lpc, se mantuvo una altura suficiente de la columna de apuntalante para un flujo de fluido eficiente (izquierda, al centro). Este esfuerzo de cierre es aproximadamente dos veces superior

AUTUMN 11 HiWAY Fig. 13 ORAUT11-HWY 13

12

Oilfield Review

Núcleos de arenisca

, Medición de la erosión de la columna de apuntalante producida por el flujo de fluido. Los ingenieros fabricaron una celda de erosión que podía insertarse entre los arietes de una prensa hidráulica (izquierda). El dispositivo permite la simultaneidad del esfuerzo de cierre y el flujo de fluido dentro de la celda. La columna de apuntalante se inserta entre dos núcleos de arenisca (extremo inferior derecho). El fluido fluye a través del dispositivo con dos velocidades. V1 es la velocidad del fluido frente a la columna Flujo de fluido de apuntalante y V2 es una velocidad de fluido más alta que resulta del proceso de constricción a medida que el fluido pasa por la columna. Un filtro situado en la salida de la celda de erosión (no mostrado) recolecta las partículas de apuntalante erosionado.

Núcleos de arenisca

Flujo de fluido Núcleo de arenisca

Columna de apuntalante

relativo de la huella se volvía menos pronunciado (página anterior, extremo inferior). En las pruebas de laboratorio, se investigaron diámetros de columnas de varios centímetros. No obstante, los

70

Erosión de la masa de apuntalante, %

60 15 min

20 min

25 min

30 a 60 min

40 10 min

30

5 min

20 10 0

0

5

10

15

20

25

Erosión de la masa de apuntalante, g/cm2

Tasa de flujo, L/min 0,6 0,4 0,2 0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

Oilfield Review Esfuerzo de cierre efectivo, lpc AUTUMN > Efectos de la tasa de flujo y11del esfuerzo de cierre sobre la erosión de HiWAY Fig. Las 15 columnas iniciales de apuntalante sin las columnas de apuntalante. ORAUT11-HWY erosionar tenían una altura de 1,3815 mm [0,05 pulgadas] y un diámetro que

30 000

varía entre 36 y 42 mm [1,42 y 1,65 pulgadas], y el esfuerzo de cierre fue de 16,6 MPa [2 400 lpc]. Los técnicos aumentaron la tasa de flujo del fluido en forma incremental y midieron la cantidad de apuntalante recolectado en el filtro, en la salida de la celda de erosión (extremo superior). Gran parte de la erosión se produjo durante los primeros minutos, con tasas de flujo más bajas (línea azul). La erosión de las columnas de apuntalante se redujo significativamente con esfuerzos de cierre más altos (extremo inferior).

Volumen 23, no.3

Columna de apuntalante

V1

al que tiene lugar en los pozos de petróleo o gas más profundos, lo que indica que la técnica HiWAY Núcleo de arenisca no experimentaría una limitación de V2 la profundidad debida a la presión. El diámetro de la columna de apuntalante, o huella, se V1 incrementó con el esfuerzo de cierre. No obstante, los resultados de las pruebas de cierre indicaron que con cada incremento del diámetro de la columna de apuntalante, el incremento

50

V2

diámetros de las columnas en una fractura real serían del orden de varios metros; por consiguiente, los ingenieros no esperaban que los trayectos conductivos entre las columnas se perdieran como resultado del esfuerzo de cierre. El flujo de fluido durante las operaciones de limpieza y producción —otros eventos potencialmente desestabilizadores— también requería ser investigado. Para evaluar este riesgo, los científicos construyeron una celda de erosión que pudiera insertarse entre los arietes de una prensa hidráulica (arriba). La celda permitía alojar dos núcleos de arena, entre los cuales podía colocarse una columna de apuntalante. Mientras la prensa hidráulica ejercía presión de cierre, los técnicos bombearon un fluido más allá de la columna con diversas tasas de flujo, correspondientes a la producción de un pozo normal y superior a ésta. Oilfield Review AUTUMN Además,11evaluaron la erosión visualmente y HiWAY Fig. 15 mediante la medición de la pérdida de peso de la ORAUT11-HWY 15 columna (izquierda). Los resultados demostraron que casi toda la erosión del apuntalante se produjo en los primeros minutos de exposición del apuntalante al flujo de fluido. Por otro lado, la magnitud de la erosión se redujo con el incremento del esfuerzo de cierre, particularmente por encima de aproximadamente 69 MPa [10 000 lpc]. El análisis visual reveló que toda la erosión tuvo lugar a lo largo de los lados de las columnas, no en las superficies que enfrentan directamente al flujo de fluido.

13

Luego de estos experimentos, los científicos adquirieron confianza en cuanto a que las columnas de apuntalante emplazadas en una fractura hidráulica sobrevivirían a los rigores de las operaciones de pozos subsiguientes. Selección de los candidatos para las pruebas de pozos Los ingenieros diseñaron un método conservador de pruebas de campo en el que se consideraron varios parámetros importantes de la formación y del diseño de los pozos. Al principio, decidieron limitar la técnica a los pozos verticales y, para asegurar la separación adecuada de las columnas de apuntalante en la fractura, en un principio dispusieron los disparos en agrupamientos en vez de utilizar la configuración convencional con un espaciamiento uniforme (abajo). Los ingenieros también necesitaban considerar la naturaleza de la formación productora. ¿Cómo responderían las paredes de la fractura

Disparos convencionales

niería minera. Los conglomerados de apuntalante son análogos a las columnas de una mina subterránea, y los ingenieros de minas deben considerar las relaciones existentes entre las columnas y la roca suprayacente. Los parámetros principales que rigen la estabilidad de una mina subterránea son la resisten-

ante la presencia de áreas intersticiales en un empaque de apuntalante discontinuo? Si la roca es demasiado blanda o flexible, las paredes podrían flexionarse o fluir hacia el interior de los vacíos, con lo cual se comprometería la conductividad de la fractura. Como orientación, los científicos recurrieron a una disciplina relacionada: la inge-

Santiago ARGENTINA

35 35°

Disparos HiWAY CHILE

40° 0

km

0

200 mi

200

Tasa de producción de gas inicial, MMpc/d

14 12

Técnica HiWAY Técnica convencional

10 8 6 4 2 0 N-1 C-1

N-2 N-3 C-2

N-4 C-3 C-4

N-5 N-6 N-7 C-5 C-6 C-7 C-8

Pozo

> Esquemas de disparos convencionales y HiWAY. La disposición de los disparos en agrupamientos mejora la separación entre los tapones de apuntalante que ingresan en la fractura y asegura un trayecto conductivo óptimo desde la fractura hasta el pozo.

14

> Resultados del estudio de campo con la técnica HiWAY. El campo Loma La Lata, operado por YPF S.A., se encuentra ubicado en el sudoeste de Argentina (extremo superior). Los pozos del campo producen petróleo (puntos verdes) y gas (puntos rojos). La tasa de producción promedio inicial (30 días) de los pozos de gas estimulados con la técnica HiWAY (extremo inferior, azul) fue de 8,2 MMpc/d, en tanto que los pozos estimulados en forma convencional (naranja) promediaron 5,4 MMpc/d. Los pozos se agrupan en la gráfica de acuerdo con su proximidad y la semejanza de las propiedades del yacimiento.

Oilfield Review AUTUMN 11 HiWAY Fig. 19 ORAUT11-HWY 19

Oilfield Review

Mejoramiento de la producción de gas en la Argentina El campo Loma La Lata, que opera YPF S.A., se encuentra ubicado en el sector sudoeste de la República Argentina. Con más de 300 pozos, este campo produce un 26% del gas natural del país. Tres zonas productoras se ubican en la arenisca de grano fino a grueso de la formación Sierras Blancas, en la cuenca Neuquina, a profundidades que oscilan entre 2 896 y 3 200 m [9 500 y 10 500 pies]. La temperatura y la presión de fondo de pozo varían entre 113°C y 118°C [235°F y 245°F], y entre 24,1 y 31,0 MPa [3 500 y 4 500 lpc], respectivamente. Las permeabilidades y las porosidades de yacimiento son moderadas; están comprendidas entre 0,08 y 5 mD, y entre 12% y 17%, respectivamente. El módulo de Young de la formación varía entre 27 600 y 48 300 MPa [4 y 7 millones de lpc]. Los esfuerzos de cierre oscilan entre 27,6 y 41,4 MPa [4 000 y 6 000 lpc]. A pesar de la constante actividad de perforación y fracturamiento, recientemente la producción de gas del campo había comenzado a declinar.   8. El módulo de Young, E, es una constante elástica que indica cómo se deforma un material cuando es sometido a un esfuerzo. La resistencia de un material a la deformación se incrementa con el valor de E. Sneddon IN: “The Distribution of Stress in the Neighbourhood of a Crack in an Elastic Solid,” Actas de la Sociedad Real de Londres A 187, no. 1009 (22 de octubre de 1946): 229–260.   9. Gillard et al, referencia 4. 10. Johnson J, Turner M, Weinstock C, Peña A, Laggan M, Rondon J y Lyapunov K: “Channel Fracturing—A Paradigm Shift in Tight Gas Stimulation,” artículo SPE 140549, presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Fracturamiento Hidráulico de la SPE, The Woodlands, Texas, EUA, 24 al 26 de enero de 2011.

Volumen 23, no.3

5,0

Gas total, MMMpc

cia de las columnas, la presión de sobrecarga y los módulos de Young de las columnas y de la roca suprayacente.8 Los científicos consideraron que las aplicaciones iniciales de la técnica HiWAY deberían llevarse a cabo en campos en los que la relación entre el módulo de Young de la formación y el esfuerzo de cierre de la fractura fuera aproximadamente mayor a 1 000. Esas formaciones tienden a ser duras e inflexibles. Una vez validada la tecnología HiWAY en estas formaciones, los ingenieros considerarían la reducción del límite en forma incremental. Los científicos e ingenieros pasaron muchos años preparando modelos teóricos y efectuando pruebas para llegar a este punto del desarrollo de la tecnología HiWAY. Ahora, teniendo en cuenta las directrices de selección de pozos candidatos, estaban listos para abandonar el mundo experimental y aplicar su técnica en los campos productores de petróleo.

4,5

Pozo HiWAY

4,0

Pozos vecinos

3,5 3,0 2,5 2,0 1,5

Resultados de 1 año

Resultados de 2 años

> Mejoramiento de la producción del campo Loma La Lata. Mediante la aplicación de la técnica de fracturamiento HiWAY en el campo Loma La Lata, en Argentina, el operador observó un mejoramiento de la producción con respecto a los pozos convencionales durante el primer año, con un incremento sustancial en el segundo año. En el segundo año de producción, el pozo HiWAY (azul) produjo 29% más gas que los pozos vecinos estimulados en forma convencional (naranja).

Esta situación, combinada con el incremento de Fracturamiento con canales de flujo en la demanda de energía en Argentina, instó al ope- arenas compactas de yacimientos de gas rador a considerar nuevos métodos de estimula- Encana Oil and Gas (USA), Inc. opera el campo ción de pozos. Los ingenieros llevaron a cabo un Jonah, situado en Wyoming, EUA. La mayor parte estudio de campo de 15 pozos, en el cual siete de la producción se origina en la formación pozos recibieron el tratamiento HiWAY, y los pozos Lance, que consta de intervalos de arenas fluviavecinos restantes fueron estimulados en forma les con permeabilidades oscilantes entre 0,005 y convencional.9 Para garantizar una comparación 0,05 mD, y saturaciones de gas comprendidas óptima, todos los pozos recibieron el mismo fluido entre 33% y 55%. Las temperaturas de fondo de de fracturamiento y el mismo apuntalante. La tasa pozo varían entre 79°C y 118°C [175°F y 245°F], y de producción inicial de 30 días en los pozos esti- el módulo de Young de la formación fluctúa entre mulados con la técnica de fracturamiento con 24 130 y 41 400 MPa [3,5 y 6,0 millones de lpc]. canales de flujo HiWAY excedió a la de los pozos Los esfuerzos de cierre oscilan entre 35,9 y 49,6 MPa [5 200 y 7 190 lpc]. Dado que los espesores de los vecinos en un 53% (página anterior, derecha). Los ingenieros continuaron monitoreando la intervalos arenosos varían entre 3 y 61 m [10 y producción de algunos de estos pozos durante dos 200 pies] aproximadamente, a profundidades comaños (arriba). La producción acumulada de gas prendidas entre 2 290 y 4 115 m [7 500 y 13 500 pies], y se intercalan con limolitas y lutitas, los tratadel pozo tratado con la técnica HiWAYOilfield fue 29% Review superior a la de los pozos vecinos, lo AUTUMN que, a los 11 mientos de estimulación deben ser ejecutados en HiWAYun Fig. 20 múltiples etapas. precios actuales, equivalió a aproximadamente 20 Habitualmente, los pozos constan de 20 a 50 ingreso adicional de USD 4,8 millones. ORAUT11-HWY Por consiguiente, los pozos tratados con la técnica HiWAY secuencias de arena apiladas, y Encana por lo no sólo proporcionaron tasas de producción ini- general las divide en 10 a 14 etapas. Cada etapa ciales más altas, sino que también sustentaron requiere su propio tratamiento de fracturamiento incrementos significativos de la producción con y sus propias operaciones de disparos. Los ingeel tiempo. Los resultados indicaron además que nieros comienzan con la etapa más profunda y los canales de flujo en el interior del empaque de dejan varios días para los procesos de contraflujo apuntalante discontinuo permanecieron en su (flujo de retorno) de fluido y limpieza antes de prolugar durante mucho tiempo. Por este motivo, ceder en forma ascendente hacia la etapa siguiente. YPF S.A. continúa incorporando la técnica HiWAY Después que los ingenieros disparan y estimulan la última zona, el pozo se pone en producción. en sus actividades de desarrollo de pozos. La implementación de la técnica de fracturaEl estudio llevado a cabo en Argentina demostró que la técnica HiWAY es efectiva en yacimien- miento HiWAY comenzó con un pozo de 12 etapas tos moderadamente permeables. Luego de este que contenía 191 m [626 pies] de zona producéxito, los ingenieros decidieron aplicar la nueva tiva neta.10 Un pozo vecino cercano de 12 etapas, con tecnología en formaciones gasíferas de baja 204 m [669 pies] de zona productiva neta, recibió permeabilidad. tratamientos de fracturamiento convencionales.

15

43°

Montañas Wind River

EUA

42°

Cuenca Great Divide

Cuenca de Bridger

d Cor

Cuenca Washakie

ra ille

Wyoming

41°

0

50 mi

50

Utah Colorado

km

k

0

Par

Cuenca Sand Wash

Montañas Uinta

Producción acumulada normalizada, Mpc

to en mi s nta lin va aw Le de R

Cinturó n de Wyomin corrimiento g-Idaho

Campo Jonah

12 000

Técnica HiWAY Técnica convencional

10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Tiempo después del último tratamiento de fracturamiento, días

> Comparación de seis meses de producción entre pozos de gas en arenas compactas, estimulados en forma convencional y con la técnica HiWAY. Los pozos, operados por Encana, se encuentran ubicados en el campo Jonah (extremo superior). Los datos fueron normalizados para dar cuenta de las diferencias litológicas y de la calidad del yacimiento entre los dos pozos (extremo inferior). La producción acumulada del pozo tratado con la técnica HiWAY superó en un 26% a la de los pozos estimulados en forma convencional.

Los ingenieros bombearon el mismo fluido de del pozo vecino. Este resultado alentador condujo fracturamiento a base de goma guar reticulado a Encana a encarar un estudio comparativo de con borato y apuntalante con arena de malla pozos más ambicioso. En la misma sección del campo se estimula20/40 en ambos pozos con concentraciones de Oilfielda Review apuntalante oscilantes entre 4 y 6 laa. Debido la ron trece pozos; cinco con el proceso HiWAY y los AUTUMN formación de canales abiertos en el pozo tratado 11 otros ocho con medios convencionales. Al igual HiWAY Fig. 21 antes, todos los pozos recibieron el mismo con la técnica HiWAY, fue necesarioORAUT11-HWY un 44% que21 menos de apuntalante. El operador rastreó la fluido a base de goma guar reticulado con borato producción de ambos pozos durante 180 días y apuntalante con arena. El programa consistió (arriba). La producción acumulada del pozo tra- en 135 etapas de fracturamiento. Debido a las tado con la técnica HiWAY fue 26% mayor que la fracturas con canales de flujo abierto, el proceso 11. Rhein T, Loayza M, Kirkham B, Oussoltsev D, Altman R, Viswanathan A, Peña A, Indriati S, Grant D, Hanzik C, Pittenger J, Tabor L, Markarychev-Mikhailov S y Mikhaylov A: “Channel Fracturing in Horizontal Wellbores: The New Edge of Stimulation Techniques in the Eagle Ford Formation,” artículo SPE 145403, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 30 de octubre al 2 de noviembre de 2011.

16

12. Los fluidos de fracturamiento a base de agua oleosa (slick water) se componen de agua y un polímero (usualmente poliacrilamida) para reducir la caída de presión por fricción cuando se bombea el fluido a través de los tubulares. La tasa de bombeo durante los tratamientos de fracturamiento con agua oleosa es alta: 15,9 m3/min [100 bbl/min]. En consecuencia, se requieren grandes cantidades de agua para estimular un pozo.

de limpieza se produjo más rápidamente y los volúmenes de fluido recuperados fueron 48% mayores que los de los pozos vecinos. Después de 30 días, la producción normalizada de los pozos tratados con la técnica HiWAY fue 23% superior a la de los pozos vecinos. Los modelos predicen que, después de dos años, la producción acumulada será 17% mayor que la de los pozos vecinos. Estimulación de la lutita Eagle Ford La lutita Eagle Ford de EUA reviste gran importancia por su capacidad para producir tanto gas como volúmenes relativamente grandes de petróleo y condensado. La lutita exhibe un alto contenido de carbonatos, lo que la vuelve frágil y adecuada para los tratamientos de fracturamiento. La formación se extiende desde el sector noreste de México hacia el este de Texas, y posee un ancho de aproximadamente 80 km [50 mi] y una longitud de 644 km [400 mi]. El espesor promedio es de 76 m [250 pies] a una profundidad de unos 1 220 a 3 660 m [4 000 a 12 000 pies] (próxima página, al centro). Los ingenieros de Petrohawk Energy Corporation, que opera el campo Hawkville cerca de Cotulla, en Texas, investigaron si la técnica de fracturamiento HiWAY podría mejorar la producción tanto de gas como de condensado.11 La formación es extremadamente compacta, con permeabilidades que oscilan entre 100 y 600 mD y porosidades comprendidas entre 7% y 10%. Las temperaturas y presiones de fondo de pozo también son elevadas; están comprendidas entre 132°C y 166°C [270°F y 330°F] y 48,3 y 69,0 MPa [7 000 y 10 000 lpc], respectivamente. Los módulos de Young son más bajos que los descriptos previamente; entre 13 800 y 31 050 MPa [2,0 y 4,5 millones de lpc]. Se trata de condiciones desafiantes para la ejecución exitosa de los tratamientos de fracturamiento, independientemente de la técnica utilizada. Los pozos de esta sección de la lutita Eagle Ford suelen ser horizontales, lo que plantea desafíos adicionales para el método de fracturamiento HiWAY. Los científicos de Schlumberger aún no habían efectuado estudios extensivos de modelado de formaciones con canales abiertos en pozos desviados; sin embargo, Petrohawk decidió probar la nueva técnica. El operador seleccionó dos pozos para una evaluación inicial: el pozo 1, localizado en una región productora de gas, y el pozo 2, en un sector de condensado. Existían a disposición pozos vecinos para efectuar una comparación válida (próxima página, abajo). El operador había estimulado los pozos vecinos con fluidos de fracturamiento consistentes de agua oleosa o bien de un sistema híbrido que empleaba

Oilfield Review

agua oleosa durante la etapa de colchón y un fluido a base de polímeros reticulados durante la etapa de apuntalante.12 Los ingenieros de Schlumberger escogieron un fluido a base de goma guar reticulado con borato para estimular los pozos tratados con la tecnología HiWAY. Para el pozo 1, la tasa de producción inicial de gas fue de 411 000 m3/d [14,5 MMpc/d]; es decir, un 37% más alta que en el mejor pozo vecino comparable. Después de 180 días, la producción acumulada de gas superó en un 76% a la del mismo pozo vecino. Está previsto que la producción final de gas de este pozo sea de 252 millones de m3 [8 900 MMpc]. El pozo 2 produjo inicialmente 130 m3 [820 bbl] de condensado por día; 32% más que el mejor pozo vecino comparable. Después de 180 días, la producción acumulada de condensado fue 54% mayor que la del pozo vecino comparable.

Sobre la base de estos resultados, Petrohawk incrementó la utilización de la tecnología HiWAY. Diez pozos más fueron terminados utilizando la nueva técnica y se lograron tendencias de producción consistentes con los pozos de pruebas iniciales. La técnica incrementó la producción de gas de la lutita Eagle Ford en un 51% y la producción de condensado en un 46%. Extensión del alcance del servicio HiWAY Al momento de la redacción de este artículo, se habían ejecutado más de 2 600 tratamientos de fracturamiento HiWAY en ocho países, con un índice de éxito, en términos de emplazamiento de apuntalante, superior al 99,8%. Esta estadística confirma que los años de trabajo teórico y experimental claramente se tradujeron en criterios de diseño y ejecución robustos.

EUA Texas T e x a s

Lutita Eagle Ford

MÉXICO

0

km 100

0

mi

d Golfo

Ventana de petróleo Ventana de gas húmedo-condensado Ventana de gas seco Campo Hawkville

co e Méxi

100

> Lutita Eagle Ford. La formación produce petróleo, condensado y gas. Petrohawk opera el campo Hawkville en el sur de Texas.

120 000

Producción acumulada de petróleo, bbl

Producción acumulada de gas, Mpc

1 600 000

Pozo HiWAY 1 Pozo vecino Pozo vecino Pozo vecino

1 200 000

800 000

400 000

0

La formación de empaques de apuntalante discontinuos reduce significativamente el costo y la huella ambiental de los tratamientos de fracturamiento. Los ingenieros estiman que, en forma global, los operadores ahorraron más de 86 180 000 kg [190 millones de lbm] de apuntalante, respecto del volumen que se utilizaría en los tratamientos convencionales. Esto implica aproximadamente 7 000 viajes menos por carretera y unos 900 viajes menos por ferrocarril para el transporte del apuntalante hasta las localizaciones de los pozos. En consecuencia, el consumo de combustible diesel declinó en aproximadamente 283,9 m3 [75 000 galones], y las emisiones de CO2 se redujeron en 725 750 kg [1,6 millón de lbm] aproximadamente. El alcance del servicio HiWAY continúa expandiéndose. Por ejemplo, los ingenieros están buscando formas de aumentar los tipos de yacimientos en los que resulta aplicable la técnica. La experiencia de campo ha demostrado que la pauta inicial para la relación entre el módulo de Young de la formación y el esfuerzo de cierre fue demasiado conservadora. El límite se redujo de 1 000 a 350, lo que abrió la aplicación del servicio HiWAY a una gama más amplia de formaciones, especialmente las lutitas. El éxito inicial con los pozos horizontales de la lutita Eagle Ford condujo a los científicos a ejecutar tareas de modelado y trabajos experimentales adicionales para ajustar la técnica HiWAY a un ambiente de pozo desviado. En consecuencia, los pozos horizontales representan el 69% de los tratamientos ejecutados hasta la fecha. Además se han puesto en marcha trabajos para extender el servicio HiWAY de un pozo entubado a un ambiente de agujero descubierto. Conforme los operadores apliquen la técnica con éxito en una gama más amplia de tipos de pozos, es posible que los empaques de apuntalante discontinuos se conviertan en la práctica estándar de la industria. —EBN

0

30

60

90

Tiempo, días

120

150

180

Pozo HiWAY 2 Pozo vecino

100 000 80 000 60 000 40 000 20 000 0

0

30

60

90

120

150

180

Tiempo, días

> Seis meses de producción de gas y petróleo, proveniente de los pozos horizontales que recibieron el tratamiento HiWAY en el campo Hawkville, en Texas. La producción de los pozos de gas (izquierda) y petróleo (derecha) que recibieron el tratamiento HiWAY (azul) fue significativamente mayor que la observada en los pozos vecinos.

Volumen 23, no.3

Oilfield Review AUTUMN 11 HiWAY Fig. 22 ORAUT11-HWY 22

17

Terminaciones inteligentes modulares Kevin Beveridge Clamart, Francia

Las ventajas de las terminaciones inteligentes están demostradas; sin embargo,

Joseph A. Eck Rosharon, Texas, EUA

y mantenimiento, las mantienen excluidas de los planes de desarrollo de

Gordon Goh Kuala Lumpur, Malasia

estos sistemas modulares más pequeños, disminuyen los costos pero mantienen

Gabriela Scamparini Ravenna, Italia Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Otoño de 2011: 23, no. 3. Copyright © 2012 Schlumberger. Por la colaboración en la elaboración de este artículo, agradecemos a Claire Bullen y David Núñez, Houston; y Farid Hamida, Rosharon, Texas. IntelliZone Compact, UniConn y WellBuilder son marcas de Schlumberger. 1. Para mayor información acerca de las terminaciones inteligentes: Algeroy J, Morris AJ, Stracke M, Auzerais F, Bryant I, Raghuraman B, Rathnasingham R, Davies J, Gai H, Johannessen O, Malde O, Toekje J y Newberry P: “Control remoto de yacimientos,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 18–29. Dyer S, El-Khazindar Y, Reyes A, Huber M, Raw I y Reed D: “Terminaciones inteligentes: Manejo automatizado de pozos,” Oilfield Review 19, no. 4 (Primavera de 2008): 4–17. 2. Aggrey GH, Davies DR y Skarsholt LT: “A Novel Approach of Detecting Water Influx Time in Multizone and Multilateral Completions Using Real-Time Downhole Pressure Data,” artículo SPE 105374, presentado en la Exhibición y Conferencia de Petróleo y Gas de Medio Oriente de la SPE, Manama, Bahrain, 11 al 14 de marzo de 2007. Aggrey G y Davies D: “Real-Time Water Detection and Flow Rate Tracking in Vertical and Deviated Intelligent Wells with Pressure Sensors,” artículo SPE 113889, presentado en la Conferencia y Exhibición Anual de la SPE Europec/EAGE, Roma, 9 al 12 de junio de 2008. 3. Sakowski SA, Anderson A y Furui K: “Impact of Intelligent Well Systems on Total Economics of Field Developments,” artículo SPE 94672, presentado en el Simposio de Evaluación y Rentabilidad de Hidrocarburos de la SPE, Dallas, 3 al 5 de abril de 2005.

18

todas las ventajas de los sistemas de alto nivel más grandes y más complejos. Los sistemas de pozos inteligentes fueron concebidos originalmente como respuesta a los costos extremos asociados con ciertas operaciones de intervención de pozos en áreas críticas o remotas, especialmente en aguas profundas y ultraprofundas. Los costos de las reparaciones de pozos, reterminaciones e incluso algunos tipos de mantenimientos básicos en pozos ubicados en tirantes de agua (profundidad del lecho marino)

de más de 150 m [500 pies] son a menudo prohibitivos debido a que estas operaciones sólo pueden llevarse a cabo desde plataformas flotantes. Como el costo de alquiler y traslado de estas embarcaciones es elevado, y los trabajos de reparación de pozos submarinos generalmente son a largo plazo, los operadores se resisten a contratar un equipo de aguas profundas para una simple operación de reparación o reterminación de pozo que

Caída de presión Corte de agua en la zona del extremo final del pozo horizontal Corte de agua en la zona del extremo inicial del pozo horizontal

85

40

80

30

75

20

70

10

65 500

720

940

1 160 1 380 Tiempo, días

1 600

1 820

2 040

Corte de agua, %

Maharon B. Jadid Willem Ruys Sablerolle PETRONAS Kuala Lumpur, Malasia

muchos operadores. Es probable que una nueva propuesta modifique esta percepción;

Caída de presión, psi

Ronaldo G. Izetti Petrobras Río de Janeiro, Brasil

la percepción que se tiene de sus altos costos iniciales de diseño, instalación

0

> Detección de invasión de agua utilizando sensores de fondo de pozo. Debido a que el influjo de agua en una determinada zona produce una reducción de la tasa de producción en la misma, los regímenes aumentarán en las otras zonas para asegurar que el pozo alcance las restricciones totales establecidas por el operador, tales como tasas de producción de líquidos o presión de cabezal de tubería de producción. Este cambio se manifiesta en un correspondiente aumento o disminución de la caída de presión entre zonas. En este escenario de producción, alrededor del día 700, el avance del agua en el extremo final (azul) de un pozo horizontal de dos zonas creó un descenso brusco en la caída de presión (rojo) entre esa zona y el sensor ubicado en el extremo inicial del pozo horizontal. A medida que aumentaba la producción de agua desde el extremo inicial del pozo horizontal, alrededor del día 1 160 (verde), la caída de presión comenzó a descender más lentamente. Alrededor del día 1 700, con el aumento de producción de agua desde el extremo inicial del pozo horizontal, la caída de presión aumentó. (Adaptado de Aggrey et al, 2008, referencia 2.)

Oilfield Review

no promete retornos de inversión significativos. Además, como a menudo éstos son pozos de altas tasas de producción, el costo de la producción perdida durante el cierre puede ser una consideración crítica cuando el operador analiza los beneficios de una intervención. Considerados en conjunto, estos factores a menudo hacen que los operadores pospongan las intervenciones necesarias. Tales demoras pueden disminuir el régimen de producción durante un período prolongado, causar daños permanentes a la productividad del yacimiento y reducir la producción total estimada, todo lo cual repercute en la rentabilidad total del campo. Una terminación inteligente (IC) puede ofrecer una alternativa a las intervenciones. Las terminaciones inteligentes incluyen sensores de fondo de pozo que permiten a los operadores obtener datos de flujo y del yacimiento de forma remota. Están equipadas con válvulas de control de flujo de fondo de pozo accionadas en forma remota (FCV) con las cuales los operadores pueden regular el flujo de cada zona de producción en forma individual.1 Los sensores remotos eliminan la necesidad de las intervenciones más frecuentes en pozos de múltiples zonas: identificar la ubicación de los problemas que inhiben la producción, tales como las entradas de agua, gas o arena. Los sensores que miden cambios de producción, temperatura y presión a profundidades específicas en el pozo

Volumen 23, no.3

permiten a los ingenieros determinar en tiempo real qué zona está teniendo una disminución de producción o presión, sin los costos ni riesgos de una intervención (página anterior). Una vez que los ingenieros identifican la fuente del problema, pueden cerrar, incrementar o disminuir el flujo de cualquier zona utilizando las válvulas FCV ubicadas a través de cada intervalo de producción y reconfigurar la terminación.2 Esto puede ser especialmente rentable cuando los cambios iniciales a las configuraciones de las válvulas FVC pueden reajustarse en base a mediciones obtenidas durante un período de flujo posterior a la operación de remediación inicial. Cuando las terminaciones inteligentes fueron introducidas por primera vez, las compañías se resistieron a instalarlas. Los ingenieros cuestionaban, con cierta razón, la confiabilidad de los componentes críticos de los sistemas durante la vida útil del pozo. Los operadores eran además cuidadosos en cuanto a las erogaciones de capital (capex) de las terminaciones inteligentes, las cuales han sido tradicionalmente más costosas que las terminaciones convencionales. Como resultado, los análisis económicos y de riesgos, generalmente favorecen a las terminaciones estándar con respecto a las terminaciones inteligentes, excepto en áreas remotas o para terminaciones submarinas.

Las mejoras en los componentes y sistemas y los años de uso de las terminaciones inteligentes han hecho mucho por superar las dudas sobre la confiabilidad de las mismas. Sin embargo, debido a que su diseño e implementación son complejos, las terminaciones inteligentes se mantienen relativamente costosas. Por lo tanto, su utilización está limitada principalmente a ambientes remotos y a pozos con regímenes de producción muy altos, para los cuales el costo de intervención y demora de producción es extremo. Más recientemente, se han tornado más atractivas a medida que los ingenieros han aprendido a utilizar las terminaciones inteligentes como herramientas efectivas de control de yacimiento. Las terminaciones de múltiples zonas, inyecciones de agua, levantamiento artificial por gas y otros sistemas, se optimizan más fácilmente mediante monitoreo y control de fondo de pozo en forma remota, que mediante intervenciones. En muchos casos, el retorno de la inversión en las terminaciones inteligentes, mediante el flujo de fondos acelerado y un aumento en la producción total estimada, supera ampliamente los ahorros obtenidos al evitar intervenciones. Un operador de envergadura ha calculado que el 5% del impacto económico total de las terminaciones inteligentes en su negocio se debe al ahorro en intervenciones, mientras que el 60% se debe a incrementos en las ganancias relacionadas con el yacimiento.3

19

El sensor del espacio anular mide la presión de yacimiento de la zona 1

El sensor de la tubería de producción mide la FBHP de la zona 1

El sensor de la tubería de producción mide la FBHP de la zona 2

El sensor del espacio anular mide la presión de yacimiento de la zona 2

Se cierra la válvula FCV 2

Se cierra la válvula FCV 1

lutita

zona 1

lutita

zona 2

lutita

lutita

zona 1

lutita

zona 2

lutita

> Presión de yacimiento y presión dinámica de fondo de pozo (FBHP) a partir del monitoreo y el control en forma remota. En una terminación inteligente de múltiples zonas, cada zona se encuentra aislada, monitoreada y controlada. La presión dinámica de fondo de pozo puede medirse como flujo desde la zona 2 solamente (flechas rojas) cerrando la válvula FCV de la zona 1 (izquierda), mientras se mide el incremento de presión de yacimiento en la zona 1 cerrada. Cerrando la válvula FCV en la zona 2 y abriéndola en la zona 1 (derecha), se puede determinar la presión de yacimiento en la zona 2 y la presión dinámica de fondo del pozo en la zona 1. Este principio puede aplicarse para cualquier número de zonas aisladas.

