Oilfield Review Primavera de 2000
Desarrollo de campos submarinos Monitoreo permanente con instalaciones de fondo Manejo y entrega de datos
Manejo de los riesgos y desafíos propios de las aguas profundas Para garantizar el éxito de las operaciones, las compañías operadoras
Las intervenciones oportunas o los ajustes en los equipos de com-
y contratistas se enfrentan a nuevos desafíos en el desarrollo de los
pletación, tales como los dispositivos para el control del flujo, permiten
campos petroleros situados en áreas de aguas profundas. Estos
mejorar el drenaje del yacimiento y la recuperación final del mismo.
desafíos comprenden temas relativos a la seguridad, al medio
La confiabilidad de los equipos de monitoreo permanente ha mejorado
ambiente, al diseño conceptual, a los costos, a la producibilidad de
en forma sostenida en los últimos diez años, por lo cual la tecnología se
los pozos y a la confiabilidad del equipamiento. Hoy en día, para que
vuelve más atractiva para las aplicaciones en aguas profundas profundas y submari-
los proyectos resulten viables desde el punto de vista económico, las
nas, en las que la confiabilidad tiene una importancia capital.
completaciones en aguas profundas deben optimizar al máximo la
Por otra parte, a partir de su preocupación por el medio ambiente, la
recuperación final de los yacimientos. Los yacimientos descubiertos
industria petrolera busca controlar la emisión de gases y la polución
recientemente tienen capacidad para producir con altas tasas de flujo,
durante las operaciones de limpieza del pozo. Con el objeto de asegurar
por lo cual, el diseño de los pozos debe ser conforme a ello. Debido a
la producibilidad, las completaciones submarinas son sometidas a un
los altos costos y a la dificultad para acceder a los pozos en aguas
período de flujo durante el cual se utilizan equipos portátiles. Esta prueba
profundas, la industria petrolera debe confiar plenamente en las
de flujo les permite a los ingenieros validar la completación. El control de
nuevas tecnologías para optimizar las erogaciones de capital
emisiones durante la prueba de flujo constituye un motivo de preocu-
realizadas en los proyectos.
pación para la industria petrolera; en la mayoría de los países productores
El diseño de las completaciones y la confiabilidad de los equipos
de petróleo, tanto la combustión de líquidos o gases como el venteo de gas
resultan fundamentales para el éxito de un proyecto. Si bien las nuevas
están controlados por entes reguladores. Los operadores y los contratistas
tecnologías son esenciales, existen riesgos en el uso de dispositivos que
trabajan en forma conjunta en la búsqueda de nuevas tecnologías y pro-
no han sido sometidos a pruebas rigurosas para comprobar su grado de
cedimientos que les permitan aliviar estas preocupaciones.
confiabilidad. A lo largo de la vida de un pozo, estos problemas implican
El abandono de un campo situado en aguas profundas pone en juego la
la necesidad de efectuar operaciones de re-entrada y reacondiciona-
capacidad de la compañía para controlar los gastos y su responsabilidad
mientos, las cuales se deben minimizar para que el proyecto resulte
civil. Para abandonar completaciones del tipo de árboles secos se utilizan
viable. Los problemas pueden provocar daños en la formación, pérdidas pérdidas
técnicas convencionales, pero para la recuperación de las tuberías de pro-
de reservas y riesgos relacionados con la seguridad y el medio
ducción y el abandono de las completaciones submarinas se requieren los
ambiente.
mismos equipos especializados que se utilizan para la instalación inicial,
Habitualmente, las completaciones en aguas profundas se carac-
lo que representa costos muy elevados. Es necesario entonces desarrollar
terizan como pozos submarinos con árboles de válvulas secos o con
nuevas tecnologías y técnicas que les permitan a las compañías petroleras
árboles de válvulas húmedos. El concepto de árbol seco incluye las
reducir costos y riesgos en las operaciones de abandono de campos
completaciones para estructuras fijas, para plataformas flotantes
situados en áreas de aguas profundas.
sostenidas en el lugar por cables tensionados (TLPs, por sus siglas en
En los últimos cinco años, se han producido importantes cambios en
Inglés) y para cilindros verticales flotantes, conocidos como unidades
la tecnología, el diseño conceptual y la complejidad de las operaciones
"spar." Estas completaciones son similares a las realizadas para plata-
en aguas profundas. Para mantener el constante crecimiento de estas
formas convencionales y su diseño es tal que permiten el acceso de un
operaciones, la industria petrolera se verá obligada a realizar continuos
cable de acero durante la vida productiva del pozo. Las completaciones
avances, para lo cual tanto los operadores como las compañías de
con árboles de válvulas secos en aguas profundas están diseñadas con
servicios deberán ofrecer soluciones para los nuevos desafíos técnicos
vistas a una tasa de producción elevada.
que se les presenten.
Las completaciones submarinas con árboles de válvulas húmedos son, por lo general, más complejas que las completaciones para plataformas convencionales y, normalmente, incluyen elementos para la inhibición de hidratos, el monitoreo de la presión y la temperatura, además de los nuevos dispositivos "inteligentes" para controlar el flujo en una completación de múltiples zonas. En el diseño de este tipo de
John R. Cromb III
completaciones, por lo general, no se contempla el acceso de
Ingeniero senior de perforación en aguas profundas Texaco Worldwide Exploration and Production Houston, Texas, EE.UU.
herramientas operadas a cable. En el caso de los pozos en los que no resulta factible el perfilaje operado por cable, se recurre a la instalación permanente en el fondo del pozo de sondas para medir la presión, la temperatura y monitorear el flujo. Esto les permite a los productores anticipar o advertir los problemas. Si bien las completaciones inteligentes pueden proporcionar beneficios económicos además de la capacidad de controlar diferentes capas en producción, hoy presentan un riesgo desconocido asociado con la confiabilidad de los equipos.
John Cromb es ingeniero senior de perforación en aguas profundas en Texaco Global Drilling y está basado en Houston, Texas. En la actualidad tiene a su cargo el diseño de completaciones para un desarrollo conceptual en zonas marinas de Africa Occidental. John comenzó su carrera como ingeniero de yacimientos en Texaco en las ofici nas de Nueva Orleans, Luisiana, EE.UU. Ha trabajado en una amplia variedad de proyectos, desde ingeniería de yacimientos en campos de aguas poco profundas, hasta el diseño y la ejecución de completaciones submarinas. Su experiencia también incluye trabajos de ingeniería de producción, así como de completación, reacondicionamientos y perforación de pozos. John se graduó en ingeniería química en la Universidad del Estado de Ohio en Columbus, EE.UU.
Soluciones submarinas Los pozos petroleros no son todos iguales. Los pozos submarinos, que se elevan desde el fondo del mar sin llegar hasta la superficie, tienen un comportamiento sumamente particular. Para construir estos pozos y mantenerlos en producción se requieren tremendos esfuerzos; sin embargo, estos ya han comenzado a mostrar buenos resultados.
Alan Christie Ashley Kishino Rosharon, Texas, EE.UU. John Cromb Texaco Worldwide Exploration and Production Houston, Texas Rodney Hensley BP Amoco Corporation Houston, Texas Ewan Kent Brian McBeath Hamish Stewart Alain Vidal Aberdeen, Escocia Leo Koot Shell Sarawak, Malasia
Se agradece la colaboración de Robert Brown, John Kerr y Keith Sargeant, Schlumberger Reservoir Evaluation, Aberdeen, Escocia; y Michael Frugé, Andy Hill y Frank Mitton, Schlumberger Reservoir Evaluation, Houston, Texas, EE.UU. EverGreen, E-Z Tree, IRIS (Sistema Inteligente de Implemen tación Remota) y SenTREE SenTREE son marcas de Schlumberger Schlumberger.. 1. Brandt W, W, Dang AS, AS, Magne E, E, Crowley D, Houston K, Rennie A, Hodder M, Stringer R, Juiniti R, Ohara S, Rushton S: “Deepening the Search for Offshore Hydrocarbons,” Oilfield Review 10, Review 10, no. 1 (Primavera de 1998): 2-21.
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El mundo submarino encierra misterios y desafíos que siempre resultaron atractivos para los aventureros y los exploradores. A lo largo de miles de años, se especuló sobre la existencia de civilizaciones submarinas y el hombre soñaba con el descubrimiento de ciudades perdidas o el desarrollo de formas de vida y de trabajo en las profundidades del mar. Si bien las ciudades submarinas constituyen todavía una ilusión, algunos aspectos de la vida cotidiana transcurren efectivamente en las profundidades del océano, como extensiones de procesos que se desarrollan también en la superficie: por ejemplo, los primeros cables de comunicación que atravesaban el fondo del mar; los dispositivos de investigación que controlan las propiedades de la tierra y del mar y los equipos de supervisión militares que investigan actividades sospechosas. De la misma forma, la industria del petróleo y el gas ha extendido sus primeras operaciones de exploración y producción con taladros montados en tierra firme, cabezales de pozos y tuberías de conducción para explotar las riquezas del volumen de la tierra que se encuentra cubierta por el mar. Esta evolución desde la tierra hacia el mar se ha producido a lo largo del último siglo, a partir de 1897 cuando se instaló el primer mástil de perforación encima de un muelle en las costas de California (EE.UU) (derecha)1. Más adelante, se comenzaron a utilizar los equipos de perforación costa afuera, con plataformas marinas, semisumergibles y taladros de perforación autoelevables y embarcaciones de perforación con sistema de posicionamiento dinámico. Desde un punto de una plataforma fija o un equipo flotante, se podían perforar pozos en distintas direcciones con el fin de explotar el yacimiento al máximo posible. A medida que se perfeccionó la tecnología de operaciones marinas en busca de la conquista de ambientes cada vez más hostiles y desafiantes, la perforación costa afuera evolucionó en dos
direcciones principales. En primer lugar y, según lo previsto, los pozos se perforaban en zonas en las que la columna de agua aumentaba año tras año, hasta llegar al récord actual que es de 1852 m [6077 pies] en un pozo productor del campo Roncador, en el área marina de Brasil. 2 En la per-
Perforación marina
Profundidad del mar
Actividades submarinas
1897 Se coloca un mástil de perforación encima de un muelle a 76 m [250 pies] de la costa 1911 Primera plataforma de perforación 1925 Primera isla artificial de perforación 1932 Primer pozo perforado desde una plataforma independiente 1953 Primeros taladros móviles y sumergibles 1956 Se perfora a partir de 183 m [600 pies] de profundidad bajo el agua 1961 Primer árbol de válvulas submarino
1966 Primer taladro de perforación autoelevable 1970 Perforación guía a partir de 456 m [1497 pies] de profundidad bajo el agua 1971 Primera embarcación con sistema de posicionamiento dinámico
1987 Récord de perforación a partir de 2292 m [7520 pies] de profundidad bajo el agua
1973 Primer plantilla (template) de pozos múltiples submarinos
1991 Récord de tubería horizontal submarina de 48 km [30 millas] de longitud 1992 Primer árbol horizontal
1994 Récord de producción de petróleo a partir de 1027 m [3370 pies] de profundidad bajo el agua
2. Bradbury J: “Brazilian Boost,” Deepwater Technology, Supplement to Petroleum Engineer International 72, no. 5 (Mayo de 1999): 17, 19, 21. El concepto de aguas profundas tiene distintas definiciones. Según una de ellas, se considera "aguas profundas" a una profundidad del fondo del mar de 2000 pies en ambientes hostiles, o 1100 m [3000 pies] en otro tipo de ambientes. Según otra definición, "aguas profundas" significa más de 400 m [1312 pies] y "ultraprofundas" cuando se superan los 1500 m [4922 pies] de profundidad.
1996 Récord de producción de petróleo a partir de 1709 m [5607 pies] de profundidad bajo el agua 2000 Récord de perforación a partir de 2777 m [9050 pies] de profundidad bajo el agua
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foración con fines exploratorios, sin producción real, Petrobrás alcanzó el récord de 2777 m [9050 pies], también en un área marina de Brasil. En el Golfo de México, existen otras parcelas aún no exploradas en las que la columna de agua supera los 3050 m [10.000 pies].
1996 Récord de tubería horizontal submarina de 109 km [68 millas] de longitud 1997 1000 pozos submarinos completados
Cronología de las operaciones marinas.
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Arbol de producción submarino, con una línea de flujo conectada a la instalación de superficie.
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En una segunda dirección, los equipamientos de completación de pozos se han sumergido en el agua. En lo que se denomina completación submarina, los cabezales de los pozos que se encuentran sobre el lecho del mar se conectan con las líneas de flujo que transportan el petróleo y el gas a la superficie (arriba a la izquierda). Al contar con diversos puntos de acceso, es posible alcanzar una mayor superficie del yacimiento respecto de los pozos de alcance extendido, lo cual
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Arboles múltiples. Un grupo de cinco árboles de producción submarina se encuentra conectado a un conjunto de válvulas de distribución, donde el flujo confluye en una única estación antes de continuar hacia la superficie. En el fondo se observa un segundo grupo de pozos submarinos inyectores de agua.
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permite explotar el volumen del yacimiento con mayor eficacia. Asimismo, el uso de una instalación central común permite reducir el costo de desarrollo del campo en forma significativa. Los primeros pozos submarinos se completaban desde taladros de perforación semisumergibles con ayuda de buzos que dirigían el emplazamiento de los equipos y operaban las válvulas. Hoy en día, las completaciones submarinas pueden resultar demasiado profundas
para los buzos, de tal modo que los equipamientos de producción se controlan y manejan por medio de vehículos operados por control remoto (ROVs, por sus siglas en Inglés). El simple conjunto de cabezal de pozo y tuberías de conducción se ha ampliado hasta incluir varios cabezales conectados a un conjunto de válvulas de distribución a través de líneas de flujo, y luego a un sistema de producción flotante, a una plataforma cercana o a las instalaciones emplazadas en la costa (izquierda). A través de grupos de válvulas de distribución conectados a puntos centrales submarinos se logra maximizar la cobertura del yacimiento. La distancia horizontal entre la completación submarina y su conexión a la plataforma (tieback) ha aumentado desde algunos cientos de metros hasta alcanzar el récord de 109 km [68 millas], que ostenta el campo Mensa en el Golfo de México. 3 Cada vez con mayor frecuencia, las operaciones que se realizaban originalmente en la superficie se están trasladando al fondo del mar. La tecnología submarina disponible hoy en día comprende una amplia variedad de equipamientos y actividades: cables guía para descender los equipos al fondo del mar, árboles de válvulas de cabezal de pozo, o de producción, preventores de reventones (BOPs, por sus siglas en Inglés), árboles de intervención y de prueba; conjuntos de válvulas de distribución, plantillas; ROVs, líneas de flujo, tubos ascendentes (risers), sistemas de control, sistemas de distribución de energía eléctrica, bombeo y medición de fluidos, y separación y reinyección de agua. En una visión futurística se puede imaginar inclusive un taladro de perforación instalado en el fondo del mar. 4 El primer árbol de producción submarino fue instalado en 1961 en un pozo operado por Shell en el Golfo de México. 5 Al cabo de 36 años, se habían completado 1000 pozos submarinos. Los paladines de la industria petrolera afirman que para completar otros 1000 pozos se necesitarán únicamente cinco años y que la expansión continuará a razón de 10% por año durante los pr óximos 20 años. En algunas zonas, como el Golfo de México y el área marina de Brasil, será necesario traspasar las barreras de la tecnología limitada por la profundidad. En todo el mundo, se han completado sólo dos pozos desde profundidades del fondo del mar superiores a los 1524 m [5000 pies]. Si bien está previsto un aumento en la cantidad de completaciones submarinas en todos los rangos de profundidad, el más impresionante será, sin duda, el correspondiente a las profundidades extremas (próxima página)6.
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En otras áreas, en especial en el Mar del Norte, el incremento resulta evidente al considerar el número creciente de completaciones submarinas por proyecto. La compañía Norsk Hydro planea desarrollar el campo Troll con más de 100 pozos submarinos conectados a un sistema de producción flotante. El ambiente submarino presenta un conjunto de desafíos tecnológicos de mayor envergadura que la superficie terrestre y mucho más de lo que se puede abarcar aquí. En este artículo se examina el proceso de completación de un pozo submarino y se explica el funcionamiento de los equipos que controlan el acceso al pozo durante cada etapa de su existencia, desde la exploración, la evaluación y la completación, hasta su intervención y abandono.
700
600
s a n i r a m500 b u s s e n 400 o i c a t e l p m300 o c
Operacional Planificado
e d o r 200 e m ú N
100
0
50
150
250
350
450
600
800
1000
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3000
Profundidad del lecho marino, m
Número de pozos submarinos, en operación y planificados para el año 2003, ordenados según la profundidad del lecho marino.
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Razones para el desarrollo de yacimientos submarinos Dado que no será posible describir aquí todo el proceso que conduce a la selección de una estrategia de desarrollo submarino respecto de alguna otra, nos limitaremos a ofrecer una breve descripción para ubicarnos en contexto. Al igual que ocurre en la planificación del desarrollo de otros activos, el proceso de toma de decisiones trata de maximizar el valor de los mismos y minimizar los costos, sin poner en riesgo la seguridad y la confiabilidad. El análisis de costos se concentra en las erogaciones de capital y los gastos operativos e incluye también los riesgos o los costos potenciales de eventos imprevistos. Las condiciones que originan estos costos son numerosas y se encuentran relacionadas entre sí; incluyen todos los factores vinculados con los yacimientos que se deben tener en cuenta, por lo general, para tomar decisiones respecto de los proyectos en tierr a firme, además de los que se originan a partir de las complejidades propias del ambiente submarino. Una lista abreviada de estos factores comprende: la 3. Sasanow S: “Mensa Calls for a Meeting of the Minds,” Offshore Engineer 24, no. 7 (Julio de 1997): 20-21. 4. Thomas M y Hayes D: “Delving Deeper,” Deepwater Technology, Supplement to Petroleum Engineer International 72, no. 5 (Mayo de 1999): 32-33, 35-37, 39. 5. Greenberg J: “Global Subsea Well Production Will Double By Year 2002,” Offshore 57, no. 12 (Diciembre de 1997): 58, 60, 80. Se denomina árbol de válvulas al conjunto formado por los cabezales del revestidor y de la tubería de producción, las válvulas y los orificios que controlan el flujo proveniente del pozo. 6. Thomas M: “Subsea the Key,” Deepwater Technology, Supplement to Petroleum Engineer International 72, no. 5 (Mayo de 1999): 46, 47, 49, 50, 53.
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infraestructura existente, la profundidad del agua, el clima y las corrientes marinas, las condiciones del lecho marino, el costo de construcción y recuperación (decommissioning) de las estructuras permanentes, el tiempo transcurrido antes de la puesta en producción, la confiabilidad de los equipos, la facilidad de acceso al pozo para las futuras tareas de monitoreo o intervención y la capacidad de mantener en forma constante el flujo de los fluidos en las tuberías. Algunas de estas condiciones representan enormes desafíos para cualquier desarrollo marino y presentan fuertes argumentos a favor de las completaciones submarinas en vez de, o combinadas con, otras opciones como plataformas semisumergibles, plataformas de cables tensados, unidades de árboles de válvulas secos, además de sistemas flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSOs, por sus siglas en Inglés). La distancia existente desde las obras de infraestructura es un factor determinante en el momento de optar por una completación submarina. Cuando los pozos perforados se encuentran en las cercanías de las plataformas de producción existentes, resulta conveniente realizar una completación submarina y conectarla a la plataforma. La distancia entre la completación submarina y su conexión a la plataforma se encuentra limitada por la continuidad del flujo, la estabilidad del lecho marino y las corrientes. En el caso de algunas plataformas fijas, las erogaciones de capital representan
cifras de miles de millones de dólares, por lo cual maximizar el acceso al yacimiento por medio de pozos submarinos adicionales puede llevar a un aumento de la producción mientras que se mantienen restringidos las inversiones de capital y los gastos operativos. Las completaciones submarinas constituyen una solución adecuada en el caso de pozos productores de fluidos que serán manejados por embarcaciones FPSO. Estas embarcaciones reducen el tiempo necesario para la puesta en producción de los pozos, los que, con frecuencia, se encuentran ubicados en zonas en las que las estructuras permanentes resultan poco prácticas o antieconómicas, a causa de la profundidad del agua y de las condiciones climáticas. Para este tipo de ambientes existen otras opciones, como la unidad de árbol de válvulas seco (también denominada “spar” en ciertos casos) que es un cilindro vertical flotante, o bien la plataforma de de cables tensados, que es una estructura flotante sostenida en el lugar por cables verticales en tensión, conectados a plantillas de pilotes empotrados en el lecho marino. Tanto la unidad de árbol de válvulas seco como la plataforma de cables tensados se encuentran amarradas al lecho del mar. Estas últimas técnicas se han aplicado sin completaciones submarinas en profundidades de aproximadamente 1372 m [4500 pies]. En profundidades superiores, se optó por una completación submarina con el apoyo de los sistemas flotantes.
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Schlumberger ha diseñado una serie de árboles de válvulas para operaciones, pruebas de pozos, completaciones e in tervenciones submarinas. La combinación de los diámetros internos y externos de las herramientas, los valores de la presión y la temperatura y los sistemas de control hacen posible su adaptación a una amplia variedad de completaciones submarinas y pruebas de pozos, además de diversas profundidades y condiciones del hoyo.
A las profundidades de agua en cuestión, el desplazamiento de hidrocarburos a través de las tuberías, las válvulas y los tubos de conducción implica un esfuerzo considerable. Las bajas temperaturas y las altas presiones pueden provocar la precipitación de sólidos, que reducen o bloquean completamente el flujo. La precipitación de asfaltenos y parafinas constituye un problema en ciertos yacimientos, donde, por lo general, se debe recurrir a una intervención en algún punto de la vida del pozo. Las incrustaciones de minerales también pueden restringir el flujo, por lo cual es necesario impedir su formación o eliminarlas.7 La formación de hidratos de gas sólidos puede causar bloqueos en las tuberías y en las líneas de flujo, en especial cuando una mezcla de agua y gas se enfría mientras fluye a lo largo del lecho marino a través de una tubería de gran longitud. Las técnicas de prevención utilizadas comprenden el calentamiento de las tuberías, la separación del gas y el agua previo al desplazamiento del crudo y la inyección de inhibidores para impedir la formación de hidratos. 8 La corrosión constituye otro enemigo de la continuidad del flujo, y puede ocurrir cuando el agua de mar entra en contacto con tuberías cargadas eléctricamente. El acceso al pozo para realizar pruebas, intervenciones, tareas de reacondicionamiento o adquisición de datos adicionales es un punto clave a tener en cuenta. Tradicionalmente, en los casos en que el desarrollo requiere el acceso al pozo una vez realizada la completación, los operadores se inclinan por soluciones adecuadas a cada tipo de plataforma. Las plataformas incluyen árboles de válvulas y equipamientos para el control del pozo en la superficie, lo cual facilita el acceso para introducir herramientas y modificar las operaciones del pozo. Para realizar estas ta-
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reas en pozos submarinos se necesita contar con una embarcación o un taladro y, en muchos casos, un tubo ascendente—un gran tubo que conecta el pozo submarino a la embarcación y aloja la sarta de perforación, el fluido de perforación y los fluidos provenientes del hueco— además de una adecuada planificación para obtener estos instrumentos cuando fuesen necesarios. Todo estos factores hacen que los costos se incrementen en forma significativa. En muchos casos, se debe remover el árbol de producción submarino. Para efectuar una reconexión a varios pozos submarinos para realizar tareas de reacondicionamiento y recompletación, es necesario contar con un sistema de intervención especialmente diseñado para controlar el pozo y permitir que las otras herramientas pasen a través del mismo hasta alcanzar el nivel del yacimiento. En la actualidad, el desarrollo de un árbol de pruebas de completación posibilita el acceso a los pozos submarinos, lo cual permite un control más confiable del pozo frente a cualquier tipo de intervención. Más adelante en este mismo artículo se amplía la información sobre este tema. La confiabilidad de los equipos representa una gran preocupación en cualquier instalación submarina. Una vez que los equipos se encuentran instalados sobre el lecho del mar, se espera que se mantengan en esa ubicación a lo largo de toda la vida del pozo. Algunos operadores todavía no están convencidos de que los sistemas submarinos resulten adecuados y confiables en los emprendimientos en aguas ultraprofundas. No obstante, un número cada vez mayor de operadores van adquiriendo confianza en este tipo de prácticas a medida que las compañías de servicios introducen soluciones innovadoras y de probada eficacia.
Equipamiento La mayoría de los equipos especializados que se utilizan en las instalaciones submarinas son diseñados, fabricados, instalados y conectados por empresas de ingeniería, constructoras y empresas de manufactura. Las empresas ABB Vetco Gray, FMC, Cameron, Kvaerner, Oceaneering, Brown & Root/Rockwater, McDermott, Framo y Coflexip Stena son algunas de las compañías que suministran la mayor parte de los BOPs, los cabezales de pozos, las plantillas, los árboles de producción, los sistemas de control de producción, los colgadores de las tuberías de producción, las líneas de flujo, los co rdones umbilicales, los ROVs, los medidores multifásicos y bombas, los separadores y los generadores de energía. Las estructuras más grandes, como los conjuntos de válvulas de distribución, pueden llegar a pesar 75 toneladas o más, y se pueden construir y transportar en forma modular para luego armarlos directamente sobre el lecho del mar en su ubicación definitiva. Asimismo, las compañías de servicios petroleros y otros grupos suministran herramientas y servicios especiales destinados al ambiente submarino. Baker Hughes, Halliburton, Expro, Schlumberger y otras empresas han desarrollado soluciones para resolver problemas cruciales relacionados con los hoyos. Una de las mayores preocupaciones durante la construcción y la operación de los pozos submarinos consiste en mantener el control del pozo en todo momento. Por lo general, existen dos tipos de embarcaciones capaces de realizar la perforación, la completación y los servicios subsiguientes en los pozos submarinos: un sistema flotante atado o anclado al lecho del mar, y otro que mantiene su ubicación sobre el pozo con un sistema de posicionamiento dinámico. En ambos casos, es fundamental que la embarcación se mantenga en la ubicación correcta, o "en posición." Esta posición se puede describir como el área que abarcan dos círculos concéntricos cuyo punto central es la ubicación del pozo en el lecho marino. El círculo interior representa el límite de la zona preferida, mientras que el círculo exterior representa el límite máximo aceptable para que no se produzcan daños. Si las corrientes o las condiciones climáticas provocan el movimiento de la embarcación desde su lugar de emplazamiento, ésta cuenta con propulsores que la vuelven a colocar en la posición deseada; mientras tanto las tareas de perforación, pruebas, completación o intervención del pozo continúan normalmente.
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Sin embargo, bajo condiciones extremas, puede ocurrir que el sistema de posicionamiento dinámico no sea suficiente para mantenerla en posición, o bien puede surgir una situación que podría poner en peligro la integridad de la embarcación. Pueden ocurrir problemas en el sistema, como la falla del sistema propulsor o la pérdida de alguna línea de anclaje, con lo cual la embarcación sería arrastrada fuera de su emplazamiento. También pueden presentarse condiciones climáticas adversas o colisiones con témpanos u otras embarcaciones. Bajo tales condiciones, la embarcación con sistema de posicionamiento dinámico sería arrastrada fuera de su emplazamiento. En todos estos casos sería necesario desconectar la columna de asentamiento y el tubo ascendente del pozo. Una vez tomada la decisión de desconectar el pozo, las mejores prácticas que se conocen en la industria petrolera para operar en aguas profundas con embarcaciones con sistema de posicionamiento dinámico exigen que se complete todo el proceso en un lapso de 40 a 60 segundos, dependiendo de las condiciones y los sistemas utilizados. Sin embargo, antes de desconectarse del pozo, y en un proceso separado que dura en sí mismo entre 10 y 15 segundos, es necesario controlar todo el flujo proveniente del pozo y no deben derramarse hidrocarburos en el mar. Ambos extremos del conducto desconectado deben sellarse y, una vez superadas las condiciones peligrosas, cuando se considera que se puede volver a operar en forma segura, se puede restablecer la conexión al pozo y recomenzar las operaciones. Las herramientas desarrolladas por Schlumberger y otras compañías para realizar estas tareas se denominan árboles de completación y prueba submarinos. No se fijan en forma permanente al lecho del mar como los árboles de producción, si no que son recuperables y cuando se los necesita se colocan dentro del tubo ascendente por medio de una columna de asentamiento, se corren dentro del conjunto BOP y se conectan al colgador de la tubería del árbol de producción (derecha). Estas herramientas combinan dos características principales: la parte de la herramienta que corresponde al sistema de control transmite la información entre la superficie y la herramienta y facilita la activación de las válvulas y los conectores. Las válvulas y los conectores realizan la conexión, el control del flujo y las operaciones de desconexión y reconexión con el árbol ubicado en el fondo del mar.
Arbol de completación y pruebas
Preventor de reventones
Configuración de un árbol de completación y pruebas, y del conjunto preventor de reventones (BOP) submarino. El árbol de completación y pruebas se instala dentro del BOP para controlar un pozo activo.
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7. Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A y King G: “Fighting Scale—Removal y Prevention,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 31-45. 8. Para mayor información sobre inihibición de hidratos de gas: Brandt et al, referencia 1: 11-12.
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Dentro del sistema SenTREE7. El módulo electrónico (arriba) interpreta las señales multiplexadas enviadas desde la superficie para controlar las funciones de la herramienta. Las líneas hidráulicas (izquierda) transmiten las señales a las válvulas y a los conectores de la herramienta.
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Schlumberger ha diseñado una serie de árboles para operaciones, pruebas de pozos, completaciones e intervenciones submarinas. Las distintas combinaciones de los diámetros internos y externos de la herramienta, los valores de presión y temperatura y los sistemas de control hacen posible su adaptación a una amplia variedad de completaciones submarinas y aplicaciones de pruebas de pozos, además de diversas profundidades y condiciones del hoyo. Para realizar pruebas de pozos se utiliza el sistema SenTREE3, que es de menor diámetro. La herramienta SenTREE3 tiene un diámetro interno de 3 pulgadas y límites de operación de 15.000 lpc [103,4 MPa] y 350°F [177°C]. Para las completaciones e intervenciones, el sistema SenTREE7 3 8 pulgadas y cuenta con un diámetro interno de 7 ⁄ límites de operación de 10.000 lpc [68,9 MPa] y 325°F [163°C], con capacidad para operar en profundidades de hasta 10.000 pies. Una línea para inyección de químicos permite introducir aditivos en el pozo con el fin de prevenir la corrosión o la formación de hidratos. El sistema de control de cada herramienta está instrumentado de acuerdo con los requerimientos de cada operador. El tiempo disponible para la desconexión depende de varios factores: la capacidad del sistema de posicionamiento dinámico propio de cada embarcación, la profundidad del agua, las corrientes esperadas y la altura de las olas y un análisis de operaciones riesgosas. El diseño de las herramientas SenTREE permite que las mismas se desconecten cuando son sometidas a una tensión extrema y a
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un ángulo mayor del que se puede alcanzar físicamente en el conjunto BOP. Esto permite garantizar la posibilidad de un desenganche controlado bajo todas las condiciones. En zonas con profundidades de hasta 2000 pies [610 m], bajo condiciones normales y desde una embarcación anclada o amarrada, el tiempo necesario puede ser de hasta 120 segundos. El tiempo es más largo porque la embarcación se encuentra anclada y no depende del sistema de posicionamiento dinámico para mantenerse en posición. Por lo general, en estos casos el sistema de control cuenta con un diseño hidráulico directo. La señal de desconexión se envía a través de las líneas hidráulicas a las válvulas solenoides que se encuentran en el sistema de control de la herramienta, que activan las válvulas de la herramienta en forma hidráulica. Debido al comportamiento del fluido y las líneas de control, el tiempo necesario para que la señal de cegado llegue hasta la herramienta submarina aumenta de acuerdo con la profundidad. Para minimizar este tiempo adicional en profundidades de hasta
4000 pies [1219 m] se trata de mejorar el sistema por medio del uso de acumuladores de pr esión en el sistema hidráulico submarino. Cuando las profundidades son mayores, o en operaciones realizadas desde una embarcación con sistema de posicionamiento dinámico, la desconexión se debe realizar en 15 segundos o aún menos. A lo largo de la distancia en cuestión, un sistema hidráulico por sí solo funciona con demasiada lentitud, pero la combinación de un sistema hidráulico y eléctrico hace posible que una señal eléctrica rápida active la desconexión controlada en forma hidráulica y ejecute el cegado del flujo. Estos sistemas se conocen con el nombre de electrohidráulicos. En el caso del sistema SenTREE3, el sistema de superficie envía una señal eléctrica directa por medio de un cable eléctrico hasta las tres válvulas solenoides del sistema de control de fondo. Estas válvulas controlan las tres funciones de la herramienta SenTREE3, que consisten en cerrar las válvulas de cegado, liberar la presión y efectuar la desconexión.
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Por otra parte, el sistema de control múltiplexado SenTREE7 realiza 24 funciones, que incluyen abrir y cerrar cuatro válvulas, conectar y desconectar dos herramientas, trabar y destrabar el colgador de la tubería de producción, inyectar sustancias químicas y monitorear la temperatura y la presión (página anterior). Este sistema es demasiado complicado para operar mediante una señal eléctrica directa, por lo cual se envía una señal multiplexada por un cable de perfilaje, luego se interpreta con un módulo electrónico submarino incluido en el sistema de control, el que a su vez activa las funciones de la herramienta. Además, los telémetros del sistema eléctrico pueden suministrar datos acerca de la presión, la temperatura, el estado de las válvulas
y demás parámetros que se requieran, con lo cual se produce una comunicación de dos vías entr e la herramienta y la superficie. El sistema de control multiplexado de Schlumberger es el método probado más veloz disponible hasta el momento. El sistema de cegado incluye una válvula esférica, válvulas charnelas y un sistema de conexión. El sistema se completa con una herramienta para bajar el colgador de la tubería de producción (THRT, por sus siglas en Inglés). Una junta espaciadora separa las válvulas del sistema de conexión a los efectos de ajustar el espaciamiento de los arietes empaquetadores de cualquier configuración del conjunto BOP submarino . Esto permite que se puedan cerrar los arietes en el caso de producirse un reventón (abajo).
Válvula lubricador
Sistema de control
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Válvula de purga/desahogo
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Válvula de retención
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Sistema de conexión
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Válvula charnela
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Válvula esférica
Tubo ascendente
Junta conectora Válvula Hydril Válvula de purga/desahogo Válvula de retención Tubo de corte
Arietes de corte
Unidad del sistema de conexión Arietes ciegos
Unidad de válvulas
Arietes para tubería Junta espaciadora Arietes para tubería
Colgador ajustable
Conjunto BOP
Herramienta SenTREE3
Herramientas de la serie SenTREE para pruebas y completaciones submarinas. Las herramientas SenTREE3 (izquierda) y SenTREE7 (derecha) presentan un diseño similar, que incluye válvulas y sistemas de conexión para cegar el flujo del fluido y desconectarse del pozo en una operación controlada. La herramienta SenTREE3 (amarillo) aparece dentro de un conjunto BOP (verde). Los componentes del sistema SenTREE7se encuentran numerados en el orden de activación en el caso de que sea necesario realizar una desconexión.
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Herramienta SenTREE7
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En la fotografía se puede apreciar una herramienta tan grande como el equipo de trabajo. El grupo de ingeniería de la herramienta SenTREE en el centro de Completaciones de Yacimientos de Schlumberger ubicado en Rosharon, Texas, EE.UU. La fotografía ilustra el gran tamaño de la herramienta SenTREE7.
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Las válvulas están diseñadas para mantener presiones ejercidas desde adentro o desde afuera del sistema. Para garantizar el aislamiento del fluido, las válvulas operan en orden; en primer lugar, la válvula esférica, luego las válvulas charnelas inferiores impiden la entrada del fluido proveniente del pozo; en segundo lugar, se cierra la válvula de retención ubicada por encima del sistema de conexión para contener los fluidos que se encuentran en la tubería que lleva a la superficie; en tercer lugar, se permite la salida de la pequeña cantidad de fluido atrapada entre las dos válvulas hacia el tubo ascendente; por último, se desconecta la sección superior, que se puede separar del conjunto BOP. Si se va a desconectar el tubo ascendente al mismo tiempo, se cierran los arietes ciegos del conjunto BOP en este momento y se desconecta el tubo ascendente de perforación. La embarcación puede, entonces, abandonar su posición dejando el pozo bajo control. El diseño de un árbol submarino de completación y prueba se basa en la capacidad de realizar una desconexión controlada: un hecho que tanto el operador como la compañía de servicios desearían que nunca se produzca, pero que, llegado el caso, deben tener la capacidad de manejarlo.
El diseño y el proceso de fabricación de los árboles de completación y pruebas difieren bastante comparados con otras herramientas que brindan servicios en los campos petroleros. Las herramientas operadas a cable o las herramientas de perfilaje durante la perforación, fueron diseñadas por las compañías de servicios para ser utilizadas cientos de veces en muchos pozos y para adaptarse a una amplia variedad de condiciones. Los árboles submarinos de completación y pruebas constan de módulos convencionales,
que deben ser adaptados a las especificaciones de cada proyecto y dependen de las dimensiones del conjunto BOP, de la capacidad de corte y de las dimensiones del sistema del colgador de la tubería de producción; todo ello de acuerdo con un tiempo de desarrollo y entrega sumamente ajustados. En la construcción de los diferentes componentes de una instalación submarina participan diversos proveedores, y cada componente debe ajustarse y funcionar con los demás de acuerdo con lo programado. Las demoras que se produzcan en la disponibilidad de las herramientas significan demoras en la producción. Las herramientas mismas son físicamente enormes (izquierda), puesto que dentro de ellas han de caber hasta las más grandes herramientas operadas por cable de acero. Las dimensiones substanciales y el peso de estos equipos hace necesaria la utilización de equipos especiales y grúas para su movimiento y manipulación. Por lo general, la operación, el acarreo y el mantenimiento de las herramientas se realizan en instalaciones especiales en las que también se ocupan de los equipos de prueba de pozos. Cada árbol de completación y pruebas debe estar adaptado para ajustarse a un árbol de producción submarino y una combinación de BOP específicos, de los cuales aparentemente no existen dos versiones iguales. Los primeros árboles de producción eran en su mayoría árboles de “doble hueco,” con un hueco de producción y otro hueco separado para el espacio anular, que pasan a través de l árbol en forma vertical y con válvulas orientadas también
Certificados otorgados por Det Norske Veritas cuando los módulos pasan la prueba de aceptación de fábrica, y Gary Rytlewski, jefe de ingeniería submarina en el centro de Completaciones de Yacimientos de Schlumberger.
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9. Richborg MA y Winter KA: “Subsea Trees and Wellheads: The Basics,” Offshore 58, no. 12 (Diciembre de 1998): 49, 51, 53, 55, 57.
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en forma vertical. También existían algunos árboles con huecos concéntricos en los que no era posible acceder al espacio anular. 9 Algunos fabricantes denominan árbol vertical a ambos tipos de árboles de producción. La desventaja de este tipo de árbol es que se instala por encima del colgador de la tubería de producción, de manera tal que si se debiera retirar la tubería para realizar un reacondicionamiento, se debería quitar el árbol de producción, que por lo general pesa unas 30 toneladas. En ciertos casos, esto también implica quitar los cordones umbilicales o incluso las conexiones de las tuberías de conducción. En 1992 se introdujo un nuevo tipo de árbol de producción: el árbol horizontal. En este caso, el hueco de producción y hueco del espacio anular se desvían desde los costados del árbol y las válvulas se encuentran orientadas en forma horizontal. En algunos casos se los denomina árboles de válvulas laterales. Dado que la tubería de pro-
ducción se encuentra asentada dentro de un árbol horizontal, se puede acceder a ella o quitarla sin mover el árbol, con lo cual la intervención resulta mucho más fácil. Cada tipo de árbol de producción tiene un diseño diferente en lo que respecta al conjunto BOP, el cabezal del pozo y el colgador de la tubería de producción, razón por la cual requiere su propio árbol de completación y pruebas. Su diseño único y la combinación de los métodos eléctrico e hidráulico en el sistema de control hacen del SenTREE7 de Schlumberger un árbol submarino de completación y pruebas sumamente versátil y adaptable a las necesidades de cada proyecto (abajo). Estos equipos se construyen a medida para cada cliente, de manera tal que encajen dentro de un conjunto BOP con cualquier espaciamiento entre los arietes empaquetadores, y que puedan interactuar con cualquier herramienta utilizada para bajar el colgador de la tubería de producción.
La confiabilidad de las herramientas Lo primero que hay que tener en cuenta cuando se selecciona un árbol submarino de completación y pruebas es su confiabilidad. Schlumberger garantiza la confiabilidad de estos sistemas a través de pruebas meticulosas y sistemáticas. Cada uno de los componentes de cada herramienta pasa por pruebas con varios niveles de escrutinio. La primera prueba formal es la prueba de aceptación de fábrica (FAT, por sus siglas en Inglés), en la cual se prueban los módulos individuales. Un representante de Det Norske Veritas se encuentra presente durante las pruebas y revisa los cálculos que muestran el tipo de oper aciones que dicha herramienta debería realizar de acuerdo con su diseño (página previa, abajo). Sin embargo, los cálculos por sí solos no garantizan que una herramienta vaya a funcionar bajo las condiciones extremas que existen en el ambiente submarino. Los operadores necesitan algo más que cálculos numéricos cuando está en juego la seguridad de su personal, de sus equipos y del medio ambiente. El costo que implica instalar una herramienta básica submarina a los costos diarios actuales—que comprende un día o más para llevar la herramienta a la profundidad deseada, algunas horas para detectar que no funciona correctamente, y uno o dos días más para traerla a la superficie—puede alcanzar la suma de un millón de dólares, sin tener en cuenta el costo de las reparaciones. La confiabilidad de otros tipos de equipos se puede comprobar en embarcaciones con laboratorios presurizados, pero probar un árbol de completación submarina en una embarcación presurizada no constituye una tarea fácil. Con este propósito
Un equipo de ingenieros arma una herramienta SenTREE7 para someterla a una prueba en el centro de Completaciones de Yacimientos de Schlumberger.
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Válvula superior a la zona de interés
Laboratorio de alta presión y de grandes dimensiones para probar la confiabilidad de las herramientas submarinas, con el cabezal de pozo a nivel del suelo (ver fotografía). Se pueden crear condiciones semejantes a las esperadas en una instalación submarina con presiones equivalentes a los 10.000 pies de columna de agua.
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8x funciones de control Válvula inferior a la zona de interés
Presión externa de 5000 lpc
Arbol de prueba SenTREE7
el grupo de Completaciones de Yacimientos de Schlumberger diseñó y construyó una instalación de grandes dimensiones para realizar pruebas de herramientas a alta presión (arriba). Esta cámara hiperbárica de pruebas se encuentra en Rosharon, Texas, EE.UU. y para construirla se excavó una fosa de 11 m [35 pies] de profundidad con un hueco de 48 cm [19 pulgadas] de diámetro interno para sostener un árbol de completación completo en condiciones equivalentes a 10.000 pies de profundidad bajo el agua. En este lugar, es posible recrear cualquier escenario de presión submarina para imitar las condiciones esperadas en cualquier trabajo y comprobar el correcto funcionamiento de la herramienta. Las pruebas de calificación garantizan que los módulos se ajustan a los estándares específicos de la industria en cuanto a su funcionamiento, tales como los establecidos por el Instituto Americano del Petróleo (API). Los estándares API especifican, por ejemplo, que un módulo debe funcionar a una cierta temperatura, con una presión y una tasa de flujo determinadas, con diversos fluidos, durante un determinado tiempo. Estas pruebas se realizan en el Instituto de Investigación del Sudoeste en San Antonio, Texas, de acuerdo con ciertas pautas fijadas por la industria petrolera; pautas que otros equipos submarinos también deben cumplir. Otro de los ensayos en los que se requiere la colaboración de terceros es la prueba de integración del sistema (SIT, por sus siglas en Inglés), en la cual todos los componentes de todos los proveedores se ensamblan para la simulación de 12
Sistema de conexión a la herramienta usada para bajar el colgador de la tubería de producción
una operación submarina real. El cliente, por lo general, se encuentra presente y observa la prueba integrada. Los equipos y servicios que se someten a esta prueba son: el árbol de producción submarina, el conjunto de válvulas de distribución, las líneas de flujo flexibles y rígidas, el control a través de cordón umbilical, el árbol de completación submarina y el sistema de control SenTREE7, la herramienta utilizada para correr el colgador de la tubería de producción, el colgador de la tubería, la unidad de línea de arrastre, un ROV de prueba y las grúas. Asimismo, todo el personal que trabajará en el campo también es testigo de las pruebas. En algunos casos, los conectores que integran los sistemas de monitoreo permanente y los equipos de pruebas aso-
ciados con los mismos también forman parte del SIT. Toda interfaz entre la herramienta SenTREE7 o la herramienta utilizada para bajar el colgador de la tubería de producción y una completación inteligente o de avanzada debería ser incorporada al SIT, para eliminar de esa manera la posibilidad de que surjan problemas en las áreas marinas, que resultarían sumamente costosos. Este sistema garantiza el correcto funcionamiento de todo el equipamiento en el campo. A continuación se presentan ejemplos reales, en los que se demuestran las funciones que cumplen los árboles de completación y pruebas en las distintas etapas de la vida del pozo, desde la exploración y la completación hasta su intervención y abandono. Oilfield Review
Prueba de pozos Durante la etapa de exploración de un pozo, una vez descubierta una zona potencial de producción, se lleva a cabo una prueba del pozo con el fin de evaluar la producción y la capacidad de fluencia del mismo. Para probar un pozo submarino, se emplea una herramienta de prueba bajada, a través del conjunto BOP, con la columna de perforación (DST, por sus siglas en Inglés). Por lo general, una sarta DST consta de cañones, sondas, un transportador de sondas de presión y temperatura con capacidad para realizar lecturas desde la superficie, un empacador recuperable y válvulas para efectuar las pruebas. Se conecta por medio de tuberías hasta el lecho del mar, y luego a un árbol de pruebas recuperable que controla el pozo y se coloca en el conjunto BOP para garantizar que, de ser necesario, se podrá desconectar en forma controlada. Los fluidos provenientes del yacimiento entran en contacto con sondas de la sarta, donde se miden la presión y la temperatura en condiciones de fondo, luego recorren la tubería de producción y el árbol de pruebas y, finalmente, llegan a la superficie.
En el año 1974, cuando Flopetrol-Johnston Schlumberger introdujo la primera herramienta de prueba submarina denominada E-Z Tree, se comenzaron a realizar operaciones de prueba desde embarcaciones que contaban con el nivel de seguridad necesario. Desde entonces, la tecnología ha evolucionado y otras compañías han diseñado distintas herramientas con fines relacionados. Hoy en día, Halliburton y Expro ofrecen herramientas y servicios similares. Por su lado, Schlumberger ha desarrollado el árbol de pruebas SenTREE3. En un trabajo de pruebas submarinas realizado para Chevron, fue posible confirmar la capacidad de desconexión controlada del sistema SenTREE3 bajo condiciones climáticas severas en el Mar del Norte. En la locación del pozo la profundidad del lecho marino era de 116 m [380 pies], y se utilizó una herramienta SenTREE3 equipada con un sistema de control hidráulico. La prueba en este yacimiento de petróleo pesado se realizó con una bomba electrosumergible y una herramienta DST. Las condiciones climáticas empeoraron de tal manera que el promedio de
Desconexión de emergencia del sistema SenTREE3 durante una prueba de pozo realizada para Chevron. El sistema hidráulico de control se desconectó del árbol de pruebas submarino cuando las condiciones climáticas se tornaron peligrosas, y luego, una vez que el tiempo hubo mejorado, se logró reconectar para recuperar el árbol de pruebas y la herramienta DST. >
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oscilación vertical de la marea alcanzó los 4,6 m [15 pies]. En ese momento, el operador decidió detener la prueba y efectuar la desconexión. Se activaron las válvulas de cegado y la herramienta fue desconectada y levantada (abajo a la izquierda). Se desconectó el tubo ascendente y la embarcación se desplazó. Cuando las condiciones climáticas mejoraron, la prueba de pozo fue interrumpida y el objetivo principal consistió en reconectar y recuperar la herramienta DST. Se realizó la reconexión con todo éxito y se pudo recuperar la herramienta de prueba. Otro ejemplo de pruebas submarinas exitosas proviene del campo Barden, ubicado en el Mar del Norte en Noruega y operado por un consorcio formado por Norsk Hydro, BP, Shell, Statoil y Saga Petroleum. A principios de 1998, los operadores decidieron evaluar el nuevo descubrimiento con la herramienta SenTREE3 y fueron los primeros del mundo en utilizar el módulo de control electrohidráulico de Schlumberger (abajo). La embarcación Ocean Alliance, equipada con el sistema de posicionamiento dinámico, mantuvo
La herramienta SenTREE3 con control electrohidráulico utilizada para efectuar pruebas en el campo Barden en el Mar del Norte en Noruega.
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Secuencia de una completación submarina. 1. Completación de la perforación e instalación del empacador de suspensión. 2. Recuperación del tubo ascendente de perforación y del conjunto BOP, desplazamiento del taladro. 3. Recuperación de la base guía de perforación con ayuda del ROV. 4. Bajada de la base de producción y conexión en el cabezal del pozo de 30 pulgadas.