Los ingenieros descubrieron además que las terminaciones inteligentes pueden ser esenciales para la reducción de la cantidad de pozos necesarios para la explotación de una formación. Las reducciones en cantidad de pozos, frecuencia de intervenciones y demoras en la producción asociadas con las intervenciones, pueden ahorrarles a los operadores millones de dólares en los costos de desarrollo del campo, especialmente en aguas profundas.4 La menor cantidad de pozos implica además menos equipo submarino y por lo tanto una reducción substancial en las erogaciones de capital. Además, las unidades de procesamiento de gas y agua que se utilizan en las terminaciones inteligentes, pueden ser más pequeñas ya que el exceso de producción de agua y gas puede eliminarse o reducirse en el fondo del pozo en lugar de ser tratado en superficie. El aislamiento zonal y la optimización de la presión entre zonas dan como resultado regímenes superiores del flujo mezclado en el pozo. La consecuencia es un incremento neto en la producción y la recuperación total. Con las válvulas FCV controladas desde la superficie, es posible además medir periódicamente la presión del yacimiento y la presión dinámica de fondo del pozo (FBHP) sin tener que correr registros de producción. Esto se logra cerrando primero una zona, para permitir que el sensor de presión de fondo de pozo que se encuentra frente a la formación pueda comenzar a registrar la presión del espacio anular o la presión del yacimiento. Al mismo tiempo, un sensor ubicado en una segunda zona totalmente abierta mide la FBHP para esa zona en particular. Cuando se cierra la segunda zona y se abre la primera, el sensor frente a la formación mide la presión de yacimiento de la segunda zona y la FBHP de la primera zona (arriba). Esta técnica, que puede aplicarse a varios intervalos productores a la vez, permite a los operadores obtener un perfil de presión de fondo de pozo de cualquiera

20

de las zonas en cualquier momento, sin incurrir en demoras excesivas en la producción para registrar el incremento de presión y evitar además la exposición a los riesgos asociados con las intervenciones. Esta técnica de aislamiento de zonas permite además a los ingenieros obtener datos de incremento de presión de formación y un perfil de caída de presión para las actualizaciones y cambios del índice de productividad (PI) a lo largo de la vida del pozo.5 A pesar de su confiabilidad demostrada y de un nicho definido más ampliamente para las terminaciones inteligentes, y debido a que la intención original de los desarrolladores fue utilizar las terminaciones inteligentes en pozos de regímenes relativamente altos, la rentabilidad de los campos de niveles medio y bajo son tales que los operadores continúan utilizando las estrategias de terminación tradicionales en lugar de tomar el riesgo de erogación de capital asociado con una terminación inteligente. Se pretendió además que las terminaciones inteligentes fueran lo suficientemente robustas como para impedir las intervenciones a lo largo de la vida del pozo, generalmente más de 20 años, ya que una única intervención en agua profunda u otra área remota podría frustrar fácilmente cualquier ventaja económica prevista a partir de una terminación inteligente. Este objetivo de diseño dio como resultado terminaciones inteligentes que eran necesariamente grandes, complicadas y costosas. Además, con el tiempo, como los proveedores de la industria solicitaron incrementar la confiabilidad y flexibilidad de las terminaciones inteligentes, la tecnología evolucionó gradualmente. Los operadores que procuran las mejores soluciones a menudo tienen que combinar componentes de muchos proveedores en una misma configuración de terminación. Esto generó problemas de interfaces que aumentaron los riesgos de falla de los equipamientos, el tiempo de equipo de termina-

ción y los costos para montar, probar e instalar las terminaciones. Todos estos factores han conspirado para perpetuar la imagen de los pozos equipados con monitoreo y control en forma remota como grandes erogaciones de capital inicial justificables únicamente en los casos de altos volúmenes de producción, complejidad o localizaciones de pozos donde las intervenciones tengan costos prohibitivos o sean tecnológicamente complicadas. Este artículo describe los esfuerzos reorientados que dieron origen a un sistema de terminación inteligente menos complejo. Su diseño reduce su costo, lo cual permite a los operadores de pozos promedios a marginales aprovechar los beneficios del control de yacimiento de las terminaciones inteligentes antes restringidos casi exclusivamente para las aplicaciones de alto costo o alto riesgo. El valor de la flexibilidad Cuando los operadores planean pozos en aguas profundas u otras localizaciones aisladas, puede resultar evidente que evitar una sola intervención permita ahorrar lo suficiente en costos operativos como para justificar la erogación de capital asociada con una terminación inteligente tradicional. Por otro lado, un pozo en tierra, de una única zona, ubicado en un área que tiene una buena cantidad de equipos de terminación es probable que nunca justifique el costo de una terminación inteligente, incluso si esto permitiera al operador evitar múltiples intervenciones. Durante el análisis de escenarios que se encuentren entre esos dos extremos, por ejemplo terminaciones de múltiples zonas en pozos terrestres, el análisis de costos puede no ser tan evidente. Cerrar la producción de una zona y abrir otra mediante una operación de reterminación o cambiando de posición la camisa deslizante son opciones de costo relativamente bajo incorporadas a la rentabilidad original de los pozos de múltiples zonas.

Oilfield Review

El monitoreo y control en forma remota es una herramienta especialmente poderosa para reducir la incertidumbre acerca de las propiedades del yacimiento. Por ejemplo, como sucede en muchos de los desarrollos de aguas profundas, el operador del campo Agbami en el área marina de Nigeria no tenía datos de yacimiento relevantes sobre los cuales desarrollar los planes de los pozos.7 Los pozos del campo Agbami generalmente están terminados en múltiples zonas dentro del mismo yacimiento con fallas. El equilibrio de las presiones indica que las zonas están comunicadas, aunque las incertidumbres persisten ante la presencia de conectividades de fallas transversales, tanto verticales como laterales, bajo condiciones dinámicas (abajo). Consecuentemente, los ingenieros creían que los frentes de inyección de agua y gas avanzarían a través del yacimiento a diferentes regímenes. Para manejar esta incertidumbre, el operador instaló terminaciones inteligentes que incluyeron sensores permanentes de presión, medidores de flujo y densitómetros dispuestos desde la formación hasta el separador. Éstos se monitorean mediante una computadora con sistemas de base de datos y de análisis integrados que recogen y evalúan las salidas de los sensores. Se colocaron estranguladores variables en el fondo del pozo y en la superficie para facilitar el control remoto del flujo.8

Petróleo acumulado, %

125 100

Yacimientos C, B y A

75 Yacimiento A

50 Yacimiento B 25 Yacimiento C 0

10

20

30 40 Tiempo, meses

50

60

70

> Comparación entre producción mezclada y secuencial. Los beneficios de una estrategia de producción mezclada con respecto a una estrategia de producción secuencial, quedan demostrados en las curvas de producción de un operador del Golfo de México. En este pozo se instalaron dos válvulas FCV para controlar las zonas productivas superior e inferior. El operador utilizó controles de cierre y apertura para aislar la producción de una zona cuando su corte de agua ponía en peligro la producción neta; el resultado fue un incremento de aproximadamente un 28% con respecto a las estimaciones de la producción secuencial.

Sin embargo, tales estrategias necesitan que la primera zona se agote antes de abrir la próxima. Los análisis de yacimiento indican que ajustando remotamente las válvulas FCV de fondo de pozo para mezclar zonas en base a los datos de presión y temperatura obtenidos en tiempo real, se consigue acelerar significativamente la producción e incrementar la producción total estimada en comparación con las configuraciones tradicionales de terminaciones de múltiples zonas de tipo cierre y apertura (arriba). Esta ventaja no siempre resulta evidente debido a que los modelos tradicionales de flujo de fondos descontado, utilizados por la mayoría de los operadores no permiten cuantificar el valor derivado de la flexibilidad operacional.6 Esta flexi4. Sakowski et al, referencia 3. 5. Chen JHC, Azrul NM, Farris BM, NurHazrina KZ, Aminuddin MKM, Saiful Anuar MY, Goh GKF, Kaur PKS, Darren Luke TK y Eddep A: “Implementation of Next Generation Intelligent Downhole Production Control in Multiple-Dipping Sandstone Reservoirs, Offshore East Malaysia,” artículo SPE 145854, presentado en la Conferencia y Exhibición de Petróleo y Gas de Asia y el Pacífico de la SPE, Yakarta, 20 al 22 de septiembre de 2011. 6. Sharma AK, Chorn LG, Han J y Rajagopalan S: “Quantifying Value Creation from Intelligent Completion Technology Implementation,” artículo SPE 78277, presentado en la Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, Aberdeen, 29 al 31 de octubre de 2002. 7. Narahara GM, Spokes JJ, Brennan DD, Maxwell G y Bast M: “Incorporating Uncertainties in Well-Count Optimization with Experimental Design for the Deepwater Agbami Field,” artículo SPE 91012, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004. 8. Adeyemo AM, Aigbe C, Chukwumaeze I, Meinert D y Shryock S: “Intelligent Well Completions in Agbami: A Review of the Value Added and Execution Performance,” artículo OTC 20191, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 4 al 7 de mayo de 2009.

Volumen 23, no.3

bilidad depende de la disponibilidad de numerosas opciones con las cuales mitigar los problemas del pozo durante su vida útil. Tener la capacidad de controlar de forma remota las condiciones de fondo de pozo y ajustar el flujo de las distintas zonas en tiempo real, aumenta la cantidad de opciones disponibles para el operador, lo cual elimina la carga económica de las intervenciones con equipos de terminación de pozos.

Modelo de yacimiento del campo Agbami

S = superior M = medio I = inferior

14 MY

S 16 MY

Yacimientos secundarios

I 16 MY S 17 MY M 17 MY

Yacimiento principal

I 17 MY

> Incertidumbre sobre las propiedades del yacimiento. Los intervalos productivos del campo Agbami consisten en dos zonas principales. La incertidumbre acerca de la permeabilidad, sellos de fallas y conformidad de la inyección, dificultan las decisiones en cuanto a la cantidad y ubicación de los pozos. Las arenas 17 MY superior, media e inferior tienen alrededor del 80% de las reservas. Los yacimientos secundarios incluyen las capas 13 MY (no mostrada en la imagen), 14 MY y 16 MY. [Adaptado de la Sociedad Geológica de Houston: “Cena Internacional HGS, 21 de junio de 2004; Descubrimiento Agbami, Nigeria,” (25 de Mayo de 2004), http://www.hgs.org/en/art/209 (consultado el 3 de agosto de 2011).]

21

Adaptador de manipulación

Empacador

Línea eléctrica

Medidor de presión doble

Adaptador de montaje Línea hidráulica Adaptador de filtrado Módulo multipunto

FCV

Adaptador de manipulación

> Conjunto de terminación inteligente pequeño. El diseño modular del sistema IntelliZone Compact permite a los ingenieros ensamblar y probar el paquete de terminación inteligente para cada zona antes de ser transportado al sitio del pozo. Todas las conexiones eléctricas e hidráulicas están soldadas en sus correspondientes posiciones por el fabricante. Los operadores en los equipos de terminación sólo tienen que conectar las líneas en los adaptadores de manipulación y ya no es necesario enhebrar las líneas a través de los empacadores ni conectarlas a las válvulas FCV y sensores de presión en el sitio del pozo, lo cual resulta en una disminución de los tiempos, costos y riesgos asociados con la instalación. Un adaptador de filtrado mejora la durabilidad del sistema evitando que los contaminantes lleguen a las válvulas FCV. En los pozos de múltiples zonas, los módulos multipunto necesitan menos líneas hidráulicas para manejar múltiples válvulas de control.

22

El operador identificó cuatro categorías que caracterizaron el valor agregado del uso de las terminaciones inteligentes: • recuperación adicional lograda mediante las contribuciones zonales optimizadas • manejo del yacimiento mediante remplazo efectivo del volumen desplazado y mantenimiento de la presión con inyección de agua y gas • optimización de las perforaciones de pozos de relleno mediante el uso de mejores modelos basados en el ajuste histórico de volúmenes zonales en lugar de los volúmenes totales del yacimiento • ahorros en los costos operativos mediante la reducción o eliminación de trabajos de reacondicionamiento de pozos, perforación de pozos de re-entrada y adquisición de registros de producción para evaluar las contribuciones de la inyección y la producción de cada zona en forma individual. Utilizando modelos de simulación dinámica, el operador concluyó que la instalación de terminaciones inteligentes en todo el campo Agbami incrementarían la recuperación de petróleo de 84 a 138 millones de barriles [13 a 22 millones de m3].9 El campo Agbami contiene 20 pozos productores, 12 pozos inyectores de agua y 6 pozos inyectores de gas en un tirante de agua de alrededor de 5 000 pies [1 500 m]. La producción en el año 2009 fue de 140 000 bbl/d [22 250 m3/d] de petróleo con un pico de producción esperado de 250 000 bbl/d [39 730 m3/d]. Dadas las dimensiones, ubicación e incertidumbres del yacimiento, el campo Agbami era un candidato ideal para las terminaciones inteligentes. Sin embargo, el éxito allí, en términos de incremento de la producción como resultado de la instalación de las terminaciones inteligentes, demostró además las ventajas potenciales que ofrece esta estrategia para los campos más pequeños si se puede recuperar el capital invertido. Más pequeña y modular A diferencia de la mayoría de los pozos que son buenos candidatos para la instalación de terminaciones inteligentes —aquellos caracterizados por múltiples objetivos de alto régimen de producción— muchos pozos promedios o marginales sólo son rentables cuando los operadores son capaces de alcanzar una gran cantidad de zonas de producción marginal al costo de un único pozo. A pesar de la complejidad inherente a la perforación y terminación de muchos de estos pozos, las rentabilidades de los proyectos a menudo exigen que la erogación de capital sea estrictamente limitada. Esto promueve que los operadores sacrifiquen las capacidades de manejo de yacimiento de una termi-

nación inteligente por los menores costos iniciales de las configuraciones tradicionales de terminación para múltiples zonas. Los ingenieros de Schlumberger han desarrollado recientemente una solución técnica a este problema comercial mediante el re-ensamblado de las tecnologías de terminaciones inteligentes tradicionales de alto nivel, en sistemas de costos considerablemente menores. El sistema modular IntelliZone Compact para manejo zonal de yacimientos, fue desarrollado para ser instalado en pozos de múltiples zonas que necesitan menos posiciones de estrangulación y tienen menores presiones de trabajo que aquellos pozos tradicionales en los que se utilizaban las terminaciones inteligentes. Es apto para el uso en campos maduros o marginales, en pozos en los que de otra manera se utilizarían terminaciones de camisa deslizante, la mayoría sin sistemas de monitoreo, y en pozos que necesitan pruebas de larga duración. El sistema IntelliZone Compact mejora la recuperación en pozos horizontales prolongados, ya que compartimentaliza los mismos y las zonas de control en los pozos de levantamiento artificial mediante el monitoreo y control del influjo frente a la formación. El sistema IntelliZone Compact es un conjunto integrado más que un conglomerado de herramientas individuales como las que conforman las terminaciones inteligentes tradicionales. El ensamble de control de flujo de fondo de pozo incluye un empacador, un adaptador de manipulación y una válvula FCV (izquierda). Las válvulas FCV pueden ser de estranguladores de tipo apertura y cierre, de dos o cuatro posiciones. Cada conjunto puede probarse en fábrica y correrse con un empacador de producción o con un empacador de aislación sin cuñas. Utilizando las tecnologías de comunicación de modulación por desplazamiento de frecuencia (FSK) para transmitir los datos hasta la superficie, el sistema monitorea la presión y temperatura de fondo de pozo y las posiciones de las válvulas cada un segundo.10 Los datos se transmiten al sistema de control de superficie mediante un único cable monoconductor. Una unidad de energía hidráulica (HPU) controla todo el flujo de salida y de entrada de la línea de fluido hidráulico, así como también las presiones requeridas para accionar las herramientas de fondo de pozo. Un controlador universal de sitio UniConn actúa como una plataforma de control y recolección de datos que maneja el funcionamiento de los sistemas de control de motor, sistemas de herramientas de fondo de pozo, sistema SCADA y otros sistemas de comunicación.

Oilfield Review

Volumen 23, no.3

Apertura Apertura

Apertura Cierre Apertura

Apertura

Cierre Cierre Apertura

Cierre

Apertura Apertura Cierre

7

Apertura

Cierre Apertura Cierre

Válvula FCV de dos posiciones

6

Apertura

Apertura

Módulo multipunto de ocho pulsos

Zona 3

Cierre

Válvula FCV de dos posiciones

Ciclo de accionamiento 2 3 4 5

Cierre

Módulo multipunto de cuatro pulsos

Zona 2

Cierre

Válvula FCV de dos posiciones

1

Cierre

Módulo multipunto de dos pulsos

Zona 1

0

Cierre

El sistema de control cumple varias funciones clave, que incluyen la adquisición y el almacenamiento de los datos: presión en el espacio anular, presión dentro de la tubería de producción, temperatura en el espacio anular, temperatura dentro de la tubería de producción y posición de las válvulas FCV. También realiza la secuencia automática de las operaciones de las válvulas, detección de alarmas y condiciones, niveles de tolerancia, adquisición y almacenamiento de datos de la unidad HPU y capacidad SCADA remota. El sistema se basa en la aplicación WellBuilder de diseño de terminaciones de pozo, para integrar el proceso de planificación de la terminación desde la concepción hasta la puesta en servicio. El programa WellBuilder utiliza las condiciones de yacimiento, los requisitos de terminación, y los parámetros de construcción para generar múltiples configuraciones de la cantidad de líneas de control requeridas y los límites de presión operacional para cada zona. Las válvulas FCV de dos posiciones IntelliZone Compact incluyen una sección de control de flujo y una sección de accionamiento. La válvula FCV de dos posiciones puede estar abierta o cerrada. Un mecanismo de accionamiento simple, que se logra liberando la presión de una línea de control mientras se incrementa la presión en la otra, cambia la posición de la válvula de abierta a cerrada y viceversa. Cuando se coloca más de una válvula FCV en el pozo, la utilización compartida de las líneas permite reducir el número de líneas a una más que el total de válvulas en el pozo. La válvula FCV de cuatro posiciones incluye una sección de estrangulación y una sección de accionamiento, y además un graduador de ranura tipo J, que controla la posición del estrangulador; puede estar cerrado, 33% abierto, 66% abierto y 100% abierto. Al igual que en la válvula FCV de dos posiciones, la posición del estrangulador se cambia un paso por cada accionamiento mediante la liberación de presión en una línea y la presurización en la otra, y también puede configurarse para la utilización compartida de líneas a fin de minimizar el número de líneas hidráulicas instaladas. La válvula FCV de cuatro posiciones también utiliza un módulo multipunto que permite la manipulación de hasta tres válvulas de fondo de pozo mediante una única línea de control. Un sensor de posición se encuentra integrado en la válvula FCV hidráulica, el cual se logra mediante la programación de cada válvula FCV para responder a una señal de dos, cuatro u ocho pulsos (derecha). Como la válvula se mueve en una única dirección, se puede utilizar una serie de pulsos para cambiarlas de apertura a cierre o a través de la secuencia de posiciones de estrangulación.

Zona 1 Válvula FCV de dos posiciones Módulo multipunto

Zona 1 Válvula FCV de cuatro posiciones Módulo multipunto

Zona 1 Válvula FCV de cuatro posiciones Módulo multipunto

Zona 2 Válvula FCV de dos posiciones Módulo multipunto

Zona 2 Válvula FCV de dos posiciones Módulo multipunto

Zona 2 Válvula FCV de cuatro posiciones Módulo multipunto

Zona 3 Válvula FCV de dos posiciones Módulo multipunto

Zona 3 Válvula FCV de cuatro posiciones Módulo multipunto

Zona 3 Válvula FCV de cuatro posiciones Módulo multipunto

Zona 4 Válvula FCV de dos posiciones Módulo multipunto

Zona 4 Válvula FCV de cuatro posiciones

Zona 5 Válvula FCV de cuatro posiciones

Zona 5 Válvula FCV de cuatro posiciones

> Reducción de la cantidad de líneas hidráulicas. En las configuraciones de terminaciones tradicionales, cada válvula FCV accionada desde la superficie requiere una línea hidráulica dedicada. Un módulo multipunto interpreta los pulsos emitidos desde la superficie a modo de comandos para modificar la apertura de una determinada válvula FCV dentro del pozo (arriba). Esto permite a los ingenieros operar por lo menos una válvula más que la cantidad de líneas hidráulicas disponibles. Por ejemplo, el uso de módulos multipunto (abajo) permite operar tres válvulas FCV de 2 posiciones con una única línea de control (línea negra, izquierda) o dos válvulas FCV de 2 posiciones más tres válvulas FCV de 4 posiciones con dos líneas (líneas negra y verde, centro) y hasta cinco válvulas FCV de 4 posiciones con tres líneas (líneas negra, verde y roja, derecha).   9. Adeyemo et al, referencia 8. 10. La tecnología de comunicación FSK utiliza un robusto esquema de modulación de frecuencia que envía datos codificados en forma digital mediante el cambio de frecuencia de la señal transmitida. Un receptor

convierte nuevamente la señal a la forma de origen. La señal FSK se conecta fácilmente a otros dispositivos de comunicación tales como los utilizados por los sistemas SCADA.

23

25

Realizar inspección final Terminar adaptadores en el empacador Organizar líneas de control y colocar protectores, placas

20

Instalar sensor doble en el mandril Realizar verificación de medidor y prueba de presión Realizar prueba eléctrica y verificar medidor Prueba de funcionamiento de válvula FCV

Operación, h

15

Conectar línea de control a la válvula FCV: circular, conectar y probar presión Pasar línea de control y línea eléctrica a través de puertos pasantes del empacador

10

Conectar empacador a tubería de producción en la mesa rotatoria Levantar empacador hasta el piso de perforación Conectar mandril de medidor a la tubería de producción en la mesa rotatoria

5

Levantar el mandril del medidor hasta el piso de perforación 0 Terminación inteligente estándar

Terminación IntelliZone Compact

Conectar la válvula FCV a la tubería de producción en la mesa rotatoria Levantar la válvula FCV hasta el piso de perforación

> Ahorro de tiempo. Debido a que tiene un diseño modular y que puede ser ensamblado y probado antes de llegar al sitio del pozo, el conjunto IntelliZone Compact está preparado para ser corrido en el pozo en aproximadamente la mitad del tiempo estimado para llegar al mismo estado utilizando una instalación de terminación inteligente estándar. Mucho del tiempo que se ahorra se debe a los pasos necesarios para las instalaciones de las terminaciones inteligentes estándares (enmarcadas en rojo) que ya no son necesarios cuando se corre una terminación IntelliZone Compact.

Al minimizar la cantidad de líneas de control hidráulico en una terminación, se reduce la complejidad de la instalación: menos líneas requieren menos manipulación y empalmes. El módulo multipunto también hace que sea posible colocar las válvulas FCV en más zonas de producción de las que serían posibles de otra manera, debido a la disponibilidad de un número limitado de empacadores y penetraciones para colgadores de tuberías. El módulo multipunto se monta externamente a la tubería de producción dentro del sistema IntelliZone Compact y se conecta a los puertos de apertura y cierre de la válvula FCV y, en serie, a la línea de control hidráulico instalada hasta la superficie. La instrumentación de fondo de pozo también puede ser agregada al ensamble de control de flujo como un paquete modular mediante el montaje de los medidores de presión y temperatura y de los otros dispositivos hidráulicos alrededor del adaptador para tubería de producción. Ahorros en Brasil e India Los ahorros generados por el enfoque del sistema IntelliZone Compact en comparación con los sistemas de terminaciones inteligentes convencionales se deben a su modularidad y estandarización. Con alrededor de 10 m [30 pies] de largo, tiene la mitad de la longitud de las terminaciones inteli-

24

gentes estándares. Debido a que el dispositivo de aislamiento, sensores y válvulas de control de flujo están empaquetados en un único ensamble, no existen los problemas de interfaces comunes en los sistemas construidos a partir de componentes provistos por diferentes fabricantes. Esto mejora considerablemente la confiabilidad total del sistema y, debido a que el sistema completo se ensambla y se prueba en la etapa de fabricación en vez de en el campo, ahorra tiempo de equipo al operador. El sistema IntelliZone Compact también ayuda a los operadores a ahorrar tiempo y reducir posibles errores debido a que las líneas de control están instaladas como parte del paquete. El manejo de líneas de control en el pozo está limitado a la realización de empalmes arriba y debajo del paquete a medida que se lo baja en el pozo. En las aplicaciones estándar, éstas líneas deben enhebrarse a través de los empacadores y conectarse a cada válvula de control individualmente; esto es una operación lenta y con altas probabilidades de dañar las líneas y los componentes. Debido a que hay una menor cantidad de líneas que necesitan ser manipuladas, el riesgo asociado con las operaciones de empalme también se reduce. Fueron éstos ahorros en tiempo y costos los que influyeron en una decisión de Petrobras de utilizar un sistema IntelliZone Compact en el

pozo inyector Carapeba 27 del campo Carapeba en la cuenca de Campos, en el área marina de Río de Janeiro. Los ingenieros procuraron optimizar la producción de este campo maduro mediante la sustitución de pozos de una única zona y terminación convencional, con pozos de tres zonas con terminaciones inteligentes. Optaron por utilizar una terminación inteligente IntelliZone Compact en un pozo inyector para optimizar el barrido del yacimiento y para realizar pruebas de inyectividad que permitan asignar los regímenes de inyección en cada zona. Ambos objetivos se ven facilitados por el sensor de posición de alta precisión que posee el sistema. Los ingenieros también necesitaban monitorear y controlar el flujo de fondo de pozo en forma remota mediante su sistema SCADA, lo cual se logró mediante el controlador de sitio UniConn. Ensamblado y probado en fábrica, cada componente de la terminación modular de tres zonas incluía un empacador de producción, un sensor doble de presión y temperatura para las lecturas del espacio anular e interior de la tubería de producción, un módulo multipunto, una válvula FCV de dos o cuatro posiciones y un sensor de posición de la válvula FCV. Como Carapeba es un campo maduro, la rentabilidad deseada del proyecto exigía un sistema de bajo costo, lo cual se logró con menores costos de instalación en comparación con los estimados para terminaciones inteligentes tradicionales (izquierda). Los ingenieros de un operador en el área marítima de India también optaron por una solución IntelliZone Compact al considerar la manera de terminar un pozo de tres zonas dentro de las restricciones económicas de un campo marginal. Procuraban reducir la inversión de capital mediante la utilización de equipamientos ya adquiridos. Al mismo tiempo procuraban optimizar el retorno a la inversión mediante el control de cada zona en forma independiente. Considerando estas dos restricciones, su elección de terminación de pozo estaba entre la utilización de camisas deslizantes y un sistema de control de flujo de fondo de pozo controlado desde la superficie. Las camisas deslizantes necesitan intervenciones para cambiarlas de posición, y los ingenieros sabían que para poner en línea estos pozos necesitarían realizar tratamientos de acidificación mediante tubería flexible en cada una de las zonas en forma individual. La alternativa, el tratamiento de todas las zonas simultáneamente, resultaría en la entrada de la mayor parte del ácido en una zona de gran permeabilidad, lo cual dejaría a las otras dos zonas sin tratamiento. No se pudieron utilizar los sistemas de control de flujo tradicionales para aislar cada zona debido a que la operación para controlar los equipos de las

Oilfield Review

Empacador

Módulo multipunto Válvula FCV Disparos Zona 1

Empacador

Línea hidráulica

Módulo multipunto Válvula FCV Disparos

tres zonas hubiese requerido más líneas hidráulicas que los orificios existentes en el cabezal del pozo de la compañía. La solución incluyó la implementación de un módulo multipunto en un sistema IntelliZone Compact. Los ingenieros pudieron implementar válvulas FCV de fondo de pozo controladas desde la superficie en las tres zonas utilizando una única línea hidráulica. El sistema fue implementado con un empacador de pozo entubado y dos empacadores expandibles para aislar cada zona (izquierda). Utilizando el módulo multipunto, los ingenieros pudieron abrir una zona mientras las otras dos permanecían cerradas, con lo cual aseguraron que los tratamientos de acidificación lograran sus objetivos. La eliminación de tres de las cuatro líneas de control requeridas por los sistemas tradicionales, así como también la eliminación de la necesidad de intervenciones utilizando tubería flexible, ahorró al operador tres semanas de tiempo de equipo de terminación de pozos. Como resultado, el operador optimizó la producción en un 165% con respecto al régimen esperado y ahorró USD 1 millón en los primeros dos meses posteriores a la instalación del sistema.

Zona 2

Empacador

Módulo multipunto Válvula FCV Disparos Zona 3

> Adaptación al equipo disponible. Utilizando módulos multipunto en cada una de las tres zonas, los ingenieros pudieron controlar las válvulas FCV mediante una única línea de control hidráulico (línea verde). De esta manera, el operador pudo utilizar un cabezal del pozo que ya se encontraba disponible en su inventario en lugar de tener que comprar otro más costoso con mayor cantidad de penetraciones requeridas en las instalaciones de terminación inteligente de tres zonas tradicionales.

Volumen 23, no.3

Solución de alta tecnología y bajo costo La optimización de la producción requiere inversiones. Sin embargo, cuando se enfrentan a un activo de reservas marginales, los operadores están a menudo limitados a optar sólo entre escenarios de terminación básicos por temor a que cualquier aumento de producción que pueda lograrse utilizando altas tecnologías no resulte suficiente para pagar el costo de tales soluciones. Esto es aún más cierto cuando el desafío para aumentar la producción era tan técnico como al que se enfrentaban los ingenieros de PETRONAS en las terminaciones de los pozos de un campo en el área marítima del este de Malasia. El campo S, operado por PETRONAS, tiene reservas marginales en yacimientos de arenas no consolidadas. Las reservas se encuentran en una columna de petróleo de gran espesor: 40 m [131 pies]. Debido a la presencia de un extenso casquete de gas, los ingenieros temían que el avance del gas terminara prematuramente con la producción de petróleo e hiciera que se pasaran por alto importantes reservas de petróleo. Tuvieron que considerar además la posibilidad de la invasión de agua desde un acuífero moderadamente importante y activo.11 Para reducir la cantidad de pozos y maximizar al mismo tiempo el contacto con el yacimiento, los ingenieros de PETRONAS planificaron el desarrollo del campo utilizando 14 pozos horizontales.

Los pozos horizontales produjeron una caída de presión frente a la formación menor que la producida por los pozos verticales o desviados típicos, con una productividad equivalente. Esta menor caída de presión ayuda a reducir la severidad de la conificación del agua y la formación de crestas en el contacto con el gas.12 Sin embargo, cuando la sección horizontal penetra zonas de diferentes propiedades de flujo, aquellas con mayor permeabilidad se agotarán primero. Esto puede llevar a que el agua o el gas entren al pozo a través de secciones agotadas de la zona de producción, lo cual causa que las reservas en las áreas menos permeables de la formación sean pasadas por alto. Una vez que se produce tal irrupción, las operaciones de remediación que utilizan equipos de reparación de pozos pueden ser inútiles o pueden no ser capaces de lograr que la producción de petróleo vuelva a niveles rentables. Debido a que los contrastes entre las propiedades de cada zona eran grandes, PETRONAS tuvo que equilibrar la entrada inicial de fluido y mantener la habilidad de reaccionar ante los problemas de influjo que surgiesen durante la vida del pozo. Para satisfacer estos requerimientos, las terminaciones IntelliZone Compact fueron consideradas como una alternativa con respecto a los dispositivos de control de influjo pasivos (ICD) para los otros seis pozos de producción mezclada.13 Los pozos del campo S más adecuados para esta aplicación fueron analizados y clasificados en función a su perfil de producción y propiedades dinámicas del fluido de yacimiento, tales como el corte de agua y la relación gaspetróleo. También se realizaron mediciones de las diferentes sensibilidades de producción frente a la formación para el aumento de petróleo, reducción del corte de agua, perfil de la relación gas-petróleo y presión dinámica de fondo del pozo. Los dos pozos escogidos para la instalación, pozo A1 y pozo A2, mostraron resultados positivos en el análisis de control de influjo zonal, en comparación con el del caso base de filtros autónomos convencionales. Se terminaron con paquetes 11. Chen et al, referencia 5. 12. Para mayor información acerca de las tecnologías de perforación de pozos de alcance extendido, consulte: Bennetzen B, Fuller J, Isevcan E, Krepp T, Meehan R, Mohammed N, Poupeau J-F y Sonowal K: “Pozos de alcance extendido,” Oilfield Review 22, no. 3 (Marzo de 2011): 4-15. 13. Para mayor información acerca de los dispositivos de control de influjo: Ellis T, Erkal A, Goh G, Jokela T, Kvernstuen S, Leung E, Moen T, Porturas F, Skillingstad T, Vorkinn PB y Raffn AG: “Dispositivos de control de influjo: Perfeccionamiento de los estándares,” Oilfield Review 21, no. 4 (Junio de 2010): 30-39. Chen et al, referencia 5.

25

Análisis de ganancia de producción: Válvula FVC versus dispositivo ICD pasivo 2,4

Producción acumulada de petróleo, millones de bbl

2,1 1,8 1,5 1,2 0,9 0,6 0,3 0 Ene. 2009

Oct. 2009

Jul. 2010

Abr. 2011

Ene. 2012

Oct. 2012

Jul. 2013

Abr. 2014

Ene. 2015

Fecha

> Ganancia probable en la producción total estimada. Se utilizaron aplicaciones de software para el modelado de campos que proporcionan balance de materiales, análisis nodal y de desempeño del sistema, para comparar la producción total estimada de los pozos operados por PETRONAS en el campo S. Se terminó el pozo con válvulas FCV de fondo de pozo controladas desde la superficie (azul) y se comparó con un pozo equipado con un dispositivo ICD pasivo (verde). El pozo equipado con las válvulas FCV proyecta una producción total estimada de 100 000 barriles más de petróleo que los pozos equipados con dispositivos ICD. (Adaptado de Chen et al, referencia 5.)

de terminación modulares integrados que incluían empacadores de aislamiento zonal, dos válvulas FCV de posición intermedia y de apertura y cierre, y sensores permanentes de presión y temperatura en tiempo real. El ensamble se envió al pozo como una única pieza de menos de 9 m [30 pies] de largo, lo que representaba entre la mitad y un tercio de la longitud requerida para una terminación inteligente convencional comparable. El ensamble además fue

probado previamente con electrónica y empalmes hidráulicos soldados en fábrica. Cada conexión probada fue fijada al ensamble y además se colocó a la carcasa una banda metálica adicional para proteger aún más el ensamble y evitar daños por impactos durante la instalación. Además de reducir los riesgos de fallas de instalación, éstas prácticas disminuyen el tiempo de instalación ya que reducen la cantidad de conexiones que deben hacerse y de líneas que

Zona 1

Zona 2

deben empalmarse en el sitio del pozo. En el caso del campo S, el ahorro de tiempo de equipo de terminación debido a la instalación, fue de dos tercios por zona en comparación con el tiempo requerido para una instalación convencional, o el equivalente a USD 400 000 por pozo terminado. Después de la instalación, se utilizó el análisis nodal del pozo combinado con el modelado de lapsos de tiempo para predecir escenarios de producción en base a la productividad del yacimiento para las trayectorias de pozo propuestas. Como no se disponían de las propiedades petrofísicas y geológicas detalladas para cada pozo a partir de un modelo de ajuste histórico, las mismas fueron calibradas contra el rendimiento del campo vecino. Los resultados de la simulación de la producción indicaron la manera en que las terminaciones inteligentes IntelliZone Compact permitirían el control y la producción zonal en diversos escenarios de producción y productividad del yacimiento. El sistema sería especialmente efectivo en el control del influjo de las zonas de altos índices de productividad mediante la utilización de una apertura menor de la válvula, mientras que estimularía el flujo de las zonas de bajos índices de productividad mediante válvulas completamente abiertas. El diseño IntelliZone Compact incluye opciones para tres tamaños de válvulas FCV, cada una con configuraciones de estrangulador totalmente abierto, totalmente cerrado y dos posiciones intermedias. En base a los modelos de simulación de yacimiento, se diseñaron los conjuntos de válvulas utilizando los siguientes criterios de selección: • control zonal para zonas discretas • balance de flujo para múltiples zonas • prevención de flujo transversal • capacidad suficiente para las diferencias en los índices de productividad zonales. Tasa de Índice de Tasa de producción producción, Corte de de gas, productividad bbl/d/psi bbl/d MMpc/d agua, %

Zona 1

Zona 2

Caso

Apertura, %

Apertura, %

Interior tubería, lpc

Espacio anular, lpc

∆Presión, psi

Interior tubería, lpc

Espacio anular, lpc

Caso 0

100

100

2 094

2 092

2

2 096

2 094

2

1 179,2

0,12

0,18

Caso 1

100

0

1 877

1 873

4

1 875

2 105

–230

555,4

21,30

0,05

138,9

Caso 2

0

100

2 101

2 035

66

2 102

2 100

2

1 067,6

4,85

0,08

533,8

Caso 3

33

100

2 095

2 091

4

2 097

2 095

2

1 144,4

0,22

0,19

Caso 4

67

100

2 095

2 092

3

2 097

2 095

2

1 143,4

0,21

0,18

Caso 5

100

67

2 085

2 082

3

2 086

2 101

–15

1 001,9

0,44

0,16

Caso 6

100

33

1 951

1 949

2

1 952

2 100

–148

1 050,6

0,37

0,17

∆Presión, psi

> Configuraciones de control de flujo. Midiendo la producción zonal con medidores de presión de fondo de pozo, los ingenieros analizaron siete configuraciones de válvulas de control para dos zonas en el pozo A2 del campo S. El caso 0 indicaba producción con las zonas completamente abiertas. En los casos 1 y 2, cerrando la producción de la zona 2 y luego de la zona 1 respectivamente, el operador estableció el índice de productividad y corte de agua para cada zona. Utilizando los resultados de los casos 0, 1 y 2 los ingenieros lograron discernir que debido a su bajo índice de productividad, la zona 1 no aportaba producción cuando ambas válvulas FCV estaban totalmente abiertas. Después de probar otras combinaciones, el equipo concluyó que el caso 3, con la válvula que controlaba la zona 1 abierta 33% y la válvula en la zona 2 abierta 100%, era la configuración óptima. (Adaptado de Chen et al, referencia 5.)

26

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2 500

50

50

1 500

30

1 000

20

500

0

10

0

1

2

3

4 5 Tiempo, meses

6

7

8

0

40

1 000 800

30

600

20

400 10

200 0

Corte de agua, %

40

Tasa de producción de petróleo, bbl/d

2 000

Corte de agua, %

Tasa de producción de petróleo, bbl/d

1 200

0

1

2

3

5 4 Tiempo, meses

6

7

8

0

> Comparación de perfiles de producción. El pozo A1 (izquierda), equipado con una terminación IntelliZone Compact, fue capaz de retardar el avance del agua (azul) y alcanzar y mantener un perfil de producción neta de petróleo (verde) más elevado que un pozo horizontal vecino (derecha) terminado en la misma arena. El pozo vecino, sin embargo, estaba afectado por la producción de agua, lo cual resultaba en una menor producción neta de petróleo. (Adaptado de Chen et al, referencia 5.)

Los ingenieros utilizaron aplicaciones de computación para el modelado integrado del campo, que proporcionan balance de materiales, análisis nodal, y análisis de rendimiento del sistema, para comparar la producción total estimada de los pozos terminados con sistemas IntelliZone Compact. Estudiaron dos escenarios de producción, ganancia potencial de producción y bloqueo de la producción del agua y gas en fondo de pozo. En el primer escenario, en comparación con los dispositivos ICD pasivos, los ingenieros encontraron que el control activo del flujo de fondo de pozo dio lugar a 15 900 m3 [100 000 bbl] adicionales de petróleo (página anterior, arriba). El análisis del segundo escenario, enfocado en el manejo del gas y el agua en fondo de pozo, indicó que el avance de agua que anula la producción ocurriría desde el yacimiento más pequeño y más permeable en el inicio de la sección horizontal del pozo. Cerrando dicha zona y abriendo la zona menos permeable y más espesa, en el extremo final del pozo horizontal, la producción continuaría.14 Utilizando los datos de los registros de incremento de presión, presión dinámica de fondo del pozo y pruebas de pozo realizadas en superficie, un equipo a cargo de los activos estudió la productividad y capacidad de producción zonal del yacimiento en el pozo A2 para comprender mejor el yacimiento. La contribución zonal fue monitoreada utilizando los medidores de presión de fondo de pozo y la producción se reguló con las válvulas FCV en cada zona. Después de estudiar siete configuraciones, el equipo a cargo de los 14. Chen et al, referencia 5.

Volumen 23, no.3

activos determinó qué aperturas de 33% y 100% en las zonas 1 y 2 respectivamente, creaban el flujo optimo (página anterior, abajo). El equipo de trabajo comparó un perfil de producción del pozo A1 con el de un pozo horizontal vecino con terminación en la misma arena (arriba). El primero mostraba un período prolongado de producción neta de petróleo elevada mientras que el avance de agua y gas se encontraban retardados. El segundo estaba afectado con un régimen de petróleo fluctuante y menor, acoplado con una acelerada irrupción de agua. Solución técnica a un problema de mercado Durante años, los desarrolladores de las tecnologías de la industria petrolera se han visto obstaculizados por la renuencia del sector a adoptar soluciones innovadoras. En general, la indecisión del usuario, especialmente respecto a las herramientas destinadas al sector de exploración y producción, se ha fundado en el temor a que el nuevo sistema falle al ser sometido a las duras condiciones de fondo de pozo. Con el tiempo, las dudas sobre la confiabilidad del sistema se han superado, y las innovaciones tales como los sistemas rotativos direccionales y las tuberías de revestimiento expandibles se han vuelto comunes. Lo mismo puede decirse en cuanto a la aceptación de la industria de la tecnología de terminación inteligente. Hoy en día, la resistencia de la industria con respecto a las terminaciones inteligentes provienen de preocupaciones financieras que tienen los operadores acerca de sus activos maduros o marginales; los operadores deben visualizar un aumento de producción debido a las capacidades de monitoreo y control de fondo de pozo en forma remota,

suficiente como para justificar los costos iniciales del hardware. La introducción de un sistema modular destinado a proporcionar a la industria las ventajas de una terminación inteligente tradicional a un costo mucho menor parece cumplir aquel requisito. Este cambio en la percepción acelerará la adopción de la tecnología de terminaciones inteligentes en la industria y, al hacerlo, repercutirá considerablemente en la manera en que los operadores ven sus campos marginales y maduros. Con la reducción de la barrera del costo inicial, las terminaciones inteligentes pueden extender la vida de los campos marginales debido a que la tecnología para controlar la producción frente a la formación, sin necesidad de realizar intervenciones, conduce a una mayor producción neta y producción total estimada mediante un mezclado más eficiente. Del mismo modo, los proyectos con escenarios económicos tan frágiles que quedaban archivados por temor a que los costos de las posibles futuras intervenciones pudieran contrarrestar la ganancia neta, ahora pueden ser llevados adelante. Mediante el uso de terminaciones inteligentes en estos proyectos marginales, los operadores pueden ahorrar en intervenciones y reducir la erogación de capital inicial en instalaciones auxiliares. La capacidad para manejar los parámetros de yacimiento mediante el control de flujo a fin de retardar el ingreso del agua frente a la formación, también permite a los operadores planificar instalaciones de superficie de menores dimensiones y reducir los costos asociados con el manejo del agua, lo cual repercute positivamente en los planes de desarrollo de los campos maduros o marginales. —RvF

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Gas de lutitas: Un recurso global La producción de cantidades comerciales de gas natural proveniente de lutitas ricas en materia orgánica era poco común hasta hace una década. El éxito experimentado en la lutita Barnett de Texas central, en EUA, creó un nuevo modo de pensar acerca de las lutitas generadoras de hidrocarburos. Las técnicas utilizadas en esa formación se aplicaron en otras cuencas de América del Norte donde las condiciones eran favorables para la extracción de gas natural de las rocas generadoras. La consecuencia en numerosas localizaciones de EUA y Canadá fue la producción exitosa de gas de lutitas. Esto despertó el interés exploratorio a escala global ya que actualmente las compañías buscan repetir ese logro.

Chuck Boyer Pittsburgh, PensiIvania, EUA Bill Clark Oklahoma City, Oklahoma, EUA Valerie Jochen College Station, Texas, EUA Rick Lewis Camron K. Miller Dallas, Texas Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Otoño de 2011: 23, no. 3. Copyright © 2012 Schlumberger.

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Las lutitas son la forma más abundante de roca sedimentaria que existe en la Tierra. Sirven como rocas generadoras de los hidrocarburos que migran hacia los yacimientos permeables y actúan como sellos para el entrampamiento de petróleo y gas en los sedimentos infrayacentes. Hasta hace poco, la industria del petróleo y el gas las consideraba estorbos a los que había que tolerar durante la perforación dirigida a los yacimientos de arenisca y caliza. Pero los geólogos y los ingenieros comenzaron a contemplar un tipo específico de lutitas —las lutitas ricas en materia orgánica— con una nueva perspectiva. Si exhiben las características adecuadas, las lutitas ricas en materia orgánica tienen el potencial para actuar no sólo como fuentes de hidrocarburos, sino también como yacimientos para explotar. El descubrimiento y la explotación de gas de formaciones de lutitas, que en un principio fuera un fenómeno exclusivamente norteamericano, se ha convertido en una búsqueda global para muchas compañías de exploración. El catalizador para el reciente auge de la exploración de lutitas es la lutita Barnett de Texas. Se necesitaron 20 años de experimentación para que esta extensión productiva se considerara económicamente viable. Y este éxito fue posible gracias al desarrollo y la aplicación de dos tecnologías —estimulación por fracturamiento hidráulico y perforación horizontal— en el momento adecuado.

Si bien la mayor parte del interés y las más grandes inversiones financieras se han concentrado en las cuencas de América del Norte, las compañías operadoras están intentando reproducir el éxito en otras partes del mundo. En lugares con poca producción de hidrocarburos propia, como los países de Europa, la exploración de lutitas reviste gran importancia. Sin embargo, el interés no se limita a América del Norte y Europa. Diversas partes del mundo están atrayendo capitales de inversión. Este artículo examina el estado actual de las actividades de exploración y desarrollo de las lutitas gasíferas a nivel mundial. Recursos no convencionales Los depósitos de lutitas ricas en materia orgánica con potencial para la producción de hidrocarburos se conocen como yacimientos no convencionales y como recursos no convencionales. Los yacimientos de gas no convencionales corresponden a sedimentos de permeabilidad baja a ultra baja que producen principalmente gas seco. Los yacimientos con una permeabilidad de más de 0,1 mD se consideran convencionales, y aquéllos cuya permeabilidad es inferior a ese valor límite se denominan no convencionales, si bien no existe fundamento científico alguno para tal designación. Según una definición más reciente, los yacimientos de gas no convencionales son aquéllos que no pueden ser explotados con tasas de flujo

Oilfield Review

económicas ni con volúmenes económicos a menos que el pozo sea estimulado mediante tratamientos de fracturamiento hidráulico o aquéllos a los que se llega mediante un pozo horizontal, pozos multilaterales o alguna otra técnica para exponer más superficie del yacimiento al pozo.1 Esta definición incluye las formaciones compuestas de areniscas gasíferas compactas y los carbonatos, además de recursos no convencionales tales como el carbón y las lutitas.2 El término recurso no convencional se refiere a los sedimentos que actúan al mismo tiempo como yacimiento y como fuente de hidrocarburos. A diferencia de las extensiones productivas convencionales, los recursos no convencionales cubren una superficie extensa y habitualmente no están confinados a la estructura geológica. La producción de hidrocarburos de depósitos de lutitas no es nueva, sino que constituye una práctica anterior a la industria petrolera moderna. En el año 1821, varias décadas antes de la perforación del primer pozo de petróleo, se perforó un

pozo comercial de gas de lutitas en Fredonia, Nueva York, EUA.3 En la década de 1920, la producción de gas natural más prolífica del mundo provino de depósitos de lutitas similares de la cercana cuenca de los Apalaches. Los métodos utilizados en esos tiempos para la explotación de las lutitas gasíferas poco tienen que ver con las prácticas actuales. Los operadores perforaban pozos verticales que producían tasas de flujo bajas. No obstante, el éxito de la producción de gas natural de la cuenca de los Apalaches despertó esperanzas en quienes más tarde intentaron explotar la lutita Barnett y otros recursos no convencionales similares. El desarrollo de la lutita Barnett se remonta al año 1981 en que Mitchell Energy & Development Corporation perforó un pozo exclusivamente para la producción de gas de lutitas. La gratificación no fue inmediata; 20 años de innovaciones en materia de perforación y terminación de pozos, además de los incrementos de los precios de las materias

primas básicas, crearon el marco que le confirió la viabilidad comercial a la extensión productiva. La estimulación por fracturamiento hidráulico constituyó la primera tecnología para obtener el gas entrampado en las lutitas. Esta práctica genera permeabilidad en las rocas que poseen muy poca permeabilidad natural. El fracturamiento de la lutita desde pozos verticales producía tasas de flujo de producción inicial elevadas, seguidas por una rápida caída. Los operadores notaron que era necesario un mayor contacto con el yacimiento para evitar estas declinaciones rápidas. De ese modo, junto con el fracturamiento hidráulico, la segunda tecnología facilitadora —la capacidad para perforar pozos horizontales de alcance extendido— permitió el contacto con un volumen significativamente mayor de roca yacimiento que el que es posible con pozos verticales. Mediante la aplicación de estas dos tecnologías combinadas, las compañías que operaban en la lutita Barnett demostraron que podían libe-

1. Consejo Nacional del Petróleo (NPC) de EUA: “Unconventional Gas Reservoirs—Tight Gas, Coal Seams, and Shales,” Washington, DC, documento de trabajo del Estudio Global de Petróleo y Gas del NPC, Contribución no. 29, 18 de julio de 2007. 2. Consejo de Protección de Aguas Subterráneas y ALL Consulting: “Modern Shale Gas Development in the

United States: A Primer,” Washington, DC, Oficina de Energía Fósil del DOE de EUA y Laboratorio Nacional de Tecnología Energética, 2009. Para obtener más información sobre el metano en capas de carbón, consulte: Al-Jubori A, Johnston S, Boyer C, Lambert SW, Bustos OA, Pashin JC y Wray A: “Metano en capas de carbón: Energía limpia para el mundo,” Oilfield Review 21, no. 2 (Diciembre de 2009): 4–15.

3. Departamento de Energía (DOE) de EUA y Laboratorio Nacional de Tecnología Energética (NETL): “Shale Gas: Applying Technology to Solve America’s Energy Challenges,” Washington, DC, DOE de EUA y NETL (Marzo de 2011), http://www.netl.doe.gov/technologies/ oil-gas/publications/brochures/Shale_Gas_March_2011. pdf (Se consultó el 22 de agosto de 2011).

Volumen 23, no.3

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Perspectivas globales Las compañías de E&P producen hidrocarburos de Lutita Marcellus lutitas como rutina. Por ejemplo, los operadores de Lutita Haynesville-Bossier Brasil, Estonia, Alemania y China producen petróleo de lutitas mediante el proceso de pirogenación.8 Lutita Woodford 5,0 No obstante, hasta el año 2011, no se registraba Lutita Fayetteville 4,5 ninguna operación comercial de producción de gas Lutita Barnett de lutitas fuera de América del Norte. Pero esa situa4,0 Lutita Antrim ción puede cambiar rápidamente. Existen proyec3,5 tos de exploración de lutitas gasíferas en curso en América del Sur, África, Australia, Europa y Asia. 3,0 En todo el mundo, las compañías de E&P están 2,5 adquiriendo y analizando datos sísmicos, perforando pozos exploratorios y evaluando formacio2,0 nes en busca de capacidades para la producción 1,5 de gas. Dada la continuidad de la evaluación de los recursos globales de lutitas, las estimaciones del 1,0 potencial de ese recurso se han elevado asombrosa0,5 mente (próxima página, arriba). Un estudio reciente 0,0 estimó que el potencial de gas natural global pro2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 veniente de las lutitas era de 716 trillones de m3 Año [25 300 Tpc]. No obstante, en muchos casos, el > Un rápido incremento de la producción de gas de lutitas en EUA. Desde el año 2000, la producción camino del desarrollo plantea desafíos significativos. anual de gas de lutitas en EUA se ha incrementado de un valor prácticamente insignificante a casi A diferencia del desarrollo de las lutitas en un cuarto del gas total producido. Las siete extensiones productivas indicadas produjeron 4,5 Tpc 3 EUA, donde los operadores más pequeños resulta[127 400 millones de m ] de gas natural en el año 2010. El total producido de todos los recursos no convencionales de lutitas de EUA fue de 4,87 Tpc [137 900 millones de m3] de gas seco. (Adaptado ron esenciales para gran parte de la actividad, las del DOE de EUA y del NETL, referencia 3.) operaciones de exploración y desarrollo de lutitas gasíferas en Europa tienden a ser dominadas por 3 nes de m /d [5 200 MMpc] de gas natural, lo cual las grandes compañías de energía multinacionales rarse volúmenes económicos de hidrocarburos de eclipsó los 152,9 millones de m3/d [5 400 MMpc/d] y las compañías petroleras estatales. Entre las las lutitas generadoras. Luego de este éxito, los operadores arremetieron con cuencas similares de la lutita Barnett.5 En el año 2010, se produje- compañías de Europa que tienen posiciones susen busca de lutitas que se convirtieran en la ron 137 900 millones de m3 [4,87 Tpc] de gas seco tanciales en términos de extensión areal se “próxima Barnett.” Las rocas por tanto tiempo de los diversos recursos no convencionales de encuentran ExxonMobil Corporation, Total S.A., ignoradas por la industria de E&P pronto se con- lutita de EUA (arriba). Esto representó el 23% de la ConocoPhillips Company y Marathon Company. virtieron en un tema de gran interés. producción anual de ese país.6 Y en cuanto a la pro- Con limitada experiencia en exploración y desarroComo prueba del éxito de la producción de ducción de gas de lutitas se avizora un futuro bri- llo de lutitas, estas compañías se están asociando gas de lutitas, en el año 2008, la lutita Barnett pasó llante. Según las proyecciones, la lutita Marcellus con las compañías que desarrollaron la industria a ser la extensión o formación productora de gas situada en la región de los Apalaches del este de de las lutitas gasíferas de América del Norte. Por más grande de EUA y contribuía con el 7% de todo EUA, que recién ahora está siendo explorada y ejemplo, Total adquirió una participación imporel gas natural producido en los 48 estados conti- desarrollada, cuenta con el potencial para supe- tante en Chesapeake Energy Corporation, una guos ese año.4 Con posterioridad, se registraron rar la producción de ambas formaciones de luti- empresa protagonista activa en diversos desarroéxitos en otras extensiones productivas de gas. tas: Barnett y Haynesville-Bossier.7 Ahora, las llos de lutitas en EUA. ExxonMobil acaba de adquiEn marzo de 2011, al cabo de sólo tres años de compañías de exploración están desplazando su rir XTO Energy Inc, movimiento al que muchos desarrollo, la prolífica lutita Haynesville-Bossier enfoque hacia otras regiones con la esperanza de analistas energéticos ven como un intento para adquirir conocimientos técnicos especiales en el de Luisiana y el este de Texas produjo 159,1 millo- desarrollar los recursos no explotados de lutitas. desarrollo de los recursos de lutitas.9 7. Monteith G: “Ohio Shale’s Energy Potential: It Could 4. Warlick D: “A Current View of the Top 5 US Gas Shales,” Más allá de la falta de experiencia técnica, Be Big,” hiVelocity (5 de mayo de 2011), Oil & Gas Financial Journal, (1° de febrero de 2010), http://www.hivelocitymedia.com/features/ http://warlickenergy.com/oil-gas-articles/a-currentexisten muchos otros factores que impiden el Shale5_5_11.aspx (Se consultó el 16 de octubre de 2011). view-ofthe-top-5-us-gas-shales/ (Se consultó el 17 desarrollo de los recursos de lutitas en Europa, de octubre de 2011). 8. Allix P, Burnham A, Fowler T, Herron M, Kleinberg R y Asia y América del Sur. La obtención de grandes Symington B: “Extracción del petróleo contenido en las 5. Administración de Información de Energía (EIA) de EUA: lutitas,” Oilfield Review 22, no. 4 (Junio de 2011): 4–15. “Haynesville Surpasses Barnett as the Nation’s Leading cantidades de agua para las operaciones de perShale Play,” Washington, DC, US EIA (18 de marzo de 9. Durham LS: “Poland Silurian Shale Ready for Action,” foración y estimulación constituye una preocupa2011), http://www.eia.gov/todayinenergy/detail. AAPG Explorer 31, no. 2 (Febrero de 2010): 14, 18. cfm?id=570 (Se consultó el 6 de octubre de 2011). ción importante, al igual que la disponibilidad 10. Kuuskraa et al, referencia 6. 6. Kuuskraa V, Stevens S, Van Leeuwen T y Moodhe K: 11. Arthur JD, Langhus B y Alleman D: “An Overview of limitada de equipos para servicios de campos “World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of Modern Shale Gas Development in the United States,” 14 Regions Outside the United States,” Washington, DC, petroleros; principalmente los del tipo utilizado ALL Consulting (2008), http://www.all-llc.com/ Administración de Información de Energía de EUA, publicdownloads/ALLShaleOverviewFINAL.pdf para tratamientos de fracturamiento hidráulico. Departamento de Energía, abril de 2011.

Producción anual de gas de lutita, Tpc

Lutita Eagle Ford

(Se consultó el 28 de septiembre de 2011).

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Oilfield Review

Además, se plantean problemas con respecto al uso potencial del suelo en las zonas densamente pobladas de Europa Occidental. Mientras que los derechos al subsuelo en relación con gran parte de las tierras en EUA son controlados por los terratenientes, no sucede lo mismo en otros países en los que el Estado es el propietario de los recursos subterráneos. Los conflictos potenciales entre los superficiarios y los responsables del desarrollo de los recursos constituyen quizás el desafío más desalentador para las operaciones de desarrollo en Europa. En la urgencia por proceder al desarrollo, es difícil ignorar los problemas no técnicos, entre los que se encuentran la geopolítica, la percepción pública y una diversidad de otras preocupaciones. A pesar de estos factores, y debido a la naturaleza revolucionaria de las extensiones productivas de lutitas gasíferas de EUA, el interés global se ha intensificado. En un informe integral publicado por la Administración de Información de Energía (EIA) de EUA en el año 2011 se evaluaron 48 cuencas de lutitas gasíferas de 32 países y se examinó el estado de desarrollo actual de

Estudio Rogner 1997, Tpc

Estudio EIA 2011, Tpc

América del Norte

Región

3 842

7 140

América del Sur

2 117

4 569

549

2 587

África

1 548

3 962

Asia

3 528

5 661

Australia

2 313

1 381

Otros

2 215

No disponible

Total

16 112

Europa

25 300

> Estimaciones del gas de lutitas. Un estudio efectuado en 1997 estimó que el volumen de reservas globales de gas de lutitas era de 16 112 Tpc [456 trillones de m3]. El estudio de la EIA de EUA del año 2011 incrementó esa estimación en casi el 60% y arrojó una cifra de 25 300 Tpc [716 trillones de m3]. [Adaptado de Rogner H-H: “An Assessment of World Hydrocarbon Resources,” Victoria, Columbia Británica, Canadá: Instituto de Sistemas Integrados de Energía, Universidad de Victoria (IESVic, 1997) y Kuuskraa et al, referencia 6.]

las lutitas (abajo).10 Según este informe, el mundo parece estar preparado para la revolución del gas de lutitas. Evaluaciones del gas de lutitas Estados Unidos: Actualmente, los únicos recursos no convencionales comerciales de lutitas se

localizan en América del Norte, y la mayor parte en EUA. La lutita Marcellus, en el noreste de EUA, es sin dudas la extensión productiva más grande ya que posee una superficie de 246 000 km2 [95 000 mi2]. A ésta le sigue la lutita New Albany, con un tamaño que equivale aproximadamente a la mitad de la primera.11 Otras zonas de lutitas

Cuencas establecidas con estimación de recursos Cuencas potenciales sin estimación de recursos Países con potencial desconocido

> Recursos globales de gas de lutitas. La EIA de EUA estudió 14 regiones con potencial de gas de lutitas. Las vastas masas de tierra de Rusia, Medio Oriente y África no fueron incluidas en el informe (sombreado gris). Las razones de la exclusión de estas regiones del informe fueron la escasez de datos de exploración o la presencia de reservas abundantes en yacimientos convencionales, lo que vuelve poco atractivo el gas de lutitas; por el momento actual. (Adaptado de Kuuskraa et al, referencia 6.)

Volumen 23, no.3

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con 42,5 trillones de m3 [1 500 Tpc], está a la cabeza de todas las demás. Si bien la lutita Marcellus parece alojar el mayor potencial, los operadores de la región recién han comenzado a explorarla y desarrollarla. De las lutitas explotadas activamente en nuestros días, la más vasta es la lutita Haynesville-Bossier con un GIP estimado en 20,3 trillones de m3 [717 Tpc]. Le sigue la lutita Barnett con 9,3 trillones de m3 [327 Tpc].12 Pero existen diversos recursos de lutitas actualmente en producción. Algunos de los más notables son Fayetteville, Woodford, Antrim, Eagle Ford y New Albany. Canadá: Numerosas cuencas de Canadá cuentan con un potencial significativo de gas de lutitas.

gasíferas importantes de EUA oscilan en extensión entre 13 000 y 30 000 km2 [5 000 y 12 000 mi2], y algunas demostraron ser productoras prolíficas (abajo). Sobre la base de las estimaciones del año 2011, las formaciones líderes con las tasas diarias combinadas más altas de producción son las lutitas Barnett y Haynesville-Bossier. La clasificación por producción, si bien constituye un indicador significativo, puede conducir a errores porque las diferentes extensiones productivas han experimentado niveles de desarrollo variables. Por el contrario, si las extensiones productivas de EUA se clasifican de acuerdo con las estimaciones del gas original en sitio (GIP), la lutita Marcellus,

Río Besa Inferior Montney

Las más extensas se encuentran ubicadas en el oeste de Canadá e incluyen la cuenca de Horn River, la bahía de Córdova, la cuenca de Laird, la cuenca Profunda y el grupo Colorado. Se estima que estas cinco cuencas contienen en forma conjunta 37,6 trillones de m3 [1 326 Tpc] de GIP, de los cuales 10 trillones de m3 [355 Tpc] se consideran técnicamente recuperables.13 Los sedimentos objetivo de las cuencas de Horn River, Córdova y Laird son de edad Devónico, y las principales formaciones de interés corresponden a las lutitas Muskwa, Otter Park, Evie, Klua y lower Besa River. Diversos operadores involucrados activamente en estas áreas han obtenido resultados positivos. Las extensiones productivas

Cuencas del Río Horn, de Cordova y Laird Cuenca Profunda

Muskwa, Otter Park, Lutitas Evie y Klua

Doig Phosphate

CANADÁ Grupo Colorado Frederick Brook

Niobrara* Cody

Heath**

Bakken ***

Utica

Horton Bluff

Gammon Mowry

Hilliard-BaxterMancos-Niobrara

Antrim Niobrara*

EUA

Mancos MontereyTemblor

Hermosa

Utica

PierreNiobrara

Lewis

New Albany

Marcellus

Excello-Mulky Woodford

Chattanooga

Monterey

Fayetteville Bend

New Caney Floyd-Neal

Avalon

Conasauga

Barnett BarnettWoodford

Tuscaloosa Haynesville-Bossier

Eagle Ford, La Casita Cuenca de Sabinas

MÉXICO

Eagle Ford

Extensiones productivas de lutitas prospectivas

Pearsall

Cuencas Cuenca de Burgos

Eagle Ford, Tithonian

Extensiones productivas de lutitas actuales

Cuenca de Tampico

Extensiones productivas apiladas Más someras o más modernas Profundidad o edad intermedia Más profundas o más longevas

0 0

600 400

1 200 km 800 mi

Cuenca de Tuxpan

Pimienta, Tamaulipas

Maltrata

* Extensión productiva mixta de lutitas y cretas ** Extensión productiva mixta de lutitas y calizas *** Extensión productiva mixta de lutitas y roca dolomía-limolita-arenisca compactas

Cuenca de Veracruz

> Extensiones productivas de lutitas de América del Norte. (Adaptado de Kuuskraa et al, referencia 6.)

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Triassicage Montney Shale y Doig Phosphate de edad Triásico se encuentran en la cuenca Profunda. Para julio de 2009, en la lutita Montney se habían perforado 234 pozos horizontales que producían 10,7 millones de m3/d [376 MMpc/d] de gas natural.14 En el este de Canadá existen numerosas extensiones productivas potenciales de lutitas, si bien no han sido tan extensivamente estudiadas como las del oeste. Las áreas prospectivas comprenden la porción canadiense de la lutita Utica de edad Ordovícico Superior en el cinturón plegado de los Apalaches, que se extiende por la frontera con EUA y aloja un GIP estimado de 4,4 trillones de m3 [155 Tpc], de los cuales 877 000 millones de m3 [31 Tpc] son técnicamente recuperables. En la lutita Utica se han perforado pocos pozos, y durante las pruebas se recuperó gas pero con tasas de producción bajas. La lutita lacustre Horton Bluff de la cuenca de Windsor es mucho más pequeña, con 255 millones de m3 [9 Tpc] de GIP, de los cuales unos 56 600 millones de m3 [2 Tpc] son técnicamente recuperables. Más hacia el oeste, la lutita Frederick Brook en la cuenca Maritimes de New Brunswick se encuentra transitando las etapas preliminares de exploración y evaluación. México: En México existen lutitas ricas en materia orgánica y térmicamente maduras de edad Jurásico y Cretácico. (Para obtener más información sobre las características de las lutitas orgánicas, véase “Revolución del gas de lutitas,” página 40.) Son similares a las lutitas gasíferas productivas de edad relativa de EUA, tales como las lutitas Eagle Ford, Haynesville-Bossier y Pearsall.15 Los recursos potenciales de lutitas se localizan en el noreste y en la zona centro-oriental de México, a través de la cuenca del Golfo de México. Las lutitas a las que se apunta como objetivos de exploración también actuaron como roca generadora para algunos de los yacimientos convencionales más grandes de México. 12. Arthur et al, referencia 11. 13. Kuuskraa et al, referencia 6. 14. Junta Nacional de Energía, Canadá: “A Primer for Understanding Canadian Shale as—Energy Briefing Note,” Calgary: Junta Nacional de Energía, Canadá (Noviembre de 2009), http://www.neb-one.gc.ca/clf-nsi/ rnrgynfmtn/nrgyrprt/ntrlgs/prmrndrstndngshlgs2009/ prmrndrstndngshlgs2009-eng.html (Se consultó el 10 de octubre de 2011). 15. Salvador A y Quezada-Muñeton JM: “Stratigraphic Correlation Chart, Gulf of Mexico Basin,” en Salvador A (ed): The Geology of North America, Volume J, The Gulf of Mexico Basin. Boulder, Colorado, EUA: The Geological Society of America (1991): 131–180. 16. Kuuskraa et al, referencia 6. 17. Weeden S: “Mexico Aims to Tap World’s Fourth Largest Shale Gas Reserves,” Hart Energy E&P, (26 de agosto de 2011), http://www.epmag.com/2011/August/item87574.php (Se consultó el 20 de septiembre de 2011).