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Revestidor de 133 /8 pulgadas Empacador de suspensión
Revestidor de 103 /4 por 95 /8 pulgadas
5. Bajada del árbol horizontal submarino. 6. Asentamiento del árbol, trabado del conector, prueba de los sellos y las válvulas con el ROV. Fijación de los cables guía y liberación de la herramienta utilizada para bajar el árbol. 7. Bajada del conjunto BOP y acoplamiento con el árbol horizontal, trabado del conector, bajada de la herramienta de prueba de las válvulas BOP y ensayo del árbol de pruebas. 8. Recuperación del empacador de suspensión, remoción de la camisa de desgaste del árbol, montaje del sistema SenTREE7, reestibado.
su posición en las agitadas aguas, cuyas profundidades alcanzaban los 857 m [2812 pies]. Frente a esta combinación de mares potencialmente agitados y profundidades moderadas, la capacidad de realizar una desconexión en forma rápida resulta aún más crítica que en zonas de aguas más profundas, puesto que el ángulo del tubo ascendente respecto de la vertical cambia más rápidamente a medida que la embarcación se aleja de su posición, y se llega más rápido al ángulo máximo de desconexión permitido. Afortunadamente, el clima se mantuvo calmo durante los siete días que duró la prueba del pozo. Una sonda para medir la presión y la temperatura colocada dentro de la herramienta SenTREE3 monitoreaba las condiciones de fluencia, con el fin de prevenir la formación de hidratos. Los fluidos del yacimiento pasaban a través de la sarta de pruebas del Sistema Inteligente de Implementación Remota (IRIS, por sus siglas en Inglés). Los hidrocarburos líquidos producidos se 14
quemaron con el nuevo quemador EverGreen, que no produce humo ni desprendimiento de sólidos. En los tres años transcurridos desde su introducción, esta nueva tecnología de pruebas submarinas se ha extendido a otras áreas de exploración. Se han realizado otras dos pruebas de pozos con la herramienta SenTREE3 munida del sistema de control electrohidráulico: una de ellas en el área marina de Brasil y la otra en Nigeria. Aproximadamente se han realizado 300 trabajos más con el dispositivo SenTREE3 y los sistemas avanzados de control hidráulico en áreas marinas de Brasil, Africa Occidental, Australia, Indonesia y el Golfo de México.
Completaciones Las operaciones descritas hasta el momento están relacionadas con la exploración submarina y la evaluación de pozos con completaciones temporarias. Una vez realizadas las pruebas, se extraen el empacador, la sarta de pruebas y la
tubería de producción y, el conjunto BOP queda en control del hueco, ya sea para su posterior abandono o para realizar re-entradas. La instalación de una completación permanente, o una sarta de tubería de producción, se realiza durante la etapa de desarrollo, cuando se perforan y se completan los pozos productivos, o bien cuando se recompleta un pozo existente. El proceso básico de completar un pozo submarino con un árbol de producción horizontal se puede describir como una serie de cinco pasos, que comprenden varias tareas derivadas dentro de las cinco categorías principales: Suspensión del pozo —Suspender el flujo del pozo inyectando fluidos para matar pozos; colocar tapones para cegar el flujo; recuperar el tubo ascendente y el conjunto BOP. Instalación del árbol de producción —Instalar el árbol horizontal; bajar nuevamente las válvulas BOP de perforación, recuperar los tapones y la columna de suspensión provisoria. Oilfield Review
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Tubería de producción con roscas cromadas de 75 /8 pulgadas
Tubería corta de producción de 7 pulgadas
Receptáculo con hueco pulido (PBR) de 7 pulgadas Empacador permanente de producción de 95 /8 por 7 pulgadas
Cañón
9. Bajada de la columna de completación, armado de la herramienta para bajar el colgador de la tubería de producción (THRT) y armado del sistema SenTREE7 sobre el colgador; bajada de la columna de asentamiento con conexión a través de cordón umbilical, armado del cabezal de control de superficie hasta la columna de asentamiento. 10. Asentamiento del colgador en el árbol de producción y prueba de los sellos. Montaje del equipo de perfilaje y recuperación de la camisa conectora. Bajada de los protectores de los asientos. Circulación de agua potable por la tubería de producción para establecer una caída de presión. Bajada del tapón con cable de perfilaje, prueba de la columna y fijación del empacador. 11. Montaje del equipamiento de pruebas de producción. Montaje del cable de perfilaje y del lubricador. 12. Bajada de los cañones, carrera de correlación y cañoneo del pozo. 13
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13. Ejecución de la prueba de producción, estimulación con ácidos y pruebas a varias tasas de producción. 14. Desconexión de la herramienta THRT y recuperación de la columna de asentamiento y de la herramienta SenTREE7. Desmontaje del equipo de prueba de producción y del cabezal de flujo. 15. Bajada del sombrero interno del árbol. 16. El ROV cierra las válvulas. Recuperación de la herramienta THRT y de la columna de asentamiento. (continúa en la página 16)
Completación —Cambiar el fluido en el pozo por fluido de completación; acondicionar el pozo antes de comenzar el proceso de completación; realizar la completación con equipamiento de producción y la herramienta de completación submarina y pruebas. Instalación e intervención —Cerrar los arietes empaquetadores; asentar y probar el colgador; fijar y probar el empacador; crear condición de presión inversa en el pozo; cañonear; establecer flujo de limpieza; extraer la columna de asentamiento. Aislamiento y preparación para la pro- ducción —Bajar y fijar el tapón del colgador; abrir los arietes empaquetadores; desconectar la herramienta utilizada para bajar el colgador y la tubería de producción (THRT), extraer la herramienta THRT fuera del hueco con la columna de asentamiento. Bajar el sombrero interno del árbol; bajar y fijar el tapón del sombrero interno del árbol.10 Desconectar la herramienta THRT del Primavera de 2000
sombrero interno del árbol; recuperar la columna de asentamiento; recuperar el conjunto BOP y el tubo ascendente. Dos compañías de servicios petroleros, Expro y Schlumberger, ofrecen herramientas y servicios para la completación de pozos submarinos de gran diámetro con árboles horizontales. ABB Vetco Gray, una compañía de ingeniería que en la actualidad se ocupa del suministro de colgadores de tubería de producción, trabaja activamente para desarrollar y ofrecer servicios de completación. A medida que los proveedores de servicios adquieren mayor experiencia y acumulan un historial de operaciones exitosas en completaciones submarinas con árboles horizontales, los operadores comprenderán las ventajas que ofrecen estos nuevos árboles en lo que respecta a facilitar las tareas de completación e intervención. A fines de 1999, la compañía Shell en sus operaciones de Sarawak, Malasia, logró ahorros importantes al pasar rápidamente de la etapa de
exploración a la de producción utilizando un árbol submarino horizontal ya preparado, que resultó ser el primer árbol horizontal empleado por esta compañía. El uso del árbol de completación SenTREE7, les permitió completar con todo éxito el pozo submarino 12 días antes de lo previsto sin un minuto de pérdida, lo que significó importantes ahorros para la empresa. Schlumberger estuvo trabajando desde las etapas iniciales de planeamiento del proyecto, lo cual sirvió para garantizar que las operaciones se llevarían a cabo sin dificultades. La completación se realizó mediante una serie de pasos: se terminó la perforación y se asentó el árbol de producción, se bajó la columna de completación con la herramienta SenTREE7 y se conectó el pozo a un equipo de pruebas de pozo (página previa, arriba y próxima página, abajo). 10. El sombrero del árbol es una cubierta que sella los conductos verticales en un árbol de producción submarino.
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Secuencia de una completación submarina (continuación). 17. Recuperación del conjunto BOP y de las guías de los cables. 18. Instalación del sombrero de residuos, desplegado de las patas telescópicas. 19. Suspensión del pozo. 20. Conexión a la línea de producción.
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A mediados de 1999, Texaco había establecido un récord en lo que respecta a las completaciones submarinas en aguas profundas en el campo Gemini del Golfo de México (abajo). Se utilizó el árbol de completación submarina SenTREE7—un sistema mejorado con activación hidráulica directa—en el proceso de completación de tres pozos submarinos a 1037 m [3400 pies] de profundidad bajo el agua. En ese momento, esto constituía un récord mundial en la industria petrolera para este tipo de sistemas de completación submarina. El sistema mejorado de activación hidráulica directa SenTREE7 permitió bajar la columna de completación de 5 pulgadas
de diámetro junto con un colgador de tubería de producción Cameron sobre una columna de asentamiento de 7 pulgadas de diámetro y de 14,5 kg/m [32 libras/pie]. Las completaciones se realizaron desde una embarcación anclada, Diamond Offshore Ocean Star , y el sistema hidráulico de control suministró un tiempo de respuesta de 120 segundos para controlar el pozo y, en caso de ser necesario, desconectar la columna de asentamiento. Una vez finalizadas las completaciones, se realizaron pruebas de pozos en superficie desde la embarcación anclada. El primer pozo se puso en fluencia hacia la embarcación Diamond Ocean
Star durante un total de 65 horas, al cabo de las cuales se obtuvo una tasa final de gas de 80 MMscf/D (2,2 millones de m3 /d), gas condensado a razón de 1500 bbl/día (238 m 3 /d) y agua a razón de 220 bbl/día (32 m 3 /d). En la línea de inyección de productos químicos de la herramienta SenTREE7 se inyectó alcohol metílico en forma continua, para impedir la formación de hidratos durante el período de flujo. La herramienta también se utilizó para facilitar la instalación del sombrero interior del árbol. Schlumberger también suministró los equipos para las pruebas de superficie y los servicios y equipos para la detección de arena durante la limpieza del pozo. Todos estos servicios, incluyendo la operación de la herramienta SenTREE7, fueron prestados con el 100% de tiempo de servicio. Desde entonces, se ha establecido un nuevo récord de profundidad bajo el agua, una vez más con la herramienta SenTREE7, en otro campo del Golfo de México. Ocurrió a fines de 1999, con una completación realizada por Schlumberger y un árbol de pruebas operado desde una embarcación anclada, como en el caso anterior, pero en esta oportunidad se trataba de una profundidad del lecho marino de 1417 m [4650 pies]. Este récord se estableció durante la completación de un pozo en una zona desarrollada por sólo cinco pozos, utilizando un sistema de herramientas similar al empleado en el campo Gemini; también en este caso el sistema mejorado de control hidráulico directo aseguró un tiempo de respuesta de 120 segundos. Se han realizado completaciones de este tipo en distintos pozos ubicados en Africa, en el Golfo de México y en el Reino Unido, y se han planificado aún más para el año 2000. A partir de la experiencia excepcional obtenida en el campo
Desarrollo submarino en el campo Gemini. Tres pozos submarinos explotados por Texaco en el Golfo de México fueron completados con el sistema SenTREE7 desde una embarcación anclada.
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Gemini, Texaco eligió a Schlumberger como la compañía proveedora de los servicios de completaciones en 15 pozos submarinos en el campo Captain del Mar del Norte. Asimismo, se han realizado varios contratos para la provisión de servicios de pozos múltiples con las principales compañías petroleras que se encuentran operando en el Golfo de México. En especial, BP Amoco ha firmado un contrato a tres años con Schlumberger para realizar servicios de completación submarinos en varios pozos de sus campos del Golfo de México. En dos de ellos, la profundidad del lecho marino llega a los 2134 m [7000 pies]. Estos pozos serán completados desde la embarcación Enterprise , un barco de perforación con sistema de posicionamiento dinámico. Esto hará necesario el uso del sistema de control multiplexado de aguas profundas, que permite una desconexión controlada en el término de 15 segundos. La totalidad del sistema multiplexado superó con éxito una rigurosa prueba de calificación y cumplió los estrictos requerimientos de BP Amoco, incluyendo el tiempo de desconexión de 15 segundos. BP Amoco adquirió un equipo de pruebas de pozos en superficie, que instaló en la embarcación Enterprise para ser utilizado en pruebas de pozos y para producción temprana.11 11. Para obtener más información sobre los sistemas de producción temprana, consultar: Baustad T, Courtin G, Davies T, Kenison R, Turnbull J, Gray B, Jalali Y, Remondet J-C, Hjelmsmark L, Oldfield T, Romano C, Saier R y Rannestad G: “Cutting Risk, Boosting Cash Flow y Developing Marginal Fields,” Oilfield Review 8, no. 4 (Invierno de 1996): 18-31. 12. McGinnis E: “Coiled Tubing Performance Underlies Advances in Intervention Vessels,” Offshore 58, no. 2 (Febrero de 1998): 46-47, 72.
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Intervenciones La mayoría de los pozos requieren algún tipo de intervención a lo largo de su vida útil. Las intervenciones comprenden una serie de operaciones que pueden contribuir a extender la vida productiva de un pozo, como por ejemplo, instalar o reparar las válvulas de control de superficie instaladas en el subsuelo, reemplazar las válvulas del sistema de levantamiento artificial por gas, obtener registros de producción, extraer tuberías de producción averiadas, eliminar incrustaciones minerales o parafinas, cañonear nuevas secciones y cementar los cañoneos para cegar el flujo de agua. Algunas compañías sostienen que más de la mitad de su producción proviene de pozos submarinos, por lo cual les resultaría inadmisible ver reducida su producción por algún problema que se podría subsanar mediante algún tipo de intervención. 12 Las intervenciones se pueden realizar y, de hecho se realizan, con un taladro de perforación y un tubo ascendente marino; sin embargo, como en el caso de los pozos submarinos este sistema constituye una propuesta demasiado costosa, la industria petrolera se ha visto obligada a desarrollar métodos más económicos para realizar intervenciones submarinas. Los servicios de intervención de pozos submarinos que ofrece Schlumberger, junto con Coflexip Stena Offshore (CSO), han ideado una alternativa económica para la intervención sencilla de pozos, es decir la que se puede realizar a través de la tubería de producción. La empresa Coflexip Stena Offshore diseñó especialmente y construyó dos embarcaciones monocasco con sistema de posicionamiento dinámico, la CSO Seawell y la CSO Wellservicer . El grupo de intervención de pozos de Schlumberger desarrolló el lubricador para intervenciones submarinas (SIL,
por sus siglas en Inglés): se trata de un dispositivo especialmente diseñado para ser desplegado y operado desde una embarcación equipada con sistema de posicionamiento dinámico, y permite el acceso a los pozos submarinos activos por medio de cables de perfilaje o de tuberías flexibles, sin necesidad de recurrir a un conjunto BOP convencional y a un tubo ascendente marino. Las técnicas de perfilaje tienen una aplicación limitada en los cientos de pozos submarinos que se encuentran sumamente desviados o en el caso de los pozos horizontales. Un sistema de intervención debe ser capaz de transportar las herramientas y los fluidos en pozos muy desviados. Con frecuencia, esto es posible con el uso de las tuberías flexibles. A fines de 1997, se llevó a cabo por primera vez en el mundo una intervención con tubería flexible desde la embarcación CSO Seawell en el campo Gannet ubicado en el Mar del Norte y perteneciente a Shell. Los representantes del grupo de servicios de intervención de pozos de Schlumberger, junto con los de Dowell, Coflexip Stena Offshore y Shell Subsea Engineering and Underwater Engineering evaluaron en forma conjunta los riesgos relacionados con el desarrollo del sistema. En la embarcación CSO Seawell , se instaló una estructura de levantamiento y transporte construida especialmente para mantener el tubo ascendente en tensión y poder así desplegar la tubería flexible. En principio, se probó el sistema sobre un cabezal de pozo suspendido y se realizaron con éxito varias operaciones: conexión y desconexión de rutina; verificación de la cabeza giratoria; bajada de la tubería flexible en el hueco; perfilaje y circulación; desconexión de emergencia con 1100 lpc [7587 KPa] en el tubo ascendente y desmontaje. En el pozo activo Gannet, se realizó una prueba de perfilaje de pr o-
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ducción con la herramienta instalada dentro de la tubería flexible durante cuatro días y no se registró ningún momento de improductividad (abajo). A partir del desarrollo del SIL en 1985, se han registrado más de 1166 días operativos y más de 275 pozos submarinos en los que se ha utilizado el lubricador de la embarcación CSO Seawell .13 El éxito de estas operaciones se fundamenta en dos factores clave: la eficiencia y la efectividad en costos de las mismas. En comparación con operaciones realizadas desde una unidad de perforación móvil, el ahorro en materia de costos oscila entre el 40 y el 60%. Embarcación CSO Seawell
Tubo ascendente rígido
Lubricador de intervención submarina
Arbol submarino
Abandono A medida que se descubren nuevas zonas productivas y se agotan los campos prolíficos, los operadores deben hacer frente al abandono de algunos pozos submarinos, lo cual representa un desafío de la misma envergadura que toda otra operación submarina. Es importante mantener el control del pozo en todo momento y respetar las pautas de la operación de abandono; éstas varían de acuerdo con los organismos gubernamentales y reguladores, pero, por lo general, incluyen puntos relativos a la recuperación de todos los equipos en el pozo hasta una cierta profundidad debajo del nivel del mar, y aislar del lecho del mar las zonas productivas y sobrepresurizadas o las zonas potencialmente productivas. No obstante, llegada esta etapa de la vida del pozo, los operadores tratan de minimizar los gastos al máximo. Uno de los primeros grandes proyectos de abandono de pozos submarinos llevados a cabo en el Mar del Norte fue el del campo Argyll, situado en el sector perteneciente al Reino Unido.14 En 1975, el campo ubicado en una zona donde la profundidad del lecho marino alcanza los 79 m [260 pies], había sido el primero en comenzar su producción en el Mar del Norte. Hacia 1992, se habían perforado 35 pozos, 18 de los cuales presentaban completación submarina y 7 se habían cegado. La producción no se podía extender por mucho más tiempo. En aquel momento, la operación de abandono convencional consistía en recuperar la completación y colocar tapones de cemento a través de la tubería de perforación desde un taladro semisumergible, anclado o con sistema de posicionamiento dinámico. Este proceso podía llevar entre 8 y 10 días por cada pozo. Una alternativa innovadora proponía forzar cemento en los cañoneos productivos a través de la tubería de producción y cementar la totalidad de la completación en sitio. Para ello se necesitarían unos cuatro días por cada pozo utilizando los mismos taladros de perforación que en el procedimiento convencional, o bien, si se buscaba un sistema más económico, se podía realizar Sonda de perfilaje de producción bajada con tubería flexible
Servicios de intervención liviana en pozos submarinos desde una embarcación monocasco con sistema de posicionamiento dinámico utilizando el lubricador de intervenciones submarinas. En el campo Gannet, en el Mar del Norte se realizó una intervención submarina efectiva en costos, que consistió en la obtención de un registro de producción con una sonda de perfilaje transportada por tubería flexible. >
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desde una embarcación con sistema de posicionamiento dinámico y con el apoyo de buzos, es decir una embarcación no equipada especialmente para tareas de perforación. Los dos factores preponderantes que jugaron en favor de este nuevo enfoque fueron la reducción de los costos de implementación de la tarea y el hecho de que representaba un riesgo menor, ya que se trataba de un programa más corto con un mínimo de recuperación de equipos. El plan de abandono maximizaba la eficiencia al ejecutar la operación en dos partes: en primer lugar, se taponarían todos los pozos y luego se recuperarían todos los árboles de producción submarina y los cabezales de pozo. De esta forma se optimizaban los costos de alquiler de los equipos y se permitía a los operarios mejorar el rendimiento del proceso por repetición y aprendizaje de un sólo tipo de operación. La operación fue realizada por la embarcación CSO Seawell , propiedad de Coflexip Stena Offshore Ltd., utilizando el lubricador de intervención submarina. Durante la etapa de taponamiento, el SIL ayudó a mantener el control de cada pozo y permitió matar los mismos mediante el bombeo de los fluidos adecuados a las zonas abiertas. Asimismo, fue posible cañonear las tuberías, hacer circular el cemento, realizar pruebas de presión en los tapones, hacer circular la tintura de pruebas, cañonear el revestidor y cortar las tuberías de producción con explosivos. En la segunda etapa, se recuperaron el árbol de producción submarina y el colgador de la tubería de producción, se cortaron las columnas del revestidor con explosivos al menos 4 m [12 pies] por debajo del lecho marino y se recuperaron el cabezal de pozo y los remanentes del revestidor. La operación optimizada insumió 47 días de trabajo, en lugar de los 81 que se habían previsto. Dentro de la plataforma continental del Reino Unido, se han realizado hasta la fecha 142 abandonos de pozos submarinos en producción y con producción suspendida, entre los que se incluyen 8 campos productivos completos. Estas operaciones se han hecho utilizando la embarcación CSO Seawell y el SIL. Cuando se trata de pozos submarinos en aguas profundas, el abandono resulta más complejo. A fines de 1999, la compañía EEX Corporation comenzó el abandono del campo Cooper, perteneciente al área Garden Banks del Golfo de México: el primer proyecto de esta naturaleza realizado a una profundidad del lecho marino superior a los 640 m [2100 pies] y desde una embarcación con sistema de posicionamiento dinámico.15 Schlumberger y varias otras empresas de servicios trabajaron junto con Cal Dive Inc. en esta compleja operación que comprendió la remoción de un exclusivo tubo ascendente de producción independiente, un sistema de amarre Oilfield Review
de 12 puntos, una unidad de producción flotante y todo el equipamiento submarino. Schlumberger aportó su vasta experiencia en el manejo de proyectos submarinos, además de las tuberías flexibles y de los servicios de bombeo, de líneas de arrastre, de pruebas y de perfilaje. El primer paso consistió en matar los siete pozos submarinos. Una vez cumplida esta tarea, se limpiaron y lavaron el tubo ascendente, las líneas de flujo, los árboles de producción y los conductos de exportación. Las líneas de amarre, las cadenas y las anclas se trasladaron fuera de la locación, y los siete pozos fueron taponados y abandonados utilizando una combinación de dispositivos operados a cable y una unidad de tubería flexible diseñada especialmente para esta operación. Dado que toda la operación de abandono fue conducida desde la embarcación Uncle John —un equipo semisumergible con sistema de posicionamiento dinámico—también se utilizó un paquete de desconexión para emergencias. Una vez taponados los pozos, se recuperaron los árboles submarinos y las plantillas remotas. A continuación, las líneas de flujo y las tuberías de exportación fueron llenadas con agua salada tratada. Estas tuberías, junto con la plantilla principal, fueron dejadas en el lugar sobre el lecho marino de manera tal que, en caso de ser necesario, pudieran ser utilizadas en el futuro como soporte de algún nuevo desarrollo en la región.
¿Cuál es el futuro de las operaciones submarinas? Muchas compañías ya han adquirido una experiencia considerable con respecto a las soluciones submarinas, mientras que otras todavía no terminan de comprender cuáles son las ventajas y las limitaciones que traen aparejadas. Todos coinciden en señalar que, si bien la industria petrolera ha realizado importantes progresos desde el primer pozo submarino hace casi 40 años, es necesario evolucionar aún más antes de que la tecnología submarina pueda ser aplicada en todos los casos en que resulte necesaria. 13. Stewart H y Medhurst G: “A Decade of Subsea Well Intervention,” artículo presentado en la Sexta Conferencia Internacional de Tubería Flexible e Intervención de Pozos en Houston, Texas, EE.UU., Febrero 9-11, 1998. 14. Prise GJ, Stockwell TP, Leith BF, Pollack RA y Collie IA: “An Innovative Approach to Argyll Field Abandonment,” artículo de la SPE 26691, presentado en la Conferencia Europea de Actividades Marinas de la SPE en Aberdeen, Escocia, Septiembre 7-10, 1993. 15. Furlow W: “Field Abandonment,” Offshore 59, no. 10 (Octubre de 1999): 114. 16. Silverman S y Bru JG: “Taking the Initiative,”Deepwater Technology, Supplement to Petroleum Engineer International 72, no. 5 (Mayo de 1999): 54-56. 17. Silverman y Bru, referencia 16. 18. Thomas, referencia 6.
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Prácticamente todas las limitaciones que subsisten hoy en día están relacionadas con las grandes profundidades y las condiciones operativas extremas con que se enfrentan los pozos submarinos. Gran parte de las tareas pendientes tienen que ver con el aspecto metalúrgico: los metales sometidos a las temperaturas y presiones propias de las profundidades submarinas se tornan quebradizos, lo cual provoca fallas en los equipos. Para poder alcanzar profundidades mayores, quizás sea necesario el desarrollo de otros tipos de materiales completamente nuevos. Otro ámbito de investigación es el relacionado con los tubos ascendentes, los amarres y los cordones umbilicales. Se están realizando investigaciones con el fin de evaluar las vibraciones inducidas sobre los tubos ascendentes de perforación y la posibilidad de desarrollar amarres de poliéster. A medida que se descubren nuevas zonas productivas y se agotan los campos prolíficos, los operadores deben hacer frente al abandono de algunos pozos submarinos, lo cual representa un desafío de la misma envergadura que toda otra operación submarina. Es importante mantener el control del pozo en todo momento y respetar las pautas de las operaciones de abandono. La industria petrolera está tratando de innovar, por ejemplo, a través de la formación de consorcios, con el objetivo de conjugar iniciativas y esfuerzos. Uno de estos grupos es el DeepStar, formado en el Golfo de México y del que participan 22 compañías petroleras y 40 contratistas y empresas de servicios.16 Las petroleras han especificado ciertas áreas en las cuales resulta imperioso hallar nuevas soluciones para aguas profundas. En primer lugar se encuentra la aseguración del flujo. Las parafinas y los hidratos constituyen las causas principales del bloqueo del flujo a lo largo de la extensa distancia horizontal que existe entre la completación submarina y su conexión a la plataforma de producción. Si fuera posible encontrar formas de combatir la formación de parafina e hidratos, se podrían utilizar conductos de mayor extensión y sería posible reducir los costos, lo cual permitiría el desarrollo de reservas que en este momento resultan marginales. Varias compañías se encuentran abocadas a encontrar soluciones a estos problemas. Algunas de ellas proponen y prueban métodos que intentan desatascar las líneas de flujo por medio de herramientas transportadas por tuberías flexibles. Asimismo, se está ensayando la f actibilidad de calentar las tuberías para controlar la formación de parafinas e hidratos. Además, la organización DeepStar ha iniciado la construcción de
una instalación especial para realizar pruebas en tamaño real en Wyoming, EE.UU. Un circuito de flujo de 8 km [5 millas] de longitud será utilizado para verificar los programas de predicción de formación de hidratos y los simuladores de flujo multifásicos, además de probar nuevos inhibidores de hidratos, observar la iniciación de tapones de hidratos, evaluar los sensores y comprender cómo actúa la deposición de parafinas. No obstante, es necesario seguir trabajando para garantizar que los pozos submarinos y las conexiones a las plataformas de seguridad de gran longitud adquieran la capacidad de mantener la fluencia. En otros lugares del mundo, se han emprendido otras iniciativas. En Brasil, por ejemplo, PROCAP2000 apoya el desarrollo de tecnologías que permiten la producción proveniente de zonas en las que la profundidad del lecho marino llega hasta los 2000 m [6562 pies]. A partir de su iniciación en 1986, este grupo ha alcanzado muchos de sus objetivos, si bien continúan en estudio varios proyectos submarinos que se concentran en la medición, la separación y el bombeo de flujo multifásico submarino. El Programa Noruego de Aguas Profundas se formó en 1995 con los responsables de las licencias de operación en áreas de aguas profundas en la plataforma continental noruega, que incluyen Esso, BP Amoco, Norsk Hydro, Shell, Saga y Statoil. El objetivo del programa era hallar soluciones más económicas para hacer frente a los desafíos que presentan las áreas de aguas profundas y comprendía: la adquisición de datos climáticos y de las corrientes, la construcción de un modelo regional del lecho marino y los sedimentos someros, la determinación de los requ isitos con respecto al diseño y a las operaciones, y la resolución de problemas relativos a las líneas de flujo, a los cordones umbilicales y al flujo multifásico.17 Estos esfuerzos conjuntos han sido establecidos no sólo con respecto a la tecnología submarina, sino también para descubrir soluciones relativas a la exploración y la producción en aguas profundas en general. Sin embargo, muchos operadores prefieren el concepto de operaciones submarinas como sistema de desarrollo a largo plazo en las áreas de aguas profundas. De acuerdo con algunos cálculos estimativos, el 20% de las inversiones de capital globales en desarrollos de campos marinos están destinadas a instalaciones y completaciones submarinas. 18 A medida que los equipos submarinos continúen demostrando su confiabilidad, que se resuelvan los problemas relacionados con la continuidad de flujo y los operadores adquieran confianza en las prácticas submarinas, es muy probable que este porcentaje se incremente aún más. —LS
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Monitoreo en el fondo del pozo: su evolución
El monitoreo de los yacimientos requiere el uso de sistemas confiables para la adquisición de datos en el fondo del pozo. Los productos basados en ingeniería de alta confiabilidad y pruebas de fallas resultan esenciales para la construcción de sistemas de monitoreo permanente durables y son responsables de un impresionante historial de sensores de instalación permanente en el mundo entero. Estos sensores suministran los datos necesarios, tanto para resolver problemas inmediatos como para la planificación de desarrollos a largo plazo.
Joseph Eck Houston, Texas, EE.UU. Ufuoma Ewherido Jafar Mohammed Rotimi Ogunlowo Mobil Producing Nigeria Unlimited Lagos, Nigeria John Ford Amerada Hess Corporation Houston, Texas Leigh Fry Shell Offshore, Inc. New Orleans, Luisiana, EE.UU. Stéphane Hiron Leo Osugo Sam Simonian Clamart, Francia Tony Oyewole Lagos, Nigeria Tony Veneruso Rosharon, Texas
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Nada dura eternamente. Para muchos de nosotros, "para siempre" significa la duración de nuestra vida, lo cual puede variar en gran medida de un individuo a otro. La "permanencia" de los objetos inanimados también varía en tiempo y en importancia. Por ejemplo, los satélites de comunicaciones comerciales son costosos, difíciles de instalar y, por lo general, resultan inaccesibles para reparar, por lo cual es importante que funcionen correctamente durante un tiempo prolongado. Si bien las válvulas de reemplazo y los marcapasos que se colocan en los corazones humanos se pueden substituir o reparar, esto significa un riesgo considerable para el paciente. Los equipos enviados a las estaciones remotas de investigación instaladas en la Antártida deberían soportar las condiciones extremas a las que estarán sometidos. Los edificios, los puentes y los monumentos también son construidos para perdurar, si bien su vida útil es finita. Las completaciones inteligentes, que combinan el monitoreo y el control de la producción, son cada vez más habituales, y requieren el uso de sensores de fondo y válvulas de control de flujo sumamente confiables.1
Los equipos instalados en el fondo de los pozos petroleros también deben soportar la prueba del tiempo. La vida productiva de un pozo de petróleo o de gas puede ser de unos 10 años o más, de manera que los equipos de monitoreo permanente deben durar por lo menos ese lapso para satisfacer las expectativas de los operadores. Debido a que resulta poco práctico realizar pruebas de equipos de tan larga duración, los responsables de desarrollar los sistemas de monitoreo permanente se basan fundamentalmente en la ingeniería de alta confiabilidad y en las pruebas de fallas. Como resultado se ha logrado un historial impresionante de confiabilidad en las instalaciones de monitoreo permanente en el mundo entero. En este artículo, se examinan los desafíos que se presentan en el monitoreo permanente. Además, se considera de qué manera los ingenieros desarrollan sensores de instalación permanente resistentes, capaces de suministrar un flujo constante de datos a lo largo de la vida útil del pozo. Por último, se presentan ejemplos que demuestran cómo el uso de sensores de instalación permanente genera valor agregado, ya que
Se agradece a François Auzerais, Michel Bérard, JeanPierre Delhomme, Josiane Magnoux, Jean-Claude Ostiz y Lorne Simmons, Clamart, Francia; Larry Bernard y David Lee, Sugar Land, Texas, EE.UU.; Richard Dolan y Brad Fowler, Amerada Hess Corporation, Houston, Texas; David Rossi y Gerald Smith, Houston, Texas; John Gaskell, Aberdeen, Escocia; y Younes Jalali y Mike Johnson, Rosharon, Texas por su valiosa colaboración en la preparación de este artículo. Agradecemos a Philip Hall, Chief Executive of The Sir Henry Royce Memorial Foundation, por la información suministrada acerca de la máquina de pruebas de Sir Henry Royce.
FloWatcher, NODAL, PQG (Sonda de Cuarzo de Instalación Permanente), PressureWatch, PumpWatcher, Sapphire y WellWatcher son marcas de Schlumberger. 1. Para obtener más información sobre los aspectos relacionados con el control de flujo en las completaciones inteligentes, véase: 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: “Controlling Reservoirs from Afar,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 18-29.
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Hitos marcados por Schlumberger en el desarrollo del monitoreo permanente. En esta línea cronológica se muestra cualitativamente el aumento progresivo del grado de confiabilidad—es decir, el suministro confiable de mediciones de alta calidad de los sensores de instalación permanente.
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d a d i l i b i l a f n I
1973 Primera instalación de una sonda permanente en el fondo de un pozo en Africa Occidental, basada en equipos operados con cable de perfilaje
1975 Primer transmisor de presión y temperatura por medio de un único cable de perfilaje
permite optimizar la producción y advertir a los operadores acerca de problemas potenciales, para que puedan tomar acciones preventivas o correctivas.
El monitoreo permanente y sus desafíos Desde el punto de vista de la confiabilidad, los sensores instalados en forma permanente en el fondo de los pozos de petróleo y de gas son similares a los satélites de comunicaciones comerciales. Existen también otras industrias, como por ejemplo la industria automotriz, que se enfrentan a los mismos desafí os de confiabilidad. Cada sistema debe funcionar durante un tiempo considerable bajo condiciones ambientales muy adversas. Una vez instalados, habitualmente los dispositivos no se reparan, ni se reemplazan o se recuperan. Es probable que algunas de sus partes no regresen nunca a la superficie para ser sometidas a un análisis de laboratorio y tratar de averiguar el origen de la falla; por otra parte, resulta difí cil determinar qué falló sin poder extraer y examinar el dispositivo que tuvo problemas en su funcionamiento. Frente a estos desafí os, por lo general, se incluyen componentes redundantes con la esperanza de que si una parte falla, su duplicado pueda funcionar. Si se utilizan en forma adecuada, los diseños redundantes pueden incrementar el grado de confiabilidad en forma considerable. No obstante, tanto en los sensores de fondo como en los satélites, los componentes de repuesto ocupan un valioso espacio que, de por s í , resulta limitado y consumen demasiada energí a. La especificación de los componentes de repuesto debe tender a evitar los tipos de falla habituales. Por ejemplo, si se sabe que un determinado componente es proclive a fallar en un determinado ambiente, su repuesto deberí a estar construido con otro material, de manera que el nuevo no falle bajo las mismas condiciones. En los anales de la aviación se incluyen numerosos episodios de desastres provocados por fallas comunes. En 1927, Charles Lindbergh se embarcó en un vuelo transatlántico en el monomotor Spirit of Saint Louis sólo 22
1978 Primeras instalaciones submarinas en el Mar del Norte y en Africa Occidental
después de realizar exhaustivos estudios que lo convencieron de que su vida no correrí a peligro a pesar de la falta de sistemas de apoyo. 2 Además de fabricar equipos de fondo de instalación permanente de larga duración, los ingenieros y los diseñadores trabajan en forma conjunta para hacer frente a las complejidades de la instalación de los equipos y de las condiciones en la locación del pozo. Para garantizar la confiabilidad resulta esencial contar con ingenieros de campo competentes y equipos resistentes. Por ejemplo, es muy dif í cil mantener un alto nivel de destreza manual por espacio de varias horas bajo una tormenta helada o un viento intenso. En la instalación de un sistema de monitoreo, es importante que los operarios de campo cuenten con las herramientas adecuadas, que garanticen la consistencia de la operación, en especial cuando se encuentran en sitios remotos. Si se logra simplificar al máximo el proceso de instalación, también se aumenta la probabilidad del éxito de la operación. Las fallas tempranas en los sistemas de monitoreo permanente disminuyen cuando un grupo de trabajo bien entrenado realiza la instalación con herramientas que conoce a la perfección. Los operadores han utilizado las sondas de presión de instalación permanente en el fondo del pozo desde la década del 60.3 La amplia experiencia adquirida en la materia se traduce en la última generación de sensores, de los que ya se dispone de datos de confiabilidad resultantes de estudios estadí sticos. Hoy en dí a existen miles de sensores instalados en todo el mundo, más de 800 de los cuales fueron instalados por Schlumberger desde 1973 (arriba y próxima página, arriba). 2. http://www.pbs.org/wgbh/amex/lindbergh/timeline/ index.html 3. Nestlerode WA: “The Use of Pressure Data From Permanently Installed Bottom Hole Pressure Gauges,” artículo de la SPE presentado en la Reunión Regional de las Rocallosas, Denver, Colorado, EE.UU., Mayo 27-28, 1963. 4. Para mayor información sobre sondas de presión de fondo instalados en forma permanente: Baker A, Gaskell J, Jeffrey J, Thomas A, Veneruso T y Unneland T: “Permanent Monitoring—Looking at Lifetime Reservoir Dynamics,” Oilfield Review 7, no. 4 (Invierno de 1995): 32-46.
1986 Cable instalado en el fondo del pozo en forma permanente encapsulado en un tubo de metal completamente soldado
1983 Primera instalación submarina con transmisión acústica de datos a la superficie
Cable encapsulado de 1 /4 pulgada
Cabezal del cable con sello metal contra metal Protector soldado y sellado herméticamente
Controlador del cable y regulador de tolerancia de fallas 0 1 0 1 1
Presión y temperatura digitales y auto prueba
P/T
Resonadores de cristal de cuarzo para medir la temperatura y la presión Fuelle de protección Conexión a la presión
o
Conexión con collarí n radial
Conexión con autoclave axial
Sonda de presión instalada en el fondo del pozo en forma permanente. Esta sonda de cuarzo de instalación permanente (PQG, por sus siglas en Inglés) mide presión y temperatura utilizando resonadores de cristal de cuarzo.
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Oilfield Review
1986 Introducción de un sensor de cristal de cuarzo para medir la presión instalado en un pozo submarino en forma permanente
1990 Conductor de cobre en un cable instalado en el fondo del pozo en forma permanente
A comienzos de la década del 90 se desarrolló una nueva generación de sensores más confiables, con lo cual se produjo un aumento significativo en el número de instalaciones realizadas.
Infalibilidad, condición Sine Qua Non Básicamente, una sonda de instalación permanente en el fondo del pozo consta de sensores para medir la presión y la temperatura, componentes electrónicos y un protector (página previa, abajo).4 La sonda se mantiene en la
1993 Nueva generación de sensores permanentes de cristal de cuarzo y zafiro
1994 Funcionamiento del sensor PQG avalado por un programa de acreditación de BP. Se inician las pruebas de laboratorio a largo plazo
posición correcta mediante un mandril ubicado en la tuberí a de producción. Por otra parte, un cable corre dentro de un tubo metálico protector, y se encuentra sujeto a la tuber í a. Este cable conecta la sonda con el cabezal del pozo y luego con los equipos de superficie, como por ejemplo una computadora o un sistema de control. Si se tiene en cuenta que la adquisición y la transmisión de datos de buena calidad dependen del correcto funcionamiento de cada una de sus partes, estos sistemas son sólo tan confiables como lo sea el más débil de sus componentes.
1994 Instalación del sistema FloWatcher para medición de la tasa de flujo y de la densidad del fluido
Un sistema completo de monitoreo y comunicación, como el sistema WellWatcher, maneja diversos sensores, que incluyen un sensor FloWatcher para medir la tasa de flujo y la densidad del fluido, un sensor PumpWatcher que monitorea una bomba electrosumergible y una sonda PressureWatch que mide la presión y la temperatura (abajo). Los sensores instalados en la superficie miden la tasa de flujo multifásico y la presión, y detectan la producción de arena. Además de los controles de superficie por medio de válvulas y orificios de control, se utiliza una
Controles y sensores de superficie Tasa de flujo multifásico Válvula y orificio de control Mediciones de presión Detección de arena
Sensores de fondo permanentes FloWatcher monitorea tasa de flujo y densidad PumpWatcher monitorea bomba electrosumergible PressureWatch mide presión y temperatura
Software de recuperación de datos y de comunicaciones
Aplicaciones integradas
Servidor central y base de datos
Sistema completo de monitoreo permanente para medir la presi ón, la temperatura, la tasa de flujo y la densidad del fluido en el fondo del pozo. Los sensores de super ficie miden la tasa de flujo y la presi ón. Un sistema de recuperaci ón de datos y comunicaciones facilita la transferencia de los datos a las o ficinas del usuario.
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computadora donde se vuelcan todos los datos almacenados en el pozo o transmitidos a las o ficinas centrales (abajo).5 Los sistemas de fondo de instalación permanente deben ser seguros a lo largo de toda su vida útil; deben ser confiables y estables. El término "infalibilidad" puede tener distintos significados según el contexto en que se encuentre, pero en este artí culo se utiliza para referirse a una combinación de confiabilidad y estabilidad. Dentro de este contexto, la "confiabilidad" se refiere a la instalación correcta de los sensores y al consiguiente suministro de datos provenientes de los mismos. Se puede de finir como la probabilidad de que el sensor funcionará según lo especificado y sin fallas durante un tiempo preestablecido, bajo las condiciones ambientales requeridas. La "estabilidad" se refiere a las mediciones reales. Las mediciones obtenidas con sensores inestables o con deriva excesiva pueden causar más problemas al operador de un campo petrolero que la falla completa del dispositivo. Es impor-
tante saber si la variación gradual de una medición en el transcurso del tiempo indica un cambio real en el yacimiento o simplemente refleja un efecto de la deriva en la sonda de medición. Para garantizar que se cuenta con un producto seguro, resulta esencial mantener un estricto control de calidad a lo largo de la totalidad del proceso de ingenierí a. La calidad es el grado en el cual el producto se ajusta a las especi ficaciones. Para poder alcanzar realmente un grado de confiabilidad y estabilidad de primer nivel se deben cumplir ciertas pautas: desarrollo sistemático del producto y pruebas de calificación, uso de componentes de óptima calidad y de métodos de diseño de eficacia comprobada, auditorí as estrictas y control de los componentes genéricos, análisis de fallas y consultas con colegas de ámbitos industriales y académicos. No se puede probar la confiabilidad y la estabilidad de un producto una vez que éste ha sido construido, por lo cual se deben tener en cuenta a lo largo de la totalidad del proceso, desde el momento del diseño y la producción hasta su instalación.
Locación del pozo
El camino hacia la confiabilidad En el transcurso de los últimos 10 años, Schlumberger ha logrado perfeccionar la infalibilidad de sus sistemas de monitoreo de instalación permanente introduciendo mejoras en los procesos de ingenierí a y de pruebas, en el diseño de los sistemas, en el análisis de riesgos y en el entrenamiento del personal y los procedimientos de instalación (próxima página, arriba).6 Al igual que ocurre con otras herramientas y sistemas desarrollados por Schlumberger, el desarrollo de los sensores de instalación permanente sigue una secuencia lógica de etapas de ingenierí a, y la preocupación con respecto a la infalibilidad reviste fundamental importancia en cada una de estas etapas. La etapa de ingenierí a comienza con el desarrollo del perfil del proyecto, o bien con una descripción verbal de un concepto técnico que sirve como marco de referencia. El perfil del proyecto define la función de cada componente y las condiciones ambientales que deberán enfrentar a lo largo de la vida esperada. Todos
Oficinas
Servidor de recuperación automática de datos
Oficina de ingenierí a Buscador de datos
Unidad de adquisición de datos WellWatcher
V R S E R E P O T K L H I E
Central de almacenamiento
Cliente de recuperación automática de datos
Sensores
Archivos ASCII Configuración de la central de almacenamiento Archivado de la base de datos Biblioteca de datos
Flujo de datos. Las mediciones se transmiten desde el dispositivo instalado en el fondo del pozo hasta la super ficie mediante el cable. La unidad de adquisición de datos en la super ficie puede enviar datos por medio del sat élite a las o ficinas de ingenier í a, donde se almacenan los datos en una biblioteca para facilitar el acceso a los mismos.
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Oilfield Review
Ingeniería del producto Perfil y requerimientos del proyecto Diseño de un prototipo del producto Análisis de riesgo y planes de pruebas Pruebas de calificación de los componentes Pruebas de calificación de confiabilidad Controles técnicos y auditorí as Constante perfeccionamiento del producto
Entrenamiento y desarrollo del personal Entrenamiento con los ingenieros de desarrollo y de campo Entrenamiento sobre la instalación de completaciones de pozos Evaluación del comportamiento y plan de crecimiento Perfeccionamiento de las técnicas
Ingeniería del proyecto
Confiabilidad y manejo de la calidad de los datos
Requerimientos de ingenierí a de yacimiento y de producción Diseño de las completaciones de pozo y planificación de la instalación Construcción, instalación y operación del pozo Perfeccionamiento del proyecto
Ingreso del historial del campo en la base de datos Análisis de resultados y respuestas para introducir mejoras Revisión con los operadores e ingenieros de desarrollo y de campo
Desarrollo de un sistema de monitoreo permanente. Desde el per fil inicial del proyecto hasta el an álisis de las fallas, la colaboraci ón entre los ingenieros, el personal de campo y los operadores permite mejorar los sistemas de monitoreo permanente en forma continua.
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los componentes del sistema son sometidos a distintos controles y calificados para soportar las condiciones previstas. Se realizan pruebas de destrucción acelerada que los ponen bajo condiciones mucho más extremas que las esperadas a lo largo de su vida, como impactos y vibraciones mecánicas más fuertes y temperaturas y presiones más elevadas que las que se encuentran en el fondo del pozo. Este tipo de pruebas permite determinar las causas de las fallas y los modos de las mismas. Mediante pruebas del sistema a largo plazo, los ingenieros pueden conva-
lidar los modelos de confiabilidad y cuantificar la estabilidad de las mediciones (abajo). Una desventaja que presentan las pruebas de destrucción acelerada es que las fallas pueden ocurrir simplemente debido a una sobrecarga de tensiones de la prueba en cuestión, y podrí a no resultar un buen mecanismo de predicción del comportamiento real. Si bien resulta imposible probar todo, es importante probar la mayor cantidad de elementos posible para aumentar la confianza en que el producto funcionará según lo requerido en las operaciones comerciales.
5. Artí culo relacionado con la entrega de datos en esta edición: Brown T, Burke T, Kletzky A, Haarstad I, Hensley J, Murchie S, Purdy C y Ramasamy A: “Entrega de datos a tiempo,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 34-55. 6. Veneruso AF, Sharma S, Vachon G, Hiron S, Bussear T y Jennings S: “Reliability in ICS* Intelligent Completions Systems: A Systematic Approach from Design to Deployment,” artí culo de la OTC 8841, presentado en la Offshore Technology Conference de 1998, Houston, Texas, EE.UU., Mayo 4-7, 1998.
Prueba de estabilidad de la sonda PQG a 10.000 lpc
Prueba de estabilidad de un sensor de instalación permanente. Este gr áfico de presi ón con respecto al tiempo representa la prueba de un sistema de sensor de cuarzo de instalación permanente PQG en un ambiente de temperaturas y presiones elevadas en el transcurso de m ás de dos a ños. Las condiciones iniciales de la prueba eran 140 °C [284°F] y 7000 lpc [48,2Mpa]. Posteriormente se aceleraron las pruebas, con un incremento de la temperatura a un nivel m áximo de 150 °C [302°F], y luego a 160 ° [320°F] y 170°C [338°F], para provocar una falla en el sensor. Cada vez que se increment ó la temperatura, se produjo un breve per í odo de deriva en la medici ón antes de que el sensor recuperara la estabilidad. La deriva del sensor fue de menos de 3 lpc/a ño [20 kPa/a]. Durante la prueba, el sensor funcion ó de acuerdo con lo esperado, pero fue necesario reparar dos veces la celda de prueba.
10.030
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Primavera de 2000
150 C
a b e u r p e d a d l e c a l e d n ó i c a r a p e R
160 C
°
°
10.025 10.020 c p l , n ó i s e r P
10.015 10.010
a b e u r p e d a d l e c a l e d n ó i c a r a p e R
170 C °
Deriva de -3 lpc/año Deriva de 0 lpc/año
Lecturas de presión de la sonda PQG
10.005
1 año
2 años
10.000 0
100
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300
400
500
600
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800
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Duración de la prueba, dí as
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Las experiencias de los ingenieros de campo constituyen un complemento de fundamental importancia en conjunto con las pruebas de laboratorio. Asimismo, se realizan pruebas de susceptibilidad a los impactos y vibraciones mecánicas, como los que se pueden producir durante el transporte y la instalación.7 El concepto básico de estas pruebas es similar a las desarrolladas por Sir Henry Royce, el ingeniero responsable del éxito del automóvil Rolls-Royce. Su método consistí a en hacer chocar el automóvil repetidas veces sobre aparatos que simulaban los golpes en la calle. De esa manera Royce determinaba qué partes del chasis no eran lo su ficientemente fuertes y desarrollaba otras mejores (derecha).8 Los cambios incluí an, por ejemplo, el reemplazo de remaches por bulones y el uso de pocos bulones de gran tamaño en lugar de muchos pequeños. Durante la etapa de diseño del sistema, los ingenieros garantizan que se establezca una interacción adecuada entre los componentes de la completación. A través de la comunicación con los ingenieros a cargo de la completaci ón y los proveedores externos se ha logrado un mejoramiento continuo de las conexiones operadas por cable en el fondo y de la protección del sistema. Tanto los expertos como los usuarios aportan ideas durante la etapa de desarrollo mientras los ingenieros realizan simulaciones y construyen maquetas. Con frecuencia se realizan revisiones del diseño, en las que se incluye al personal que trabaja en el campo. Las reglas del diseño están preparadas para atender la necesidad de reducir las presiones sobre los componentes, minimizar las conexiones externas y otros motivos de preocupación. Una vez que se ha construido el sistema y se encuentra listo para su instalación, un equipo especialmente entrenado revisa todos los detalles de los procedimientos de la instalación y los planes del proyecto con el personal involucrado en las operaciones y los contratistas externos. El desempeño del personal a cargo de la instalación de campo reviste un papel fundamental en la confiabilidad del sistema, por lo cual se organizan programas formales de capacitación, tanto para los ingenieros de diseño del sistema como para los técnicos que se ocupan de las
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Herramientas de tortura. A comienzos del siglo pasado, Sir Henry Royce somet í a el chasis de un autom óvil a impactos mec ánicos repetidos (arriba) , para poder observar cu áles de sus partes evidenciaban una tendencia a fallar y poder construir partes mejores para Rolls-Royce. Hoy en d í a, Schlumberger ha desarrollado m áquinas de prueba altamente especializadas y t écnicas de ensayos acelerados para veri ficar la resistencia de los equipos de fondo frente a los impactos mec ánicos (abajo) .