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PERÚ BOLIVIA

BRASIL

PARAGUAY

Cuenca Paranaense

Cuenca Chaquense

CHILE

ARGENTINA

URUGUAY AMÉRICA DEL SUR

Cuenca Neuquina

Cuenca del Golfo San Jorge

Cuenca Austral-Magallanes

0 0

Cuenca prospectiva 500 1 000 km 300

600 mi

> Cuencas de lutitas de América del Sur. (Adaptado de Kuuskraa et al, referencia 6.)

Si bien se ha reportado el desarrollo de poca actividad de exploración de las lutitas gasíferas en las cinco cuencas de México estudiadas por la EIA de EUA, existe GIP estimado de 67 trillones de m3 [2 366 Tpc], de los cuales se considera que 19,3 trillones de m3 [681 Tpc] son técnicamente recuperables.16 Las cinco cuencas de interés para el desarrollo de las lutitas son las de Burgos (que incluye las lutitas de la formación Eagle Ford y las lutitas de edad Titoniano), Sabinas (que incluye las lutitas de la formación Eagle Ford y de la formación La Casita de edad Titoniano), Tampico (lutita de la formación Pimienta), Tuxpan (lutitas de las formaciones Pimienta y Tamaulipas) y Veracruz (lutita de la formación Maltrata). Si bien existe un alto interés en el desarrollo de yacimientos de lutita en México, muchas de las lutitas ricas en materia orgánica son estructuralmente complejas debido al sobrecorrimiento o se encuentran a más de 5 000 m [16 400 pies] de profundidad; demasiada profundidad para encarar el desarrollo utilizando la tecnología actual. Los objetivos potenciales más grandes se hallan en el norte y corresponden a las lutitas Eagle Ford y Titonianas de las cuencas de Burgos y Sabinas.

En la cuenca del Río Grande, en el sur de Texas, la formación Eagle Ford produjo tanto gas como petróleo. Dado que esta formación se extiende a lo largo del límite y penetra en las cuencas de Burgos y Sabinas de México, la producción exitosa del lado del límite que corresponde a EUA promete la obtención de resultados similares para el lado mexicano. En su primer pozo exploratorio de gas de lutitas, la compañía petrolera estatal de México, Petróleos Mexicanos (PEMEX) Exploración y Producción, anunció recientemente el éxito de una prueba de gas de la lutita Eagle Ford en la cuenca de Burgos. La producción comenzó en mayo de 2011 con una tasa de 84 000 m3/d [3,0 MMpc/d] aproximadamente. PEMEX tiene previsto perforar 20 pozos más en el futuro cercano para evaluar de manera más exhaustiva el potencial de recursos de las cinco cuencas mencionadas.17 América del Sur: En América del Sur se localizan varias cuencas de lutitas gasíferas potenciales (arriba). Sin lugar a dudas, la Argentina posee el potencial de recursos más grande, con un GIP de 77 trillones de m3 [2 732 Tpc], de los cuales 21,9 trillones de m3 [774 Tpc] se consideran téc-

33

nicamente recuperables.18 Le sigue Brasil con 25,7 trillones de m3 [906 Tpc], de los cuales 6,4 trillones de m3 [226 Tpc] se consideran recuperables. Chile, Paraguay y Bolivia también cuentan con recursos cuantiosos. Uruguay, Colombia y Venezuela poseen un potencial limitado para el desarrollo de lutitas. La cuenca Neuquina, en la porción centro-occidental de Argentina, parece alojar parte del mayor potencial para el desarrollo de lutitas gasíferas. Se trata de una región que ya se define como importante productora de petróleo y gas de areniscas convencionales y compactas. La formación Los Molles de edad Jurásico Medio y la formación Vaca Muerta de edad Cretácico Temprano contienen sedimentos ricos en materia orgánica. Estas dos lutitas marinas de aguas profundas constituyeron la fuente de la mayoría de los campos de petróleo y gas de la cuenca Neuquina. La formación Vaca Muerta exhibe algunas de las mejores características para el desarrollo, con niveles promedio altos de carbono orgánico total (TOC) (4,0%), una profundidad moderada —2 440 m [8 000 pies]— y condiciones de sobrepresión.19 La formación Los Molles es más madura que la formación Vaca Muerta y se encuentra a una profundidad promedio de 3 810 m [12 500 pies]. Si bien cubre un área geográfica más grande, los valores del TOC más bajos (1,5% en promedio) de la formación Los Molles proporcionan menos GIP neto que en la formación Vaca Muerta. No obstante, existen secciones más ricas en la formación Los Molles con valores del TOC que promedian entre un 2% y un 3%. Recientemente, Repsol YPF S.A. comenzó a perforar, terminar, estimular por fracturamiento y probar algunos pozos en la cuenca Neuquina y terminó con éxito un pozo productor de petróleo en la formación Vaca Muerta.20 Apache Corporation Argentina, terminó recientemente un pozo de lutita en la formación Los Molles, que produjo cantidades significativas de gas.21 La cuenca del Golfo San Jorge en la Patagonia central da cuenta del 30% de la producción convencional de petróleo y gas de Argentina. La lutita de la formación Aguada Bandera de edad Jurásico Tardío y Cretácico Temprano fue la roca generadora predominante para estas acumulaciones. Con un buen grado de madurez térmica en la mayor parte de la cuenca y valores del TOC entre medios y altos, la formación Aguada Bandera posee potencial para la producción de gas de lutitas. Se encuentra a profundidades que oscilan entre 3 487 y 3 706 m [11 440 y 12 160 pies]. El ambiente depositacional lacustre de estos sedimentos plantea un riesgo potencial para el desarrollo porque las lutitas lacustres se consideran objetivos generalmente peores que las lutitas marinas.22

34

Otra lutita lacustre, la lutita Pozo D-129 de edad Cretácico Temprano, también se localiza en la cuenca del Golfo San Jorge. Exhibe un espesor consistente de 915 m [3 000 pies] en la porción central de la cuenca, y el análisis inicial de los sedimentos indica la existencia de valores del TOC moderados y buena madurez térmica. Los mejores prospectos para los desarrollos de lutitas gasíferas se encuentran en las porciones central y septentrional de la cuenca debido a la naturaleza potencialmente petrolífera de las porciones australes. La cuenca Austral-Magallanes del sur de la Patagonia se extiende a lo largo del límite entre Argentina y Chile. La porción chilena de la cuenca, es decir Magallanes, da cuenta de la producción de petróleo esencialmente de todo el país. La roca generadora principal para la cuenca es la formación Inoceramus Inferior de edad Cretácico Inferior, que contiene depósitos de lutitas ricos en contenido orgánico. Esta formación posee un espesor de 200 m [656 pies] aproximadamente, se encuentra a profundidades comprendidas entre 2 000 y 3 000 m [6 562 y 9 842 pies] y exhibe valores del TOC oscilantes entre bajos y medios.23 La cuenca Chacoparanaense es inmensa y se extiende a través de un área de más de 1 294 994 km2 [500 000 mi2]. La cuenca cubre la mayor parte de Paraguay y partes de Brasil, Uruguay, Argentina y Bolivia. No ha sido explorada extensivamente y tiene menos de 150 pozos perforados. La formación Los Monos de edad Devónico contiene varios depósitos de lutitas marinas. El más prometedor es San Alfredo, que corresponde a una capa espesa y monótona de lutitas negras que suprayacen un nivel arenoso. Si bien puede alcanzar un espesor de 3 658 m [12 000 pies], se considera que sólo 600 m [2 000 pies] exhiben riqueza orgánica.24 La escasa información disponible indica la presencia de una matriz de lutita con buenas características para la estimulación por fracturamiento hidráulico. Sobre la base del espesor asumido, la madurez térmica y las saturaciones de gas, y utilizando los datos de los pocos pozos perforados en la cuenca, los ingenieros estimaron un valor conservador de GIP de 59 trillones de m3 [2 083 Tpc], con 14,8 trillones de m3 [521 Tpc] técnicamente recuperables.25 Europa: Europa posee muchas cuencas con áreas prospectivas de gas de lutitas (próxima página). Dado que parece alojar el mayor potencial, Polonia es uno de los países de Europa más activos en la exploración de lutitas gasíferas. Las cuencas del Báltico y de Lublin de edad Silúrico se disponen en dirección centro-norte o sudeste a través del país y están limitadas por la zona de falla transeuropea. La cuenca de Podlasie se encuentra ubi-

cada al este de estas dos cuencas. Las cuencas de Lublin y Podlasie son similares entre sí y se diferencian de la cuenca del Báltico por los rasgos geológicos y el fallamiento tectónico regional. El volumen de gas en sitio correspondiente a estas tres cuencas se estima en 22,4 trillones de m3 [792 Tpc], de los cuales 5,3 trillones de m3 [187 Tpc] se consideran técnicamente recuperables.26 Si bien la cuenca de Podlasie exhibe algunas de las mejores características, la cuenca del Báltico es, sin dudas, la más grande en extensión areal y en GIP total. Existen varias compañías de exploración con una participación activa en Polonia, y el primer pozo de exploración de lutitas fue perforado en la cuenca del Báltico en el año 2010. El pozo de evaluación vertical constituyó una operación conjunta entre 3Legs Resources plc y ConocoPhillips Company. BNK Petroleum Inc perforó y probó algunos pozos en la cuenca del Báltico, en busca de las formaciones de edad Silúrico y Ordovícico.27 Con un GIP estimado de 20,4 trillones de m3 [720 Tpc] y 5,1 trillones de m3 [180 Tpc] recuperables, Francia sigue de cerca a Polonia en cuanto a recursos estimados de lutitas gasíferas.28 Estos recursos se encuentran principalmente en la cuenca de París y en la cuenca del Sudeste. La cuenca de París contiene dos lutitas ricas en materia orgánica, la formación de lutitas negras de edad Toarciano y las lutitas de edad PérmicoCarbonífero. Algunas porciones de las lutitas de edad Toarciano son térmicamente inmaduras y poseen un alto contenido de petróleo, lo que limita su potencial gasífero. Las lutitas PérmicasCarboníferas más maduras —cuya edad oscila entre el Pensilvaniano y el Pérmico Tardío— se encuentran a mayor profundidad y han sido menos exploradas que las del sector norte de la cuenca de París. El espesor promedio de las lutitas es de unos 350 m [1 150 pies], si bien en el margen este de la cuenca pueden observarse espesores de más de 2 200 m [7 200 pies] en secciones aisladas. El número de datos disponibles a partir de registros de pozos es mínimo, de modo que las estimaciones del volumen de gas se basan en hipótesis extrapoladas. La mayor parte de la actividad exploratoria de la cuenca de París se ha dirigido al petróleo de lutita, más que al gas. No obstante, recientemente, las compañías de E&P han apuntado a los recursos no convencionales más profundos que se encuentran en la ventana de gas. Las formaciones de lutitas más promisorias de la cuenca Sudeste son las lutitas negras Terres Noires de edad Jurásico Superior y las lutitas negras Liásicas de edad Jurásico Inferior. La porción este de la lutita Terres Noires se encuentra en la ventana de gas, en tanto que los bordes occiden-

Oilfield Review

impacto ambiental.29 Más importante aún es una prohibición gubernamental de todos los procesos de fracturamiento hidráulico en Francia, que fue promulgada en junio de 2011.30 La extracción de gas de lutitas no se prohíbe expresamente, pero sin la capacidad para aplicar la tecnología de fracturamiento es difícil lograr la viabilidad de los recursos no convencionales. Al norte de Francia, la cuenca alemana del Mar del Norte se extiende a través del Mar Norte desde Bélgica hasta la frontera este de Alemania, atravesando los Países Bajos. Dentro de esta cuenca existen numerosas formaciones con potencial de gas de lutitas, incluidas las lutitas de Posidonia

tales todavía se hallan en la ventana de gas húmedo-petróleo. Dado que alguna vez se encontró a mayor profundidad pero fue levantada a lo largo de su margen oeste, la lutita Liásica por lo general es térmicamente más madura que la lutita Terres Noires. Si bien el potencial de la lutita Liásica como recurso se considera más grande que el de la lutita Terres Noires, su mayor contenido de arcilla dificulta los tratamientos de estimulación por fracturamiento. En la actualidad, existe una suspensión de las actividades de investigación y perforación en busca de petróleo y gas de lutitas en Francia, ya que está pendiente la ejecución de estudios de

(localizadas en porciones aisladas de los Países Bajos y Alemania), las lutitas Wealden (Alemania) y las lutitas de edad Carbonífero (Namuriano) (Países Bajos).31 Un volumen significativo de las lutitas de Posidonia y Wealden se encuentra térmicamente inmaduro y sólo existen secciones aisladas con potencial gasífero. El potencial es bajo en estas dos lutitas; se estima un GIP de 736 000 millones de m3 [26 Tpc] y 198 000 millones de m3 [7 Tpc] recuperables en la lutita Posidonia y un GIP de 254 000 millones de m3 [9 Tpc] y 56 600 millones de m3 [2 Tpc] recuperables en la lutita Wealden. La lutita más profunda y muy madura de edad

NORUEGA SUECIA Lutita Alum

Sistema petrolero Norte IRLANDA REINO UNIDO

Cuenca del Weald Cuenca de París

BELARÚS

ALEMANIA

AUSTRIA Cuenca del Po

Cuenca de Ebro

ITALIA

PORTUGAL

Cuenca prospectiva 0 0

POLONIA Falla transeuropea

Cuenca de Lublin

500

UCRANIA

MOLDAVIA

HUNGRÍA Cuenca de PannoniaTransilvania

CROACIA BOSNIA Y HERZOVINA SERBIA

Cuenca de los CárpatosBalcanes RUMANIA

BULGARIA ALBANIA

Área prospectiva 750

Cuenca de Podlasie

Cuenca de ESLOVAQUIA Molasse Cuenca de Viena

Cuenca de Aquitane Cuenca del Sudeste

ESPAÑA

LITUANIA

REP. CHECA

FRANCIA

Cuenca del Peniche Lusitaniano

Cuenca del Báltico

PAÍSES BAJOS BÉLGICA

RUSIA

LETONIA

DINAMARCA

Cuenca alemana del Mar del Norte

Sistema petrolero Sur

ESTONIA

1 500 km

MACEDONIA

GRECIA

TURQUÍA

1 000 mi

> Cuencas de lutitas de Europa. (Adaptado de Kuuskraa et al, referencia 6.) 18. Kuuskraa et al, referencia 6. 19. El TOC rige el potencial de la lutita como recurso. Los objetivos de exploración habitualmente exhiben valores del TOC cuyo rango oscila entre el 2% y el 10%. 20. OilandGasInvestor.com: “Argentina’s Neuquén Basin Shales,” http://www.oilandgasinvestor.com/article/ Argentinas-Neuquen-Basin-Shales_84718 (Se consultó el 20 de septiembre de 2011). 21. Natural Gas Americas: “First Horizontal Shale Gas Well Completed in Argentina,” (19 de agosto de 2011), http://naturalgasforamerica.com/horizontal-shalegascompleted-argentina.htm (Se consultó el 25 de septiembre de 2011).

Volumen 23, no.3

22. Kuuskraa et al, referencia 6. 23. Kuuskraa et al, referencia 6. 24. Kuuskraa et al, referencia 6. 25. Kuuskraa et al, referencia 6. 26. Kuuskraa et al, referencia 6. 27. BNK Petroleum: “BNK Petroleum Inc. Baltic Basin Update,” (4 de septiembre de 2011), http://www.bnkpetroleum.com/newsletters/ BNK%20Press%20Release%20Poland%20update %20Sept%204th%20final.pdf (Se consultó el 5 de septiembre de 2011).

28. Kuuskraa et al, referencia 6. 29. Sheehan J: “Europe Gears Up for the Shale Gale,” Journal of Petroleum Technology 63, no. 7 (Julio de 2011): 32–37. 30. Patel T: “France Vote Outlaws ‘Fracking’ Shale for Natural Gas, Oil Extraction,” Bloomberg (1° de julio de 2011), http://www.bloomberg.com/news/2011-07-01/ france-vote-outlaws-fracking-shale-for-natural-gasoilextraction.html (Se consultó el 20 de septiembre de 2011). 31. Kuuskraa et al, referencia 6.

35

Carbonífero (Namuriano) contiene un GIP estimado de 1,8 trillones de m3 [64 Tpc], con 453 000 millones de m3 [16 Tpc] recuperables.32 Actualmente, varias compañías están desarrollando actividades de exploración, tanto en Alemania como en los Países Bajos. Más hacia el norte, la lutita Alum se extiende a través de Noruega, Suecia y Dinamarca. Las zonas que se encuentran en la ventana de gas son prometedoras en términos de producción; no obstante, los datos son escasos. Sobre la base de los datos disponibles, el GIP estimado es de 16,7 trillones de m3 [589 Tpc] con 4,2 trillones de m3 [147 Tpc] considerados técnicamente recuperables. La cuenca de Pannonia-Transilvania cubre la mayor parte de Hungría, Rumania y Eslovaquia. Se cree que los sedimentos marinos depositados en esta cuenca durante la edad Oligoceno constituyen la fuente de la mayoría de los hidrocarburos convencionales de Hungría. Si bien las lutitas han estado expuestas a un gradiente geotérmico

muy alto, que ha acelerado la maduración del material orgánico, la calidad de las rocas ricas en contenido de arcilla es pobre para la producción de gas de lutitas. Las actividades de exploración se encuentran en la etapa especulativa temprana y algunas pruebas iniciales fueron desalentadoras. El Reino Unido e Irlanda son otras dos áreas de exploración de lutitas. El Reino Unido posee dos horizontes petroleros principales: el sistema petrolero norte de edad Carbonífero y el sistema petrolero sur de edad Mesozoico.33 Los dos sistemas contienen varias cuencas con una historia depositacional y tectónica similar. Las acciones gubernamentales destinadas a restringir las actividades de exploración de lutitas cambiaron su curso en mayo de 2011 y recientemente se ha registrado un incremento de las operaciones de perforación de exploración en ambos sistemas. La exploración petrolera en el sistema petrolero norte existe hace más de 100 años y la lutita

TÚNEZ

Cuenca de Tadla MARRUECOS Cuenca de Ghadames

Cuenca de Tindouf

0 MAURITANIA

LIBIA

ARGELIA

SAHARA OCCIDENTAL

Cuenca prospectiva 600

0

400

Cuenca de Sirte

Área prospectiva 1 200 km 800 mi

NIGERIA

Bowland en la cuenca del Cheshire de esta región detenta un gran potencial para el desarrollo. Se necesitan datos adicionales para evaluar este recurso en forma exhaustiva, especialmente en las regiones occidentales.34 Las estimaciones actuales del GIP se encuentran en el orden de 2,7 trillones de m3 [95 Tpc], de los cuales 538 000 millones de m3 [19 Tpc] son técnicamente recuperables. Recientemente, Cuadrilla Resources Ltd anunció el descubrimiento de 5,7 trillones de m3 [200 Tpc] de gas de lutitas en la lutita Bowland, cifra que excede con creces las estimaciones publicadas para la región.35 El sistema petrolero sur ha sido explorado desde la década de 1920, si bien hasta el descubrimiento del campo Wytch Farm en el año 1973 se registraron pocos hallazgos destacados. La lutita generadora Liásica exhibe un potencial gasífero limitado. Es profunda, ya que promedia 4 114 m [13 500 pies], pero carece de madurez térmica. El potencial de recursos recuperables es de sólo 28 300 millones de m3 [1 Tpc]. Celtique Energie Petroleum Ltd posee concesiones en la lutita Liásica de la cuenca del Weald. Se cree que esta lutita aloja cantidades comerciales de gas húmedo, condensado y petróleo.36 Existen muchos otros depósitos de lutitas en cuencas de Europa que pueden ofrecer potencial para la exploración y el desarrollo. En su mayoría no han sido ampliamente explorados o no se han publicado datos para la evaluación de todo su potencial. África: El continente africano posee varias cuencas de lutitas consideradas recursos no convencionales potenciales. Debido a la presencia de recursos convencionales sin explotar, ha habido

CHAD

BOTSWANA

SWAZILAND

NAMIBIA SUDÁFRICA

Cuenca de Karoo

LESOTO ÁFRICA

0 0

Cuenca prospectiva 300 200

Área prospectiva 600 km 400 mi

> Cuencas de lutitas de África. Sólo se muestran Sudáfrica y África Septentrional debido a la falta de datos correspondientes a gran parte de África continental. (Adaptado de Kuuskraa et al, referencia 6.)

36

Oilfield Review

pocos informes de actividad de exploración de las lutitas gasíferas (página anterior). La excepción notable con respecto a esta situación la constituye Sudáfrica, donde compañías de E&P importantes e independientes se han involucrado activamente en la producción de gas de lutitas. La cuenca de Karoo, ubicada en la porción central y sur de Sudáfrica, cubre casi dos tercios del país. El grupo de lutitas Ecca de edad Pérmico contiene volúmenes significativos de gas, con un GIP estimado de 51,9 trillones de m3 [1 834 Tpc], de los cuales 13,7 trillones de m3 [485 Tpc] son técnicamente recuperables.37 Las lutitas de esta cuenca se caracterizan como térmicamente maduras y con alto contenido orgánico y se encuentran en la ventana de gas seco. Muchas lutitas ricas en materia orgánica se hallan en las cuencas de África septentrional — desde el Sahara Occidental y Marruecos y pasan por Argelia, Túnez y Libia— pero la mayor parte de las compañías de exploración se están concentrando en el descubrimiento y el desarrollo de los yacimientos convencionales de estas regiones. No obstante, a diferencia de Argelia, Túnez y Libia, Marruecos cuenta con pocas reservas de gas natural y depende considerablemente de las importaciones para satisfacer sus necesidades de consumo interno. Por este motivo, en esa zona existen actividades de exploración en curso en los depósitos de lutitas. La cuenca de Tindouf (que se extiende a través de Marruecos, el Sahara Occidental, Mauritania y el oeste de Argelia), y en menor medida, la cuenca de Tadlan (en Marruecos central), son objetivos de exploración y posiblemente de desarrollo como recursos no convencionales de lutitas. Estos depósitos de lutitas de edad Silúrico contienen un GIP estimado de 7,5 trillones de m3 [266 Tpc], con aproximadamente 1,5 trillón de m3 [53 Tpc] técnicamente recuperables.38 La actividad de exploración en Marruecos, incluidas la adquisición sísmica y las operaciones de perforación exploratoria, comenzó recientemente pero aún se encuentra en las primeras etapas. San León Energy plc ha manifestado interés en el gas de lutitas, pero en este momento está explorando áreas prospectivas de lutitas petrolíferas en el oeste de Marruecos.39 Excepto lo observado precedentemente, y a lo largo de la costa oeste de África, donde las compañías de E&P siguen descubriendo, produciendo y desarrollando recursos convencionales, gran parte del resto de África permanece inexplorado. En este momento, la escasez de información, junto con la falta de recursos de perforación y exploración, crean un ambiente deficiente para el desarrollo de lutitas gasíferas.

Volumen 23, no.3

China: En China se han identificado muchas lutitas ricas en materia orgánica que resultan prometedoras como recursos no convencionales (abajo). Con un GIP estimado de 144,4 trillones de m3 [5 101 Tpc] y 36,1 trillones de m3 [1 275 Tpc] de gas técnicamente recuperable, el potencial es comparable con el de América del Norte.40 Existen dos grandes cuencas sedimentarias de interés: la cuenca de Sichuan al sur y la cuenca de Tarím al oeste. Con depósitos de lutitas ricas en materia orgánica de gran espesor, estas cuencas cubren amplias extensiones y poseen buenas características prospectivas para el desarrollo. En la cuenca de Sichuan, se observan lutitas marinas térmicamente maduras de edad Cámbrico Inferior (formación Qiongzhusi) y Silúrico Inferior (formación Longmaxi). Las compañías de exploración han manifestado un interés considerable en estas formaciones debido a los rastros de gas hallados en los pozos exploratorios. Su bajo contenido de arcillas también constituye una ventaja, lo que las convierte en candidatos potencialmente buenos para los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico. No obstante, la presencia extensiva de pliegues y fallas plantea una importante complejidad estructural, lo que introduce riesgos para el desarrollo futuro.

Actualmente, algunos operadores están efectuando evaluaciones y pruebas en la cuenca de Sichuan, si bien no se ha confirmado la existencia de producción comercial. No obstante, según se informa, en el año 2010 China Petroleum and Chemical Corporation (Sinopec) produjo cantidades comerciales de gas a partir de pruebas realizadas en dos partes diferentes de la cuenca de Sichuan; el distrito de Yuanba al noreste y el distrito de Fuling al sudeste.41 La cuenca de Tarím, en el oeste de China, es una de las cuencas de exploración de frontera más grande del mundo. Las lutitas de interés son de edad Cámbrico y Ordovícico y actuaron como roca generadora de los 795 millones de m3 [5 000 millones de bbl] de hidrocarburos de petróleo equivalente de los yacimientos carbonatados convencionales de la región. No obstante, las condiciones áridas de la región —que yace por debajo del desierto de Taklimakán— dejan en claro que la obtención de agua para los procesos de fracturamiento será difícil. Las lutitas de edad Cámbrico alojadas en las depresiones de Manjiaer y Awati tienen más de 1 km [3 280 pies] de espesor, y ambos depósitos se encuentran en la ventana de gas seco. La profundidad excesiva de estos depósitos limita el metraje neto de lutitas ricas en materia orgánica accesi-

MONGOLIA

KAZAJSTÁN

0

Cuenca del Tarím

Cuenca prospectiva 600

0

400

1 200 km 800 mi

CHINA

Cuenca de Sichuan NEPAL INDIA MYANMAR

> Cuencas de lutitas de China. (Adaptado de Kuuskraa et al, referencia 6.) 32. Kuuskraa et al, referencia 6. 33. Kuuskraa et al, referencia 6. 34. Kuuskraa et al, referencia 6. 35. Chazan G: “U.K. Gets Big Shale Find,” The Wall Street Journal (22 de septiembre de 2011), http://online.wsj. com/article/SB1000142405311190456390457658490413 9100880.html (Se consultó el 26 de septiembre de 2011). 36. Celtique Energie: “Central Weald—Further Data,” http://www.celtiqueenergie.com/operations/uk/ southern_england/central_weald_data.html (Se consultó el 21 de septiembre de 2011).

37. Kuuskraa et al, referencia 6. 38. Kuuskraa et al, referencia 6. 39. Petroleum África: “San Leon Moves Toward Moroccan Shale Oil,” (28 de junio de 2011), http://www.petroleumafrica.com/en/newsarticle. php?NewsID=11703 (Se consultó el 1° de septiembre de 2011). 40. Kuuskraa et al, referencia 6. 41. Reuters: “Sinopec Strikes Shale Gas Flow in Sichuan Basin,” (23 de diciembre de 2010), http://www.reuters.com/ article/2010/12/23/sinopec-shale-gas-idUSTOE6BM03X 20101223 (Se consultó el 27 de septiembre de 2011).

37

bles, pero la alta calidad de este recurso —bajo contenido de arcilla, gas seco, TOC moderado y buena porosidad— las convierte en objetivos preferenciales para la exploración y la evaluación. Los potenciales como recurso de las lutitas de edad Ordovícico contenidas en la depresión de Manjiaer son aún mayores que los de las lutitas Cámbricas, con un espesor neto de 1 600 m [5 250 pies] de depósitos ricos en contenido orgánico. Las lutitas ricas en materia orgánica de edad Ordovícico, alojadas en la depresión de Awati, poseen un espesor de 400 m [1 300 pies]. Lamentablemente, gran parte de los recursos de estas dos formaciones se encuentran a demasiada profundidad para proceder al desarrollo de las lutitas utilizando la tecnología disponible actualmente. No se ha informado acerca de actividades de exploración y evaluación de lutitas en la cuenca de Tarím.42 Existen otras cinco cuencas sedimentarias en China pero son cuencas no marinas y carecen de madurez térmica, si bien esto no ha impedido la exploración y evaluación de su potencial. Sobre la base de los primeros resultados, las cinco cuencas parecen no prospectivas en cuanto al gas de lutitas, si bien continúan las actividades de adquisición y evaluación de datos. India y Pakistán: En India existen varias cuencas que contienen lutitas ricas en materia orgánica, si bien sólo cuatro se consideran prioritarias para la exploración; Pakistán posee una cuenca con potencial (derecha). Otras cuencas carecen de madurez térmica o sus datos son demasiado limitados para llevar a cabo una evaluación exhaustiva. Las cinco cuencas de estos países son la cuenca de Cambay en India occidental, la cuenca de KrishnaGodavari a lo largo de la costa este de India, la cuenca de Cauvery en India meridional, la cuenca del Valle del Damodar en el noreste de India y la cuenca Southern Indus en el sector sudeste de Pakistán. Se estima que las cinco cuencas poseen un GIP combinado de 14 trillones de m3 [496 Tpc], de los cuales 3,2 trillones de m3 [114 Tpc] se consideran técnicamente recuperables.43 Debido a la actividad tectónica, las cuencas de India y Pakistán son geológicamente complejas. La lutita Kommugudem en la cuenca de Krishna-Godavari de la India parece ofrecer el mayor potencial para la producción, seguida por la lutita Cambay de la cuenca de Cambay. El análisis de la lutita Barren Measure del Valle del Damodar la clasifica como la de menor potencial de las cuatro cuencas de la India. Existen actividades de exploración en curso en la India con cierto grado de éxito. Si bien el

análisis indicó la existencia de potencial marginal para la producción comercial de la lutita Barren Measure de edad Pérmico, en la cuenca del Valle del Damodar, fue el lugar donde se perforó el primer pozo de gas de lutitas de India. El pozo RNSG-1 de 2 000 m [6 562 pies] de profundidad, perforado por Oil and National Gas Corporation (ONGC) Ltd, se destaca por ser uno de los primeros pozos fuera de EUA y Canadá que produce gas de lutitas en cantidades comerciales.44 Se tienen previstos otros pozos de exploración y evaluación para esta cuenca. Dos formaciones de lutitas ricas en materia orgánica en la cuenca de Southern Indus de Pakistán son las formaciones Sembar y Ranikot. Actualmente, no existen datos públicos disponibles sobre la exploración o el desarrollo de lutitas gasíferas en estas formaciones. Las estimaciones basadas en datos adquiridos previamente corresponden a un GIP combinado de 5,8 trillones de m3 [206 Tpc], de los cuales se cree que es técnicamente recuperable 1,4 trillón de m3 [51 Tpc].45 Australia: Los operadores de Australia tienen una larga historia en el desarrollo de yacimientos no convencionales, que incluyen gas en arenas compactas y metano en capas de carbón (CBM). La experiencia con el CBM constituye un activo en el desarrollo de los recursos de lutitas gasíferas porque los equipos y técnicas utilizados para desarrollar las lutitas son similares. No obstante, las cuatro cuencas básicas con potencial de gas de lutitas no

se encuentran ubicadas en las mismas regiones que los campos de CBM. Las principales cuencas consideradas para el desarrollo son las cuencas de Canning, Cooper (la localización de la producción convencional terrestre más importante de Australia), Perth y Maryborough (próxima página). Estas cuencas alojan un GIP estimado de 39,1 trillones de m3 [1 381 Tpc], de los cuales 11,2 trillones m3 [396 Tpc] son técnicamente recuperables. La formación Goldwyer de edad Ordovícico de la cuenca de Canning cuenta, sin lugar a dudas, con el mayor volumen estimado de recursos recuperables y cubre el área geográfica más extensa de Australia. No obstante, esta región se encuentra poco explorada y carece de la infraestructura necesaria para el desarrollo. Existe producción convencional de hidrocarburos en la región, aunque es bastante reciente; el primer descubrimiento comercial de petróleo en esta cuenca se realizó en el año 1981. El volumen estimado de gas recuperable es de 6,5 trillones de m3 [229 Tpc]; la producción necesita más exploración y análisis porque sólo 60 pozos penetraron este recurso. Como proveedora principal del gas de tierra firme de Australia, la cuenca de Cooper produce aproximadamente 14 millones de m3/d [500 MMpc/d] de gas natural de yacimientos convencionales y de baja permeabilidad. Los yacimientos de gas en arenas compactas de baja permeabilidad suelen ser sometidos a tratamientos de fracturamiento

AFGANISTÁN CHINA PAKISTÁN Cuenca Southern Indus

BHUTÁN

NEPAL

Cuenca de Cambay INDIA

Cuenca del Valle del Damodar BANGLADESH

MYANMAR

Cuenca de Krishna-Godavari

Cuenca de Cauvery 0 0

Cuenca prospectiva 600 400

1 200 km 800 mi

> Cuencas de lutitas de India y Pakistán. (Adaptado de Kuuskraa et al, referencia 6.)

38

Oilfield Review

Cuenca de Canning AUSTRALIA

Cuenca de Maryborough Cuenca de Cooper

Cuenca de Perth

0

Cuenca prospectiva 800

Área prospectiva 1 600 km

0

500

1 000 mi

> Cuencas de lutitas de Australia. (Adaptado de Kuuskraa et al, referencia 6.)

hidráulico para su explotación. Por este motivo, la cuenca de Cooper cuenta con personal con conocimientos especiales y equipos de fracturamiento hidráulico para el desarrollo de los recursos de lutitas.46 Las lutitas Roseneath y Murteree de edad Pérmico de la cuenca de Cooper parecen favorables para el desarrollo. Su espesor varía entre 50 y 100 m [165 y 330 pies] aproximadamente. Una tercera formación de la cuenca, la formación Epsilon, corresponde fundamentalmente a una mezcla de arenisca con lutita carbonácea y carbón. Los tres objetivos se consideran a menudo en combinación y se aluden en conjunto como formaciones REM. Si bien su origen lacustre y el material generador del kerógeno Tipo III no constituyen habitualmente el objetivo del desarrollo de las lutitas gasíferas, las formaciones REM exhiben algunos atributos positivos. Su bajo contenido de arcilla conforma rocas que pueden ser fracturadas hidráulicamente con más facilidad. Por otro lado, un gradiente geotérmico extremadamente alto —1,4°C/30 m [2,55°F/100 pies] en general, y 1,9°C/30 m [3,42°F/100 pies] en ciertos lugares— aceleró la maduración de la roca generadora.47

Si bien los operadores todavía se encuentran atravesando las primeras etapas de exploración, están involucrados activamente en los procesos de evaluación y pruebas en la cuenca de Cooper, donde se perforó al menos un pozo de exploración y una compañía de E&P está analizando el núcleo por el contenido de gas y las propiedades mecánicas. Santos Energy Ltd y Beach Energy Ltd son dos de las compañías más activas en la exploración de lutitas gasíferas en ese lugar. La cuenca de Perth es relativamente pequeña. La porción terrestre de la cuenca posee sedimentos marinos con potencial de producción, si bien gran parte del intervalo de interés yace a demasiada profundidad para el desarrollo de lutitas gasíferas. Las formaciones del área norte de Dandaragan, un gran sinclinal de edad Silúrico a Cretácico, contienen rocas con potencial como recurso. Con gradientes geotérmicos altos y valores del TOC entre moderados y altos, los sedimentos marinos más modernos, tales como las lutitas Carynginia y Kockatea de edad Pérmico, también son promisorias.48 La cuenca de Maryborough se encuentra en la costa este de Australia. La región no posee produc-

42. Kuuskraa et al, referencia 6. 43. Kuuskraa et al, referencia 6. 44. LNG World News: “India: ONGC Finds Shale Gas near Durgapur,” (4 de febrero de 2011), http://www. lngworldnews.com/india-ongc-finds-shale-gas-neardurgapur/ (se consultó el 11 de septiembre de 2011).

45. Kuuskraa et al, referencia 6. 46. Kuuskraa et al, referencia 6. 47. Las cuencas tecnónicamente estables poseen gradientes geotérmicos que varían entre 0,45°C y 0,92°C/30 m [0,82°F y 1,65°F/100 pies]. 48. Kuuskraa et al, referencia 6.

Volumen 23, no.3

ción convencional de hidrocarburos y existen pocos datos para evaluar su potencial. Con datos de cinco pozos de exploración solamente, se necesita más información para caracterizar exhaustivamente el potencial de las lutitas. No obstante, la formación Maryborough de edad Cretácico, un depósito marino de gran espesor, sí resulta promisoria. Las estimaciones recientes indican un volumen potencial de 651 000 millones de m3 [23 Tpc] de gas técnicamente recuperable con la posibilidad de que se incremente la estimación cuando se incluya en la evaluación la mitad sur de la cuenca, aún inexplorada y no muy comprendida. Existen otras actividades de exploración en todo el mundo. Algunas regiones, tales como Medio Oriente y Rusia, cuentan con un potencial abundante de lutitas gasíferas, pero el fácil acceso a los yacimientos convencionales impide la implementación de campañas serias de desarrollo de lutitas. Los países ávidos de energía y a menudo pobres en recursos constituyen la mayor parte de la actividad de exploración en curso. El futuro Los recursos energéticos son un elemento vital para las economías modernas. Veinte años atrás, en EUA se emitieron advertencias funestas acerca de que el suministro de gas natural estaba disminuyendo y que pronto se necesitarían fuentes de suministro alternativas. A raíz de ello, se recomendó un programa agresivo para importar LNG de países con suministros accesibles. Hoy, la situación es notablemente diferente. EUA registra abundancia de gas natural y el suministro en el largo plazo es más seguro que nunca porque los operadores han aprendido a extraer el gas natural de los recursos no convencionales; fundamentalmente de la lutita, pero también del CBM. Habiendo observado el éxito de América del Norte, los operadores de muchas regiones del mundo están adoptando medidas para equipararse a ese sector. En un tiempo, los ingenieros de perforación y de yacimientos pueden haber considerado a las lutitas como estorbos a los que había que abordar en la búsqueda de rocas de calidad yacimiento y la idea de obtener producción comercial a partir de depósitos de lutitas sencillamente no era realista. Pero la industria del petróleo y el gas continúa desarrollando nuevas técnicas y creando nuevas formas de acceso a los hidrocarburos. Y mientras cobra impulso la revolución global que plantea el desarrollo de las lutitas gasíferas, las compañías de exploración recién han comenzado a descubrir qué tienen para ofrecer las lutitas orgánicas. —TS

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Revolución del gas de lutitas

Tom Alexander Southwestern Energy Company Moncton, New Brunswick, Canadá Jason Baihly Sugar Land, Texas, EUA Chuck Boyer Pittsburgh, Pensilvania, EUA Bill Clark George Waters Ciudad de Oklahoma, Oklahoma, EUA Valerie Jochen College Station, Texas Joël Le Calvez Houston, Texas Rick Lewis Camron K. Miller Dallas, Texas John Thaeler Southwestern Energy Company Houston, Texas

En todo el mundo, las compañías están explorando activamente recursos en lutitas, con la esperanza de encontrar la próxima lutita Barnett. Sin embargo, el desarrollo y la producción de estos enigmáticos recursos requieren algo más que encontrar lutitas ricas en contenido orgánico y fracturarlas hidráulicamente. A medida que la revolución del gas de lutitas gana impulso a nivel mundial, las compañías de exploración y producción están descubriendo que para lograr el éxito, es esencial un enfoque integrado. El aprendizaje a partir de las experiencias pasadas y la mejora continua de las metodologías pueden no garantizar el éxito, pero aumentan su probabilidad en gran medida.

Desde el advenimiento de la industria moderna del petróleo y el gas, los geólogos de esta industria han seguido una ruta convencional para la exploración: buscar rocas madres impregnadas de hidrocarburos, encontrar rocas de calidad de yacimiento en las que los hidrocarburos puedan acumularse, identificar un mecanismo de entrampamiento y luego perforar un pozo. Pero se está produciendo

una revolución en la industria de E&P. Las rocas que en el pasado eran de poco interés, excepto como rocas madres potenciales, hoy en día se buscan activamente como yacimientos potenciales. Cuando se consideran recursos no convencionales, el objetivo es encontrar lutitas orgánicas.

Brian E. Toelle Denver, Colorado, EUA Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Otoño de 2011: 23, no. 3. Copyright © 2012 Schlumberger. Por la colaboración en la elaboración de este artículo, agradecemos a Doug Bentley, Warsaw, Polonia; Damian Friend, Joanne Hresko, Reese Mitchell, Brad Sylvester y Steve Thomson, Southwestern Energy Company, Houston; Vincenzo De Gennaro, Pau, Francia; Hariharan Ramakrishnan, Ciudad de Oklahoma, Oklahoma, EUA; y Leah Hogarth, Houston. DSI, ECLIPSE, EcoScope, ECS, ELANPlus, FMI, geoVISION, HiWAY, HRA, Petrel, Platform Express, Sonic Scanner, SonicScope, SpectroLith, StimMAP, StimMAP LIVE, TRA y VISAGE son marcas de Schlumberger. 1. Los geólogos generalmente consideran que las partículas sedimentarias menores a 4 micrones corresponden al tamaño de grano de la arcilla. Las partículas de limo varían entre 4 y 62,5 micrones aproximadamente. 2. Blyth FGH y de Freitas MH: A Geology for Engineers, 7° ed. Burlington, Massachusetts, EUA: Butterworth- Heinemann, 1984.

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> Lutitas orgánicas. Las lutitas son sedimentos fisibles de granos finos que se encuentran en capas. Pueden estar fracturadas y quebrarse en láminas en el sentido de la propia estructura laminar (inserto). Las lutitas ricas en contenido orgánico se caracterizan por mayores niveles de carbono orgánico total en comparación con las otras lutitas: varían de 2% a 10%. Las lutitas ricas en contenido orgánico y térmicamente maduras son los principales objetivos de exploración.

Oilfield Review

La lutita Barnett del centro de Texas, EUA, está reconocida como la extensión productiva que inició el reciente interés en el desarrollo de las lutitas como yacimientos productivos. Este desarrollo representa un cambio fundamental en la manera en que las compañías de exploración consideran los recursos. Las dos principales tecnologías habilitantes que han convertido en rentables a las extensiones productivas de lutitas son la perforación de pozos horizontales de alcance extendido y la estimulación por fracturamiento hidráulico de múltiples etapas. Sin embargo, los operadores han descubierto que para producir el gas de las rocas madres se necesita mucho más que perforar pozos horizontales y luego fracturarlos hidráulicamente. Los ingenieros y geólogos que estudian las reservas de gas de lutitas consideran que una mejor comprensión del yacimiento puede dar lugar a la adaptación de los procesos y al refinamiento de las técnicas. Es importante integrar los datos de diversas fuentes y a muchas escalas diferentes para optimizar la perforación, terminación y estimulación de pozos para la producción de hidrocarburos de sus rocas madres.

Volumen 23, no.3

Este artículo revisa las lecciones aprendidas durante 30 años de desarrollo de lutitas y describe algunas de las herramientas utilizadas para analizar las mismas. Gracias a la adopción de un enfoque integrado para el desarrollo de la lutita Fayetteville, un operador fue recompensado por su esfuerzo, tal como lo evidencian el incremento en la producción de gas y las mejoras en las eficiencias operacionales. En otro ejemplo, un amplio estudio de registros de producción, utilizando datos obtenidos en las seis cuencas de gas de lutitas más importantes de EUA, reveló resultados que podrían repercutir en las prácticas de perforación y estimulación. Características de los yacimientos de lutitas Las lutitas son rocas de granos finos que se forman por la compactación de partículas del tamaño de limos y arcillas.1 El sesenta por ciento de la cor-

teza sedimentaria de la tierra está compuesta por lutita, y es la roca madre más importante de la mayoría de los depósitos convencionales de hidrocarburos en todo el mundo.2 Debido a que las lutitas se formaron a partir de lodo, a menudo se las llama lodolitas o fangolitas. Las lutitas se diferencian de las otras arcillitas y lodolitas en que están laminadas en estratificaciones muy finas y son fisibles, lo que significa que pueden separarse o quebrarse en láminas en el sentido de su propia estructura laminar (página anterior). Dependiendo de su madurez y mineralogía, también pueden fracturarse con gran facilidad. A pesar de su abundancia, pocos depósitos de lutita pueden ser desarrollados como recursos hidrocarburíferos. Los objetivos de exploración de lutitas gasíferas son los sedimentos ricos en materia orgánica que se depositaron de tal manera como para preservar una parte importante de su

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materia orgánica original, la que finalmente funcionó como materia prima para la generación de hidrocarburo. Una vez generado, la mayor parte del hidrocarburo permaneció atrapado en la matriz de la roca de ultra baja permeabilidad, sin poder migrar. Las formaciones de lutitas ricas en contenido orgánico se forman bajo condiciones específicas: altos niveles de materia orgánica y bajos niveles de oxígeno, que las diferencian de los otros depósitos de lutitas.3 Estas condiciones fueron las predominantes durante varias eras geológicas, que incluyen el período devónico durante el cual el clima era cálido, el nivel del mar era elevado y gran parte de la tierra estaba cubierta por mares tropicales. Pero el período devónico no fue el único durante el cual se formaron gruesos depósitos de sedimentos ricos en contenido orgánico. Se han identificado lutitas ricas en contenido orgánico desde el período precámbrico hasta los tiempos modernos (abajo).4 Sin embargo, para cumplir con el criterio de madurez térmica, la mayoría de las lutitas gasíferas se concentran en sedimentos de un rango de tiempos geológicos que comienza en el período ordovícico y se extiende a lo largo del período pensilvaniense.

Millones de años atrás

65

Período

América del Norte

América del Sur

La materia orgánica, que consiste principalmente en restos de plantas y animales, se deposita en el fondo de lagos u océanos y se convierte en alimento para otros animales y bacterias. Sin embargo, en ambientes anóxicos, la bacterias anaeróbicas, que son consumidoras menos eficientes que las aeróbicas, son las únicas bacterias capaces de consumir la materia orgánica. Así, los sedimentos pueden retener gran parte de su material orgánico original. Hoy en día, el mar Negro tiene una estrecha analogía con las condiciones necesarias para la creación de recursos en lutitas; las condiciones anóxicas permiten que los sedimentos se acumulen con altas concentraciones de materia orgánica (próxima página, arriba).5 A medida que se acumula más material y el lodo subyacente se va compactando, los sedimentos se van hundiendo a mayores profundidades y quedan sometidos a presiones y temperaturas más elevadas. También se desarrollan las laminaciones. En los ambientes marinos profundos, estos procesos pueden transcurrir muy lentamente y abarcar largos períodos de tiempo; la acumulación de unos pocos centímetros podría tardar miles de años. El peso de los sedimentos suprayacentes expulsa los líqui-

Europa

Siberia y Asia Central

África

Australia y Asia

Cuaternario y Terciario Cretácico

135 Jurásico 190 225

Triásico Pérmico

280 320 345 395 435

Pensilvaniense Misisipiense Devónico Silúrico Ordovícico

500 Cámbrico 570 Proterozóico 2 500

Arqueozoico

> Distribución mundial de lutitas marinas orgánicas por período geológico. La tectónica, geografía y las condiciones climáticas contribuyen a la depositación de sedimentos ricos en contenido orgánico. Las lutitas marinas ricas en contenido orgánico se encuentran en todo el mundo. (Los círculos negros representan la cantidad de ocurrencias por cada edad). Las compañías de exploración se han concentrado en los sedimentos marinos que tienen la suficiente madurez térmica para convertir el kerógeno en hidrocarburos a fin de desarrollarlos como recursos. Las lutitas lacustres de depósitos someros de agua dulce (no se muestran) también son objetivos de exploración pero todavía no han probado ser tan prolíficas como las marinas. (Adaptado de Tourtelot, referencia 4.)

42

dos y compacta la lodolita, los cuales son pasos que forman parte del proceso de litificación. La materia orgánica se cocina lenta y parcialmente, y se transforma en kerógeno, un material insoluble del cual se pueden generar los hidrocarburos, tanto petróleo como gas. Los diferentes materiales orgánicos generan diferentes tipos de kerógenos.6 Cuando están expuestos a calor y presión, cada tipo de kerógeno es más propenso a generar productos específicos: petróleo, gas húmedo, gas seco y elementos no hidrocarburíferos. Durante el proceso de soterramiento y maduración, el kerógeno pasa a través de una gama de temperaturas y presiones. En primer lugar está la ventana de petróleo, en la que se puede generar petróleo líquido a partir de kerógeno propenso a generar petróleo, o gas húmedo a partir de kerógeno propenso a generar gas (próxima página, centro). Esta etapa de maduración se conoce como catagénesis. A mayor profundidad de soterramiento, el kerógeno pasa a la ventana del gas seco. Mediante el proceso de metagénesis, se genera gas por la conversión del kerógeno restante y la transformación de los hidrocarburos más pesados generados durante la catagénesis. Las lutitas que son ricas en materia orgánica y han estado sometidas a temperaturas y presiones correspondientes a la ventana de gas seco constituyen los principales objetivos para la exploración de lutitas gasíferas. Sin embargo, sólo porque los sedimentos hayan pasado a través de las etapas de maduración, no significa necesariamente que sean rocas de calidad de yacimiento. Utilizando las propiedades geoquímicas, petrofísicas y geomecánicas obtenidas de diversas fuentes, los geólogos e ingenieros determinan la factibilidad de continuar con la exploración de las lutitas gasíferas. Análisis geoquímico Para identificar las lutitas que tienen potencial de producción, los geólogos buscan propiedades geoquímicas específicas, que generalmente se obtienen de datos de núcleos. Algunas de las propiedades se pueden medir con sensores de fondo de pozo; sin embargo, los petrofísicos perfeccionan y caracterizan las mediciones de fondo de pozo calibrando los datos de registros con los datos de núcleos. Las propiedades geoquímicas necesarias para caracterizar adecuadamente los recursos en lutitas incluyen carbono orgánico total (TOC), volumen y capacidad de gas, madurez térmica, permeabilidad y mineralogía. TOC—Una lutita orgánica, por definición, tiene que tener carbono orgánico, y el TOC determina el potencial de recursos de una lutita. Las rocas con mayores valores del TOC son más ricas en

Oilfield Review

Mar Negro

Estrecho del Bósforo

A

Agua dulce

as gu

Capa oxidada

alad

a

Zona anóxica con agotamiento de oxígeno Sedimentos orgánicos negros

Gas húmedo

Gas seco

Metano biogénico Petróleo Biomarcadores Zona inmadura Diagénesis

Ventana de petróleo Catagénesis

Hidrocarburos generados

> Analogía moderna de las lutitas ricas en contenido orgánico. La descomposición del material orgánico es un proceso bacteriano que ocurre bajo condiciones aeróbicas; cierta actividad bacteriana anaeróbica limitada también puede ocurrir en condiciones anóxicas. El mar Negro está estratificado con una capa superior oxidada y una zona inferior anóxica. El agua dulce (flechas verdes) llega desde los ríos, y el agua marina más densa (flecha azul) llega desde el mar Mediterráneo por el estrecho del Bósforo. Debido a las diferentes salinidades y densidades, la mezcla está limitada a los 100 a 150 m [330 a 490 pies] superiores. La mezcla entre las aguas de superficie y las aguas de fondo está estrictamente limitada; el agua de fondo se cambia sólo una vez en miles de años. Los sedimentos negros y ricos en materia orgánica se acumulan en el fondo. Las bacterias anaeróbicas extraen oxígeno de los sulfatos y emiten sulfuro de hidrógeno [H2S] como producto residual. El sulfuro de hidrógeno puede reaccionar con el hierro en los sedimentos para formar pirita [FeS2], la cual se observa con frecuencia en los depósitos de lutitas ricas en contenido orgánico (Adaptado de Lueschen, referencia 5.)

Ventana de gas Metagénesis

Incremento de la profundidad y la temperatura

> Etapas de maduración en la generación de hidrocarburos. Los procesos de soterramiento, conversión de la materia orgánica y generación de Oilfield hidrocarburos pueden resumirse en Review tres pasos. Diagénesis: caracterizada AUTUMN por la baja temperatura, inferior a 50°C11 [122°F], conversión de la materia Shale Fig.pueden 1 orgánica en kerógeno. Las bacterias digerir y convertir parte de la 1 materia orgánica en metanoORAUT11-SHL biogénico. Catagénesis: generalmente se produce a medida que el mayor soterramiento genera más presión y más temperatura en el rango de 50° a 150°C [122° a 302°F], lo que produce la ruptura de los enlaces químicos en la lutita y el kerógeno. Metagénesis: la última etapa, en la que el calor y los cambios químicos transforman el kerógeno en carbono. Durante esta etapa, se libera metano tardío, o gas seco, junto con otros gases, que incluyen CO2, N2 y H2S. Los hidrocarburos producidos en las primeras etapas con el paso del tiempo también se convierten en metano. Las temperaturas varían aproximadamente de 150°C a 200°C [302°F a 392°F] o más elevadas.

materia orgánica. Los objetivos de exploración tienen valores del TOC en el rango general de 2% a 10% (derecha). Las rocas con valores del TOC superiores a 10% generalmente son demasiado inmaduras para el desarrollo. El carbono total en una muestra de lutita incluye carbono orgánico e inorgánico. Para cuantificar el carbono orgánico, los ingenieros utilizan una técnica de combustión.7 Primero se trata una pequeña parte de la muestra de roca con ácido fosfórico para eliminar el carbono inorgánico.

Volumen 23, no.3

Luego los sedimentos se secan y se queman a 1 350°C [2 462°F] en un ambiente rico en oxígeno. El carbono orgánico se oxida para formar CO2, el cual fluye a través de una celda de detección infrarroja no dispersiva sintonizada para responder al CO2. El volumen de gas medido se convierte a una medición del TOC y se registra como un porcentaje en peso de la roca. Los valores del TOC pueden variar significativamente a través de una sección de yacimiento. Pero debido a que no es posible adquirir y luego

analizar núcleos en intervalos de gran longitud, los petrofísicos generalmente utilizan los datos de fondo de pozo de los registros convencionales y geoquímicos para cuantificar el volumen de kerógeno en la roca y luego calcular los valores del TOC a partir de estos datos. Para validar los modelos utilizados para la medición del TOC, los científicos calibran los datos petrofísicos con los valores obtenidos de los núcleos. Volumen y capacidad del gas—El gas se encuentra absorbido en la superficie del kerógeno en la lutita y también distribuido libremente en las porosidades primaria y secundaria. El volumen total de gas en sitio (GIP) es la combinación del gas absorbido y el gas libre. Dependiendo de la presión inicial del yacimiento, a medida que se produce el gas libre y se reduce la presión en los poros, el gas absorbido será liberado, o desorbido, desde la superficie del kerógeno. Sin embargo, las investigaciones recientes indican que la desorción también es una función del tamaño de poro de la lutita, el cual ha de ser tenido en cuenta por los científicos cuando ellos estiman el potencial de los recursos.8 Carbono orgánico total, % en peso

Potencial de los recursos

< 0,5

Muy pobre

0,5 a 1

Pobre

1a2

Medio

2a4

Bueno

4 a 10

Muy Bueno

> 10

Desconocido

> Relación entre el carbono orgánico total y el potencial de los recursos. 3. Algunos geólogos creen que si los sedimentos se depositan más rápido de lo que la fauna óxica puede consumirlos, se pueden preservar altos niveles de materia orgánica en sedimentos que no son pobres en oxígeno. 4. Tourtelot HA: “Black Shale—Its Deposition and Diagenesis,” Clays and Clay Minerals 27, nro. 5 (Octubre de 1979): 313–321. 5. Lueschen H: “Black Sea Sediments,” http://www. mbgc. icbm.de/HolgerL/BlackSea.html (consultado el 20 de septiembre de 2011). 6. Para mayor información sobre los tipos de kerógeno, consulte: Boyer C, Kieschnick J, Suárez-Rivera R, Lewis RE y Waters G: “Producción de gas desde su origen,” Oilfield Review 18, nro. 3 (Invierno de 2006/2007): 36-49. 7. Bernard BB, Bernard H y Brooks JM: “Determination of Total Carbon, Total Organic Carbon and Inorganic Carbon in Sediments,” College Station, Texas, EUA, TDI-Brooks International y B&B Laboratories, Inc., http://www.tdi-bi. com/analytical_services/environmental/ NOAA_methods/ TOC.pdf (consultado el 21 de octubre de 2011). 8. Ambrose RJ, Hartman RC, Díaz-Campos M, Akkutlu IY y Sondergeld CH: “New Pore-Scale Considerations for Shale Gas in Place Calculations,” artículo SPE 131772, presentado en la Conferencia de Gas No Convencional de la SPE, Pittsburgh, Pensilvania, EUA, 23 a 25 de febrero de 2010.

Oilfield Review AUTUMN 11 Shale Fig. Table 2 ORAUT11-SHL Table 2 43

Los científicos a veces utilizan pruebas de desorción mediante cartuchos filtrantes para determinar el GIP total a partir de núcleos. Inmediatamente después de recuperadas, las muestras de núcleos recién cortadas se sellan dentro de los cartuchos y se envían al laboratorio para su análisis. El gas se extrae de los cartuchos, se mide volumétricamente y se analiza composicionalmente en función del tiempo. La representación gráfica del gas producido a lo largo del tiempo se puede utilizar para estimar el GIP de la muestra de núcleo en condiciones de yacimiento. Este análisis es sensible al tiempo que se tarda en recuperar los núcleos desde el fondo del pozo. Para determinar el volumen de gas absorbido de las lutitas, los ingenieros utilizan las relaciones de presión que estiman el potencial de sorción de la roca. Las muestras se pulverizan para maximizar la superficie y luego se calientan para eliminar todo el gas absorbido. Luego las muestras se exponen a metano a presiones cada vez más elevadas mientras se mantienen a una temperatura constante. El volumen de gas absorbido por la muestra de roca, presentado en unidades de pies cúbicos estándar/tonelada (pc/ton), se describe mediante una curva de isoterma de Langmuir (abajo). Una vez que se establece una isoterma, se puede determinar la capacidad de almacenamiento de la roca mediante una referencia a la presión de poro de la formación, la cual es representativa de la presión de yacimiento en sitio. Los ingenieros utilizan las isotermas de Langmuir de los datos de núcleos para calcular el gas absorbido a partir de los valores del TOC derivados de registros. Calculan los volúmenes de gas libre a partir de los valores de porosidad efectiva y saturación de gas derivados de los registros,

después de sustraer el cálculo de volumen poroso ocupado por el gas absorbido. Una evaluación adecuada requiere datos de entrada geoquímicos y petrofísicos, que incluyen el tipo y contenido de arcilla, densidad de la matriz, resistividades del agua de formación y del agua ligada, porosidad efectiva y saturación de gas. Madurez térmica—La madurez térmica es una función de la historia depositacional. A medida que el kerógeno se expone a temperaturas cada vez más elevadas a lo largo del tiempo, la vitrinita, material de la pared celular y tejidos leñosos de los vegetales preservados en la roca, experimenta alteraciones irreversibles y desarrolla mayor reflectancia. La medición de la reflectancia de la vitrinita (Ro) se desarrolló originalmente para clasificar la madurez del carbón. La reflectancia Ro se determina mediante mediciones con microscopio de la reflectividad de por lo menos 30 granos de vitrinita de una muestra de roca: los valores generalmente varían de 0% a 3%. Las mediciones mayores que 1,5% son un signo de rocas madres generadoras de gas seco, un indicador positivo de lutitas gasíferas. Los valores de Ro entre 0,6% y 0,8% indican petróleo y entre 0,8% y 1,1% indican gas húmedo. Inicialmente, el petróleo y el condensado se consideraban indicadores negativos para el desarrollo de lutitas; sin embargo, algunos operadores han tenido éxito produciendo petróleo y condensado de lutitas, y en estos casos los valores de Ro más bajos pueden ser considerados como indicadores positivos. Un valor de reflectancia menor que 0,6% es un indicador de kerógeno inmaduro, que no ha sido expuesto a las condiciones térmicas suficientes durante un período de tiempo adecuado para la conversión de la materia orgánica en hidrocarburos.

350

Volumen de Langmuir (VL) = volumen de gas a presión infinita

100

300

Contenido de gas, pc/ton

Contenido de gas, pc/ton

120

80

Contenido de gas = VL p/(p + PL)

60 40 20 0

Permeabilidad—Una de las propiedades más difíciles de cuantificar cuando se caracteriza a las lutitas es la permeabilidad al gas, la cual puede variar de 0,001 a 0,0000001 mD. La permeabilidad es una función de la porosidad efectiva, la saturación de hidrocarburo y la mineralogía. Los yacimientos convencionales tienen permeabilidades de cientos de milidarcies, varios órdenes de magnitud más que las observadas en las lutitas. Los ingenieros miden la permeabilidad de las rocas convencionales forzando fluido a través de los núcleos y midiendo el volumen y la velocidad de los fluidos a medida que pasan a través de la muestra. La permeabilidad de las lutitas en el rango de los nanodarcies imposibilita la implementación de estos enfoques convencionales. TerraTek desarrolló los análisis de rocas compactas TRA con la técnica de pirolisis para cuantificar permeabilidades ultra bajas en formaciones no convencionales.9 Además de permeabilidad, la técnica TRA proporciona densidad aparente y de granos, porosidad total y efectiva, saturación de agua y de hidrocarburo, porosidad ocupada por gas, saturación de hidrocarburos ligados y volumen de agua ligada a las arcillas. La permeabilidad del yacimiento también puede ser estimada mediante pruebas de inyección de nitrógeno de corta duración y el subsiguiente análisis de caída de presión. Estas pruebas proporcionan la permeabilidad del sistema y toman en cuenta no sólo la permeabilidad de la matriz sino también la influencia de las fracturas naturales. Mineralogía—Las lutitas pueden tener mezclas complejas de minerales y el éxito o el fracaso de un recurso potencial dependen de la concentración relativa de los constituyentes. Las muestras de núcleos pueden proporcionar una gran

Presión de Langmuir (PL) = presión a 0,5 × VL 0

1 000

2 000

3 000

Presión en el espacio poroso, psi

Gas libre Gas absorbido Gas total

250 200 150 100 50 0

4 000

5 000

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

Presión en el espacio poroso, psi

> Isotermas de Langmuir y capacidad de almacenamiento de gas. Las isotermas de Langmuir (dorado, izquierda) se derivan de las muestras de roca triturada y cuantifican la capacidad de almacenamiento absorbido de dicha roca. El volumen de Langmuir, VL (línea roja), es el límite teórico para el gas absorbido a presión infinita. La capacidad de almacenamiento a una presión dada, p, se puede determinar a partir del gráfico. La presión de Langmuir, PL (línea azul vertical), es la presión a la mitad del volumen de Langmuir. Utilizando las isotermas de Langmuir, se puede determinar el GIP total (magenta, derecha) para un yacimiento específico como una función de la presión. El gas total es el gas absorbido en el kerógeno (dorado) y el gas libre almacenado en los poros (azul). A bajas presiones, la absorción es un mecanismo efectivo de almacenamiento de gas. A medida que la presión aumenta, el gas de los poros aumenta proporcionalmente. La productividad de la mayoría de los yacimientos de lutitas orgánicas que se están desarrollando en la actualidad se deriva del volumen de gas que ocupa el espacio poroso. La desorción se torna importante a medida que disminuye la presión dinámica de fondo de pozo.

44

Oilfield Review

cantidad de información sobre la geoquímica y la mineralogía, pero están limitadas a la ubicación específica de donde se extrajeron las muestras. La mineralogía se determina más frecuentemente a partir de los datos petrofísicos adquiridos con herramientas de registros de fondo de pozo, los cuales se calibran con los datos de núcleos. Datos petrofísicos Los principales datos utilizados para los análisis petrofísicos de las formaciones de lutitas son los mismos que los utilizados para los análisis de yacimientos convencionales: rayos gamma, resistividad y datos acústicos; con el agregado de datos de espectroscopía de captura de neutrones. De la misma manera que los pozos convencionales de petróleo y gas tienen indicadores de producción, las lutitas con potencial de producir hidrocarburos muestran características específicas que las diferencian de las lutitas con poco o ningún potencial (derecha). Los análisis petrofísicos de las lutitas comienzan con una de las mediciones más básicas: el registro de rayos gamma, el cual puede proporcionar uno de los primeros indicadores de la presencia de lutitas ricas en contenido orgánico. La materia orgánica generalmente contiene mayores niveles de elementos con radiación natural: torio, potasio y uranio; en comparación con los minerales de los yacimientos convencionales. Debido a que éstas tienen una mayor concentración de materia orgánica que otros sedimentos, las lutitas ricas en contenido orgánico a menudo muestran cuentas de rayos gamma de más de 150 gAPI. Los petrofísicos utilizan las cuentas elevadas de rayos gamma para identificar las formaciones de lutitas ricas en contenido orgánico; sin embargo, algunas formaciones del cretácico, mesozoico y era terciaria pueden no mostrar esta particularidad. Las sartas de herramientas conocidas como tripe combo, tales como la herramienta integrada de adquisición de registros con cable Platform Express, proporcionan las mediciones de resistividad y porosidad. Proveen además características petrofísicas para ayudar a los analistas de registros a identificar las potenciales lutitas gasíferas. Por ejemplo, las mediciones de resistividad en las lutitas gasíferas generalmente son más elevadas que en las lutitas circundantes que no tienen potencial de gas. Las mediciones de porosidad también tienen características diferentes en las lutitas gasíferas. En general, las lutitas convencionales muestran una separación uniforme entre las mediciones de porosidad de la densidad y la porosidad neutrón. 9. Boyer et al, referencia 6.

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Las lutitas ricas en contenido orgánico con potencial para la producción de hidrocarburos, en cambio, muestran mayor variabilidad, mayor porosidad derivada del registro de densidad y menor porosidad neutrón. Esta respuesta se debe en parte a la presencia de gas en la roca, la cual disminuye el índice de hidrógeno y la porosidad neutrón resultante. En una lutita orgánica también puede darse una menor porosidad neutrón debido al menor contenido de minerales arcillosos en las lutitas orgánicas en comparación con las lutitas típicas.