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instalaciones de campo. Los ingenieros de dise ño tratan de simplificar al máximo los requerimientos de la instalación, ya que existen diversos factores, tales como bajas temperaturas, ráfagas de viento y tiempos prolongados que pueden significar desafí os adicionales para el personal. Un diseño que permite una instalación rápida y fácil hace más llevadera la carga para el personal de campo, además de minimizar los riesgos y el tiempo de trabajo.
7. Veneruso A, Hiron S, Bhavsar R y Bernard L: “Reliability Qualification Testing for Permanently Installed Wellbore Equipment,” sinopsis presentadas para la Conferencia Anual de la SPE a realizarse en Dallas, Texas, EE.UU., Octubre 1-4, 2000. 8. Se agradece a Phillip Hall por la informaci ón acerca de la máquina de pruebas de Rolls-Royce. El señor Hall se retiró de Schlumberger despu és de 22 años de servicio, transcurridos en el campo petrolero y en el área de electrónica. Actualmente ocupa el cargo de Presidente de la Fundación en memoria de Sir Henry Royce, con sede en: The Hunt House, Paulerspury, Northamptonshire, NN12 7NA, Inglaterra.
Oilfield Review
Aprender de la experiencia Cuando se produce una falla en un sensor de fondo de instalación permanente, los ingenieros analizan las circunstancias y muchas veces tratan de reproducir los modos de la falla en el centro de ingenierí a o en otra instalación de prueba. Los mecanismos de las fallas no son accidentales; en la mayorí a de los casos existen causas subyacentes que se deben descubrir, como problemas en el diseño, fallas en los materiales o instalaciones incorrectas. Schlumberger ha establecido una base de datos en l í nea para recolectar datos relativos a las instalaciones del sistema, incluyendo los detalles acerca de las condiciones ambientales, para poder identificar posibles patrones recurrentes en las fallas (derecha). Esta base de datos permite realizar un análisis estadí stico de los datos por región, operador, condiciones ambientales y otros parámetros operacionales. A través de un minucioso análisis de la base de datos mundial se podrá aprender a partir de las diversas experiencias de campo y concentrar los esfuerzos en las posibles áreas de mejora. Desde el 1 de agosto de 1987 hasta el presente, se ha controlado el funcionamiento de 712 instalaciones de sensores permanentes. El sistema más antiguo tiene más de 16 años y fue instalado unos años antes de la creación de la base de datos. En un análisis de 572 instalaciones de tecnologí a digital de última generación, realizado desde su introducción en marzo de 1994, se indica que más del 90% de estos sistemas PressureWatch de cuarzo y zafiro todaví a se encontraban en funcionamiento después de 2 años y medio (abajo). Este análisis,
Base de datos del sensor de fondo de instalaci ón permanente. Un control cuidadoso de cada sistema permite el an álisis del comportamiento del sensor. Por medio de una comparaci ón de las condiciones ambientales, el equipo de trabajo puede prepararse para instalar los sensores en nuevos sitios, aprendiendo de las experiencias vividas en áreas similares.
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100
Vida operativa de los sensores de instalaci ón permanente. Desde que comenz ó a llevar un registro en el a ño 1987, Schlumberger lleva instalados m ás de 700 sensores de instalaci ón permanente en todo el mundo. El an álisis de 572 instalaciones de última generaci ón con tecnolog í a digital efectuadas desde marzo de 1994, que se muestra con una l í nea violeta, indica que m ás del 88% de estos sistemas PressureWatch de cuarzo y zafiro todav í a se encontraban en operaci ón después de 4 a ños. La lí nea de tendencia de color lila comienza en 97% y disminuye un 3% por a ño, una tasa de falla m ás elevada que la de los datos reales. La fotograf í a muestra las instalaciones de producci ón del campo Baldpate, operado por la empresa Amerada Hess.
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a d i v e d d a d i l i b a b o r P
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Caracterización del comportamiento en el tiempo. Hasta los sensores de instalaci ón permanente m ás confiables pueden fallar y la causa de la falla es, con frecuencia, materia de especulaci ón. Muchas de las fallas tempranas se originan en problemas relacionados con la producci ón o la instalaci ón. En las etapas intermedias, las fallas ocurren en una proporci ón baja y relativamente constante, aparentemente debido a sobrecargas esporádicas. Despu és de varios a ños de servicio, las fallas pueden ocurrir por el envejecimiento de los componentes. > .
basado en métodos introducidos por Møltoft, permite revelar los factores clave que ejercen influencia sobre la confiabilidad de los sistemas de monitoreo permanente (arriba a la derecha).9 El método Møltoft considera el tiempo real de operación de un sistema en lugar de su tiempo calendario, lo cual constituye una ventaja importante cuando se estudian instalaciones de campo durante un perí odo de tiempo prolongado. Este método ayuda a identificar las áreas que requieren mejoras dentro del diseño y la instalación del sistema. Las compañí as operadoras han estudiado en forma independiente la confiabilidad de los sensores de instalación permanente.10 Los distintos fabricantes y operadores miden el comportamiento de acuerdo con sus propios estándares. Schlumberger prefirió concentrarse en el estudio del sistema en su totalidad en lugar de hacerlo sobre un único componente, ya que es fundamental que todo el sistema opere en forma correcta y suministre los datos utilizables.
Del fondo del pozo al escritorio: uso de los datos Una vez que los equipos han sobrevivido a la odisea de las pruebas y la instalaci ón, los verdaderos desafí os comienzan cuando el sistema de monitoreo permanente se coloca en un pozo. Un sistema que toma una medición por cada segundo del dí a produce más de 31 millones de datos por año. Tanto los operadores como las compañí as de servicios deben hacer frente al volumen de datos provenientes de los sistemas de monitoreo permanente, lo cual constituye un tema de frecuente preocupación.11 Ciertos operadores han optado por tomar muestras de datos en momentos específicos, o bien cuando se produce una modificación en las mediciones que supera un lí mite predeterminado. Otros, en cambio, toman muestras de los datos a intervalos de tiempo mayores, como por ejemplo cada 30 segundos, con el fin de reducir el volumen de los datos.
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Desgaste predecible (relacionado con el diseño y el medio ambiente) % , s a d a l u m u c a s a l l a F
Sobrecarga aleatoria (relacionada con el diseño)
Fallas (relacionadas con fabricación e instalación)
Tiempo en operación
Una vez que llegan al usuario, los datos se aplican en dos problemas de producción generales: el drenaje de los yacimientos y la productividad del pozo (próxima página). Los aspectos relativos al drenaje del yacimiento comprenden: monitoreo de la presión, mantenimiento de la presión, modelos de balance de materiales y de simulación dinámica de los yacimientos. Los temas relativos a la productividad de los pozos, como el daño y la permeabilidad, afectan a la ingenierí a de producción. Cuando se cierra un pozo para realizar tareas de mantenimiento, una sonda de presión suministra el equivalente a una prueba de recuperación de presión en menor escala. Los subsiguientes cierres del pozo les permiten a los ingenieros analizar la semejanza entre estas pruebas y aumentar la confianza en la selección de un modelo del yacimiento. Si todos los pozos de un campo se cierran, los sensores de fondo pueden medir la presión promedio del yacimiento. La presión promedio del yacimiento medida de esta forma constituye un componente clave de la tasa de declinación y las estimaciones de las reservas, además de un parámetro muy útil para las simulaciones del yacimiento. 12 En los proyectos de inyección de fluidos, los sensores de presión de instalación permanente en el fondo del pozo pueden utilizarse para mantener mejor la presión, desplazar el petróleo, detener la subsidencia y desechar los fluidos.
A través del monitoreo continuo de la presi ón, los operadores pueden controlar el comportamiento del yacimiento mediante la inyección de fluidos para mantener las presiones del yacimiento por encima del punto de burbujeo y garantizar así la producción de petróleo, en lugar de gas. Los sensores de instalación permanente también ayudan a determinar la tasa óptima de producción cuando existe la posibilidad de producción de arena o conificación de agua a altas tasas de flujo. Los sensores de presión de fondo les permiten a los ingenieros distribuir la producci ón de pozos específicos. Si se conoce la presión de fondo, la presión en el cabezal del pozo y las propiedades generales de los fluidos producidos se puede realizar el cálculo de la tasa de flujo de un pozo y calibrar la misma con los datos del pozo. Los campos satelitales en áreas marinas conectados a plataformas y campos de propiedad compartida resultan adecuados para esta aplicación de los sensores de presión de fondo. En los casos de levantamiento artificial por gas, los sensores de presión de fondo ayudan a determinar el comportamiento del sistema. Por ejemplo, un yacimiento de petróleo prolífico, no consolidado y de alta permeabilidad podrí a tener alta producción, pero la presión de fondo del pozo podrí a resultar inadecuada para producir el fluido hasta la superficie. Si se instala en el pozo una bomba electrosumergible o un sistema de levantamiento artificial por gas, el operador puede agregar un sensor de fondo para evaluar el comportamiento del sistema de levantamiento.
Oilfield Review
Los sensores en acción Las aplicaciones de monitoreo permanente que se describen a continuación provienen de regiones totalmente separadas entre sí , que presentan diferentes desafí os operativos y prioridades por parte de los operadores. En cada caso, el operador podrí a determinar el valor de los sistemas de monitoreo permanente en una diversidad de formas; por ejemplo, la cantidad de barriles adicionales de crudo recuperados gracias a un drenaje más eficiente del yacimiento o por una mejor productividad de algunos pozos, o bien en términos de la reducción de costos debida a la disminución del número de intervenciones. En un descubrimiento profundo del Medio Oriente, se halló crudo sulfuroso a alta presión y alta temperatura (HPHT, por sus siglas en Ingl és). Su evaluación planteaba numerosas dificultades operativas y de interpretación. A diferencia de los campos de petróleo someros y prolíficos que se encontraban en las inmediaciones, el pozo descubierto producí a en forma anómala crudo de alta densidad API de un yacimiento fracturado de carbonatos con microporosidad limitada. La existencia de una espesa capa de sal por encima del yacimiento complicaba la interpretación y las operaciones. No obstante, la acumulación presentaba oportunidades fascinantes para evaluar las zonas de fracturas encontradas por debajo de los puntos de derrames de la estructura y la autogeneración de hidrocarburos en una roca rica en kerógeno. Los datos correspondientes al pozo descubridor resultaban inadecuados para calibrar las simulaciones del yacimiento o para planificar su desarrollo. Se perforó un pozo profundo de evaluación, con densidades de lodo que superaban 9. Møltoft J: “Reliability Engineering Based on Field Information— the Way Ahead,” Quality and Reliability International 10, no. 5 (Mayo de 1994): 399-409. Møltoft J: “New Methods for the Speci fication and Determination of Component Reliability Characteristics, ” Quality and Reliability International 7, no. 7 (Julio de 1991): 99-105. 10. van Gisbergen SJCHM y Vandeweijer AAH: “Reliability Analysis of Permanent Downhole Monitoring Systems,” artí culo de la OTC 10945, presentado en la Offshore Technology Conference de 1999, Houston, Texas, EE.UU., Mayo 3-6, 1999.
los 2,4 g/cm3 [20 libras por galón], del que se extrajeron datos de núcleos, registros de lodo y registros eléctricos. A partir de una prueba de pozo de larga duración se obtuvieron suficientes datos para que los ingenieros pudieran decidir los procedimientos a seguir. Las presiones de la formación eran sumamente elevadas y el uso de lodos de alta densidad en los hoyos significaba que no se podrí an realizar mediciones de presión con probadores operados por cable de perfilaje. En lugar de ello, el operador seleccionó un sistema FloWatcher para medir la presión, la temperatura y la tasa de flujo en forma continua. En esta instalación se utilizó por primera vez el sistema FloWatcher a una presión de 15.000 lpc [103,4 Mpa], de manera que
Drenaje del yacimiento Aplicación
Descripción
Monitoreo de presión
Relevamiento de la presión estática de fondo
Mantenimiento de presión
Futuros planes de desarrollo (represurización del yacimiento, instalaciones de inyección)
Interpretación y análisis de pruebas de pozo (recuperación de presión, fluencia, flujo a tasas múltiples e interferencia)
Lí mites del yacimiento, requerimientos acerca del espaciamiento de los pozos, comunicación de presión entre los pozos
Monitoreo de inyección de agua y gas
Evaluación del grado de soporte de presión por parte de los pozos inyectores Evaluación del comportamiento del programa de inyección
Perfeccionamiento y validación del modelo del yacimiento
Base de datos histórica para ajuste histórico de la presión Herramienta de calibración para modelo de simulación Corroboración de la información provista por las innovaciones técnicas, tales como los estudios sí smicos 4D, aplicación de la técnica de lapsos de tiempo a los registros de pozos Ingreso de datos para actualización continua y perfeccionamiento del modelo de balance de materiales
Adición o corroboración de otras mediciones de monitoreo del yacimiento Actualización del modelo de balance de materiales
Entrega en la locación del pozo Aplicación
Descripción
Interpretación y análisis de pruebas de pozo (recuperación de presión, fluencia, flujo a tasas múltiples e interferencia)
Factor de daño, permeabilidad y presión promedio del yacimiento
Ingenierí a de producción
Datos de entrada para análisis NODAL Indice de productividad (IP) y variación a largo plazo de la medición del IP; generación de agua, correlación de la tasa de producción de arena y de gas en función de la presión
Estudio de la presión de fluencia en el fondo del pozo para determinar la tasa máxima de producción—presión de fluencia óptima por encima del punto de burbujeo para evitar la liberación de gas
11.Este artí culo no incluye una discusi ón completa sobre el procesamiento y la reducción de los datos provenientes de los sensores instalados en el fondo del pozo en forma permanente. Un ejemplo de la forma de procesar los datos, se puede encontrar en: Athichanagorn S, Horne R y Kikani J: “Processing and Interpretation of Long-Term Data from Permanent Downhole Pressure Gauges,” artí culo de la SPE 56419, presentado en la Conferencia Anual de la SPE, Houston, Texas, EE.UU., Octubre 3-6, 1999. 12. Baustad T, Courtin G, Davies T, Kenison R, Turnbull J, Gray B, Jalali Y, Remondet J-C, Hjelmsmark L, Oldfield T, Romano C, Saier R y Rannestad G: “Cutting Risk, Boosting Cash Flow and Developing Marginal Fields, ” Oilfield Review 8, no. 4 (Invierno de 1996): 18-31.
Primavera de 2000
fue necesario realizar algunas preparaciones previas. Se modificó el cabezal del pozo, que ya se habí a encargado, para permitir una salida del cable. Además, se construyó un cobertizo para colocar los equipos de monitoreo de superficie. El sistema de monitoreo permanente fue instalado sin inconvenientes y se realizó una prueba de pozo de cuatro meses de duración; perí odo durante el cual el petróleo fluí a por un conducto de 70 km [43,5 millas] de longitud. El sistema FloWatcher fue seleccionado, en cierta forma, porque las mediciones de presión registradas en la entrada y en la garganta del Venturi permití an determinar la presión absoluta, los cambios de presión ocurridos a través del Venturi y la tasa de flujo. A pesar de que hubo
Monitoreo en tiempo real de operaciones de fracturación y estimulación Evaluación de los perfiles de inyección y de producción en todo el pozo
Aplicaciones t í picas de los datos obtenidos con sensores instalados en forma permanente en el fondo del pozo. Estos datos se pueden utilizar para mejorar tanto el drenaje del yacimiento como la productividad del pozo.
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una falla reparable en el sello del Venturi, se obtuvieron mediciones de presión del sensor de presión, que funcionó de acuerdo con lo esperado a lo largo de toda la prueba. Adem ás, el diseño especial del mandril para adaptarlo al sistema resultó de un bajo costo relativo. El sistema de monitoreo permanente les permitió a los ingenieros producir el pozo a la tasa máxima de producción manteniendo la presión por encima del punto de burbujeo, y al mismo tiempo, les permitió adquirir los datos necesarios para formular los planes de desarrollo. Teniendo en cuenta los desafí os operacionales que presentaban este pozo y esta área en particular, sumado a su ubicación remota y a la importancia de obtener datos útiles, la prueba de pozo de alcance extendido con un sistema de monitoreo permanente instalado en el fondo del pozo resultó ser la solución óptima. Los sistemas de monitoreo permanente instalados en el fondo del pozo se han utilizado en el Golfo de México durante varios años. Shell Offshore, Inc., ha instalado sensores en forma permanente en cada uno de los 10 pozos que opera en el área Enchilada de la zona continental del Golfo de México (abajo). El área Enchilada comprende yacimientos de arenas de capas delgadas con turbidita, depositadas por encima y por debajo de la sal. La primera sonda fue instalada en septiembre de 1997, y hasta la fecha todos los sensores continúan operando sin fallas. Los sensores de presión de fondo instalados en forma permanente cumplen dos requerimientos importantes para la empresa Shell Offshore: se observan mejoras tanto en las operaciones diarias como en el manejo del yacimiento a largo plazo. En ambos casos, los especialistas del yacimiento deben tener acceso a los datos de presión en un formato que puedan utilizar en forma eficiente. El sistema instalado por Schlumberger almacena los datos para poder realizar posteriores análisis de pruebas de presión transitoria. Shell Offshore recupera los datos del sistema y utiliza su propio sistema de operaciones asistidas por computadora (CAO, por sus siglas en Inglés) para manejar a largo plazo la gran cantidad de datos.
La unidad de adquisición de datos CAO de Shell captura las mediciones de presión en la superficie y en el fondo a intervalos aproximados de 30 segundos, lo cual permite analizar las tendencias y archivar los datos de presión a largo plazo. En el pasado, la mayor parte de las decisiones relativas a las operaciones diarias se realizaban en base a las mediciones de presi ón de superficie o de presión en las tuberí as de producción, obtenidas a intervalos prolongados y con equipos operados a cable. Una declinación en la presión de superficie puede indicar el agotamiento del yacimiento o una obstrucción en el fondo. Esta ambigüedad no se puede resolver sólo con los datos de superficie. Pero si se dispone de las mediciones de presión de superficie y de fondo, es posible diagnosticar los problemas de producción de inmediato. Por ejemplo, si las curvas de presión de superficie y de fondo se siguen una a la otra con una tendencia declinante, es probable que la causa sea el agotamiento del yacimiento. Por el contrario, si la presión de superficie disminuye pero la presión de fondo permanece constante o aumenta, se podrí a sospechar que existe un bloqueo en la tuberí a de producción provocado por la presencia de sal, incrustaciones o parafinas (próxima página, derecha).13 Por lo tanto, los ingenieros del área Enchilada utilizan las mediciones de superficie y de fondo para diagnosticar los problemas de producción y optimizar los tratamientos de remediación. Las sondas de presión de fondo de instalación permanente resultan especialmente importantes para un manejo eficaz del yacimiento en el área Enchilada y en otras zonas de caracterí sticas similares. Los yacimientos de capas delgadas,
como las arenas con turbidita, pueden ser difí ciles de evaluar utilizando métodos convencionales. Además, los productores quieren determinar si se trata de un yacimiento continuo. Durante el desarrollo inicial, se hab í an perforado pocos pozos de evaluación y, debido a la ubicación subsalina de diversas zonas potenciales, resultaba difí cil definir la geometrí a y la extensión del yacimiento. La adquisici ón de datos tempranos de presión de cada pozo permitió planificar el desarrollo con mayor facilidad. Además, los pozos del área Enchilada son de largo alcance y en forma de S, por lo cual la perforación resulta sumamente costosa y no son de fácil acceso por métodos convencionales. Más aún, el riesgo mecánico que implica correr sondas de medición de presión operadas a cable dentro de estos pozos con altas tasas de producción se considera inaceptable. Por lo tanto, el sistema de sensor de instalación permanente permite el monitoreo de presión del yacimiento en forma frecuente, sin riesgos mecánicos y con un mí nimo de retraso en la producción. Las mediciones frecuentes permiten optimizar las tasas de producción y dan una idea m ás acabada de las reservas potenciales. El ejemplo del área Enchilada confirma que los datos provenientes de sensores de instalación permanente son valiosos a lo largo de t oda la vida del pozo. El tiempo de operaci ón constituye una gran preocupación para Shell Offshore, ya que se espera que los pozos de Enchilada produzcan por lo menos durante 10 años. La confiabilidad y la durabilidad de estos sensores de instalación permanente tienen un impacto directo sobre el valor de los activos. Después del éxito obtenido con la aplicación de la tecnologí a
LUISIANA TEXAS
Garden Banks
Campo Enchilada. El área Enchilada incluye varios bloques en la zona marina Garden Banks, en Luisiana, EE.UU. Los bloques tienen 4,8 km de largo [3 millas] y 4,8 km de ancho.
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LUISIANA TEXAS
Garden Banks
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Enchilada
Baldpate Norte
Baldpate
Ubicaci ón del campo Baldpate. Se encuentra en la zona marina de Luisiana en el Bloque 260 del área Garden Banks.
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de monitoreo permanente, Shell decidió instalar sensores en dos pozos de la plataforma RamPowell, que opera en aguas profundas en la zona marina del Golfo de México. La segunda de estas instalaciones, una sonda de cuarzo de instalaci ón permanente (PQG) ubicada a una profundidad de 7230 m [23.723 pies] es la instalaci ón más profunda realizada por Schlumberger hasta la fecha. Existen desarrollos complicados en aguas profundas, como el campo Baldpate ubicado en el Bloque 260 del área Garden Banks del Golfo de México, que constituyen un verdadero desafí o para las compañí as operadoras (arriba). El primer sensor de fondo en el campo Baldpate fue instalado en agosto de 1998. Actualmente, siete de los ocho pozos poseen sensores de fondo y se espera que el campo produzca por un per í odo de entre 6 y 10 años. El campo Baldpate comprende dos yacimientos principales del Plioceno, que se encuentran a profundidades de 4724 a 5324 m [15.500 a 17.500 pies]. Las presiones originales del yacimiento superaban los 13.000 lpc [89,63 MPa]. En un séptimo pozo en el área Baldpate Norte las arenas producen en forma simultánea. Hacia junio de 1999, el campo alcanz ó su pico de 3 producción de 58.000 bppd [9216 m /d] y 230 3 MMscfg/D [6,5 MMm /d].
La instalación de los sensores permanentes en el fondo del pozo resulta sumamente dif í cil, considerando las profundidades y las presiones de los pozos del campo Baldpate. El éxito depende de un equipo de trabajo muy bien entrenado y sumamente competente. Por ejemplo, se debe evitar toda posibilidad de error, como dañar el cable o hacer empalmes defectuosos. Una planificación exhaustiva previa al inicio del trabajo le permite a todo el equipo anticipar los problemas y tratar de encontrar soluciones antes de emprender la instalación. Es conveniente que muchos operarios del mismo equipo trabajen en todas las instalaciones, ya que la experiencia adquirida en cada pozo se puede aplicar en los trabajos subsiguientes. La empresa Amerada Hess Corporation, que opera el campo Baldpate, prefirió instalar sensores permanentes de medición de presión en el fondo del pozo por razones mecánicas y de manejo del yacimiento. En primer lugar, las completaciones con empaque de grava resultan costosas y, en los pozos con tasas elevadas de flujo, las tuberí as son proclives al daño si se produce una caí da de presión excesiva, o si la velocidad erosional es demasiado elevada. 14 A medida que las tasas de flujo se incrementaban durante las etapas iniciales de la producción, los datos de la
13. Para información adicional sobre incrustaciones, v éase Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A y King G: “Fighting Scale—Removal and Prevention, ” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 30-45. 14. La velocidad erosional es la velocidad a la cual un chorro de fluido degrada un metal a nivel molecular. En este caso, al operador le preocupaba la posibilidad de que los pozos con alta tasa de flujo produjeran arena del yacimiento no consolidado y da ñaran la tuberí a de producción.