0 6,3

Rayos gamma gAPI Calibrador pulgadas

200

En cuanto a la medición de porosidad del registro de densidad, el material constituyente que conforman las lutitas generalmente tienen mayores densidades aparentes que las rocas de yacimientos convencionales tales como areniscas o calizas. En contraste, el kerógeno tiene una densidad aparente mucho menor (1,2 g/cm3) que la de las areniscas o calizas, y su presencia puede llevar al cálculo de una mayor porosidad. Para calcular correctamente la porosidad a partir del registro de densidad en una lutita, los ingenieros deben conocer la densidad

Resistividad

Arreglo de 90 pulgadas 16,3 0,2 ohm.m 2 000

Arreglo de 60 pulgadas Tamaño de barrena (BS) ohm.m 2 000 6,3 pulgadas 16,3 0,2

Efecto fotoeléctrico 0

20 Porosidad del registro de densidad (Caliza)

Cavernas

Arreglo de 30 pulgadas 0,2 ohm.m 2 000

40

Rayos gamma 200 a 400 gAPI

Arreglo de 20 pulgadas 0,2 ohm.m 2 000

Porosidad neutrón (Caliza) 40 % –10

Rayos gamma 400 a 600 gAPI

Arreglo de 10 pulgadas 0,2 ohm.m 2 000

Cruzamiento

%

–10

> Prospección con datos de registros existentes. Los petrofísicos utilizan los datos de los registros triple combo convencionales para identificar los posibles depósitos de lutita orgánica. Los últimos 50 pies de este registro abarcan una lutita convencional (sombreado azul). El rayo gamma (carril 1) lee menos de 150 gAPI. La resistividad (Carril 2) es baja y tiene un valor estable. Las porosidades de los registros de densidad y neutrón (Carril 3) están separadas y muestran poca variabilidad. En comparación con la lutita convencional, la sección de lutita orgánica (sombreado rojo) tiene mayores lecturas de rayos gamma, valores de resistividad más elevados y variables, y mayores valores de porosidad del registro de densidad; la porosidad neutrón tiene un mayor grado de variabilidad. La porosidad neutrón a menudo es menor en las lutitas orgánicas debido a que éstas tienen un menor volumen de agua ligada.

45

de grano de la roca en cuestión. La densidad de grano se deriva principalmente de la herramienta de espectroscopía de captura elemental (ECS). La herramienta ECS también proporciona una estimación del kerógeno para la corrección de la densidad de grano. La evaluación de la formación para caracterizar yacimientos no convencionales depende en gran medida de la comprensión de la mineralogía de la roca. La caracterización puede realizarse mediante el análisis de núcleos, pero este método no es ni eficiente ni rentable a través de intervalos extensos. Las mediciones continuas de las herramientas de adquisición de registros tales como la sonda ECS proporcionan rendimientos elementales que conducen a la estimación del porcentaje en peso para diversos minerales que son comunes en las lutitas orgánicas. Las principales respuestas de la herramienta de espectroscopía incluyen silicio [Si], calcio [Ca], hierro [Fe], sulfuro [S], titanio [Ti], gadolinio [Gd] y potasio [K]. Los ingenieros de Schlumberger utilizan el procesamiento de litología SpectroLith para procesar los datos de las herramientas de espectroscopía de rayos gamma inducidos por neutrones para calcular los datos geoquímicos y de mineralogía. Luego calibran los resultados del procesamiento SpectroLith con las relaciones empíricas derivadas de una extensa base de datos químicos y de mineralogía de los núcleos. La densidad de grano de la matriz puede determinarse a partir de estos datos y utilizarse para el cálculo de la porosidad. Ciertos tipos de cantidades de minerales pueden indicar rocas que se quiebran y se fracturan más fácilmente. Los analistas de registros utilizan esta información para identificar los intervalos en los cuales ubicar los pozos verticales y horizontales e iniciar el fracturamiento hidráulico. Los datos de espectroscopía también pueden obtenerse durante la perforación, utilizando el servicio multifunción de adquisición de registros durante la perforación EcoScope. Junto con los datos de mineralogía, las mediciones de espectroscopía proporcionan información acerca de los tipos de arcilla. Los ingenieros utilizan el tipo de arcilla para predecir la sensibilidad a los fluidos de fracturación y para comprender las características de fracturación de la formación. El contacto con el agua producirá que algunas arcillas se hinchen, lo cual inhibe la producción de gas y genera una gran cantidad de problemas operativos. La esmectita es la arcilla hinchable más común. La sensibilidad a los fluidos puede ser inferida a partir del tipo de arcilla, pero las pruebas en los núcleos extraídos del yacimiento proporcionan la información más precisa.

46

Además de indicar la sensibilidad a los fluidos, el tipo de arcilla es un indicador de rocas dúctiles, y que por lo tanto no se fracturan con facilidad. Las lutitas dúctiles son más propensas a incorporar apuntalante. Otros tipos de lutitas son más quebradizas y se fracturan con mayor facilidad. La presencia de illita es favorable para el fracturamiento hidráulico debido a que a menudo es un indicativo de rocas quebradizas que no reaccionan con el agua. La presencia de esmectita generalmente indica arcillas dúctiles. Las mediciones acústicas, especialmente aquellas que proporcionan las propiedades mecánicas para los medios anisotrópicos de lutitas, también son muy necesarias para comprender la productividad a largo plazo de los pozos de gas de lutitas. La plataforma de barrido acústico Sonic Scanner proporciona datos que se utilizan para mejorar los modelos mecánicos del subsuelo y optimizar la perforación y la estimulación. Las propiedades mecánicas que se pueden obtener a partir de las herramientas acústicas incluyen el módulo de compresibilidad, el coeficiente de Poisson, el módulo de Young, el límite elástico, el módulo de corte y la resistencia a la compresión. Estos valores se calculan a partir de las mediciones de las ondas compresionales, de corte y de Stoneley. En las lutitas arcillosas, altamente laminadas, el módulo de Young y el coeficiente de Poisson son funciones de la orientación de la medición con respecto a los planos de estratificación de la formación. Estas propiedades mecánicas anisotrópicas afectan el esfuerzo de cierre y por lo tanto el crecimiento vertical de la fractura hidráulica. Los datos de la plataforma Sonic Scanner se utilizan para estimar las propiedades mecánicas anisotrópicas y así proporcionar una definición realista de los esfuerzos locales de la roca. Cuando se presenta una gran diferencia entre los módulos de Young medidos en sentido vertical y horizontal, el esfuerzo de cierre será mayor que en las rocas isotrópicas. Estos intervalos anisotrópicos generalmente están asociados con rocas que tienen altos contenidos de arcilla así como también con arcillas hinchables. Estas rocas ricas en arcilla son malas candidatas tanto para el posicionamiento de pozos horizontales como para la estimulación por fracturamiento hidráulico. El esfuerzo en estos intervalos será mayor, y será más difícil retener la conductividad de la fractura durante la producción, ya que el apuntalante tiende a incorporarse en la formación dúctil. La porosidad sónica es otra medición acústica que facilita el análisis de las lutitas. Para las lutitas, la porosidad sónica es generalmente mucho menor que la porosidad neutrón. Es una función

de los grandes volúmenes de agua ligada a las arcillas que se encuentran comúnmente en las lutitas. Cuando la porosidad sónica es mucho mayor que la porosidad neutrón, puede indicar la presencia de gas, en lugar de agua, en el espacio poroso. Cuando los valores de las porosidades sónica y neutrón son similares, la lutita puede ser propensa a la acumulación de petróleo. Los analistas de registros también utilizan los registros de imágenes de fondo de pozo adquiridos con herramientas operadas con cable, tales como los del generador de imágenes microeléctricas de cobertura total FMI, para identificar la presencia de fracturas naturales e inducidas por la perforación, y para definir su orientación y concentración. A partir de estos datos, los intérpretes pueden determinar si las fracturas naturales están cerradas (mineralizadas) o abiertas. Los ingenieros utilizan esta información para optimizar el posicionamiento lateral y seleccionar los intervalos de disparos a lo largo del pozo horizontal. Mediante el análisis de fracturas inducidas por la perforación, también pueden inferir el estado de los esfuerzos en la zona vecina a la pared del pozo. Aunque hay métodos para adquirir datos petrofísicos en tramos laterales, la mayoría de los pozos se perforan verticalmente y se registran con un conjunto completo de herramientas antes de perforar la sección lateral. Los datos pueden adquirirse utilizando herramientas de adquisición de registros durante la perforación (LWD), que proveen la ventaja adicional de permitir a los perforadores direccionales orientar de forma óptima la barrena en los posibles sectores ideales, conocidos en inglés como sweet spots. El servicio de generación de imágenes durante la perforación geoVISION puede proporcionar resistividad junto con imágenes para la identificación de estratificaciones y fracturas; la herramienta de adquisición de registros sónicos multipolares durante la perforación SonicScope puede proporcionar las mediciones acústicas. Las mediciones de las diferentes herramientas pueden combinarse en una vista integrada tal como el despliegue de registros combinados para lutitas proporcionado por Schlumberger. Las propiedades de la formación se presentan utilizando una plataforma común, y los geólogos pueden comparar directamente la calidad de las rocas (próxima página). El gas libre y el absorbido se calculan y se presentan en unidades de pc/ton, una unidad común de medición en las operaciones de explotación de carbón. Algunos operadores prefieren que el gas absorbido, libre y total se muestre en miles de millones de pies cúbicos por

Oilfield Review

Porosidad total 40

%

TOC, método TerraTek 0 0

Porosidad efectiva Densidad aparente g/cm3

2,0

40

Rayos gamma 0

gAPI pulgadas

2 000

Arreglo de 60 pulgadas 150 0,2

ohm.m

14 0,2

Tamaño de barrena (BS)

ohm.m

Porosidad del registro de densidad (Caliza) 40

2 000

Arreglo de 20 pulgadas

%

Kerógeno Calcita

40

%

Pirita

g/cm3

Cuarzo

Porosidad neutrón corregida

3,0

Densidad de matriz, ECS g/cm3

2,0

3,0

Densidad aparente (núcleo) 2,0

–10

3,0

Densidad de matriz, ElanPlus

–10

Porosidad neutrón (Caliza)

2 000

Arreglo de 30 pulgadas

Calibrador 4

ohm.m

40

3

g/cm

3,0

Densidad de la matriz (núcleo) 2,0

g/cm3

3,0

4 pulgadas 14 0,2 % –10 Densidad de la matriz ohm.m 2 000 40 g/cm3 Rugosidad del pozo Arreglo de 10 pulgadas Porosidad sónica Profundidad, pies 0 1/pie 1 0,2 ohm.m 2 000 40 % –10 Diferencia de la matriz XX 300

Illita Clorita

100

%

Agua

Saturación de agua

Agua

Gas

Gas

Gas

64

65

69 73 68 77 74 77 70 72

XX 400

2,65

72 73

2,61

53 73

2,70

75 63

2,74

69 63

2,81 72

XX 450

2,72

25

TOC, ElanPlus TOC

60

2,67

%

nD

7 7 8 6 7 8 8 7 5 7 5 5 5 4 8 7 7 6 6 7 6 6 3 7 6 7 6 4 9 7 6 5 6 5 7 3 5 9 8 5 6 4 6 5 5 5 7 6 4

Gas total 0

400

pc/ton Gas absorbido

0

Permeabilidad

%

60

2,62

–100 0

TOC (Núcleo)

Agua ligada

20

0,01

mD 0,00001

Hidrocarburos desplazados

2,74

2,70

mD

Agua desplazada

19

0,01

Permeabilidad de lutita

–100 1

Porosidad efectiva

28

2,66

mD

%

2,80

2,64

0 1 000

Saturación de gas

62

XX 350

%

25

Permeabilidad intrínseca

Saturación de agua (Núcleo)

2,77

2,59

% %

%

0 1 000

Saturación de agua

Agua ligada Montmorillonita

%

100

25

Permeabilidad de gas

Porosidad total (núcleo) 40

%

0 0

Agua ligada 40

25

TOC, método Schmoker

%

Mineralogía

g/cm3

2,0

Arreglo de 90 pulgadas 0,2

0,25

Densidad aparente corregida 2,0

Resistividad

g/cm3

0 0

Agua libre

Correlación de densidad –0,25

%

3,0

%

TOC, método ELANPlus

400

pc/ton GIP total

0

MMMpc/mi2

60

GIP absorbido 0

MMMpc/mi2

60

GIP Total MMMpc/mi2 Gas libre pc/ton Gas libre

52 38

1,1

52 38 1,5 4,6 5,6 5,6 4,6 6,0 4,4 4,1 3,5 4,3 5,3 3,8 4,3 4,5 4,2 3,5 5,9 4,3 3,5 5,0 2,3 3,8 1,0

71 72 29 426 290 313 159 147 320 215 184 281 279 345 251 538 355 299 80 258 157 244 83 555 402 91 242 66 222 176 48 62 146

52 38 49 36 44 32 39 28 34 25 28 21 23 17 18 13 14 10 8 6 4 2 0 0

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> Despliegue de registros combinados para lutitas. La saturación de agua y la porosidad se calculan a partir de la resistividad (Carril 2) y la porosidad (Carril 3) de las herramientas de adquisición de registros convencionales. La herramienta ECS proporciona la mineralogía (Carril 5) y la densidad de la matriz (Carril 4) para el cálculo de la porosidad mejorada y distingue el TOC de la porosidad (sombreado rosa). La densidad de grano de las rocas también se puede calcular y utilizar para corregir la porosidad derivada del registro de densidad (Carril 4). Los datos de muestras de núcleos proporcionan las isotermas de Langmuir para la capacidad de almacenamiento de gas y confirman los datos calculados para garantizar la validez de los resultados de los modelos tales como la densidad aparente, densidad de la matriz, saturación de agua, porosidad total y TOC (círculos, Carriles 4, 6 y 7). Las saturaciones de los fluidos, corregidas por litología, están presentes en el Carril 6. Los geólogos utilizan el GIP total, gas absorbido y gas libre (Carril 8), para determinar el potencial del yacimiento. Otras características adicionales del despliegue de registros combinados para lutitas son las salidas numéricas en los Carriles 4, 6, 7 y 8, las cuales permiten a los geólogos leer valores directamente desde el registro. Por ejemplo, a XX 350 pies, la permeabilidad efectiva (números rojos, Carril 7) es de 313 mD y el volumen de gas libre acumulado (números azules, carril 8) es de 32 pc/ton. En este intervalo, a diferencia de la mayoría de las lutitas orgánicas, los rayos gamma (Carril 1) no sobrepasan los 150 gAPI.

Volumen 23, no.3

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milla cuadrada (MMMpc/mi2). La concentración de los recursos de gas presentada en miles de millones de pies cúbicos/sección ayuda a cuantificar el potencial total de un yacimiento de lutitas prospectivas. El producto de registros integrados, además de caracterizar las propiedades petrofísicas y geomecánicas del yacimiento, ayuda a los ingenieros a determinar la profundidad para comenzar a perforar el tramo lateral (abajo). La estrategia preferida es perforar en la dirección de menor esfuerzo horizontal, el cual es perpendicular al esfuerzo horizontal máximo. Rocas de calidad Un estudio realizado en el año 2007 concluyó que menos del 30% de los pozos en la lutita Barnett serían rentables para los niveles de precios que existían en ese momento.10 La mayor parte de los datos se obtuvieron de pozos que fueron terminados cuando los operadores todavía estaban aprendiendo cómo aprovechar correctamente las lutitas. Los datos de los registros de producción (PL) obtenidos de varios pozos de la lutita Barnett indicaron que el 30% de los intervalos de disparos proporcionaban el 70% del total del flujo de gas, y en algunos pozos, el 50% de los intervalos de disparos

no estaban fluyendo en el momento en que se realizó la adquisición de registros.11 Teniendo en cuenta todas las cuencas, el estudio de registros de producción mostró que aproximadamente el 30% de los intervalos de disparos no estaban contribuyendo a la producción. Estas estadísticas evidenciaron que cuando no se dispone de los datos de registros, perforar a ciegas y fracturar hidráulicamente intervalos distribuidos geométricamente, puede no ser la estrategia óptima. Antes de perforar, los geólogos e ingenieros deben identificar las capas que tienen las mejores características geomecánicas y de yacimiento, luego perforar y terminar dentro de estos intervalos de alta calidad. Los recursos en lutitas generalmente cubren grandes áreas geográficas y sus características de registros pueden no variar significativamente en sentido lateral en toda la cuenca. Sin embargo, la sutil, y a veces no tan sutil, heterogeneidad lateral dentro de estas secuencias resulta en áreas con características que contribuyen a una mejor producción y estimulación por fracturamiento hidráulico. Estos sectores ideales, incluyen zonas con alto potencial de gas; es decir, que tienen buena calidad de yacimiento (RQ) y zonas que pueden ser estimuladas de manera óptima; es decir, que tienen buena calidad de terMódulo de compresibilidad, psi 3,4 × 106 3,2 × 106 3,0 × 106 2,8 × 106 2,6 × 106 2,4 × 106 2,2 × 106 2,0 × 106

> Posicionamiento de tramos laterales. La caracterización del yacimiento es esencial en el desarrollo de las lutitas gasíferas, pero la perforación del tramo lateral requiere más que petrofísica y geomecánica. Los parámetros clave que controlan la calidad de terminación (CQ) deben ser tomados en cuenta. El módulo de compresibilidad es un indicador de la calidad CQ. La roca con mayor módulo tiene más probabilidades de tener menor contenido de arcilla y por lo tanto un menor esfuerzo de cierre y además una menor tendencia a la incorporación del apuntalante durante la producción. En la figura se muestra un perfil de pozo con respecto a una proyección de la estructura geológica y el módulo de compresibilidad. Los primeros dos tercios del tramo lateral se mantuvieron en el intervalo de interés. La sección del extremo final se encuentra en rocas de menor módulo de compresibilidad, las cuales son productoras más pobres. No sólo fue más difícil la estimulación de la sección final que la del resto del tramo lateral, sino que además la producción de los intervalos con bajo módulo de compresibilidad fue menor en comparación con la producción de las rocas de mejor calidad.

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minación (CQ). Los geólogos construyen modelos detallados para estimular el yacimiento e intentar identificar las partes del yacimiento con las mejores calidades RQ y CQ. Estos modelos pueden perfeccionarse a medida que se perforan más pozos y se dispone de mayor cantidad de datos. Las características geológicas, especialmente las fracturas naturales, afectan la productividad del pozo. El conocimiento de la densidad y orientación de las fracturas, y de las propiedades de los esfuerzos locales, puede ayudar a los ingenieros a tomar las decisiones sobre la ubicación y espaciamiento de los pozos, así como también a optimizar el programa de estimulación por fracturamiento. Los yacimientos convencionales se pueden drenar a través de grandes distancias, en cambio la recuperación de estos recursos depende de un óptimo espaciamiento entre pozos y de la maximización del volumen estimulado mediante fracturación. El régimen de esfuerzos locales es importante tanto para la perforación como para la estimulación. Los esfuerzos a lo largo del pozo son una función de las fuerzas tectónicas, la profundidad y el espesor de la formación, además de los cambios originados por estimulaciones anteriores y producción en pozos cercanos. Para una estabilidad de pozo optima, la perforación debe estar orientada en la dirección del mínimo esfuerzo principal. Es importante comprender cómo reaccionará el yacimiento y la red de fracturas naturales, a medida que se los somete a los esfuerzos asociados con la perforación, estimulación y producción. Los cambios en el yacimiento debidos a la producción y los esfuerzos inducidos, repercutirán en las decisiones relacionadas con la organización de las etapas de estimulación, ubicación de los disparos y espaciamiento entre pozos. Este tipo de información puede ser cuantificada en estudios geomecánicos. La geomecánica es una rama de la ingeniería que aplica la mecánica de los sólidos, las matemáticas y la física para predecir la manera en que las rocas responden a los esfuerzos externos.12 Siguiendo el ejemplo de la minería y la ingeniería civil —disciplinas que han utilizado muchísimo la geomecánica para predecir y evitar consecuencias catastróficas— los ingenieros de perforación y producción cada vez aplican con mayor frecuencia estos conceptos para el desarrollo de los yacimientos. Estas prácticas requieren la medición y estimación de los esfuerzos y el estudio de la manera en que los materiales responden a los mismos. El estado inicial de los esfuerzos de una región es el resultado de su historia tectónica y sedimentaria. Los esfuerzos están además inducidos por una variedad de procesos comunes a las operaciones de la industria petrolera, que incluyen

Oilfield Review

Registros de pozo, núcleos, análisis de conglomerados, Modelo mecánico del subsuelo

Inversión sísmica, datos del simulador ECLIPSE, Modelado de propiedades con el procesamiento de análisis de rocas heterogéneas HRA

Estructura y fallas

Horizontes, Cuadriculado

> Geomecánica en el diseño de pozos. El modelador VISAGE utiliza los datos sísmicos (arriba derecha), modelos 3D generados con el programa Petrel (abajo izquierda, abajo derecha) y datos de registros de pozo y muestras de núcleos (arriba izquierda) para construir un modelo geomecánico que incluye esfuerzos actuales y propiedades mecánicas (centro). Una vez que el modelo 3D ha sido creado, se le puede agregar el elemento temporal, creando un modelo 4D. Los cambios en los esfuerzos afectan la perforación e inciden en la efectividad de las estimulaciones, las cuales determinan en gran medida la productividad.

los efectos de la perforación y los cambios en la presión de los fluidos por la inyección y la producción. Todos estos efectos pueden simularse utilizando modelos del subsuelo en 3D y 4D, los cuales permiten que los ingenieros pronostiquen el comportamiento del yacimiento como respuesta a la perforación, estimulación y futura producción. Los geofísicos e ingenieros de Schlumberger han construido un modelo mecánico del subsuelo con el software Petrel, el cual abarca desde la sísmica hasta la simulación dinámica de yacimientos e integra los datos del software de simulación de yacimientos ECLIPSE. Los ingenieros utilizan estos modelos para la planificación de pozos y para determinar el estado inicial de los esfuerzos. Combinando la simulación en 3D del programa ECLIPSE con el simulador VISAGE, los geofísicos pueden crear un modelo 4D que simula los cambios en la magnitud y orientación de los esfuerzos de fondo de pozo que se producen con el transcurso del tiempo (arriba). Toda la historia de producción de un único pozo, múltiples pozos o de un campo completo pueden simularse y visualizarse utilizando la combinación de los programas ECLIPSE y VISAGE. La identificación de los posibles peligros de la perforación, estimulación y producción, es otra pieza de información crucial obtenida de los datos sísmicos. La existencia de fallas puede ser

Volumen 23, no.3

un gran problema cuando un operador está fracturando hidráulicamente un intervalo de lutita. Una falla puede dominar efectivamente el crecimiento de la fractura y reorientar toda la energía del tratamiento dentro del sistema de fallas y fuera de la zona de destino. Las subsecuentes etapas de fracturación pueden crecer a través de las fallas estimuladas previamente, lo cual agrega muy poco al volumen total estimulado. Las fallas también funcionan como conductos que dirigen los tratamientos de fracturamiento hidráulico Oilfield Review hacia zonas productoras de agua, lo cual puede AUTUMN potencialmente anular o11 reducir en gran medida la producciónShale de gas.Fig. 11 ORAUT11-SHL 11 En base al conocimiento adquirido durante los 30 años de desarrollo de la lutita Barnett, los ingenieros han aprendido a considerar varios aspectos al desarrollar estos recursos. Esto incluye conocer la dirección del esfuerzo horizontal máximo actual para determinar la dirección óptima del pozo; cuantificar la densidad, naturaleza y orientación relativa de las fracturas naturales respecto de la dirección del esfuerzo horizontal máximo; contar con el conocimiento suficiente de geomecánica para diseñar terminaciones que favorezcan la máxima superficie y complejidad de fracturas hidráulicas; y comprender la interferencia entre fractura y fractura tanto de múltiples etapas como de múltiples pozos.13 Los ingenieros

de terminación de pozos deben equilibrar los costos de la estimulación y la perforación con respecto al aumento de la cantidad de pozos o etapas de estimulación por fracturamiento hidráulico. Estas decisiones se facilitan mucho con los modelos 3D y 4D. Fracturamiento hidráulico El éxito en el desarrollo de la lutita Barnett ha sido atribuido en parte al uso de los rentables tratamientos de fracturamiento con agua oleosa conocida en inglés como slickwater.14 Sin embargo éste no es el único tipo de tratamiento que se utilizó durante el desarrollo y puede no ser la mejor elección de fluido para algunos tipos de lutitas.15 10. Berman A: “What’s New in Exploration,” World Oil Online (Noviembre de 2007), http://208.88.130.69/Article. aspx?id=38918 (consultado el 11 de octubre de 2011). 11. Miller C, Waters G y Rylander E: “Evaluation of Production Log Data from Horizontal Wells Drilled in Organic Shales,” artículo SPE 144326, presentado en la Conferencia y Exhibición de Gas No Convencional de la SPE en Norteamérica, The Woodlands, Texas, 12 a 16 de junio de 2011. 12. Zoback MD: Reservoir Geomechanics. Nueva York: Cambridge University Press, 2007. 13. King GE: “Thirty Years of Gas Shale Fracturing: What Have We Learned?” artículo SPE 133456, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Florencia, Italia, 19 a 22 de septiembre de 2010. 14. Los fluidos de fractura de tipo agua oleosa (slickwater) están compuestos por agua y un polímero (generalmente poliacrilamida), utilizado para disminuir la fricción cuando se bombea el fluido a través de las tuberías. 15. King, referencia 13.

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X 200

Y 000 Y 400

Profundidad, pies

X 600

Y 800 Z 200

0

400

800

2 400 zontal, pies

2 000

600 1 200 1 ión hori ac vi Des

2 800

3 600

3 200

> Monitoreo microsísmico de fracturamiento hidráulico en múltiples etapas a lo largo de un tramo lateral. El análisis de datos microsísmicos, como en esta presentación de diagnóstico de la estimulación por fracturamiento hidráulico StimMAP, puede proporcionar a los operadores información sobre la efectividad del tratamiento por fracturamiento hidráulico. En este ejemplo, se bombearon cinco etapas desde el pozo de tratamiento (línea roja) mientras se monitoreaba desde un segundo pozo (línea verde con las ubicaciones de los geófonos representadas como círculos verdes). La primera etapa (puntos amarillos) en el extremo final del tramo lateral generó una compleja red de fracturas; sin embargo, la segunda etapa (puntos azules) se superpone al volumen estimulado de la primera etapa. La tercera y quinta etapa (puntos rojos y magentas) desarrollaron fracturas complejas. La cuarta etapa (puntos cian) tiene una dirección preferencial por lo que se deja parte de la formación sin cubrir. Es importante identificar estas variaciones en la calidad de las fracturas para optimizar los futuros diseños de estimulación, el posicionamiento de los pozos y el espaciamiento entre pozos. Las herramientas tales como el servicio de diagnóstico StimMAP LIVE para el monitoreo microsísmico de las fracturas en tiempo real, puede proporcionar a los ingenieros de terminación la posibilidad de ajustar las operaciones durante la ejecución del trabajo para mejorar la efectividad del tratamiento.

Lutita Fayetteville Lutita Caney

EUA

Cuenca de Arkoma

Oklahoma

Montañas Ouachita Arkansas

Lutita Barnett Cuenca de Fort Worth Texas

Luisiana

> Lutita Fayetteville, cuenca de Arkoma. La compañía Southwestern Energy desarrolló una extensión productiva en la lutita Fayetteville ubicada en el centro norte de Arkansas, EUA. La superficie de la compañía (recuadro rojo) incluye formaciones con estructuras complejas debido a las aperturas continentales y levantamientos de placas que tuvieron lugar en la región.

50

Las estimulaciones por fracturamientos gelificados, asistidos por gas e híbridos, han sido todos probados en la lutita Barnett así como también en otras extensiones productivas de lutitas.16 No hay una única solución para todos los yacimientos de lutita. Por ejemplo, aunque el agua oleosa ha sido una técnica efectiva en la lutita Barnett, la menor capacidad de transporte de arena de estos sistemas, en comparación con la de los sistemas gelificados, y la tendencia a la decantación del apuntalante pueden limitar la capacidad de flujo de las fracturas inducidas. El contacto limitado o la pérdida de la conductividad en el área estimulada también pueden hacer que se desplome el régimen de producción. Otro motivo de preocupación con los fracturamientos con agua oleosa es la sensibilidad de la lutita al fluido debido a que algunos tipos de arcillas tienen tendencia a hincharse cuando entran en contacto con el agua. El gas y los fluidos a base de espuma parecen ofrecer una alternativa ideal a los sistemas gelificados o con agua oleosa; sin embargo, no son muy utilizados debido a su alto costo, disponibilidad limitada y por el hecho de que tradicionalmente se aplican en trabajos pequeños. El enigma ante el cual se enfrentan los operadores consiste en encontrar el mejor sistema para cada lutita en particular y al mismo tiempo minimizar los costos de prueba y error.17 Recientemente, los científicos del centro de tecnología de Schlumberger Novosibirsk en Rusia desarrollaron un innovador enfoque para el diseño de los fracturamientos hidráulicos. La técnica de fracturamiento hidráulico por canales de flujo HiWAY (véase “Fracturamiento con canales de flujo abiertos: Una vía rápida para la producción,” página 4), desarrollada después de años de modelado y pruebas, ha sido aplicada con éxito en una serie de entornos. Los resultados iniciales en los pozos de prueba de la lutita Eagle Ford han mostrado aumentos en los regímenes de producción de 32% a 37% en comparación con los de los 16. La estimulación por fracturamientos híbridos generalmente comienzan con fluidos de baja viscosidad para crear una red compleja. Al final de la estimulación, se utilizan fluidos capaces de transportar altas concentraciones de apuntalante para abrir la región cercana al pozo. 17. King, referencia 13. 18. King, referencia 13. 19. Ramakrishnan H, Peza E, Sinha S, Woods M, Ikeocha C, Mengel F, Simon Y, Pearce P, Kiester J, McKetta S y Jeffers J: “Understanding and Predicting Fayetteville Shale Gas Production Through Integrated Seismic-to-Simulation Reservoir Characterization Workflow,” artículo SPE 147226, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 30 de octubre a 2 de noviembre de 2011. 20. Ramakrishnan et al, referencia 19.

Oilfield Review

pozos cercanos similares. Las rentabilidades a menudo marginales de estos recursos pueden mejorar significativamente por estos aumentos en la producción. Otra práctica común en los programas de fracturamiento de lutitas es dividir la sección lateral del pozo en segmentos espaciados uniformemente (página anterior, arriba). Este proceso pasa por alto la heterogeneidad vertical y lateral de la formación y ha dado lugar a casos de grandes pérdidas de capital invertido en el fracturamiento.18 Sin embargo, los ingenieros de terminación pueden diseñar programas utilizando los datos adquiridos durante la perforación para mejorar el programa de estimulación. El camino al éxito En gran parte debido al éxito en la lutita Barnett, la actividad de E&P en Norteamérica se ha visto dominada por la exploración de lutitas gasíferas en la última década. Inicialmente, sin embargo, los operadores no estaban seguros de que el éxito logrado en la lutita Barnett podría repetirse en otras extensiones productivas de lutitas. La lutita Fayetteville, descubierta por Southwestern Energy Company, fue uno de los primeros yacimientos en los que los operadores intentaron ampliar los horizontes de las lutitas gasíferas más allá de la

lutita Barnett. El éxito de la compañía condujo a desarrollar con más prisa los recursos en lutitas en otros lugares. La lutita Fayetteville se encuentra al norte de la cuenca de Arkoma y al sur de la región de Ozark en el centro de los EUA (página anterior, abajo). La superficie de Southwestern Energy en el norte de Arkansas, EUA, abarca un depósito de lutitas marinas de la edad del Mississippi que tienen un espesor de 50 a 550 pies [15 a 168 m] a profundidades de 1 500 a 6 500 pies [457 a 1 980 m]. La extensión productiva tiene una geología estructural compleja, como resultado de la fragmentación continental de los períodos precámbrico y cámbrico seguidos por la tectónica compresiva durante la orogenia Ouachita de la era paleozoica tardía. La fragmentación continental generó grandes fallas normales con orientación noreste, mientras que los eventos tectónicos posteriores se caracterizaron por fallas inversas con orientación norte. La orientación del máximo esfuerzo horizontal actual, un resultado de la relajación posterior, es de noreste a suroeste.19 El yacimiento está dividido en los intervalos Fayetteville superior, medio e inferior. El intervalo

Fayetteville superior tiene filones de alta porosidad ocupada por gas y abundantes fracturas naturales, las cuales pueden ser estimuladas con presiones de tratamiento bajas. El intervalo Fayetteville medio tiene concentraciones relativamente altas de arcillas tipo illita y esmectita y se caracteriza por mayores gradientes de fractura y menor porosidad efectiva. El intervalo Fayetteville inferior está subdividido en tres zonas; la capa media es el principal intervalo de interés de los tres debido a su bajo contenido de arcilla y alta porosidad ocupada por gas. Las fracturas naturales, tanto abiertas como mineralizadas, están presentes en todo el intervalo Fayetteville inferior. Debido a una amplia gama de rendimientos de la producción, Southwestern Energy inició un estudio multidisciplinario para caracterizar la lutita Fayetteville e identificar los principales controles de producción.20 El estudio abarcó tres áreas de alrededor de 10 millas2 [26 km2] cada una. Un modelo 3D del subsuelo, construido con el software Petrel, el cual abarca desde la sísmica hasta la simulación dinámica de yacimientos, fue un componente esencial en el análisis. Para construir el modelo, los geólogos sistemáticamente integraron datos de diversas fuentes incluyendo datos petrofísicos, levantamientos sísmicos, geomecánicos y modelos de fracturas (abajo).

Análisis geológico Análisis sísmico

Monitoreo de la estimulación

Construcción del modelo estático

Modelo del yacimiento

Simulación del yacimiento

Planificación de la estimulación

> Flujo de trabajo y datos de entrada del modelo vivo del subsuelo. Los ingenieros y geólogos construyen el modelo 3D del subsuelo mediante la integración de los datos derivados de múltiples fuentes. Utilizan los datos geológicos de los núcleos y registros de pozos junto con los datos sísmicos para construir un modelo estático. El programa para estimulación de yacimientos se utiliza para poblar el modelo con datos de pozos horizontales y verticales. Los ingenieros crean planes de espaciamiento entre pozos y diseñan los programas de estimulación por fracturamiento hidráulico para maximizar la producción. Los datos microsísmicos se pueden utilizar para validar el modelo y mejorar las futuras estimulaciones por fracturamiento y las planificaciones de pozos. El modelo del yacimiento se actualiza a medida que se obtienen nuevos datos.

Volumen 23, no.3

51

> Geomodelo estático en 3D de la lutita Fayetteville. Para comprender la variación de las propiedades a través de las lutitas gasíferas, se necesita integrar en la evaluación una variedad de diferentes tipos de datos, que reconocen la ubicación espacial en 3D para cada elemento de datos. Dentro del contexto de un modelo de subsuelo en 3D elaborado con Petrel, los datos sísmicos, registros de pozo, fallas y superficies estructurales pueden combinarse para desarrollar un modelo dentro del cual se pueden poblar las propiedades petrofísicas, mecánicas y de fracturas naturales, tal como el que se muestra aquí, el cual se desarrolló para la lutita Fayetteville. El operador puede comparar los cubos de propiedades, tales como los que se muestran en la imagen, con otras informaciones geoespaciales en 3D y optimizar el posicionamiento de los pozos y el fracturamiento hidráulico. La incorporación de los resultados de producción permite revelar la interconexión intrínseca de estos diferentes tipos de datos y ayuda a comprender el impacto de los diferentes factores determinantes de la producción en el rendimiento del pozo. Estos cubos de propiedades también conforman los bloques básicos de construcción para los modelos de simulación de yacimientos de porosidad simple y doble.

Además, se utilizó un modelo de fluido monofásico con el módulo de gas de lutitas del software de simulación de yacimientos ECLIPSE. El modelo 3D incluyó una opción de doble porosidad para las fases de ajuste de la historia de producción y de pronóstico. Para construir el modelo 3D del subsuelo, los geólogos comenzaron construyendo un modelo geológico, para lo cual emplearon un flujo de trabajo que utiliza datos de muestras de núcleos: difracción de rayos X, microscopio electrónico de barrido, cortes de láminas delgadas, reflectancia de vitrinita, pirólisis y datos de los análisis TRA. A continuación, agregaron los datos de los registros calibrados que incluían los registros triple combo de pozo abierto, registros geoquímicos, registros de barrido acústico Sonic Scanner, registros del generador de imágenes sónico dipolar DSI, y las

52

imágenes de pozo de la herramienta FMI; los cuales fueron adquiridos en pozos pilotos verticales. Los datos geoquímicos de la herramienta ECS proporcionaron información mineralógica esenOilfield Review cial y se calibraron con los AUTUMN 11 datos de núcleos. Los parámetros asociados Shale Fig. 15 comúnmente con la evaluaciónORAUT11-SHL de recursos en15 lutitas, tales como las isotermas de Langmuir, TOC, GIP inicial, y gas absorbido versus gas libre; fueron medidos y luego extrapolados desde una escala de pozo único a una escala de toda la cuenca utilizando los levantamientos sísmicos de superficie en 3D. Debido a que los cambios laterales en las propiedades petrofísicas a través de las cuencas de lutitas generalmente son sutiles, esta extrapolación se logró sin sacrificar la variabilidad de los datos de resolución más fina. Los geólogos también pudieron correlacionar las litologías específicas a

las fracturas naturales. Utilizando los registros de producción, los ingenieros pudieron correlacionar las litofacies a los intervalos con fracturas naturales que mostraban mayor producción de gas después de la estimulación por fracturamiento. A continuación, los ingenieros desarrollaron un modelo estructural utilizando los datos sísmicos que fue perfeccionado aún más utilizando los datos geomecánicos derivados de registros. Los datos de fondo de pozo incluyeron gradientes de fractura, coeficiente de Poisson, módulo de Young y densidad de fracturas naturales. A partir de los registros de imágenes, los cuales se calibraron con los datos de núcleos y eventos microsísmicos, se generó un modelo de fractura basado en redes de fracturas discretas. Los ingenieros aplicaron un enfoque de modelo pseudo 3D de fracturamiento hidráulico múltiple para predecir las caracterís-

Oilfield Review

Una visión más general Mediante la integración de todos estos datos diferentes, los ingenieros crearon el modelo 3D completo del subsuelo, lo que les ayudó a caracterizar el yacimiento de la lutita Fayetteville (página anterior). El modelo fue utilizado para desarrollar mejores programas de perforación y terminación de pozos, como por ejemplo, cuando se utilizó para analizar y mejorar la estimulación por fracturamiento hidráulico. El fracturamiento hidráulico puede ser el proceso más costoso en la terminación y desarrollo de pozos para explotar estos recursos, y es el que más incide en la producción efectiva del pozo. Los ingenieros de terminación concluyeron, en base a los resultados de los registros de produc-

Volumen 23, no.3

1,05 1,00 0,95 0,90 0,85 0,80 0,75 0,70

Gradiente de esfuerzos locales mínimos, psi/pies

ticas de la fractura para cada etapa de cada pozo incluido en el estudio. Luego modelaron la longitud media de la fractura, altura de la fractura, variaciones en la conductividad de la fractura y elementos de las geometrías de la fractura, y luego utilizaron estos datos en el modelo de simulación de yacimiento. Se incluyeron en el modelo las orientaciones de las fracturas naturales que surgieron de la interpretación de los registros de imágenes. Los ingenieros desarrollaron aún más el modelo estructural poblándolo con las propiedades de yacimiento del modelo geológico. Las propiedades que se utilizaron fueron similares a las de los yacimientos convencionales e incluyen porosidad, permeabilidad y saturación de hidrocarburo. Sin embargo, para las extensiones productivas de lutitas, la porosidad se calibra con los datos de núcleos y debe provenir del promedio de varias fuentes diferentes. La permeabilidad puede derivarse de los datos de núcleos, aunque las permeabilidades ultra bajas de las lutitas hacen prácticamente imposible realizar mediciones directas. Así, los ingenieros aplicaron a los datos de fondo de pozo una transformada de porosidad-permeabilidad derivada de los núcleos para calcular la permeabilidad. El modelo 3D del subsuelo también incluyó la simulación dinámica del flujo. Desarrollar un modelo de simulación de flujo para rocas ultra compactas requiere el conocimiento del régimen de esfuerzos ya que la orientación de las cuadrículas utilizadas en el modelo puede afectar los resultados calculados. En el caso de la simulación de la lutita Fayetteville, las celdas de la cuadrícula se crearon con uno de sus lados en paralelo con la dirección del esfuerzo horizontal máximo y el otro lado en paralelo con la trayectoria horizontal del pozo. Esta información fue proporcionada por el modelo estructural, el cual indicó que la dirección del esfuerzo horizontal máximo actual es de noreste a suroeste.

Etapa 1 9%

Etapa 2 7%

Etapa 3 25%

Etapa 4 27%

Etapa 5 32%

> Contribución a la producción a partir del análisis de los registros de producción. El tramo lateral (línea azul) pasa a través de intervalos de esfuerzos bajos (rojo) y altos (azul). La estimulación por fracturamiento hidráulico consta de cinco etapas con tres intervalos de disparos por cada una (óvalos verdes). Luego de la estimulación se adquirieron datos de registros de producción. Las líneas rojas que se extienden por debajo de cada intervalo de disparos representa la producción de gas normalizada para el mayor contribuyente. La longitud de cada línea roja representa el flujo normalizado. Las primeras dos etapas (óvalos de guiones rojos), en el extremo final del pozo, estaban en zonas de altos esfuerzos. Sólo el 16% del flujo proviene de estas etapas. El otro 84% de la producción proviene de las tres etapas (óvalos de guiones amarillos) ubicadas en los intervalos de bajos esfuerzos. Los ingenieros pueden utilizar este tipo de información para identificar los sectores ideales y evitar los costosos tratamientos de fracturamiento en las zonas con bajo potencial de producción.

ción posteriores a la estimulación, que hubo una estimulación, se actualizó el modelo de fracturas correlación directa entre los esfuerzos locales y la mediante el ajuste de la historia de producción. A medida que el estudio progresaba, los ingeproducción de hidrocarburo (arriba). Así, el conocimiento del gradiente de esfuerzos a lo largo del nieros observaron que el crecimiento vertical de la tramo lateral proporcionó a los ingenieros de ter- fractura variaba en diferentes partes de la cuenca. Oilfield Review minación una herramienta para optimizar los En AUTUMN 11 las primeras etapas del desarrollo, los datos microsísmicos indicaron que la estimulación por programas de estimulación. Además, conocer la Shale Fig. 17 hidráulico se extendía desde la orientación del esfuerzo horizontal ayudóORAUT11-SHL a los fracturamiento 17 ingenieros de perforación a elegir las mejores tra- lutita Fayetteville inferior hasta la parte más yectorias para perforar los tramos laterales. La esta- alta del intervalo de lutita Fayetteville superior. bilidad del pozo es mejor cuando se perfora en la Sin embargo, descubrieron que algunos pozos no producían como se esperaba debido a que la estidirección del menor esfuerzo horizontal. Debido a que algunos pozos tenían secciones mulación no estaba llegando a la capa superior. Los ingenieros de yacimiento atribuyeron las laterales de longitudes superiores a 5 000 pies [1 500 m], se encontraron importantes variacio- diferencias en el crecimiento vertical de la fracnes en las propiedades del yacimiento a lo largo de tura a las áreas con mayores contenidos de arcilla las trayectorias. El modelo 3D del subsuelo propor- en el intervalo de lutita Fayetteville medio. La precionó a los ingenieros parámetros de diseño más sencia de mayor cantidad de arcilla dio lugar a precisos para el programa de estimulación por mayores esfuerzos locales, que inhibieron el crefracturamiento hidráulico que los que podrían cimiento vertical de las fracturas en las capas haberse obtenido mediante la proyección de las superiores. Los ingenieros identificaron estas propiedades de la sección vertical del pozo a anomalías mediante el análisis del modelo 3D del cierta distancia. Después de cada tratamiento de subsuelo.

53

Longitud del tramo lateral, pies 4 909

Días de perforación 17

4 528 2,9

4 100

14

Costos de descubrimiento y desarrollo, USD por millón de pies cúbicos

Costo del pozo, millones de dólares 3,0

2,9

Producción, miles de millones de pies cúbicos (MMMpc)

Reservas, miles de millones de pies cúbicos (MMMpc)

350,2 2,8

2,8

4 345

2,05

3 619 12 11

3 117

243,5 2 657

1,21

8

0,86

134,5

1 545

0,69

2007 2008 2009 2010 2011

2007 2008 2009 2010 2011

2007 2008 2009 2010 2011

2007 2008 2009 2010

53,5

716

2007 2008 2009 2010

2007 2008 2009 2010

> Mejora continua del proceso. Durante un período de cuatro años y medio, desde 2007 hasta 2011, Southwestern Energy redujo los días de perforación (azul oscuro) en un 52%, a pesar de que la longitud del tramo lateral se incrementó en más del 84% (rosa). Los costos de pozo (rojo oscuro) se mantuvieron ligeramente más bajos durante el período, pero los costos de descubrimiento y desarrollo (F&D, azul claro) de la empresa se redujeron significativamente durante el período. La producción (dorado) y las reservas (verde) aumentaron considerablemente durante el período de estudio. (Los datos de 2011 corresponden a los primeros seis meses del año.)

Los resultados tangibles obtenidos del proceso de optimización, que incluyeron la perforación y estimulación de secciones laterales más prolongadas, realización de estimulaciones por fracturamiento hidráulico optimizadas y aumento de la eficiencia operativa, se hicieron evidentes en las mejoras continuas que se observaron desde 2007 a 2011 (arriba). La cantidad de días necesarios para perforar un pozo disminuyó en más de un 52% a pesar de que la longitud de la sección lateral del pozo promedio aumentó en más del 84%. La producción promedio aumentó considerablemente, casi siete veces, pero los costos del pozo se mantuvieron prácticamente iguales durante el período. Estos recursos implican grandes erogaciones de capital, pero como suelen cubrir grandes áreas geográficas, los operadores se benefician de las economías de escala y de la flexibilidad operativa. Identificar y desarrollar los sectores ideales mejora considerablemente la rentabilidad y el retorno de la inversión (ROI). La medida definitiva del éxito es la producción. En octubre de 2011, Southwestern Energy reportó haber alcanzado aproximadamente 2 000 MMpc/d [56,6 millones m3/d] en la producción de gas en la lutita Fayetteville. Evaluación posterior al fracturamiento El componente final y, a menudo descuidado, en la optimización de la producción de estos recursos, es el análisis de la producción. Se efectúa un gran esfuerzo en determinar las cualidades del yacimiento y en desarrollar modelos complejos para identificar las zonas con el mayor potencial dentro

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del yacimiento. Los ingenieros de perforación analizan las propiedades del pozo y utilizan geoposicionamiento para orientar el pozo dentro de las áreas que parecen tener las mejores RQ y CQ. Los ingenieros de terminación de pozos diseñan programas de estimulación para maximizar la producción concentrándose en las rocas con las mejores CQ. Estos esfuerzos ayudan a identificar los mejores candidatos para la producción, pero raras veces toman en cuenta las variaciones a pequeña escala que existen dentro del recurso. Los datos de los registros de producción proporcionan una prueba empírica de la producción y ofrecen la posibilidad de identificar características del yacimiento que diferencian a las zonas con mayor potencial (próxima página). Un reciente estudio a gran escala de seis grandes cuencas de lutitas de EUA demostró los beneficios queOilfield se pueden obtener de los datos de Review AUTUMN 11 para el desarrollo de los registros de producción 21 Fig. 18intentó destacar caracestos recursos.Shale El estudio 18 terísticas queORAUT11-SHL los ingenieros pudieran incorporar en los flujos de trabajo para mejorar la eficiencia general. Un hallazgo preocupante fue que en sólo el 20% de los pozos todos los intervalos de disparos estaban contribuyendo a la producción. En dos pozos horizontales en la lutita Woodford en la cuenca de Arkona, sólo la mitad de los intervalos de disparo estaban produciendo gas. Los recursos en lutitas son vistos a veces como grandes estructuras monolíticas; sin embargo, la heterogeneidad causada por las variaciones en las propiedades de la roca, se produce verticalmente a escalas extremadamente pequeñas en

estos yacimientos. Además, la presencia de fracturas naturales puede introducir grandes variaciones en las propiedades mecánicas dentro un área pequeña. Si esta variabilidad no se tiene en cuenta en los diseños de estimulación, los pozos pueden no alcanzar los resultados esperados. Los ingenieros pueden utilizar los datos de los registros de producción para correlacionar la producción de gas con las diferencias en la roca o en las propiedades geomecánicas. Las prácticas de terminación y la geometría de los pozos que podrían afectar la producción también se pueden observar en los datos de los registros de producción. El estudio de registros de producción que incluye datos de más de 100 pozos, evaluó varias prácticas comunes utilizadas en los pozos de gas de lutitas y estimó sus efectos sobre la producción. Trayectoria de pozo—Inicialmente, la mayoría de los pozos horizontales en lutitas, fueron perforados hacia arriba, con desviaciones que superaban los 90 grados. Esto se hizo para facilitar el drenaje gravitacional de los fluidos de fractura hasta el extremo inicial del tramo lateral y ayudar a descargar los fluidos más rápidamente. En algunas extensiones productivas de lutitas, esta práctica ha sido remplazada por la perforación de tramos laterales en la estructura, independientemente de la trayectoria. Sin embargo, la trayectoria ideal es de más de 90 grados con la menor cantidad de cavernas y patas de perro y permaneciendo siempre en la zona de interés. Una tendencia evidente en los datos es que los pozos con altas tasas de flujo pueden descargar de manera efectiva los fluidos de fractura inde-

Oilfield Review

Pozo A 1 000

Régimen para cada intervalo, bbl/d equivalentes

0 3 000 Régimen de producción acumulada, bbl/d equivalentes 0 7 900

Agua Gas

Profundidad vertical verdadera (TVD), pies 8 100 Profundidad medida, pies

8 400

8 800

9 200

9 600

10 000

10 400

Pozo B 1 500 Régimen para cada intervalo, bbl/d equivalentes 0 Régimen de 15 000 producción acumulada, bbl/d equivalentes 0 7 950

Agua Gas

Profundidad vertical verdadera (TVD), pies 8 050 Profundidad medida, pies

8 200

8 600

9 000

9 400

9 800

10 200

10 600

11 000

> Comparación de registros de producción. Estos registros de producción corresponden a dos pozos diferentes en la lutita Woodford en la cuenca de Arkoma. Las líneas verticales rojas y doradas a lo largo de la trayectoria del pozo indican las ubicaciones de los intervalos de disparos. El sombreado rojo representa el gas en el pozo; el sombreado azul indica agua. Los datos de los registros de producción del pozo A (arriba) muestran una producción variable con sólo tres intervalos que contribuyen considerablemente al total del gas producido y tres intervalos que producen la mayor parte del agua (los regímenes medidos para cada intervalo individual se muestran en el carril superior). Tres intervalos (líneas doradas) no tienen contribución alguna. La producción en el pozo B (abajo) es más uniforme. La mayoría de los intervalos están contribuyendo cantidades equivalentes, aunque el primero y último intervalo (líneas doradas) no están contribuyendo. Aunque el agua está presente en el extremo final del pozo, no hay indicaciones de producción de agua en el pozo B. (Adaptado de Miller et al, referencia 11.)

pendientemente de la trayectoria y pueden supe- Así, aunque la longitud de los tramos laterales rar los efectos perjudiciales relacionados con la ha aumentado en los últimos años, la longitud de los segmentos que se estimulan por etapa ha geometría del pozo. Etapas de fracturamiento—La productivi- disminuido. OilfieldlaReview El estudio analizó los efectos del espaciadad del pozo mejora a medida que aumenta AUTUMN 11 cantidad de etapas de fracturamiento. Un incre- miento entre las etapas de fracturamiento; es Shale Fig. 19 mento en la cantidad de etapas de ORAUT11-SHL fractura- decir, 19la distancia entre cada etapa. Los ingenieros miento a menudo coincide con tramos laterales observaron que para la mayoría de las extensiones de mayor longitud; por lo tanto, se incrementa el productivas de lutitas, el espaciamiento del orden contacto con el yacimiento. Sin embargo, el estu- de los 100 pies [30 m] daba como resultado la dio indicó que la estimulación de secciones más mejor producción. Concluyeron que cualquier cortas del tramo lateral tiene un efecto positivo en incremento en los esfuerzos asociados con los trala producción, incluso cuando los datos se norma- tamientos de estimulación anteriores no afectaba lizan para mayores longitudes de tramos laterales. negativamente la productividad de las etapas subsecuentes cuando se utilizaba este espaciamiento. 21. Miller et al, referencia 11.

Volumen 23, no.3

Una excepción a este hallazgo se presentó en la lutita Barnett, donde no había una correlación clara entre el espaciamiento de las etapas y la productividad. Los ingenieros atribuían esta diferencia al ambiente estructural de la cuenca Fort Worth. Debido a que las fracturas naturales en la lutita Barnett tienden a correr en sentido ortogonal con respecto a las fracturas inducidas hidráulicamente, se podía lograr una red compleja de fracturas durante la estimulación. Y por lo tanto, las etapas cercanas entre sí, proporcionaban menos beneficios en comparación a los de las otras extensiones productivas de lutitas. Este hallazgo pone de manifiesto la importancia de comprender el contexto geológico de un yacimiento y su incidencia en la calidad de la terminación del pozo. El resultado práctico es que una metodología de estimulación optimizada en una cuenca no puede transferirse a otra. El estudio de los registros de producción también analizó el diseño de las etapas de fracturamiento mediante la comparación de la producción teórica con respecto a la producción medida. La producción teórica se definió como el régimen de producción si todas las etapas produjeran por igual. El estudio reveló que por cada dos pozos completados, con un promedio de ocho etapas por pozo, había por lo menos una etapa que no contribuía nada. Además, muchos intervalos de disparos no contribuían según el nivel teórico. Nuevamente, estos hallazgos tenían atributos específicos para cada cuenca en particular. El porcentaje de etapas que producían por lo menos la mitad de sus tasas teóricas variaban entre el 18% para la lutita Marcellus en el noreste de EUA y el 33% para la lutita Haynesville-Bossier en el norte de Luisiana y este de Texas. Intervalos de disparos—El análisis de la productividad de los intervalos de disparos proporcionó pocas tendencias claras, y los resultados fueron a menudo específicos para cada cuenca. Aunque la lutita Barnett fue estimulada en forma eficaz con un único intervalo por etapa, los pozos de la lutita Woodford con cuatro intervalos por etapa superaban el rendimiento de los de ocho intervalos por etapa. Además de estas características específicas de cada cuenca, los resultados mostraron que es muy difícil estimular de forma efectiva múltiples intervalos de disparos por etapa. Por ejemplo, casi la mitad de los intervalos en los pozos con seis intervalos de disparos por etapa no estaban contribuyendo cuando se adquirieron los registros de producción. Esto contrasta con el promedio de 20% de los intervalos que no estaban contribuyendo cuando sólo se habían incluido dos intervalos de disparos por cada tratamiento

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Presión de iniciación de fractura, psi/pies

1,4 1,2 1,0 0,8

Etapa 1 Etapa 2

0,6

Etapa 3

Etapa 4

Etapa 5

0,4 0,2 0

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Resistividad somera, ohm.m Resistividad somera, ohm.m

Presión de iniciación de fractura, psi/pies

Producción normalizada, mejor productor = 1,0

8

1,2

0,28

Etapa 2

5

1,1

0,22

Etapa 3

632

1,0

0,80

Etapa 4

581

0,9

0,86

Etapa 5

724

0,9

1,0

Etapa 1

> Datos de resistividad, contenido de arcilla e iniciación de fractura. Las imágenes de microresistividad de la pared del pozo proporcionadas por la herramienta FMI (arriba) pueden proporcionar información cualitativa acerca de la mineralogía. Los intervalos ricos en contenidos de arcilla corresponden a baja resistividad (marrón más oscuro) en las etapas 1 y 2 y tienen mayores presiones de iniciación de fractura (abajo). La mineralogía resistiva observada en las etapas 3, 4 y 5 (marrón más claro, izquierda) corresponde a rocas con menor contenido de arcilla. La producción de todas las etapas se normalizó con respecto a la producción de la etapa 5, la cual tenía la mayor producción de gas, y la tasa de producción de las otras cuatro etapas está presentada como una fracción de este valor. La lutitas ricas en contenidos de arcillas, de resistividad baja, tuvieron menos rendimiento que los intervalos de lutitas resistivas. Estos resultados mostraron el beneficio de estimular los pozos horizontales de lutitas en los intervalos que tienen buenas características de RQ y CQ. (Adaptado de Miller et al, referencia 11.)

de estimulación. La tendencia actual se inclina hacia una menor cantidad de intervalos de disparos por etapa. Junto con la cantidad de intervalos de disparos, el espaciamiento entre intervalos también afecta la producción. El espaciamiento entre los intervalos de los pozos estudiados variaba de 36 a 421 pies [11 a 128 m]. Los resultados indicaron que un espaciamiento entre intervalos menor que 125 pies [38 m] producía resultados superiores. Los operadores reconocieron la correlación aparente entre el espaciamiento de los intervalos y la productividad, y más recientemente, las extensiones productivas de lutitas desarrolladas están utilizando menores espaciamientos entre intervalos. Al igual que antes, sin embargo, esta tendencia no era válida para la lutita Barnett, donde se lograron resultados aceptables incluso con espaciamientos mayores que 175 pies [53 m]. Aplicación de las lecciones aprendidas—Los análisis indican que algunos hallazgos son específicos para cada cuenca, otros específicos para

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Oilfield Review AUTUMN 11 Shale Fig. 20 cada pozo, y algunos indican que no hay una ORAUT11-SHL 20 ten-

dencia establecida. Los datos de registros de producción proporcionan información sobre lo que está sucediendo en el pozo en el momento del registro, pero los geólogos e ingenieros pueden correlacionar las diferencias en la producción con las variaciones laterales en las características del yacimiento. Por ejemplo, los registros de imágenes pueden proporcionar información sobre las variaciones laterales, tales como fracturas, mineralogía, y cambios en el régimen de esfuerzos. Sin embargo, estos datos generalmente no están disponibles después de la fase inicial de recopilación de información del desarrollo en las extensiones productivas de lutitas, ya que los operadores se concentran en las eficiencias operativas y reducción de costos. Esto hace que sea difícil correlacionar los resultados de los registros de producción con las propiedades de la formación. En un pozo horizontal, los ingenieros corrieron la herramienta FMI en pozo abierto y registros de producción después de la terminación y

estimulación del pozo (izquierda). Los geólogos derivaron registros de microresistividad de las imágenes FMI a partir de los cuales podrían determinar cualitativamente la mineralogía. Baja resistividad a menudo se corresponde con altos contenidos de arcilla y alta resistividad se corresponde con rocas de mejor calidad. Las rocas con menores contenido de arcilla tienen menor esfuerzo local y mayor módulo de Young, y son más propensas a conservar la conductividad de las fracturas durante la producción. De las cinco etapas de fractura en el pozo, las tres etapas que se realizaron en zonas identificadas como de bajo contenido de arcilla superaron en rendimiento a las dos realizadas en rocas con alto contenido de arcilla. Los ingenieros pueden optimizar el diseño de las etapas, la aislación de los intervalos con grandes esfuerzos, la ubicación de los intervalos y los programas de apuntalante cuando estos datos se encuentran disponibles. ¿Evolución o revolución? Para desarrollar este tipo de recursos, la industria del petróleo y el gas enfrenta desafíos que van más allá de la tecnología, y estos desafíos no deben ser minimizados. Hay cuestiones políticas, ambientales y de percepción que tienen poco que ver con la perforación y producción de hidrocarburos en las formaciones de lutita que se encuentran en todo el mundo. La industria se enfoca principalmente en los elementos técnicos, aunque los otros son consideraciones cruciales. Las compañías de E&P han demostrado que, después de tres décadas de desarrollo, estos recursos son objetivos viables para la exploración. Las rocas que alguna vez fueron consideradas prácticamente sin valor desde el punto de vista de la producción ahora proporcionan a los EUA abundantes suministros de gas natural. En un entorno con precios de gas natural bajos por el éxito del desarrollo de la lutita orgánica, los operadores tendrán que seguir utilizando innovación, tecnología y soluciones de ingeniería para mejorar la rentabilidad en el desarrollo de estos recursos. Lo que se ha demostrado durante la última década es que la revolución que comenzó en la lutita Barnett no se detuvo ahí. A medida que la tecnología evoluciona, la revolución se prepara para convertirse en un esfuerzo global (véase, “Gas de lutitas: Un recurso global,” página 28). —TS

Oilfield Review

Colaboradores Tom Alexander es gerente general de Southwestern Energy Resources Canada, y reside en Moncton, New Brunswick, Canadá. Ocupó diversas posiciones de ingeniería y supervisión, entre otras en Schlumberger en el Golfo de México, antes de ingresar en Southwestern Energy en 1984. En 1998 se convirtió en ingeniero de terminación y producción de pozos y fue líder del equipo descubridor de la lutita Fayetteville en Southwestern Energy, donde estuvo a cargo de la terminación de 450 pozos horizontales por año. Actualmente, dirige un programa de exploración de tres años que cubre 2,5 millones de acres en New Brunswick. Posee una licenciatura y una maestría en ingeniería minera de la Escuela de Minas y Tecnología de Dakota del Sur, en Rapid City, EUA. Además posee otra licenciatura de la Universidad Wake Forest, en Winston-Salem, Carolina del Norte, EUA, y realizó un curso de postgrado en química y genética en la Universidad de Duke, en Durham, Carolina del Norte, y en gestión ambiental en la Universidad de Denver. Jason Baihly es el líder del equipo de optimización y terminación de pozos horizontales del grupo Data & Consulting Services de Schlumberger. Su equipo evalúa la factibilidad, economía, diseño y optimización de los pozos horizontales, en las formaciones de lutitas compactas, y actualmente sus proyectos se centran en las lutitas Marcellus y Eagle Ford. Jason, residente de Sugar Land, Texas, EUA, comenzó su carrera en la compañía en el año 2001 como ingeniero de soporte técnico a cargo del diseño de tratamientos de estimulación. Obtuvo una licenciatura en ingeniería civil en la Escuela de Minas y Tecnología de Dakota Sur en Rapid City. Kevin Beveridge es gerente de soporte de operaciones, monitoreo y control de yacimientos para Schlumberger y reside en Clamart, Francia. Previamente, fue campeón de producto para el control del flujo, supervisando el desarrollo de la línea de productos de válvulas de control de flujo en Schlumberger. Ingresó en Schlumberger en 1996 como ingeniero de campo internacional y estuvo a cargo de la instalación y la puesta en servicio de los sistemas de levantamiento artificial, monitoreo de fondo de pozo y terminación de pozos a nivel mundial. En los últimos 15 años, ocupó diversas posiciones técnicas, gerenciales y de soporte a clientes en EUA, Libia, China y los Emiratos Árabes Unidos. Kevin recibió un premio Bronze Award del programa Performed by Schlumberger por “La oficina de proyectos de terminación de pozos: Un modelo de negocios único.” Obtuvo una licenciatura (con mención honorífica) en ingeniería eléctrica y electrónica de la Universidad de Aberdeen en Escocia.

Volumen 23, no.3

Chuck Boyer se desempeña como gerente de desarrollo de negocios no convencionales para Schlumberger. Con base en Pittsburgh, Pensilvania, EUA, sus principales responsabilidades se centran en la exploración y el desarrollo de recursos no convencionales de gas y petróleo. Antes de ingresar en Schlumberger en 1998, fue fundador y gerente de varias empresas de exploración y consultoras y además gerente de investigación asociada con el control del metano en US Steel Corporation, lo que incluyó su participación en el primer campo de producción comercial de metano en capas de carbón del mundo. Chuck posee una licenciatura en ciencias geológicas de la Universidad Estatal de Pensilvania, en University Park, y terminó estudios avanzados en minería e ingeniería petrolera en la Universidad de Pittsburgh, en Pensilvania, y en la Universidad Estatal de Pensilvania. Bill Clark se jubiló en el año 2009 luego de trabajar 34 años en Schlumberger, pero recientemente retornó como miembro del equipo de recursos no convencionales de Schlumberger y reside en Oklahoma City, Oklahoma, EUA; está a cargo del desarrollo de negocios internacionales. Comenzó su carrera en 1975 como ingeniero junior en Dowell, Beaumont, Texas. Luego, ocupó posiciones de campo, ventas y mercadeo en Texas y Oklahoma. Bill obtuvo su licenciatura en tecnología oceanográfica de la Universidad de Lamar en Beaumont. Emmanuel d’Huteau se desempeña como ingeniero especialista en tratamientos de estimulación en YPF S.A., en donde está a cargo de los proyectos de estimulación que incluyen formaciones de lutitas y arenas compactas. Residente actual de Neuquén, en Argentina, cuenta con 32 años de experiencia en la industria en servicios de bombeo tanto en compañías de servicios como en compañías operadoras y ahora se especializa en tratamientos de fracturamiento. Desempeñó diversas funciones de campo en América del Sur y Medio Oriente. Emmanuel se graduó como ingeniero mecánico del Instituto Nacional de Ciencias Aplicadas, en Estrasburgo, Francia. Joseph A. Eck ingresó en Schlumberger en 1997 como campeón de la línea de productos de monitoreo de sensores permanentes en el Golfo de México. Con base en Rosharon, Texas, actualmente se desempeña como gerente de línea de productos del segmento de terminaciones inteligentes. Antes de ingresar en Schlumberger, se desempeñó como ingeniero y gerente para una compañía de adquisición de datos de fondo de pozo. En el año 2002, recibió el premio Silver Award del programa Performed by Schlumberger por la campaña de optimización de pozos PowerStim* para BP plc en el Golfo de México. Joseph obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad Técnica de Luisiana, en Ruston, EUA.

Matt Gillard es gerente de la línea de productos para tratamientos de estimulación de América del Norte para el segmento de servicios de bombeo de Schlumberger y reside en Sugar Land, Texas. Ingresó en Schlumberger en 1998 como ingeniero de campo en una brigada a cargo de las operaciones de fracturamiento. Ocupó posiciones como ingeniero de campo y mercadeo en Rusia y el Reino Unido antes de convertirse en gerente de desarrollo de negocios para Well Services en la provincia Volga-Ural de Rusia. Fue director de ingeniería en Plymouth Marine Services, en Inglaterra, antes de ingresar en Schlumberger. Matt posee un diploma nacional superior y una licenciatura (con mención honorífica) en ingeniería civil marina de la Universidad de Plymouth en Inglaterra. Gordon Goh es residente de Kuala Lumpur y se desempeña como ingeniero de yacimientos en Schlumberger Data & Consulting Services. Comenzó su carrera en Schlumberger en el año 2002. Gordon obtuvo una licenciatura en ingeniería química de la Universidad de Malasia y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad Heriot-Watt, en Edimburgo, Escocia. Ronaldo G. Izetti se desempeña como ingeniero senior para Petrobras con base en Río de Janeiro. Ronaldo posee una licenciatura en ingeniería eléctrica del Instituto Militar de Ingeniería y una maestría en ingeniería de producción de la Pontificia Universidad Católica de Río de Janeiro. Maharon B. Jadid se desempeña como tecnólogo custodio en PETRONAS Carigali Sdn Bhd desde el año 2010 y reside en Kuala Lumpur. Cuenta con 37 años de experiencia en la industria del petróleo y el gas; 19 de los cuales transcurrieron en Shell. Maharon ocupó una diversidad de posiciones durante su carrera, entre otras, la de químico de producción, tecnólogo de producción, asesor de activos y gerente general. Obtuvo su licenciatura en ingeniería química de la Universidad de Malaya, en Kuala Lumpur. Valerie Jochen ha estado involucrada en análisis de datos de producción y descripción de yacimientos de recursos no convencionales durante sus 30 años en la industria. Pasante de Schlumberger, ocupa el cargo de director técnico global de producción y recursos no convencionales. Además de muchos años en Schlumberger, Valerie trabajó para The Superior Oil Company, Mobil Exploration and Production y SA Holditch and Associates. Obtuvo una licenciatura, una maestría y un doctorado en ingeniería petrolera de la Universidad A&M de Texas, en College Station, donde actualmente se desempeña como profesora adjunta de ingeniería petrolera.