Diagnóstico de problemas de producci ón. Los gráficos de presi ón de fondo, P fondo , y de presión de super ficie, P superficie , en funci ón del tiempo permiten diagnosticar los problemas de producci ón. En la figura superior, ambas presiones est án declinando, pero las curvas se siguen una a la otra, lo cual sugiere el agotamiento del yacimiento. En el gr áfico inferior, la presi ón de super ficie se separa y decae a un ritmo m ás rápido que la presi ón de fondo. Se podr í a concluir que existe una obstrucción provocada por incrustaciones minerales en la tuber í a de producci ón.
presión permitieron evitar el daño, garantizando que no se sobrepasaran los lí mites predeterminados con respecto a la caí da de presión y a la velocidad erosional. Los ingenieros lograron calcular la eficiencia mecánica, o factor de daño mecánico, de la completación, midiendo la caí da de presión a través de toda la completación.15 El acceso a un flujo constante de datos de presión les permite a los ingenieros de yacimiento ajustar los modelos composicionales para la simulación dinámica del yacimiento, realizar el ajuste de historia de la presión del yacimiento, probar escenarios de recuperación secundaria y pronosticar la recuperación final. Los datos de presión también se utilizan para los análisis de pruebas de presión transitoria, que se realizan con frecuencia. Estos análisis proporcionan cálculos de permeabilidad efectiva, factor de daño mecánico, efectos de flujos que no responden a la ley de Darcy, presión promedio del yacimiento y distancia aproximada a distintos lí mites del yacimiento.
n ó i s e r P
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15. Pahmiyer RC, Fitzpatrick HJ, Jr. y Dugan J: “Completion Efficiency Measures for High-Permeability, Unconsolidated Sand Environments, ” presentado en la Conferencia Europea de Daño a la Formación de la SPE en 1999, La Haya, Holanda, Mayo 31-Junio 1, 1999.
Primavera de 2000
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Terminal Qua Iboe
Delta de Nigeria
Oso Mfem
Unam Ubit
Usari Enang Etim
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Campos petroleros con sondas permanentes 0
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AFRICA
Zona marina de Nigeria. Desde 1992, Mobil Producing Nigeria Unlimited ha instalado sensores permanentes en los 12 campos marinos que aparecen en color verde con contornos rojos. Alrededor del 95% de los sensores todav í a se encuentra en funcionamiento.
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También se pueden realizar pruebas de interferencia, ya que todos los pozos cuentan con sensores de presión de instalación permanente. Cada pozo responde a los ajustes realizados en los pozos vecinos en unas pocas horas, y las respuestas de presión se pueden utilizar para evaluar la continuidad del yacimiento. Los datos provenientes de los sensores de presión confirmaron el modelo geológico de una cuenca de arena en forma de abanico y lateralmente continua. En el campo Baldpate se instalaron siete sensores, seis de los cuales todaví a funcionan. El único que ha fallado, que, en realidad, es el único caso de los 43 sensores instalados por Schlumberger en América del Norte, aparentemente se debió a un problema originado dentro del mismo sensor, aunque no se conocen los resultados del análisis posmortem. La instalación de sensores en todos los pozos hizo que la p érdida de uno de ellos no significara más que un inconveniente, en lugar de una gran dificultad. No valí a la pena recuperarlo o repararlo, debido al costo y a los riesgos mecánicos que implicaba la extracción de la tuberí a de producción.
32
Por otra parte, los datos provenientes de los sensores instalados en los otros pozos resultan suficientes para el manejo actual del yacimiento. La empresa Amerada Hess maneja con cuidado el gran volumen de datos provenientes de las sondas de presión de fondo de instalación permanente. Los datos se almacenan en el disco rí gido de una computadora personal instalada en la torre de producción. Desde su oficina, el ingeniero puede controlar la tasa de muestreo y recuperar esos datos en forma electrónica y transmitirlos a su propia oficina. Sin embargo, Amerada Hess planea trasladar y almacenar todo el volumen de datos en otro sitio. Los datos se pueden descargar en un paquete de aplicaciones de análisis de pruebas de presión transitoria para analizarlos pocos minutos más tarde. Un ejemplo proveniente de Africa muestra otras aplicaciones de los sensores de fondo. A partir de 1992, Mobil Producing Nigeria Unlimited ha instalado sensores permanentes en el fondo del pozo para medir la presión en 12 de sus campos ubicados en el área marina de Nigeria: Usari, Oso, Mfem, Ubit, Iyak, Enang, Asasa, Ekpe, Asabo, Unam, Edop y Etim (arriba).16
Mobil ha utilizado las mediciones de presi ón obtenidas con sensores de fondo en varias formas. Las aplicaciones más sencillas comprenden la determinación del mecanismo de drenaje del yacimiento, la evaluación de los esquemas de agotamiento y las discontinuidades del yacimiento y el planeamiento de programas para mantener la presión. Los sensores de fondo de instalación permanente miden la presión de fondo en aquellos pozos que presentan alta presión en el cabezal del pozo, lo que impide el uso de técnicas de medición de presión con sondas operadas a cable. Mobil puede evitar los costos que implica cerrar pozos con altas tasas de flujo solamente para obtener datos. En los campos que incluyen numerosos pozos, los datos suministrados por sensores de presión colocados en lugares estratégicos permiten calibrar las mediciones de presión adquiridas por métodos operados a cable con aquellas provenientes de los sensores de instalación permanente. En el campo Edop, que incluye alrededor de 40 pozos, 7 de ellos cuentan con sensores de fondo para medir la presión. Mobil esperaba inyectar gas para mantener la presión del yacimiento, por lo cual el plan inicial consist í a en colocar una sonda de presión de fondo en un pozo en cada uno de los cuatro bloques del campo Edop y evaluar la conectividad del yacimiento a través de los bloques. Los resultados obtenidos con los sensores mostraban que no existí a comunicación alguna a través de los bloques, y que serí a necesario utilizar inyectores separados para cada bloque. Los sensores también indicaron que se deberí an modificar los esquemas de inyección planeados, por lo que se integraron los datos obtenidos con los sensores de presión de fondo con los modelos geológicos 3D para modificar y optimizar las ubicaciones de los pozos productores e inyectores. Los datos de presión suministrados por los sensores de fondo resultaron fundamentales 16. Ogunlowo RF, Ewherido UJ y Oyewole AA: “Use of Down-hole Permanent Gauges in Reservoir Description and Management of a Gas Injection Project in Edop Field, Offshore, Nigeria,” preparado para la Conferencia Internacional Anual Nº 23, Abuja, Nigeria, Agosto 4-6, 1999. 17. Algeroy et al, referencia 1. Huck R: “The Future Role of Downhole Process Control, ” Orador invitado, Offshore Technology Conference, Houston, Texas, EE.UU., Mayo 3, 1999. 18. Christie A, Kishino A, Cromb J, Hensley R, Kent E, McBeath B, Stewart H, Vidal A y Koot L: “Soluciones submarinas,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 2–19.
Oilfield Review
para determinar la eficacia de la comunicación alrededor de las láminas de lutitas, que no se habí an podido detectar por métodos sí smicos y de registros de pozos. Además, los datos continuos de los sensores condujeron a mejores resultados de la simulación del yacimiento que los obtenidos a partir de datos individuales provenientes de equipos operados a cable. A medida que continuó el proyecto de inyección, las respuestas de presión instantánea dentro del flujo continuo de datos permitieron determinar cuánto tiempo de inactividad del compresor podí a resistir el proyecto de inyección (derecha). En otros campos operados por Mobil en la zona marina de Nigeria, entre el 20 y el 25% de los pozos cuentan con sensores de presión de fondo. Aproximadamente el 95% de los sensores suministrados por Schlumberger todaví a se encuentran en funcionamiento. Los pocos casos de fallas se han atribuido a problemas originados en causas externas (lí neas de control, empalmes defectuosos en los cables, fallas en el conector húmedo o problemas en el árbol de válvulas) y no en los sensores propiamente dichos. De todas maneras, se consideran fallas del sistema y, en realidad, se espera superar la tasa actual de éxito que es del 95%.
Perspectivas en el monitoreo de yacimientos El monitoreo permanente de los yacimientos es vital para poder realizar completaciones inteligentes, que constituyen un enfoque moderno para mejorar la recuperación de los yacimientos.17 Para poder operar en forma eficiente y provechosa las válvulas de control de flujo en el fondo del pozo, es necesario comprender la dinámica del yacimiento, por lo cual resulta esencial combinar los datos obtenidos en el fondo del pozo con el uso de las v álvulas de control de flujo. Hoy en dí a, el conocimiento del yacimiento proviene de analizar los datos de presión y de producción y, en algunos casos, los datos de los medidores de flujo del fondo. A partir de las investigaciones actuales y del desarrollo de los medidores de flujo se espera alcanzar mediciones precisas de las tasas de flujo como también de las propiedades de los fluidos multifásicos. Asimismo, los investigadores responden a los desafí os de obtener mediciones exactas de las tasas de flujo en pozos direccionales y horizontales.
Primavera de 2000
2150 2100
Pmax = 2100 lpca
tmin = 4/00
tmax = 7/00
2050 2000 a 1950 c p l , n ó i 1900 s e r P
1850 1800 1750 1700 1650 12/98
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8/00
Respuesta de la presi ón en el campo Edop. En el bloque central, la inyecci ón de gas aumenta la presión del yacimiento, como se observa en este gr áfico de presi ón en funci ón del tiempo medida en cuatro pozos diferentes del yacimiento Intra Qua Iboe 3. Las presiones pronosticadas, que se muestran con una l í nea de puntos, fueron calculadas sobre la base del emplazamiento del pozo, el radio de drenaje, las tasas de producci ón y las tasas de inyecci ón de gas esperadas. El par ámetro tmin o abril de 2000 representa la primera fecha prevista en que la presi ón del yacimiento alcanzar á la presión objetivo (P max), mientras que la variable t max representa la última fecha proyectada para alcanzar la presi ón deseada y ésta ocurre en julio de 2000. >
Al mejorar el ví nculo entre los sistemas de adquisición de datos y los operadores se facilita la transmisión de datos en tiempo real y el despliegue de los mismos. El monitoreo permanente les permite a los ingenieros formarse una idea del yacimiento, pero para "ver" el yacimiento es necesario transformar los datos a un formato utilizable. Si el acceso a los datos o el despliegue de los mismos resulta demasiado complicado, los datos obtenidos por los sensores de fondo corren peligro de ser ignorados. Los costos y los beneficios económicos de los sistemas de monitoreo permanente se deben considerar en forma conjunta. Los casos exitosos provenientes de todo el mundo, como los que se incluyen en este artí culo, deberí an servir para aumentar la confianza en los sensores de instalación permanente de fondo y en otros sistemas, con lo cual el valor de estos datos va a superar las preocupaciones inmediatas que, en muchos casos, se refieren a los costos. Hoy en dí a, los operadores se aventuran en áreas remotas y en zonas de aguas profundas que se acercan a los 3048 m [10.000 pies] y completan pozos submarinos con la expectativa de intervenciones limitadas o nulas.18 Para alcanzar
un nivel de producción óptima en estas áreas, será necesario el uso de sistemas de monitoreo permanente compatibles con los otros equipos que intervienen en la completación. Como ocurre en el caso de los sensores de presión de instalación permanente y de las válvulas de control de flujo, la confiabilidad de los medidores de flujo de fondo y otros dispositivos de instalación permanente en los pozos seguirá siendo un criterio fundamental para considerar antes de optar por la instalación de estos dispositivos en pozos costosos y de difí cil acceso. La aplicación exitosa de rigurosos procesos de desarrollo de los productos y de pruebas, junto con la ingenierí a de confiabilidad y el control de calidad del servicio en el campo, han establecido el estándar de confiabilidad para los sistemas de monitoreo permanente. Esto refleja un compromiso a largo plazo de la gente y de los recursos. El empleo de estos procesos de ingenierí a mejora los sistemas de monitoreo permanente para el futuro. En lo que respecta a los operadores, estas mejoras se traducen en el diagnóstico prematuro de los problemas, menos intervenciones en los pozos, reducción de los riesgos y mayor recuperación de las reservas. —GMG
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Entrega de datos a tiempo
Trevor Brown Unocal Indonesia Balikpapan, East Kalimantan, Indonesia Thomas Burke Alex Kletzky Austin, Texas, EE.UU Ivar Haarstad Statoil Trondheim, Noruega
Internet hace posible el desarrollo de nuevas actividades en línea, tales como efectuar compras, realizar operaciones bancarias y buscar entretenimientos. Hoy en día, también es posible trabajar con los datos de E&P a través de Internet. Muy pronto, será suficiente disponer de una computadora personal o de una estación de trabajo convencional, una conexión a Internet y un navegador de la Red (Web) para tener acceso y poder revisar, convalidar e interactuar con todas las etapas que comprenden la adquisición, el procesamiento y la interpretación de los datos.
John Hensley Phillips Petroleum Bartlesville, Oklahoma, EE.UU Stuart Murchie Houston, Texas Cary Purdy POSC Houston, Texas Anchala Ramasamy BP Amoco Exploration Aberdeen, Escocia
Se agradece la colaboración de Ian Alderson, James Bristow, François Daube, Moira Duff, John Kingston, Mark Osborn y Richard Woods, Gatwick, Inglaterra; Jorg Barsch y Ariel Skjorten, Oslo, Noruega; Richard Christie y Ian Falconer, Sugar Land, Texas, EE.UU; Alain Citerne, Jean-Noel Mauze y Leo Osugo, Clamart, Francia; John Driggers y Jessica Latka, Sedalia, Colorado, EE.UU; Claude Durocher, Balikpapan, Indonesia; David Harris y Tore Moe, Stavanger, Noruega; David R. Houston, IBM Global Security Services, Austin, Texas; George Karr, Yogendra Pandya y David Scheibner, Austin, Texas; Herman Kat, TransCanada International (Netherlands) B. V., Zoetermeer, The Netherlands; y Ken Landgren y S. Omar Alam, Houston, Texas; y Fraser Louden, Dallas, Texas. AssetDB, CMR (Herramienta Combinable de Resonancia Magnética), DataLink, DSI (Imagen Sónica Dipolar), Enterprise, Finder, FloWatcher, FracCADE (Diseño y Evaluación de Fracturas), FracCAT (Tratamiento de Fractura
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Hace veinte años, nadie podía prever lo mucho que nuestras vidas iban a depender de la transmisión de datos. Los avances realizados en la tecnología de las comunicaciones y la transferencia de datos han revolucionado la forma en que la gente realiza compras, tiene acceso a sus cuentas financieras, busca entretenimientos, conversa, aprende e interactúa con el mundo. Prácticamente todas las áreas de las actividades humanas se han visto afectadas de una u otra manera por la transferencia de datos, las transmisiones satelitales y las redes de comunicación, que funcionan a altas velocidades. A partir de los desarrollos tecnológicos que han tenido lugar en el transcurso de los últimos diez años, las operaciones de entrega de datos Asistido por Computadora), GeoFrame, GeoSteering, GeoWeb, IDEAL (Sistema Integrado de Evaluación de Perforación y Perfilaje), INFORM (Simulación Teórica Integrada), InterACT, InterACT Web Witness, LogDB, MAXIS (Sistema Múltiple de Adquisición y Generación de Imágenes), MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), PDSView, PetaSTAR, Platform Express, PowerPlan, PumpWatcher, Remote Command, Remote Witness, SDMS (Sistema de Manejo de Datos Sísmicos), SeisDB, SuperVISION, TransACT, TRX, y WellWatcher son marcas de Schlumberger. Communicator es una marca de Netscape Communications Corporation. ECLIPS y RigLink es una marca de Baker Hughes. INSITE ( Sistema Integrado de Tecnología e Ingeniería de la Información) y INSITEANYWHERE son marcas de Sperry-Sun Drilling Services. Internet Explorer, Microsoft Office y Windows son marcas de Microsoft Corporation. Lotus Notes es una marca de Lotus Development Corporation. Open Works es una marca de Landmark Graphics Corporation. POSC es una marca de la Corporación Petrotécnica de Sistema Abiertos.
se han agilizado, se han vuelto más seguras y confiables y cada vez más prácticas. Debido a su carácter global, las actividades de exploración y producción de la industria petrolera (E&P) se han visto beneficiadas por estos avances, quizás en mayor medida que otras actividades. Por lo gene ral, los responsables de tomar decisiones se encuentran físicamente en las antípodas de las reservas que deben manejar, pero necesitan información actualizada, en algunos casos en forma permanente. Diez años atrás, hubiera resultado inconcebible pensar que los datos obtenidos en algún lugar del variado ambiente de los campos petroleros pudieran ser transportados a gran velocidad hasta cualquier lugar del mundo donde se encontrara el operador. Hoy en día, en la industria petrolera los usuarios de datos tienen capacidad de acceso a un a variedad de herramientas cada vez más poderosas, desde los enlaces de comunicación directa hasta las redes privadas e Internet, que les permiten enviar datos cruciales a cualquier punto del planeta. En este artículo se describe la evolución de los métodos de entrega de datos, desde las simples transmisiones punto a punto hasta los sistemas multipunto basados en la Red, que son seguros y muy fáciles de usar. Las tecnologías actuales de comunicación de datos ofrecen eficiencia y seguridad para poder obtener la infor-
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Sistema de manejo de datos Finder Enterprise. La base de datos de E&P ofrece almacenamiento en línea de información corporativa, tales como registros de pozos, datos de sísmica y de producción. Los gerentes, científicos e ingenieros utilizan este sistema como fuente de datos correctos, validados y aprobados que se pueden visualizar, seleccionar o recuperar en cualquier momento para su análisis e interpretación. Los resultados de la interpretación se pueden guardar en la base de datos maestra.
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Sis tema Finder En terprise
Selección In tegrac ió n s r o t i s g e R
Validac ió n a c i
m s í S
n
ó
i c c u d o r P
mación correcta en el momento justo, lo cual les permite a los operadores evaluar sus proyectos y tomar decisiones críticas y a su debido tiempo, en el campo técnico y financiero. A través de ejemplos de campo correspondientes a las distintas etapas de la producción de hidrocarburos se ilustran las aplicaciones y los beneficios de la tecnología de la comunicación de datos, que se encuentra en constante evolución.
Adquisición de datos Probablemente, la variedad de tecnologías y dominios para la adquisición de datos sea mucho más amplia en la industria de E&P que en cualquier otra actividad comercial. Los datos provienen de mediciones que oscilan entre miles de kilómetros o millas y unos pocos angstroms en el otro extremo de la escala; desde la extensión de las cuencas sedimentarias hasta la longitud de onda de la luz absorbida por las moléculas de los hidrocarburos. Los datos de E&P provienen de todas las etapas de las operaciones, abarcando desde los levantamientos sísmicos de exploración hasta el monitoreo de la producción en el subsuelo, pasando por las operaciones de perforación y perfilaje. Las mediciones suministran información sobre la formación y el yacimiento, como también sobre las operaciones en curso, y a menudo se utilizan para tomar decisiones fundamentales. Con frecuencia, estas decisiones se
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Carga
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deben tomar ni bien se adquieren los datos, ya sea en el lugar de la adquisición o, más comúnmente, en una oficina central o base de operaciones donde se encuentran disponibles todos los expertos involucrados. La confiabilidad de la tecnología de la comunicación permite que este tipo de colaboración se realice sin problemas, lo cual facilita la toma de mejores decisiones. Si las decisiones se deben tomar en forma inmediata, es posible que el operador neces ite transmitir los datos en tiempo real desde el lugar de adquisición, e interactuar con el proceso de adquisición en forma simultánea y remota. En cualquier proyecto, es muy poco probable que los proveedores de servicios, los responsables de las decisiones y los socios se encuentren en el mismo lugar. En tales circunstancias, la tecnología actual facilita la colaboración "virtual" mediante las comunicaciones multipunto de dos vías. Cualquiera sea el método utilizado, es importante que los datos lleguen cuando y adonde se necesitan. También es importante que los responsables de las decisiones reciban un volumen apropiado de información, para no verse abrumados por detalles irrelevantes. Esto se transforma en un nuevo desafío a medida que la tecnología evoluciona y aumenta la complejidad y el volumen de los datos adquiridos. Los avances realizados en los modernos sistemas de adquisición de datos junto con la demanda de más información por parte de la
industria petrolera han originado nuevos desafíos en el manejo del amplio espectro de tipos y formatos de datos (véase "Clasificación de los datos del campo petrolero," página 40 ). Entre la adquisición de los datos y el uso final de los mismos en las oficinas de la compañía petrolera, las operaciones intermedias de procesamiento y análisis de los datos pueden contribuir a garantizar que la calidad de los datos sea la mejor posible, y que todos los datos se puedan utilizar con el propósito original. Existen operadores que no desean realizar las tareas de procesamiento, análisis e interpretación de los datos en sus oficinas; en estos casos, las compañías de servicios pueden realizar estas operaciones en sus centros de procesamiento de datos. Centros de procesamiento de datos —En estos centros, se dispone de expertos que cuentan con paquetes de software de avanzada que les permiten extraer la información esencial de los archivos de datos e interpretar sus resultados, para luego presentarlos en un formato coherente a los responsables de la toma de decisiones. Para ellos resulta esencial la entrega eficiente de los datos. Estos centros de procesamiento de datos pueden estar situados en las oficinas del operador o de un proveedor de servicios. Por lo general, en estos centros trabajan analistas de registros y expertos en interpretación idóneos en geociencias. Como herramientas de trabajo disponen de un rango sumamente amplio de aplicaciones de software, que comprenden: procesamiento de datos de sísmica de pozos, análisis geológico, imágenes de huecos, petrofísica, pruebas de pozos, ingeniería de producción y procesamiento de señales. Centros de manejo de datos —En el pasado, la integración de los datos provenientes de distintas disciplinas (sísmica, perforación, producción, ingeniería de yacimientos), ya fueran de adquisición reciente o extraídos de un archivo, implicaba una tarea manual, difícil e ineficiente. El sistema Finder Enterprise, desarrollado por Schlumberger para suministrar todos los elementos de un sistema integrado de manejo y archivado de datos, comprende todos los dominios de la industria de E&P (arriba). Este sistema ofrece
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Geocientí fico
Glosario
Amplia variedad de información
Selección de los datos requeridos
Aplicaciones de terceros a nivel de pozo
Selección del repositorio de datos
Visualización y análisis de los datos
Iniciar módulos de búsqueda
AssetDB SeisDB
LogDB
Bases de datos
Secuencia de tareas de GeoWeb. Como parte de un sistema integrado de manejo de datos, el software GeoWeb se puede utilizar para seleccionar, recuperar, visualizar y verificar datos de E&P en una computadora local o en una estación de trabajo, con lo cual se tiene acceso a una amplia variedad de información virtual de donde se pueden extraer datos para su posterior procesamiento. Por ejemplo, los datos se pueden cargar directamente en una aplicación del sistema GeoFrame para realizar un análisis avanzado de la formación, de los aspectos petrofísicos y del yacimiento.
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los mejores y más prácticos procedimientos para todos los tipos de datos requeridos. La capacidad de combinar y correlacionar datos confiables entre múltiples pozos y dominios aumenta a ún más el valor de todos los datos. 1 En efecto, un sistema eficiente de manejo, archivado y recuperación de datos les ayuda a los intérpretes a explotar los conocimientos derivados de los datos obtenidos previamente y beneficiarse de la experiencia adquirida durante el proceso de adquisición. La arquitectura del sistema Finder Enterprise fue diseñada teniendo en cuenta las funciones principales de manejo de datos y acceso a los mismos: carga, validación, edición e integración. Estas funciones les permiten a los usuarios encontrar, acceder y transferir cualquier dato proveniente de un campo petrolero. La arquitectura comprende un catálogo de datos que cubre bases de datos maestras individuales y sistemas diseñados para registrar y sincronizar repositorios corporativos y bases de datos maestras dentro de 1. Beham R, Brown A, Mottershead C, Whitgift J, Cross J, Desroches L, Espeland J, Greenberg M, Haines P, Landgren K, Layrisse I, Lugo J, Moreán O, Ochoa E, O’Neill D y Sledz J: “Changing the Shape of E&P Data Management,” Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997): 21-33.
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un ambiente organizado, y basado en los pozos. A continuación se describen algunos de sus componentes principales: • el sistema Finder—almacenamiento general de datos de geologí a, geofí sica y datos de producción y perforación • el sistema LogDB—sistema general de archivado de registros de pozos • el sistema SeisDB—sistema de manejo de datos sí smicos para archivar, visualizar y recuperar datos sí smicos masivos • el sistema SDMS/PetaSTAR—solución de manejo de datos para datos sí smicos basado en estaciones de trabajo • el sistema AssetDB—sistema de manejo de inventarios de depósitos que les permite a las compañí as petroleras almacenar, organizar y controlar una amplia variedad de datos de activos fí sicos de E&P. Como parte del sistema Finder de manejo de datos, el software de visualización GeoWeb 3D le permite al usuario visualizar, verificar, seleccionar y recuperar datos de E&P desde un único punto de entrada (arriba). Utilizando un navegador de la Red, basta abrir una aplicación del sistema
autenticación—Proceso de identificación de usuarios. En general, se realiza por medio de una identificación de cada usuario (ID) y contraseñas, necesarias para acceder a los sistemas o redes computarizados. navegador—Programa que corre en l a computadora del usuario y que le permite realizar conexiones con las páginas y los servicios de la Red. datagrama—Unidad de mensaje que contiene información de direcciones de remitente y destinatarios, además de datos, que se rutea por medio de una red de intercambio de paquetes. También se conoce como paquete, cuadro o bloque. certificados digitales—Firma digital encriptada utilizada con el fin de autenticación para probar la identidad de un individuo, un proveedor de servicios, un vendedor de productos o una corporación. Las certificaciones digitales son expedidas por una organización confiable que convalida y emite las certificaciones, también denominada "autoridad confiable." DropBox—Sitio seguro de archivos de computadora entre redes internas protegidas. Sirve como lugar de intercambio de datos. comercio electrónico—Transacciones comerciales realizadas a través de Internet, sin papeles. encriptación—Proceso de codificación de información que requiere una clave conocida sólo por recipientes autorizados para decodificar y volver a leer la información. Ethernet—Sistema de redes muy popular con una alta tasa de transferencia y diversos esquemas de cableado. red externa (extranet)—Tecnología que permite la comunicación entre distintas redes internas corporativas con el propósito de establecer comercio electrónico y mecanismos de colaboración. Las partes de la red externa que se encuentran fuera de los escudos de protección contienen sus propias medidas de seguridad, lo cual permite sólo un acceso limitado con fines específicos.
(continúa en la página 38)
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escudo de protección—Barrera establecida en el hardware o en el software, o a veces en ambos, para monitorear y controlar el tráfico entre dos redes, por lo general entre una red de área local privada (LAN) e Internet. freeware—Software que el autor ofrece sin cargo para uso público. El software PDSView para desplegar y anotar los gráficos de los registros es un programa que Schlumberger ofrece en forma gratuita. FTP (Protocolo de Transferencia de Archivos)— El protocolo FTP/IP se utiliza cuando se transfieren uno o varios archivos de una computadora a otra. El protocolo FTP proporciona todas las herramientas necesarias para buscar directorios y archivos, cambiar a otros directorios y transferir textos y archivos binarios de un sistema a otro. HTML (Lenguaje de Marcación de Hipertexto)— Lenguaje estándar de formateo de documentos para crear páginas de la Red y otros documentos de hipertexto. HTTP (Protocolo de Transferencia de Hipertexto)—Protocolo de comando y control utilizado para manejar las comunicaciones entre un navegador y un servidor de la Red. HTTPS (HTTP seguro)—Extensión del HTTP desarrollado por Enterprise Integration Technology, que les permite a los navegadores y servidores de la Red firmar, autenticar, y encriptar un paquete de HTTP en la capa de la aplicación. Inmarsat—Organización Internacional de Satélite Móvil. Es una cooperativa internacional que suministra comunicaciones en todo el mundo con los sitios de operaciones en zonas marinas, en tierra firme y aéreas, por medio de una red de satélites geosincrónicos y estaciones terrenas. Hoy en día más de 160 países utilizan el sistema satelital Inmarsat. Internet—La red de computadoras más grande del mundo, que abarca millones de computadoras que soportan decenas de millones de usuarios en cientos de países. Internet está creciendo a un ritmo tan fenomenal que cualquier estimación con respecto a su tamaño pierde vigencia inmediatamente.
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red interna (intranet)—Red corporativa privada que utiliza software de Internet y estándares de protocolos de redes TCP/IP. Las redes SINet y SOIL constituyen ejemplos de redes internas. IP (Protocolo de Internet)—Conjunto de especificaciones que regulan el envío del paquete de información, para lo cual rastrean direcciones, rutean los mensajes salientes y reconocen los mensajes entrantes en redes TCP/IP y en Internet. ISDN (Red Digital de Servicios Integrados)— Sistema utilizado en la actualidad para transmisión digital; permite operaciones de 64 kilobits (Kbps) por segundo por línea. paquete—Una unidad de datos—que contiene información de direcciones, datos y control de errores—enviados a través de una red o enlace de comunicaciones. También se denomina datagrama, encuadre o bloque. PKI (Infraestructura Pública de Claves)— Esquema de encriptación que utiliza dos claves. En una transacción de datos, una clave pública, entregada al emisor, encripta los datos antes de la transmisión. Una vez recibidos, el receptor utiliza la clave privada correspondiente para decodificar la transmisión. Dado que la clave privada nunca se transmite o se da a conocer, el esquema de encriptación es seguro. enrutamiento—Proceso de localización de la trayectoria más eficiente o efectiva a través de una red hacia la computadora de destino. Por lo general, el software de comunicaciones o de la red maneja este aspecto. tarjeta inteligente—Tarjeta de identificación y seguridad del tamaño de una tarjeta de crédito, que incluye un microprocesador capaz de almacenar la certificación digital y otra información de importancia como las contraseñas de uso más frecuente. TCP/IP (Protocolo de Control de Transmisiones/Protocolo de Internet)— Conjunto de protocolos de comunicaciones utilizados en Internet (véase "Protocolo TCP/IP," página 44).
VPN (Red Privada Virtual)—Originalmente una red privada para voz y datos basada en tecnologías de seguridad para la transmisión por líneas y conexiones públicas. Hoy en día, VPN es un túnel privado encriptado a través de Internet. VSAT (Terminal de Apertura Muy Pequeña)— Terminal satelital muy pequeña que se utiliza para comunicaciones digitales, de 1 a 3 metros (3,3 a 10 pies) de diámetro. El sistema VSAT se utiliza en las locaciones de Schlumberger, especialmente en América del Norte, para establecer comunicaciones muy rápidas (hasta 128 Kbps) entre unidades de perfilaje y satélites geosincrónicos. Navegador de la Red—Aplicación, como Netscape Communicator o Internet Explorer, que le permite al usuario visualizar documentos de hipertexto, seguir enlaces a otros documentos HTML, y descargar archivos de Internet a su computadora. servidor de la Red—Paquete de hardware y software que proporciona servicios a las computadoras de los usuarios que tienen navegadores de la Red. WITS (Especificación de Transferencia de Información en el Pozo)—Protocolo estándar de la industria petrolera (API) que se utiliza para enviar e intercambiar información relativa a las operaciones que se realizan en los pozos. WWW (Red Mundial de Comunicaciones)—Es una de las principales áreas de I nternet. Es un sistema basado en hipertextos, diseñado para encontrar y acceder a los recursos de Internet. Los conceptos originales de la WWW fueron desarrollados en Suiza en el Laboratorio Europeo de Física de las Partículas para intercambiar información científica. XML (Lenguaje de Marcación Extensible)— Tecnología que permite describir los datos que se encuentran en una página HTML en términos de la información que representan.
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Finder, para que el usuario pueda visualizar y literalmente "escarbar" en sus archivos LogDB, los registros en su format o original, o bien en la base de datos SeisDB, donde se archivan las trazas sí smicas, smicas, o en el sistema de manejo de datos de activos fí fí sicos sicos AssetDB.
Tecnología de la entrega de datos Tecnologí En los últimos treinta añ años, se ha producido un constante desarrollo en las soluciones de comunicacióón utilizadas para transmitir datos de los nicaci campos petroleros desde el lugar de adquisició adquisición hacia los escritorios de los usuarios finales. Estas soluciones comprenden desde sistemas disponibles en forma comercial, como los programas bá básicos que utilizan el protocolo de transferencia de archivos (FTP, por sus siglas en Ingléés), hasta soluciones personalizadas realiIngl zadas por los operadores y los proveedores de servicios (vé (véase "Glosario" en la página anterior ).). Cada uno de estos mé m étodos ha evolucionado a partir de los anteriores, impulsados por los nuevos requerimientos de la industria petrolera y sostenidos por los avances realizados en la tecnologí í a de las comunicaciones. Hoy en dí nolog d í a, a, la
caracterí stica caracterí stica comú común a todas estas tecnologí tecnologí as as es que se basan en el protocolo TCP/IP (v éase "Protocolo TCP/IP TCP/IP," ," página 44 ) En general, las soluciones de transmisió transmisi ón de datos disponibles en la actualidad se pueden agrupar en tres modos generales, en orden cronolóógico con respecto a su desarrollo: cronol • punto a punto— punto —sólo un emisor y un receptor, cualquiera sea la conexió conexi ón utilizada • transferencia de datos multipunto utilizando una red privada • transferencia de datos multipunto basada en Internet. La seguridad es un problema que requiere soluciones específi específicas. cas. Recientemente se han desarrollado escudos de protecció protección (firewalls) y tecnologí í as tecnolog as de autenticació autenticación digital que les permiten a los operadores colaborar entre sí s í y con los proveedores de servicios a travé trav és de las redes privadas (abajo) (abajo).. En el Centro de Conectividad de Schlumberger (SCC, por sus siglas en Inglé Inglés) se resuelven muchos de los problemas relativos al enrutamiento de los datos y a la seguridad de las redes que surgen al conectarse con redes externas, ya sean privadas o pú públicas.
Centro de Conectividad de Schlumberger
Centro de ayuda
Operador 1
Operador 4
Escudo de protecció protecci ón
Esccud Es udoo de pro rottec ecci cióón
Operador 2
Operador 5
Aplicaciones externas a la red Operador 3
Operador 6
Centro de Conectividad de Schlumberger Schlumberger (SCC). El hardware y el software para el SCC fueron creados con el fin de conectar a los operadores y a sus socios con los sistemas de información y entrega de datos basados en la red de Schlumberger. El SCC brinda acceso seguro autorizado a una variedad de servicios de Schlumberger a través de una única conexión manejada en forma central. Para garantizar la seguridad de todos los recursos dentro de la Red de Información de Schlumberger (SINet, por sus siglas en Inglés), todas las aplicaciones externas se encuentran localizadas en un enclave seguro. Estos enclaves seguros se encuentran lógicamente fuera de SINet, por lo cual se les asignan direcciones de IP fuera del rango de direcciones de SINet. Los enclaves seguros se pueden reconectar al SCC, ya sea a través de una conexión de comunicación dedicada, como una línea rentada, o bien por medio de una conexión encriptada a través de SINet. La entrega de datos basada en la Red o en FTP y el Centro de manejo de datos constituyen ejemplos de los servicios accesibles a través del SCC. >
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l l i r d a n A
Schlumberger
Sitio de adquisició adquisición de datos
Escritorio del operador
Centro de servicios de datos
Comunicaciones de datos punto a punto. Esta opción de transmisión empuja los datos desde el sitio de adquisición hasta el sitio de destino, ya sea la computadora del operador (arriba) o el centro de servicios de datos (abajo) . El enlace de comunicaciones puede ser provisto por diferentes opciones de comunicaciones, tales como líneas de teléfono directas, enlaces satelitales, o una línea ISDN dedicada al sitio de destino.
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El SCC permite la entrega de datos por medio de la Red y del protocolo FTP. Asimismo, el Centro de Manejo de Datos de Schlumberger es accesible a travé través del SCC.
Entrega de datos punto a punto La entrega de datos punto a punto se ha utilizado en las actividades de perfi per filaje de pozos desde comienzos de los añ a ños 60 y aú aún hoy constituye un importante modo de comunicació comunicación de datos en el campo petrolero. Por medio de enlaces de comunicacióón, los datos se enví nicaci env í an an directamente desde el sitio de adquisició adquisici ón hasta la ofi o ficina del usuario o del operador (arriba) (arriba).. La ventaja de este sistema consiste en que los datos son "empujados" a lo largo de su trayectoria hasta que llegan a destino sin la intervencióón de la parte receptora. Por otra parte, esta venci tecnologí í a es independiente de cualquier otro tecnolog sistema de distribució distribución o comunicació comunicaci ón. En los sistemas má más modernos, el mismo enlace de datos se utiliza para comunicaciones de dos ví v í as, as, lo cual permite que el operador instalado en su oficina no sea meramente un receptor pasivo de los datos sino un participante activo en un proceso de adquisició adquisición interactivo.
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El sistema de supervisió supervisión remota InterACT Remote Witness, diseñ diseñado para operaciones de perfifilaje, es un paquete de entrega de datos per interactivo que se utiliza para comunicaciones de datos punto a punto. Por medio de poderosos y eficientes algoritmos de compresió compresi ón traslada grandes volú volúmenes de datos en tiempo real desde el sitio de adquisició adquisici ón hasta el escritorio del cliente. Los gráfi gr áficos cos digitales se despliegan en forma automá automática en tiempo real y se observan en la pantalla utilizando el software PDSView (derecha) (derecha).. Los gráfi gráficos cos pueden anotarse, o convertirse a los comú comúnmente utilizados formatos de intercambio de gráfi gr áficos cos (GIF, por sus siglas en Inglé Ingl és) o a archivos gráfi gr áficos cos de computacióón (CGM, por sus siglas en Ingl és); tambié putaci también pueden imprimirse en un grafi gra ficador comercial a medida que se reciben. El sistema InterACT Remote Witness tambié también incluye poderosos utilitarios de comunicaciones de dos ví ví as as con el personal que se encuentra en la locació locación del pozo utilizando el canal de datos. Estos utilitarios incluyen aplicaciones de "conversacióón" que le permiten al personal del taladro saci intercambiar mensajes de audio, por medio de computadoras equipadas con una placa de sonido, parlantes y micró micr ófonos. Ademá Además, este sistema incluye instalaciones aptas para videoconferencias que se utilizan para establecer conexiones entre embarcaciones de servicios, taladros en áreas marinas o locaciones remotas en tierra firme y el escritorio o la computadora portáátil del cliente. El servicio InterACT Remote port Witness es uno de los sistemas de entrega de datos punto a punto má más difundidos de la industria petrolera. BP Amoco inició inici ó un programa de supervisió supervisi ón remota durante la adquisició adquisici ón de registros de pozos en sus pozos del campo Andrews en el Mar del Norte, utilizando el sistema de comunicaciones InterACT Remote Witness.2 Este sistema permite una interacció interacci ón directa e inmediata entre el equipo de adquisició adquisici ón de datos ubicado en la locació locación del pozo en el área marina y los consultores situados en sus ofi o ficinas de Aberdeen y Londres durante la adquisició adquisici ón de registros, con lo cual se logra mejorar la toma de decisiones. A continuació continuación se relatan casos que describen el valor de este sistema. Un petrof í sico sico de BP Amoco Exploration, que trabaja en pozos de alto valor en el Mar del Norte, informó inform ó que el uso del sistema InterACT en la plataforma del campo Andrew de BP Amoco satisfi satis fizo muchos 2. Barber T, Jammes L, Smits JW, Klopf W, Ramasamy A, Reynolds L, Sibbit A y Terry R: “Real-Time Openhole Evaluation,” Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 36-57.
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Software de gráficos de PDSView. Esta aplicación de distribución gratuita les permite a los usuarios desplegar gráficos de registros de pozos en una PC y agregar las anotaciones necesarias. Su popularidad en la industria de E&P se debe al gran valor de los gráficos digitales. Los elementos de las ventanas, tales como la barra de herramienta herramientass (arriba) , permiten realizar una amplia variedad de anotaciones, entre las que se incluyen la inserción de textos y los cuadros de llamadas. Asimismo, es posible reeditar y guardar los archivos editados.
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requerimientos sin necesidad alguna de supervisióón de las operaciones marinas en sitio; algo visi muy importante desde el punto de vista de la seguridad. Por otra parte, resultó result ó muy conveniente ya que, debido a la falta de espacio fí f í sico sico en este entorno, se trata de restringir al má m áximo la cantidad de personas. BP Amoco considera que es sumamente positivo que el ingeniero de yacimientos y el petrofí petrof í sico sico puedan discutir y modifificar el programa de perfi modi perfilaje en tiempo real durante las operaciones de perfi per filaje de produccióón, y ambos tengan la posibilidad de reaccionar ci frente a cambios imprevistos en el ambiente y tomar decisiones desde tierra firme, en caso de ser necesario. De la misma forma, durante operaciones de perfilaje con herramientas transportadas con las tuberí tuberí as, as, se podrí podrí a confi confirmar la ubicacióón de los puntos de muestreo del probador ubicaci de formació formación y comparar las respuestas de presióón con los resultados de las simulaciones, evisi tando así así la la repetició repetici ón de las pruebas. La herramienta de conversació conversación del sistema InterACT posibilita la comunicació comunicaci ón en tiempo real con los ingenieros, lo cual resulta de gran valor durante los controles previos y armado de herramientas ya que permite transmitir la informacióón sobre el comportamiento de las hemaci rramientas en forma inmediata. Durante una de las primeras corridas de la herramienta de
Levantamiento de Reflexió Reflexi ón Ac Acúústica en el Hueco, (BARS, por sus siglas en Inglé Ingl és), el petrofí sico sico experto en la herramienta se encontraba en tierra firme y utilizó utiliz ó la herramienta de conversacióón con la persona a cargo de procesar los saci datos para controlar la calidad de la imagen y alterar los pará parámetros durante la operació operación de perfifilaje. Luego procesaron los datos transmitiper dos por el sistema InterACT en sus ofi o ficinas, con lo cual se obtuvo el producto final en el té t érmino de 24 horas. Unocal Indonesia fue una de las primeras empresas en utilizar el sistema InterACT Remote Witness para evaluar sus pozos de exploració exploraci ón y evaluacióón en aguas profundas en Seno evaluaci Occidental. Utilizando los gradientes de presió presi ón del Probador Modular de la Diná Din ámica de la Formacióón (MDT, por sus siglas en Inglé Formaci Ingl és) para correlacionar las arenas, los operadores pudieron detectar la existencia de comunicació comunicaci ón hidrá hidráulica entre los pozos. Los datos en tiempo real permitieron guiar al equipo de trabajo de la locaci ón del pozo para que tomara mediciones en los lugares necesarios y poder así as í interpretar la evolucióón de la conectividad del yacimiento. El evoluci uso de datos en tiempo real y las comunicaciones interactivas le permitieron a Unocal completar con todo éxito el difí dif í cil cil proceso de certifi certificaci cacióón de las reservas. (continúúa en la pá (contin página 42)
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Clasificación de los datos de los campos petroleros El formato y la calidad de los datos de E&P se han convertido en aspectos tan importantes como la adquisición y transmisión de l os mismos. El tiempo y el esfuerzo invertidos en la adquisición y la entrega de los datos serán en vano, a menos que estos datos se puedan utilizar en forma inmediata. En realidad, los datos se entregan sólo una vez que han sido integrados y almacenados en un lugar donde el operador pueda encontrarlos. Los datos complejos presentados previamente sobre papel se envían fácilmente en formato digital. No obstante, como la complejidad de los datos digitales es cada vez mayor, fue necesario categorizar y documentar los tipos de datos para garantizar que se pudieran distribuir sin problemas y que resultaran accesibles a los operadores. Se han implementado varias clasificaciones: • Datos básicos—Este grupo contiene datos, usualmente presentados en forma óptica, utilizados sin modificaciones por una extensa variedad de profesionales. profesionales. Los datos básicos tienen un tamaño limitado y son adecuados para un intercambio inmediato y utilización rápida. • Datos de clientes—En esta categoría se encuentran los datos básicos además de la información suplementaria mínima y esencial que los soporta. Los datos de clientes son adecuados para almacenamiento de datos y utilización avanzada por parte de especialistas. • Datos de productores— productores—Estos Estos datos contienen, además de los datos básicos y los datos del cliente, otra información importante para el generador de los datos. Los objetos técnicos (como herramientas, equipos, procesos, canales y parámetros) son identificados por nombres controlados por un diccionario. En todo sistema de entrega de datos eficiente es requisito registrar los nombres propios y las propiedades de los objetos. Schlumberger mantiene una versión pública de su Diccionario de Datos de Servicios Petroleros (OSDD, por sus siglas en Inglés) en la Red (http://www.connect.slb.com). 1. Morgan JG, Spradley LH, Worthington GA y McClelland McClelland IJ: “SEG Standard Exchange Formats for Positional Data,” Geophysics 54 (Enero de 1983): 102-124. 2. Para mayor información acerca los estándares prácticos de registros de pozos y de WellLogML, por favor conéctese al sitio de la POSC , http://www.posc.org.
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Formatos de los datos El formato de los datos digitales se puede clasificar en dos categorías principales: Código Estándar Americano para el Intercambio de Información (ASCII, por sus siglas en Inglés) y Binario. En general, los formatos ASCII son simples, pero pueden ser leídos por una amplia variedad de programas. Los formatos binarios generalmente tienen descripciones más extensas de los datos, y resultan más apropiados para procesamientos avanzados y almacenamiento a largo plazo. Formatos gráficos gráficos—Representación visual de los datos digitales. Los datos gráficos se utilizan para desplegar de manera eficiente grandes volúmenes de datos datos en formas fáciles fáciles de entender para su interpretación simple o para operaciones de control de calidad. Sin embargo, los datos gráficos no se pueden volver a utilizar fácilmente. Los datos gráficos pueden presentarse en copia dura (papel o película) o en formato de archivo digital, pero son esencialmente una "fotografía instantánea" de los datos. Los datos gráficos se generan aplicando una descripción del formato, de la presentación o de la hoja de estilo a los datos digitales: el resultado puede ser alguno de los varios formatos gráficos exclusivos o de uso comercial. Como ejemplos de formatos de archivos de datos gráficos se pueden mencionar el formato de intercambio gráfico (GIF, graphics interchange format), el del grupo de expertos en fotografía unidos (JPEG, joint photographic expert group), el formato de archivo de imagen etiquetada (TIFF, tagged interchange file format) y el formato de descripción estándar de ilustración (PDS, picture description standard). Los dos tipos generales de formatos son representaciones gráficas en forma de trama (raster) y vectoriales. Los archivos raster están compuestos de pixeles de colores que se combinan para producir una representación de los datos. Estos archivos no pueden incluir objetos como líneas o curvas. No obstante ello, por lo general son fáciles de visualizar con un amplio rango de navegadores de Internet, procesadores de texto u otros programas disponibles comercialmente. Los archivos vectorialess contienen objetos vectoriale objetos como líneas líneas y cur vas con un lenguaje lenguaje descriptivo asociado. asociado. Si bien bien resultan más eficientes que los archivos raster, los archivos vectoriales por lo general requieren un software específicamente diseñado para cada formato vectorial. Ambos tipos de archivos se pueden imprimir en papel o en película.
Log ASCII Standard Standard—Este formato fue lanzado originalmente en 1989 por el Comité de Discos Flexibles de la Sociedad Canadiense de Perfilaje de Pozos (CWLS, por sus siglas en Inglés), que diseñó un formato ASCII estándar para datos de registros de pozos individuales en discos flexibles, conocido como formato LAS (Log ASCII Standard). El formato LAS comprende archivos de datos in dividuales escritos en ASCII. Representa el encabezado del registro de pozo y las curvas ópticas en forma digital. Reconocido por tener el tamaño justo y ser portátil, accesible y fácil de usar, el formato LAS se ha convertido en un método ampliamente aceptado por parte de las compañías de E&P para el envío rápido de registros de pozos en el mundo entero. Su estructura simple, con columnas que se asemejan a las de una hoja de cálculo donde los datos se encuentran ordenados según la profundidad, es fácil de usar y de cargar en la ma yoría de las aplicaciones. Gracias Gracias a la estructura de archivo ASCII todos los sistemas operativos de computadoras pueden abrir y leer los archi vos LAS. Una de las características más apreciaapreciadas por los usuarios es la posibilidad de abrir el archivo con cualquier editor de textos y extraer información sobre el pozo en forma visual. Log Information Standard Standard—El formato de datos binarios Log Information Standard (LIS) fue producido a partir de los sistemas de adquisición de Schlumberger durante los años setenta y ochenta. Era el formato convencional de datos dentro de la industria del perfilaje hasta que fue superado por el Digital Log Interchange Standard (DLIS) en los años noventa. Recommended Practice Practice 66/Digital Log Interchange Standard Standard—El estándar RP66/DLIS fue la práctica recomendada (RP66) por el Instituto Americano del Petróleo en 1991. La Corporación Petrotécnica de Sistema Abiertos (POSC, por sus siglas en Inglés) adoptó el estándar DLIS en 1992, con lo cual se fomentó su desarrollo como estándar sintáctico para sísmica, perforación y perfilaje de pozos. El estándar DLIS propone un esquema de datos que permite almacenar,, manejar e intercambiar datos de almacenar alta calidad. Este formato asegura la rastreabilidad requerida por la industria de E&P, al especificar el equipamiento, las herramientas, los procesos y los datos. Además, soporta un modo de clasificación de datos, con lo cual se facilita el acceso a los mismos. El estándar DLIS también transmite efectivamente la semántica del productor de los datos con
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respecto a la herramienta, los equipos, el proceso, el canal y los parámetros, por medio de descripciones oficiales almacenadas en el registro de datos específico. A continuación se comparan las funciones y las ventajas de los formatos DLIS y LIS: • El formato LIS permite utilizar nombres de hasta cuatro caracteres. El DLIS permite nombres más largos. • Cada objeto DLIS tiene un identificador de origen donde se especifica quién creó los datos y cuándo, dónde y cómo fueron creados. • Los datos estáticos DLIS brindan mucha más información acerca del entorno de adquisición y calibraciones que los datos LIS. Los datos estáticos DLIS son autodescriptivos y se pueden extender con nuevos tipos de objetos. • El formato DLIS puede registrar datos con estructura compleja, como formas de onda e imágenes compactadas. El LIS no puede hacerlo. • El formato DLIS puede registrar estructuras de datos con diferentes tasas de muestreo en un mismo archivo. El LIS sólo puede registrar tasas de muestreo que sean múltiplos de la tasa base. Si se compara el formato DLIS con el LAS, algunas funciones y ventajas de DLIS y LAS resultan evidentes: • El formato LAS sólo tiene datos estáticos sobre el pozo y sus parámetros asociados. A diferencia de DLIS, no contiene información acerca de herramientas, equipos, calibraciones u otros atributos. • El formato LAS almacena números como valores ASCII y requiere cerca de tres veces más espacio de almacenamiento que el DLIS. • Los archivos LAS se pueden abrir con un editor de textos o de hoja de cálculo. Los archivos DLIS requieren bibliotecas de soft ware especiales. Protocolo WITS —El protocolo de Especificación de Transferencia de Información en el Pozo (WITS) fue diseñado en un esfuerzo conjunto patrocinado por la Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC, por sus siglas en In glés) y es el protocolo de aceptación general para compartir datos entre los diversos contratistas que operan en un taladro. Los registros convencionales ofrecen datos sobre las condiciones del taladro, estudios direccionales, cementación, evaluación básica de la formación y otras operaciones habituales. Además, se pueden incluir registros personalizados que permiten intercambiar datos de
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propiedad privada siempre que los datos incluidos hayan sido acordados por el emisor y el receptor. El protocolo WITS constituye un formato adecuado para transmitir datos de perforación debido a su capacidad de transferir datos con profundidades estampadas en forma eficiente y en tiempo real. Formato SEG-Y —Hoy en día, los datos sísmicos de campos se registran en una serie de formatos de la Sociedad de Geofísicos de Exploración (SEG, por sus siglas en Inglés). 1 El formato SEG-Y ofrece un método simple y conveniente para intercambiar conjuntos de datos, dado que casi todos los sistemas de computación que se utilizan en la industria sísmica cuentan con software capaz de leer este formato.