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Jeff Johnson es director del equipo de operaciones de la unidad de negocios del norte de las Rocallosas para Encana Oil and Gas (USA), Inc. en Denver. Está a cargo de las operaciones de perforación y terminación de pozos en Wyoming. Jeff cuenta con amplia experiencia en tratamientos de estimulación de pozos, habiendo diseñado, implementado y manejado las terminaciones de más de 1 600 pozos en las regiones de las Rocallosas. Jeff obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Kansas en 1981. Cuenta con más de 30 años de experiencia en operaciones de petróleo y gas, que incluyen operaciones, manejo, diseño y evaluación de operaciones de estimulación. Joël Le Calvez se desempeña como geólogo principal para Schlumberger en Houston, donde dirige el grupo de monitoreo de las operaciones de fracturamiento hidráulico StimMAP* en Data & Consulting Services. Trabajó para Schlumberger como geólogo desde el año 2001 en posiciones centradas en el soporte de procesos de microsisimicidad inducida y fracturamiento hidráulico. Posee una licenciatura en física de la Université de Nice–Sophia Antipolis, en Francia, y una maestría en tectonofísica de la Universidad de París VI. Joël posee además un doctorado en geología, con especialidades en geología estructural, tectónica salina y modelado físico, de la Universidad de Texas en Austin. Rick Lewis es gerente técnico de petrofísica del segmento de recursos no convencionales de Schlumberger y reside en Dallas. Rick fue uno de los responsables principales del desarrollo del flujo de trabajo de evaluación de las lutitas gasíferas. Dirige un grupo responsable del mejoramiento continuo del flujo de trabajo y de su introducción y aplicación en el mercado internacional. Antes de ocupar su posición actual, estuvo a cargo del desarrollo de la interpretación de operaciones con cable para la zona central y este de EUA. Por otro lado, trabajó para Shell Oil Company y el Servicio Geológico de EUA. Rick obtuvo una licenciatura de la Universidad de California en Los Ángeles y una maestría y un doctorado del Instituto de Tecnología de California en Pasadena, EUA, todos en geología. Oleg Medvedev se desempeña como gerente de proyectos para los cortadores de PDC ONYX* en el Centro de Tecnología DBR de Schlumberger en Edmonton, Alberta, Canadá. Ingresó en Schlumberger en el año 2005 como ingeniero de desarrollo de productos en el Centro de Tecnología de Novosibirsk, donde subsiguientemente fue líder de equipo y gerente de ingeniería de productos a cargo del desarrollo y de la verificación de la técnica de fracturamiento por canales de flujo HiWAY*. Fue investigador invitado en

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la Universidad Estatal del Norte Fluminense, en Brasil, y en la Universidad Técnica de Denmark, en Lyngby. Oleg obtuvo una maestría en física termal de la Universidad Estatal de Odessa I.I. Mecnikov, en Ucrania, y un doctorado en ingeniería química de la Universidad Técnica de Dinamarca, en Copenhague.

de Petrohawk. Tom cuenta con 29 años de experiencia en ingeniería y manejo de operaciones diversificadas de petróleo y gas. Antes de ocupar su posición actual, fue ingeniero de operaciones y yacimientos. Obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad A&M de Texas, en College Station.

Camron K. Miller se desempeña como geólogo senior para el segmento de recursos no convencionales de Schlumberger; su enfoque se centra en los yacimientos de lutita de las cuencas que se encuentran fuera de EUA y reside en Dallas. Cuenta con más de 10 años de experiencia en la compañía, trabajando como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable, geólogo de pozo y gerente del grupo Data & Consulting Services. Camron obtuvo una licenciatura en geología de The College of Wooster, en Ohio, EUA, y una maestría en geología petrolera de la Universidad de Akron, en Ohio.

Willem Ruys Sablerolle es tecnólogo custodio de producción en PETRONAS Carigali Sdn Bhd y reside en Malasia. Actualmente, está a cargo de las operaciones de fracturamiento hidráulico, los pozos inteligentes y la implementación en el campo. Comenzó su carrera en Shell International E&P y trabajó 24 años en diversas posiciones técnicas y gerenciales de tecnología de producción y química de producción en Europa, África, Medio Oriente y Asia. Willem posee una maestría en ingeniería química de la Universidad Técnica de Delft, en los Países Bajos.

Matt Miller se desempeña como gerente del portafolio de materiales y química para el segmento de servicios de producción de pozos de Schlumberger en Sugar Land, Texas. Previamente, fue director de investigaciones químicas en el Centro de Investigaciones de Schlumberger en Cambridge, Inglaterra. Además ocupó posiciones de liderazgo técnico en el campo y estableció el centro de ingeniería de tratamientos de estimulación de Schlumberger en Rusia. Titular de numerosas patentes relacionadas con las operaciones de estimulación, los apuntalantes, los tratamientos de fracturamiento hidráulico y los trazadores, Matt posee una licenciatura de la Universidad de New Hampshire en Durham, EUA, y una maestría y un doctorado de la Universidad de Michigan, en Ann Arbor, EUA, todas en ingeniería química. Alejandro Peña es gerente del portafolio de materiales y química para el segmento de servicios de producción de pozos de Schlumberger con base en Sugar Land, Texas. Previamente, fue campeón de productos para el servicio de fracturamiento hidráulico HiWAY. Obtuvo su licenciatura en ingeniería química y fue profesor adjunto en la Universidad de Los Andes en Mérida, Venezuela. Después de terminar su doctorado en ingeniería química en la Universidad de Rice en Houston, ingresó en Schlumberger como ingeniero químico senior. Desde entonces, ocupó diversas posiciones de campo, ingeniería y manejo de operaciones dentro de Schlumberger, en América del Norte y América del Sur. Alejandro es titular de numerosas patentes y autor de varias publicaciones sobre tecnología de fluidos de estimulación de pozos. Tom Rhein es gerente de operaciones del Sur de Texas para Petrohawk Energy Corporation. Con base en Corpus Christi, Texas, está a cargo de la terminación, la producción y las operaciones de la lutita Eagle Ford

Gabriela Scamparini desde hace tres años se desempeña como ingeniero de campo especialista en terminaciones de pozos en Schlumberger; el último año, trabajó como ingeniero de proyectos para Schlumberger Completions en Italia. En el año 2010, se desempeñó como supervisor de probadores y operaciones de campo para la instalación del sistema IntelliZone* en Brasil. Gabriela obtuvo una licenciatura en ingeniería eléctrica de la Universidad Estadual de Campiñas, en Brasil, y un diploma de estudios avanzados en ingeniería industrial con especialización en innovación y desarrollo de la École Centrale de Lyon, en Francia. John Thaeler es vicepresidente senior de exploración de Southwestern Energy Company en Houston. Antes de ocupar su posición actual, fue vicepresidente senior de nuevos emprendimientos. Ingresó en Southwestern Energy Company en 1999 como gerente a cargo de los activos de la subsidiaria, responsable de las operaciones convencionales de la compañía en la cuenca de Arkoma. En el año 2001, se convirtió en vicepresidente de la compañía y dirigió el grupo de trabajo que descubrió y desarrolló la lutita Fayetteville. Antes de ingresar en Southwestern Energy, John ocupó diversas posiciones técnicas y directivas durante una carrera de 25 años en Occidental Petroleum Company; trabajó en África, Medio Oriente, América Central y América Sur, y EUA. John posee una licenciatura de la Universidad de Cleveland, en Ohio, EUA, y una maestría de la Universidad de Cincinnati, en Ohio, ambas en geología, y una maestría en administración de empresas de la Universidad de Houston. Es miembro de la AAPG, la SPE y la Asociación Independiente del Petróleo de Estados Unidos.

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Brian E. Toelle es asesor de Schlumberger Data & Consulting Services en las áreas de geofísica y exploración y reside en Denver. Cuenta con más de 30 años de experiencia en la industria a nivel mundial, habiendo comenzado su carrera en 1981 con el desarrollo de áreas prospectivas para Texaco en Texas Oeste, las Rocallosas y el área marina de California. Además, pasó cinco años en el área de desarrollo y exploración para Saudi Aramco en Dhahran, Arabia Saudita. Brian es autor o coautor de numerosos artículos profesionales, pósters y presentaciones. Obtuvo una licenciatura en geología de la Universidad A&M de Texas, en College Station, y una maestría en geología estructural de la Universidad Estatal Stephen F. Austin, en Nacogdoches, Texas. Mark Turner se desempeña como líder del grupo de terminaciones de pozos para Encana Oil and Gas (EUA), Inc con base en Denver. Pasó 26 años con una importante compañía de servicios de bombeo, diseñando y manejando los servicios de bombeo, los cuales incluían las operaciones de estimulación de pozos, empaque de grava y cementación. Trabajó 14 de esos años en EUA y el resto en África Occidental, el Mar del Norte, Medio Oriente y Kazakstán. Mark ingresó en Encana en el año 2003 y ha estado involucrado en la ingeniería de terminación de pozos en el campo Jonah de Wyoming, EUA durante los últimos ocho años. Posee una licenciatura en ingeniería civil de la Universidad Estatal de Colorado, en Fort Collins, EUA. George Waters se desempeña como gerente técnico de terminaciones no convencionales para Schlumberger en Oklahoma City, Oklahoma. Está a cargo de la expansión del conocimiento de las terminaciones de los recursos no convencionales en los mercados emergentes, fuera de América del Norte. Sus funciones incluyen la facilitación de la transferencia de conocimientos internos y externos, el desarrollo y la implementación de flujos de trabajo para la terminación de recursos no convencionales y el soporte técnico de proyectos de recursos no convencionales. Comenzó su carrera en Dowell Schlumberger en 1985 y ocupó numerosas posiciones concentradas principalmente en la optimización de las operaciones de fracturamiento hidráulico en yacimientos de baja permeabilidad. Desde el año 2000, se ha concentrado en la evaluación y terminación de yacimientos de lutitas. George posee una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Virginia Oeste, en Morgantown, EUA; y una maestría en ingeniería ambiental de la

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Universidad Estatal de Oklahoma, en Stillwater, y una maestría en ingeniería petrolera del Instituto Francés del Petróleo (IFP), Rueil-Malmaison, Francia. Fue Conferenciante Distinguido de la SPE 2009–2010 sobre el tema de los yacimientos de lutitas orgánicas. Dean Willberg se desempeña como gerente de programas del Centro de Innovaciones de Schlumberger en Salt Lake City, Utah, EUA. Durante su carrera en Schlumberger, desarrolló productos para operaciones de estimulación de pozos y fracturamiento hidráulico, y recientemente se concentró en el desarrollo de métodos de caracterización de interacciones entre rocas y fluidos en yacimientos no convencionales. Obtuvo una licenciatura en química de la Universidad de Alberta, en Edmonton, Canadá, y un doctorado, también en química, del Instituto de Tecnología de California en Pasadena, donde también se desempeñó como miembro investigador postdoctoral durante tres años. Ocupó posiciones de ingeniería y directivas en los centros de Schlumberger en Tulsa; Sugar Land, Texas; Moscú y Novosibirsk, en Rusia; y en Dallas y Salt Lake City. Dean posee numerosas patentes relacionadas con operaciones de fracturamiento hidráulico y fluidos y materiales de estimulación de pozos. Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.

Próximamente en Oilfield Review

Sistemas rotativos direccionales híbridos. La perforación de pozos con trayectorias complejas y pozos de alcance extendido siempre implicó concesiones mutuas. Los motores orientables pueden producir altas tasas de curvatura, pero a menudo al costo de la velocidad de penetración. Los sistemas rotativos direccionales (RSSs) pueden logar velocidades de penetración más altas y tienden a perforar pozos más parejos, pero no han podido lograr el incremento angular con la misma velocidad que los motores orientables. Se ha desarrollado un nuevo sistema RSS híbrido, que combina el alto desempeño en el desarrollo de la pata de perro de un motor orientable con las ventajas asociadas normalmente con la perforación rotativa. Pérdidas de circulación. Con el incremento del número de pozos complejos, el impacto de las pérdidas de circulación en los costos de construcción de pozos es significativo y aumenta a nivel mundial. La industria de perforación ha desarrollado una gama de tecnologías y servicios diseñados para prevenir o mitigar los problemas de pérdidas de circulación. La experiencia de la industria ha demostrado que a menudo es más fácil y más efectivo evitar que se produzcan pérdidas que intentar detenerlas o reducirlas una vez iniciadas. Este artículo analiza la prevención de los problemas de pérdidas de circulación a través de la utilización de materiales de refuerzo del pozo, además de las diversas escuelas de pensamiento sobre los mecanismos para estabilizar el pozo. Próxima generación de simuladores de yacimientos. La nueva tecnología de simulación de yacimientos ahora puede manipular campos grandes y complejos. Esta tecnología utiliza redes de computación paralelas, tecnología avanzada de creación de cuadrículas y nuevos programas de computación para reducir significativamente el tiempo de ejecución, a veces en un orden de magnitud. Sumada a los modelos mejorados para pozos multilaterales y el manejo mejorado de los campos petroleros, esta tecnología de avanzada simula el proyecto en cualquier etapa, desde el descubrimiento de la formación hasta el abandono final y puede extraer ventajas de los campos nuevos y longevos.

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NUEVAS PUBLICACIONES

Caracterización geofísica de los hidratos de gas

Michael Riedel, Eleanor C. Willoughby y Satinder Chopra (eds) Society of Exploration Geophysicists 8801 South Yale, Suite 500 Tulsa, Oklahoma 74137 EUA 2010. 392 páginas. USD 149,00 ISBN: 978-1-56080-218-1

Esta recopilación documenta diversos tipos de estudios geofísicos que se llevan a cabo para la detección y el mapeo de los hidratos de gas. Un total de veinte artículos se divide entre cinco secciones que abarcan desde las investigaciones geofísicas de los hidratos de gas hasta el modelado de la física de las rocas y los estudios de laboratorio de los hidratos de gas. Contenido: • Los hidratos de gas: Técnicas y métodos de exploración geofísica • Motivaciones para la investigación geofísica de los hidratos de gas • Sección 1: Generación de imágenes sísmicas: Introducción a la generación de imágenes sísmicas; Indicadores sísmicos de la presencia de hidratos de gas natural y de gas libre infrayacente; Análisis sísmico AVO para determinar las reflexiones relacionadas con los hidratos de gas; Análisis de las provincias de hidratos de gas mediante métodos sísmicos de fondo oceánico; Inversión de datos sísmicos para la determinación de parámetros elásticos: Una herramienta para la caracterización de los hidratos de gas; Perfiles sísmicos verticales obtenidos a través de sedimentos que contienen hidratos de gas • Sección 2: Generación de imágenes geofísicas: Introducción a la generación de imágenes geofísicas; Electromagnetismo con fuente marina controlada y evaluación de los hidratos de gas del fondo marino; Resolución de una capa de hidratos de gas terrestres con el método de transitorios electro-

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magnéticos de desplazamiento largo (LOTEM); Generación de imágenes del desplazamiento del fondo marino en depósitos de hidratos de gas; Los hidratos de gas y el magnetismo: Prospección y análisis diagenético; Generación de imágenes infrarrojas de núcleos que contienen hidratos de gas: últimos adelantos y prospectos futuros • Sección 3: Estudios de pozos: Introducción a los estudios de pozos, Evaluación de los sistemas de hidratos de gas natural utilizando registros de pozos, Técnicas de extracción de núcleos en condiciones de presión de pozo y análisis de núcleos en condiciones de presión local, Mediciones del flujo de calor marino en el fondo del mar y estimación del flujo de calor a partir de las observaciones sísmicas de los reflectores de simulación del fondo marino • Sección 4: Estudios de laboratorio: Introducción de los estudios de laboratorio; Mesa redonda: La física de las rocas de un yacimiento de hidratos de gas; Las mediciones de velocidad y resistividad de los sedimentos que contienen hidratos de gas artificiales; Mediciones de laboratorio en núcleos de sedimentos que contienen hidratos de gas terrestres frescos; Propiedades geofísicas y respuesta dinámica de los sedimentos que contienen hidratos de metano a la formación y la descomposición de los hidratos; Un estudio con equipo de columna resonante de las propiedades sísmicas de las arenas que contienen hidratos de metano; Teoría de ondas, simulación y determinación del contenido de hidratos de gas en los sedimentos; El impacto de la saturación de hidratos sobre las propiedades mecánicas, eléctricas y térmicas de las arenas, limos y arcillas que contienen hidratos • Índice Un conjunto de 26 artículos individuales constituye este volumen . . .reciente de la serie de desarrollos geofísicos de la SEG. Redactados por especialistas líderes, los artículos ofrecen al lector un panorama actualizado y un punto de partida sólido para el diseño de aplicaciones geofísicas en la búsqueda y producción de este nuevo recurso energético no convencional. . . Los editores lograron una compilación exitosa. . . muy recomendada.

. . . [Los autores] proporcionan de manera admirable una versión condensada general y compacta, por no decir una simplificación inevitable, de la tectónica de placas . . .Uno de los puntos más fuertes del libro son los mapas y secciones transversales coloridos y excelentes que complementan el texto. Las referencias a la literatura están bien seleccionadas. Recomendado. Grose TLT: Choice 49, no. 2 (Octubre de 2011): 335–336.

Tectónica de placas: La deriva continental y la orogénesis

Wolfgang Frisch, Martin Meschede y Ronald Blakey Springer-Verlag 233 Spring Street Nueva York, Nueva York 10013 EUA 2010. 212 páginas. USD 79,95 ISBN: 978-3-540-76504-2

Este libro cubre los fundamentos de la tectónica de placas, una teoría desarrollada en el siglo pasado a partir del concepto de deriva continental. Los autores sintetizan los nuevos desarrollos científicos, las correcciones y las refinaciones de la teoría en una presentación de los datos y descripciones de estos procesos geodinámicos. Contenidos: • La teoría de la contracción; La deriva continental y la tectónica de placas • El movimiento de las placas y sus relaciones geométricas • Las estructuras continentales de tipo fosa tectónica (graben) • Los márgenes continentales pasivos y las llanuras abisales • Las dorsales meso-oceánicas • Los puntos calientes • Zonas de subducción, arcos de islas y márgenes continentales activos • Fallas de transformación • Terrenos • La tectónica de placas del Precámbrico Temprano • La tectónica de placas y la orogénesis • Los orógenos antiguos • Los orógenos modernos: Los lugares más elevados de la Tierra • Glosario, Referencias, Palabras Clave, Índice

Brevik I: The Leading Edge 30, no. 6 (Junio de 2011): 704.

Oilfield Review

El tercero de una serie de artículos que introducen los conceptos básicos de la industria de E&P

DEFINICIÓN DEL CONCEPTO DE PERFORACIÓN

Un giro a la derecha: Una visión general de las operaciones de perforación Matt Varhaug Editor senior

El ícono más reconocible de la industria del petróleo y el gas es una torre que sobresale por su altura en la localización del pozo. El equipo de perforación representa la culminación de un proceso de exploración intensivo; sólo puede validarse un área prospectiva mediante la perforación de un pozo. Una vez que las compañías petroleras adquieren los derechos de perforación en un área prospectiva, sus geocientíficos transmiten las coordenadas de la zona productiva potencial y los objetivos de la evaluación de formaciones a sus ingenieros de perforación y éstos los traducen en objetivos de perforación. El departamento de perforación planifica una trayectoria que maximice la exposición del pozo a las zonas productivas y diseña los arreglos de fondo de pozo (BHAs) para lograr ese recorrido. Los ingenieros preparan un plan detallado para cada etapa del proceso de perforación. Esta prognosis de perforación designa una localización en la superficie y la profundidad total (TD) del pozo, y especifica el tamaño de la barrena, las densidades anticipadas del lodo y los programas de entubación necesarios para alcanzar la TD. En lo que respecta a los pozos desviados, la prognosis establece la localización del fondo del pozo (BHL) y la profundidad de deflexión inicial y el acimut para el punto de comienzo de la desviación (KOP). La prognosis sirve además como base para presupuestar y obtener la autorización para las erogaciones requeridas por la perforación (AFE). El contratista de perforación Las compañías petroleras generalmente contratan a una compañía de perforación para que perfore sus pozos. El contratista de perforación provee un equipo de perforación y la cuadrilla de operarios. Estos servicios se contratan habitualmente por una tarifa diaria que oscila entre miles y cientos de miles de dólares por día, dependiendo del tipo de equipo de perforación utilizado. En tierra firme, las tarifas diarias se determinan en general según la potencia nominal del equipo de perforación, lo que además establece la profundidad hasta la que puede perforar el equipo. La profundidad también se traduce en el tamaño del equipo de perforación; los equipos más grandes transportan un malacate y la torre con mayor capacidad de carga en el gancho para izar cientos de toneladas de columna de perforación. Los equipos de perforación marinos, también valuados por la potencia, se clasifican además sobre la base de la profundidad operacional del lecho marino. Las plataforTraducción del artículo publicado en Oilfield Review, Otoño de 2011: 23, no. 3. Copyright © 2012 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a John Walker, Kuala Lumpur, Malasia.

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mas de perforación autoelevadizas son utilizadas en tirantes de agua (profundidades del lecho marino) comprendidos entre 9 y 105 m [30 y 350 pies] aproximadamente. (Ciertas plataformas autoelevadizas para servicio pesado pueden operar en tirantes agua de hasta 168 m [550 pies] y están diseñadas para perforar hasta 10 660 m [35 000 pies]). El diseño de los equipos semisubmergibles les permite operar en aguas que exceden el límite de profundidad de las plataformas autoelevadizas. Las embarcaciones de perforación operan en las aguas más profundas. Las tarifas diarias para los equipos de perforación terrestres por lo general son más bajas que para los equipos de perforación marinos; las plataformas autoelevadizas para aguas someras tienden a costar menos que los equipos de perforación semisumergibles o las embarcaciones de perforación para aguas profundas. El inicio de la perforación El contratista de perforación desplaza el equipo de perforación hasta la localización y un agrimensor certifica su posición. A medida que la cuadrilla de perforación monta el equipo, las distintas secciones de la tubería guía de gran diámetro se sueldan entre sí y se hincan en el terreno; generalmente hasta alcanzar un punto de rechazo, más allá del cual no pueden avanzar. En el extremo superior de la tubería guía se fija un cabezal de pozo. En el piso de perforación, la cuadrilla de perforación arma el BHA, que consta de una barrena de perforación, los portamechas (lastrabarrenas), los estabilizadores y, en ciertos casos, un rectificador. Al BHA se le pueden incorporar sensores de adquisición de registros durante la perforación (LWD), un motor de lodo y un sistema para direccionar la barrena a lo largo de la trayectoria especificada. El BHA puede pasar de un tramo del pozo a otro para incrementar, mantener o reducir su ángulo de inclinación. Cada pieza del BHA está diseñada para desempeñar un rol específico. Los portamechas —secciones de tuberías pesadas y de paredes gruesas— proporcionan rigidez y peso para evitar la flexión de la columna de perforación. Los estabilizadores incrementan la rigidez del BHA para prevenir las vibraciones y mantener la trayectoria. En ciertas formaciones, se emplean rectificadores especiales para mantener el pozo en calibre o ensancharlo más allá del diámetro de la barrena y para ayudar a reducir el torque y el arrastre. A su vez, el BHA se conecta a los elementos tubulares de 9,5 m [31 pies] de la columna de perforación pesada, que constituyen una transición entre los portamechas del BHA y la columna de perforación estándar utilizada para armar la sarta de perforación que acciona la barrena. 61

DEFINICIÓN DEL CONCEPTO DE PERFORACIÓN

El BHA se baja a través del piso de perforación y del Vástago cabezal del pozo y hacia el interior de la tubería guía. Una vez que la barrena se encuentra en el fondo, una Buje del vástago tubería de forma hexagonal o cuadrada, conocida como Mesa rotativa vástago de perforación se enrosca en el elemento tubular superior extremo de > Buje del vástago de perforación. El vástago la columna de perforación. se fija a través del centro del buje del vástago, El vástago de perforación se que rota cuando se acopla la mesa rotativa. inserta en el buje del vástago de perforación (KB) y se acopla a la unidad de mando rotativa del equipo de perforación. La mesa rotativa hace girar el KB, que a su vez hace girar el vástago de perforación (arriba). La sarta de perforación rota (girando hacia la derecha en el sentido de las agujas del reloj) y comienza la perforación. El inicio de la perforación se conoce en inglés como spudding in, y, al igual que la fecha de nacimiento de una persona, se registra como la fecha de inicio de la perforación del pozo. Continuación de la perforación A medida que la barrena penetra más profundamente en el subsuelo, cada tramo adicional de la columna de perforación se conecta al elemento tubular anterior, y la sarta de perforación se vuelve cada vez más larga. Para enfriar y lubricar la barrena se bombea fluido de perforación, o lodo, en el fondo del pozo. El lodo también transporta los recortes de roca generados por la barrena. Los fluidos de perforación habitualmente consisten en una fórmula especial de agua o una fase continua no acuosa mezclada con barita en polvo y otros aditivos para controlar la reología del lodo. (A veces, se emplea agua en las partes superiores de un pozo; algunas presiones de formación son tan bajas que puede utilizarse aire en vez de lodo.) Mediante bombas de alta presión, se extrae el lodo de los tanques de superficie y se envía por el centro de la columna de perforación. El lodo se descarga a través de las boquillas situadas en el frente de la barrena. La presión de la bomba impulsa el lodo hacia arriba, a lo largo del exterior de la columna de perforación y luego éste llega a la superficie a través del espacio anular existente entre la columna de perforación y la tubería de revestimiento, y emerge a través de una línea de flujo instalada por encima del preventor de reventones (BOP). El lodo pasa por un cedazo (filtro) de mallas vibratorias situado en la zaranda vibratoria (temblorina); allí, los recortes de la formación son separados del lodo líquido, que cae en los tanques de lodo a través de los cedazos antes de volver a circular en el pozo. El fluido de perforación es vital para mantener el control del pozo. El lodo se bombea en el fondo para compensar los incrementos de la presión de fondo de pozo, que de otro modo obligarían a los fluidos de formación a ingresar en el pozo, lo cual produciría un peligroso golpe de presión o incluso un reventón. No obstante, la presión ejercida por el lodo no debe ser tan alta como para fracturar la roca propiamente dicha, lo que reduciría la presión del lodo en el pozo. La presión ejercida por el lodo es principalmente una función de la densidad del lodo, que generalmente se ajusta mediante el control de la cantidad de barita u otros espesantes del sistema.

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La presión en general se incrementa con la profundidad, de modo que la densidad del lodo también debe incrementarse con la profundidad. El proceso de perforación normalmente sigue adelante hasta que incrementos adicionales de la densidad del lodo fracturarían la formación, punto en el cual se coloca la tubería de revestimiento. Ejecución de maniobras con la barrena Las superficies de corte de la barrena se desgastan gradualmente a medida que trituran la roca, lo cual disminuye la velocidad de penetración (ROP). Tarde o temprano, la barrena gastada debe ser reemplazada por una nueva. Esto exige que la cuadrilla de perforación extraiga la sarta de perforación, o que se ejecute un viaje de salida del pozo. Primero, el lodo se hace circular para llevar los recortes y el gas a la superficie; proceso que se conoce como circulación de los recortes a la superficie. A continuación, los peones de boca de pozo desconectan el vástago de la sarta de perforación y enganchan el elemento tubular superior extremo de la sarta de perforación con los elevadores de la torre; las abrazaderas metálicas utilizadas para levantar la tubería. El perforador controla el malacate que hace subir los elevadores hacia el interior de la torre. La sarta de perforación se extrae del pozo, un tiro por vez. En la mayoría de los equipos de perforación, un tiro consta de tres elementos tubulares de la columna de perforación conectados entre sí. Algunos equipos de perforación sólo pueden subir tiros de dos elementos tubulares; otros, suben tiros de cuatro elementos tubulares; esto depende de la altura de la torre. Cada uno de los tiros se desenrosca de la sarta de perforación y luego los tiros se disponen verticalmente en filas, con la guía del enganchador. El último tiro lleva la barrena a la superficie. La barrena se desconecta del BHA y se clasifica según el desgaste. Una barrena nueva se conecta en la base del BHA y el proceso se invierte. El proceso completo —el viaje de salida y nueva entrada del pozo— se denomina viaje de ida y vuelta. Profundidad de entubación Tarde o temprano, la mayoría de los pozos requieren una forma de prevenir el colapso de la formación de manera que pueda continuar la perforación. El lodo de perforación, bombeado por el pozo para ejercer presión hacia afuera contra la pared del pozo, es efectivo sólo hasta un cierto punto. Luego, debe bajarse y cementarse en su lugar la tubería de revestimiento de acero para estabilizar la pared del pozo (próxima página). El perforador hace circular todos los recortes a la superficie y la columna de perforación se extrae del pozo. La sección de agujero descubierto generalmente se evalúa utilizando herramientas de adquisición de registros de pozos operadas con cable. Una vez concluida la operación de adquisición de registros, una cuadrilla de entubación baja la tubería de revestimiento hasta el fondo del pozo. La tubería de revestimiento, cuyo diámetro es menor que la barrena, es bajada en el pozo en un proceso similar al de la ejecución de conexiones con la columna de perforación. Los centralizadores, instalados a intervalos regulares a lo largo del exterior de la sarta de entubación, aseguran que exista la separación correcta entre la tubería de revestimiento y la formación para permitir el pasaje del cemento durante las operaciones subsiguientes. Se bombea una lechada de cemento a través del centro de la sarta de entubación y del fondo, y de regreso por el espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y el pozo. Y mientras el cemento se endurece se mantiene la presión sobre éste.

Oilfield Review

Prueba de pérdida de fluido La integridad de la operación de cementación y de la formación que se encuentra por debajo de la tubería de revestimiento se evalúa mediante la ejecución de una prueba de pérdida de fluido (LOT). Esta prueba se lleva a cabo inmediatamente después de reperforar desde debajo de la tubería de revestimiento para obtener una estimación crítica de los límites de la densidad del lodo que pueden utilizarse para perforar en forma segura hasta la profundidad de entubación siguiente.

Tubería guía de 36 pulgadas

La tubería guía impide el derrumbe de las capas del suelo y de los sedimentos someros no consolidados.

Barrena de 28 pulgadas Tubería de revestimiento de 1 24 /2 pulgadas

La tubería de revestimiento de superficie protege las zonas someras de agua dulce, proporciona un soporte estructural para el BOP y sustenta las sartas de entubación más profundas.

Barrena de 171/2 pulgadas Tubería de revestimiento de 16 pulgadas

Las sartas de entubación intermedias aíslan las formaciones que podrían fracturarse y producen problemas de pérdida de circulación.

Barrena de 143/4 pulgadas Tubería de revestimiento de 3 13 /8 pulgadas

La tubería de revestimiento de producción impide la migración de hidrocarburos desde las zonas productivas hacia otras formaciones.

Después de perforar a través del cemento, en la zapata de entubación y a través de aproximadamente 3 a 6 m [10 a 20 pies] de formación nueva, el perforador hace circular los recortes a la superficie para confirmar que la barrena ha penetrado la formación nueva. Luego, el pozo se cierra y en su interior se bombea el fluido de perforación para incrementar gradualmente la presión contra la formación. Finalmente, la presión se desviará respecto de un incremento que describe una línea recta, lo que indica que el fluido de perforación se ha perdido o ha ingresado en la formación. Los resultados de la prueba LOT dictaminan el valor máximo de presión o densidad del lodo que puede aplicarse en el fondo del pozo durante la perforación antes de colocar la tubería de revestimiento una vez más. La presión de operación máxima es fijada normalmente un poco por debajo del resultado de la prueba de pérdida de fluido para mantener un factor de seguridad pequeño. El ciclo de perforación, viajes de entrada y salida, y entubación del pozo continúa hasta que el pozo alcanza la TD. Tecnologías en evolución La tendencia en perforación ha evolucionado, desde los pozos verticales hasta los pozos direccionales, y los pozos horizontales se han vuelto muy comunes, en gran medida gracias a los sistemas rotativos direccionales. Conforme los ambientes y los objetivos de perforación se vuelven más desafiantes, los avances registrados en los sistemas direccionales y LWD están ayudando a los perforadores a modificar las trayectorias de los pozos y mantenerse en la zona para alcanzar múltiples objetivos. Los pozos pueden ser perforados utilizando técnicas de bajo balance o de manejo de la presión para evitar el daño de la formación. Ahora, en vez de simplemente perforar agujeros con la mayor rapidez posible, las cuadrillas altamente calificadas perforan pozos que toleran los esfuerzos impuestos por el subsuelo y los procesos de producción, con lo cual crean pozos que pueden producir y ser registrados y terminados en forma segura.

> Perfil del pozo. Para perforar un pozo se utilizan barrenas y sartas de entubación de diámetro cada vez más pequeño, lo que genera un perfil telescópico.

Volumen 23, no.3

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