Estándares prácticos de registros de pozos—una nueva iniciativa de la industria petrolera
Se trata de un nuevo proyecto que realizan en forma conjunta el departamento de Exploración y Producción de Shell International en colaboración con Statoil, Norsk Agip, Norsk Conoco y Schlumberger, con el objetivo de establecer estándares para la creación de un conjunto claramente determinado de datos de registros de pozos que resulte accesible a un amplio rango de profesionales de E&P. 2 El proyecto se sustenta en el trabajo realizado en proyectos anteriores, incluyendo OSDD y el desarrollo de los estándares POSC. Como resultado de este proyecto se esperan obtener los siguientes beneficios: • reducción de costos mediante perfecciona WellLogML—¿Será el futuro formato de datos ASCII para la industria de E&P? miento de los procesos El uso de Internet para i ntercambiar documen• mejor identificación y caracterización de los tos comerciales (comercio electrónico) y datos datos técnicos en forma electrónica está creciendo • mejor acceso a los datos con gran rapidez. Las organizaciones involu• mayor eficiencia en la carga de datos cradas en el comercio electrónico coinciden en • mayor rapidez en la preparación de los datos y que el uso del Lenguaje de Marcación Extensible en la aceptación para su intercambio o venta (XML, por sus siglas en Inglés) constituye la • mayor accesibilidad y comprensión de los mejor forma de intercambiar información. El datos de perfilaje por parte de profesionales estándar XML—definido por el Consorcio de la no expertos en petrofísica. Red Mundial de Comunicaciones (W3C)—es un Los consumidores de datos se encuentran método simple y fácil de comprender para codiabrumados por la cantidad de datos que ficar información en textos sencillos. Debido a la reciben. En la actualidad existen más de 50.000 simplicidad del lenguaje XML y a su aceptación tipos diferentes de trazas de registros. Sin por parte de la industria petrolera, se está embargo, la mayoría coincide en que el número desarrollando un amplio espectro de herramiende trazas de uso habitual es de alrededor de tas para brindar soporte a la comunidad de 500. Además, los nombres de las trazas son comusuarios. Tal es así que el soporte para el XML plejos y cambian a un ritmo cada vez más se incluye entre las herramientas de escritorio rápido. Estos factores originan varios problemas más difundidas, tales como Microsoft Internet con respecto a la carga y a la adquisición de los Explorer 5.0 y Microsoft Office 2000. datos, por ejemplo: cómo clasificar los datos Por otra parte, se ha comenzado a trabajar en ‘útiles’ y cómo rastrear el nivel de procela definición de un estándar XML para la indussamiento de los datos. tria de E&P, llamado WellLogML. Con el formato Como resultado de esta confusión se pierden WellLogML, se pueden transmitir registros de datos, información e ingresos monetarios. De pozos, información de núcleos y ondas y otros hecho, no es inusual que los datos comprados datos relativos al hueco por medio de Internet, sean descartados, porque costaría más compara luego desplegarlos utilizando un navegador prenderlos que readquirirlos. Muchas veces se de la Red. WellLogML se puede incorporar fácilrepiten estudios de campo completos a un costo mente dentro de otros programas de análisis de significativo, ya sea porque no se pueden identiregistros, ya que existen varios analizadores sinficar los datos de los estudios anteriores, o bien tácticos XML, editores y otros utilitarios, que porque los datos actuales no se comprenden en compañías como Microsoft e IBM ponen a dispoforma adecuada, o debido a una falta de consición de los usuarios en forma gratuita. El forfianza en los resultados, especialmente por la mato WellLogML también es un formato ASCII, incapacidad de comprender los resultados por lo cual resulta fácilmente comprensible archivados de los estudios anteriores.
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Escritorio del operador
> Servicios de entrega de datos y herramienta GeoSteering. El acceso a todas las mediciones en tiempo real obtenidas con las herramientas de perfilaje (arriba) , despliegues numéricos (abajo a la derecha) y despliegues de orientación de la herramienta (abajo a la izquierda) le permiten al geólogo evaluar el programa de perforación y la posición del hueco. El despliegue de los registros muestra un gráfico de los datos LWD en tiempo real en función de la profundidad. Estos incluyen los rayos gamma (verde) en la pista 1, la resistividad por cambio de fase (rojo) y la resistividad de atenuación (verde) en la pista 2, y la densidad de la formación (rojo) y porosidad (verde) que aparecen en la pista 3. Los datos mecánicos de la perforación incluyen la tasa de penetración (rojo) que aparece en la pista 1, y la velocidad de la turbina MWD para detectar agrandamientos (verde) en la pista 4. El despliegue numérico puede mostrar el valor numérico real (cuadros) o un simple gráfico de barras (arriba a la derecha) de cualquier medición basada en el tiempo, como la presión de la bomba, el peso sobre la mecha en el fondo, la inclinación y el azimut de la mecha, la tasa de penetración, la presión anular en el fondo y la densidad equivalente del circulante. En cualquiera de estas mediciones se pueden implementar alarmas (cuadros rojos). El perforador utiliza el despliegue de orientación de la herramienta para evaluar cuán bien progresa la navegación del pozo. El despliegue del registro de orientación gravitacional (GTF) muestra la orientación del motor sobre la base de las lecturas del acelerómetro MWDS. Cuando las lecturas de GTF son de aproximadamente 0° de inclinación, quiere decir que tanto el motor como la mecha se dirigen hacia arriba.
Otro importante operador utilizó el sistema InterACT Remote Witness para evaluar el control de calidad de los registros durante una operación de perfilaje efectuada en aguas profundas en Nigeria. Durante la etapa de adquisición, el ingeniero de campo transmitió por teléfono los datos de perfilaje desde el campo en Nigeria directamente al Centro de Evaluación Avanzada de Formaciones de Schlumberger ubicado en Houston, Texas. Tanto los analistas de registros como los consultores técnicos del operador y de Schlumberger se encontraban presentes en el momento en que los registros llegaron desde la locación del pozo y pudieron visualizarlos e imprimirlos en tiempo real. Los datos de la herramienta Combinable de Resonancia Magnética, (CMR, por sus siglas en Inglés) le permitieron al analista de registros del operador localizar zonas adicionales que contení an hidrocarburos.
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El canal de comunicaciones de dos v í as provisto por el sistema InterACT Remote Witness le permitió al analista comunicarles a los ingenieros de perfilaje cuando ya se habí an adquirido suficientes datos crí ticos de alta calidad, y de este modo se pudo minimizar el tiempo necesario para la adquisición de los datos. Por otra parte, se pudieron ahorrar los costos elevados del traslado hasta Nigeria de los expertos del operador, quienes continuaron con sus tareas en forma regular y con mí nimas interrupciones. En forma similar, Phillips Petroleum utiliz ó el sistema InterACT Remote Witness en sus oficinas de Bartlesville, Oklahoma, EE.UU., para seguir las operaciones de perfilaje en la Bahí a de Bohia, en la zona marina de China. Los datos obtenidos con las herramientas Platform Express y de Imagen Sónica Dipolar (DSI, por sus siglas en Ingl és) se transmitieron en tiempo real desde el sitio de
adquisición utilizando un enlace satelital entre la locación del pozo y las o ficinas. La disponibilidad de los datos de perfilaje en Bartlesville les permitió a los expertos visualizar e interpretar en forma inmediata los registros de porosidad y resistividad para identificar potenciales zonas productivas. Una vez identificados los mejores puntos para efectuar pruebas de presión y obtener muestras, se realizó una corrida adicional de la herramienta MDT y, por medio de la aplicación de conversación del software InterACT Remote Witness, pudieron comunicarse con el ingeniero de perfilaje, que se encontraba en la locación del pozo. Otro ejemplo de un sistema de comunicación de datos punto a punto es el sistema InterACT Remote Command, que ha sido diseñado para los datos de perfilaje durante la perforación y de mediciones durante la perforación (LDW y MWD, por sus siglas en Inglés respectivamente). Se utiliza ampliamente en muchas operaciones de perforación direccional, ya que permite realizar un monitoreo remoto en tiempo real por medio de una réplica del sistema de adquisici ón de datos de Anadrill, instalada en las oficinas del operador. Este sistema tiene las mismas funciones que el sistema que se encuentra en el pozo y permite desplegar e imprimir los registros en tiempo real y los registros contenidos en la memoria, incluyendo el monitoreo en tiempo real de la herramienta de geonavegación GeoSteering, además de la correlación y el análisis de los datos direccionales respecto de la trayectoria planificada para el pozo. También se puede controlar el desarrollo de la operación con respecto a la información proveniente de pozos vecinos. El sistema InterACT Remote Command utiliza la Especi ficación de Transferencia de Información en el Pozo (WITS, por sus siglas en Inglés) e incluye poderosos utilitarios de comunicaciones, tales como correo electrónico, conversación y mensajes de audio, para establecer comunicaciones de dos ví as con el sitio de adquisición de los datos. El Grupo de Tecnologí a de Petróleo de Norsk Hydro, con sede en Bergen, Noruega, utilizó el sistema de intercambio de datos InterACT Remote Command para guiar la trayectoria de los pozos que se estaban perforando en el campo Njord en el Mar del Norte, a través de formaciones altamente falladas. Resulta muy dificultoso navegar huecos con trayectorias sinuosas y los datos LWD y MWD que se obtienen en tiempo real en la pantalla de la herramienta 3. Allen D, Dennis B, Edwards J, Franklin S, Livingston J, Kirkwood A, White J, Lehtonen L, Lyon B, Prilliman J y Simms G: “Modeling Logs for Horizontal Well Planning and Evaluation,” Oilfield Review 7, no. 4 (Invierno de 1995): 47-63.
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Pantalla INFORM
Adquisición de datos
Sistema IDEAL Sensores MWD/LWD
Pantalla GeoSteering
Centro de servicio de datos
Estación de trabajo GeoFrame
Mapas GeoSteering con simulaciones teóricas. Las simulaciones teóricas producen registros LWD sintéticos junto con la trayectoria planificada del pozo que se comparan con los registros reales en tiempo real (arriba a la derecha) para ayudar a guiar el proceso de perforación. Utilizando datos provenientes de un pozo piloto o de pozos adyacentes se construye una o más columnas geológicas que representan la geología esperada del pozo. El modelo estructural 3D obtenido del operador se combina también con la columna petrofísica y con la trayectoria propuesta. Se predicen las respuestas de la herramienta en base a la secuencia de capas de la formación esperada, a las inclinaciones del hueco, al espesor de las capas, y a la resolución del sensor. En el cuadro blanco se muestra la imagen de densidad azimutal, procesada en una estación de trabajo GeoFrame; imagen que se utiliza para determinar el buzamiento de la formación. >
GeoSteering permiten seguir el recorrido de la mecha y mantenerla dentro del y acimiento. Por lo general, el operador perfora a través de bloques de fallas en la sección del yacimiento y luego utiliza datos LWD en tiempo real para determinar si el hueco todaví a se encuentra dentro del yacimiento, o por encima o por debajo del mismo, después de penetrar un nuevo bloque. Los datos en tiempo real también ayudan a decidir la profundidad final del pozo. En la plataforma del campo Njord, los datos LWD se obtienen por medio del sistema Integrado de Evaluación de Perforación y Perfilaje (IDEAL, por sus siglas en Inglés), y luego se transfieren a un sistema remoto IDEAL, instalado en la oficina de perforación en Kristiansund, Noruega. Aquí , el ingeniero genera los registros en tiempo real y los despliegues numéricos de los datos
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LWD junto con los datos mecánicos de la perforación (página anterior). Los resultados se enví an utilizando una conexión punto a punto TCP/IP de la red interna de Norsk Hydro directamente a la PC del geólogo a cargo de las operaciones, que se encuentra en Bergen. Esta misma PC también se podrá utilizar para archivar los registros en tiempo real y los registros memorizados de la herramienta LWD. Los gráficos digitales llegan desde el taladro hasta la PC del geólogo y en la oficina se realizan impresiones de alta calidad, que luego se utilizan en las reuniones diarias. Los socios que se encuentran fuera de la red reciben estos gráficos de registros por correo electrónico y pueden visualizarlos con el software PDSView. Para poder tomar decisiones en tiempo real con respecto a la perforación, es necesario que
exista una estrecha cooperación y una comunicación eficiente de los datos entre el equipo de la compañí a de servicios y el equipo de la compañí a operadora. En la zona sur del Mar del Norte, British Gas ha combinado la entrega de datos de LWD punto a punto con técnicas de simulación teórica e interpretación para poder tomar decisiones con respecto a la navegación de los pozos. La visualización precisa del carácter de la formación y de su estructura respecto de la mecha de perforación permite mejorar la intrincada navegación durante la perforación de pozos horizontales. El programa de Simulación Teórica Integrada (INFORM, por sus siglas en Inglés) produce registros LWD sintéticos, que se pueden comparar con las lecturas reales de las herramientas para generar un mapa de la formación a medida que avanza la perforación.3 En primer lugar, los datos LWD adquiridos en la locación del taladro son transmitidos en tiempo real al centro de procesamiento de datos, donde un analista de registros de geonavegación utiliza una PC con el sistema IDEAL instalado y conectada en red con una estación de trabajo GeoFrame para actualizar las simulaciones teóricas en tiempo real sobre la base de los datos adquiridos (izquierda). Este sistema combinado permite la correlación de los registros LWD reales con los registros simulados, para confirmar la ubicación del hueco. También calcula el buzamiento o echado de la formación y genera un modelo estructural actualizado de la secuencia atravesada a medida que el pozo avanza. Por último, el perforador o el operador comparan esta información con las restricciones geológicas y de la perforación para guiar la navegación. Tanto los últimos resultados en tiempo real de la correlación de la pantalla GeoSteering, como las interpretaciones de las imágenes y de los datos petrofí sicos se distribuyen a tiempo para las reuniones de operaciones que se realizan diariamente. El operador también mantiene un sitio en la Red, donde se publican todos los datos en forma inmediata, para que el resto del personal involucrado en el proyecto, ya sea en tierra firme o en el área marina, tenga acceso a los resultados obtenidos. En uno de los pozos se corr í a el riesgo de perforar fuera del yacimiento debido a varios f actores: la delgadez relativa del yacimiento, la falta de contraste petrofí sico entre las capas y las incertidumbres en la conversión de la profundidad sí smica. Se utilizó la estación de trabajo GeoFrame para procesar los datos de densidad azimutal memorizados previamente entre las carreras de la mecha (página previa, cuadro). (continúa en la página 46)
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Protocolo TPC/IP
El Protocolo de Control de Transmisiones y el Protocolo de Internet (TCP e IP, por sus siglas en Inglés respectivamente), que por lo general se mencionan en forma conjunta como TCP/IP, son protocolos desarrollados especialmente para permitir que distintas computadoras compartan recursos sobre una red. Dado que muchas aplicaciones de redes necesitan funciones idénticas, se han agrupado protocolos separados en lugar de repetirlos en cada aplicación. En la tecnología de la formación de redes se utiliza un sistema de superposición de varias capas de protocolos. Cada una de estas capas requiere los servicios de la que se encuentra por debajo de ella (abajo). En este artículo, se considera que los grupos de protocolos de la red se dividen en cuatro capas básicas. 1 • El protocolo de aplicación es el conjunto de reglas que regulan los programas o servicios que se utilizan en la red, tales como el correo electrónico, el acceso a Internet o los paque-
Protocolo de la aplicación
tes de entrega de datos. Tanto el FTP disponible comercialmente como el software de transmisión TRX, que es propiedad de Schlumberger para la transferencia de datos digitales, constituyen ejemplos de servicios en el nivel de protocolo de aplicación. Ambos utilizan los protocolos TCP/IP para realizar transferencias de archivos. • El Protocolo de Control de Transmisiones (TCP) es el responsable de descomponer la información en pequeños fragmentos y luego recomponerla correctamente en el otro extremo. También se ocupa de reenviar toda información que por algún motivo pudiera no llegar al extremo receptor. • El Protocolo de Internet (IP) es responsable de rutear los fragmentos de información en forma individual hasta que llegan al destinatario correspondiente. A este protocolo no le incumbe el contenido de la información o cómo se relacionan los datos entre sí antes o después de la transmisión.
Correo electrónico, Acceso a Internet, Software de entrega de datos
Protocolo TCP
Garantiza que los comandos lleguen al protocolo de destino en forma completa y conforme a lo estipulado
Protocolo IP
Provee el servicio básico de transporte de los datos a destino
Protocolo ambiental
Maneja el modo especí fico de conexión fí sica
Enlace real
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Esquema de superposición de los protocolos de redes.
• El protocolo ambiental es el estándar para la conexión física, que comprende distintos tipos de enlaces, tales como Ethernet, Sistemas de Interfaces para Computadoras Pequeñas (SCSI, por sus siglas en Inglés) y modem entre otros. Los protocolos TCP e IP están construidos sobre la base de conceptos tecnológicos sin conexiones, de manera tal que no es n ecesario que exista una conexión directa entre el emisor y el receptor. Este protocolo descompone la información en pequeños fragmentos llamados datagramas o paquetes. Cada uno de estos datagramas recibe un número secuencial y se pasa al protocolo IP para ser enviado en forma indi vidual hasta el otro extremo a través de la red. Mientras estos datagramas se encuentran en tránsito, la red no sabe si existe alguna relación entre ellos. Por ejemplo, es perfectamente posible que el datagrama 7 llegue antes que el datagrama 6. Para asegurarse de que un datagrama ha llegado a destino, el receptor debe enviar un mensaje de "confirmación." Por ejemplo, enviar un datagrama con una confirmación de 1800 indica que la computadora específica ha recibido todos los datos hasta el datagrama número 1800. Si el emisor no recibe la confirmación dentro de un período razonable de tiempo, el protocolo TCP envía nuevamente el datagrama faltante. El protocolo TCP controla el volumen de los datos que se encuentran en tránsito en cualquier momento dado, puesto que no resulta práctico esperar que se confirme la llegada de cada datagrama antes de enviar el próximo. Por otra parte, una computadora no puede seguir enviando datos en forma indiscriminada, o bien 1. Los detalles del modelo de referencia de la Organización Internacional de Estandarización (ISO, por sus siglas en Inglés) pueden encontrarse en la mayoría de los libros de textos de comunicaciones, tales como Halsall F: Data Communications, Computer Networks and Open Systems , Cuarta edición. Harlow, Essex, Inglaterra: Addison-Wesley, 1998. 2. El término catenet fue introducido en las primeras publicaciones sobre redes interconectadas por paquetes y se refiere a la colección de redes interconectadas por paquetes.
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podría ocurrir que una computadora rápida supere la capacidad de absorber los datos de otra más lenta. Por lo tanto, cada extremo indica la cantidad de datos nuevos que se encuentra preparada para absorber en este momento, por medio de un campo "ventana" en cada mensaje de confirmación. A medida que la computadora recibe los datos, la cantidad de espacio vacío en la ventana disminuye y, cuando llega a cero, el emisor se detiene. A medida que el receptor procesa los datos, aumenta el tamaño de la ventana, lo cual indica que se encuentra preparado para recibir más datos. Los protocolos TCP/IP se basan en el modelo de red concatenada ("catenet"), que supone que existe una gran cantidad de pequeñas redes independientes conectadas entre sí por portales o compuertas de paso (gateways) o ruteadores (derecha).2 Los datagramas muchas veces pasan por varios ruteadores diferentes antes de llegar a su destino final. En la mayoría de los casos, estas redes se establecen de manera que todas las máquinas que se encuentran físicamente en ciertos edificios o departamentos constituyen lo que se denomina red de área local (LAN, por sus siglas en Inglés) y luego varias LANs se enlazan entre sí por medio del modelo de red concatenada para formar una red de área amplia (WAN, por sus siglas en Inglés). El enrutamiento necesario para lograr esta estructura es completamente transparente. En lo que respecta al usuario, lo único necesario para acceder a otro sistema es su "dirección de Internet." Esta dirección es un número de 32 bits, que por lo general se escribe con cuatro números separados por puntos, que el administrador del sistema asigna a cada computadora que forma parte de la red (derecha). La estructura de esta dirección indica la red a la que pertenece y la computadora anfitriona dentro de la red. La parte que indica la red se llama "Network ID" y la parte que identifica la computadora dentro de la red se denomina "Host ID."
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LAN A PC #1 PC #2
LAN B Compuerta de paso
Compuerta de paso
PC #1 PC #2
PC #3
PC #3
PC #4
PC #4
PC #5 Compuerta de paso Compuerta de paso Hacia otras redes
LAN C
PC #1
PC #2
PC #3
PC #4
PC #5
PC #6
Red de área amplia (WAN) construida a partir de tres redes de área local (LAN). Los portales o escudos de protección proporcionan seguridad entre cada computadora de la red.
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10100011 10111001 11111010 00010100
I D d e l a r ed
I D d e l a c omp ut ado ra an fi tr io na
Típica dirección IP donde se observan ambas partes: identificación de la red e identificación de la computadora anfitriona.
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Esto permitió determinar el buzamiento de la formación, que se utilizó para actualizar el mapa de los modelos estructurales en la pantalla GeoSteering, los cuales le aportaron al analista una interpretación inequí voca de la posición relativa del hueco dentro de la formación. Se tomó entonces la decisión de dirigir el pozo hacia abajo para penetrar la porción inferior del yacimiento. La comunicación de datos punto a punto también se utiliza para monitorear los tratamientos de estimulación y fracturación de pozos. Schlumberger desarrolló el programa FracCAT, que es un sistema de adquisición de datos asistido por computadora y utilizado durante el tratamiento de fracturación, que suministra datos de estimula-
ción—tasas de bombeo, presión y concentración del agente de sostén—en la locación del pozo. No obstante, estas mediciones pueden alcanzar sitios remotos utilizando un sistema de transmisión de datos en tiempo real (RDT, por sus siglas en Inglés). Este sistema permite la comunicación directa entre el sistema de adquisición de datos instalado en el pozo y un sistema remoto FracCAT ubicado en la oficina del operador o en el centro tecnológico regional, donde los expertos en estimulación pueden monitorear los parámetros del tratamiento en tiempo real, evaluar su evolución y participar en la toma de decisiones relativas al diseño y ejecución del tratamiento. En una oficina en Houston, se instaló un sistema FracCAT completo, que utilizan habitualmente
operadores como Coastal Oil and Gas y Vastar Resources, para monitorear los tratamientos realizados en zonas marinas en el Golfo de México. El servicio RDT les permite a los representantes del operador monitorear y apoyar las operaciones realizadas en el pozo sin necesidad de trasladarse hasta la locación del pozo, con lo cual se eliminan muchos viajes y tiempo de espera improductivos. Por ejemplo, por medio del software FracCADE para el diseño y la evaluación de fracturaciones, los ingenieros de completación pueden monitorear la evolución de un tratamiento de fracturación y advertirle al equipo de trabajo que deberá ajustar las tasas de bombeo y las concentraciones del agente de sostén para obtener óptimos resultados.
Schlumberger
l l i r d a n A
Sitio de adquisición de datos
Escritorio del operador
Servidor SNIC-FTP
Facsí mile
Centro de distribución y entrega de datos
Servidor de datos de la Red
Entrega rápida
Centro de entrega de productos
Centro de servicios de datos
Centro de administración de datos
Estructura TransACT. Esta estructura de entrega de datos ofrece un sistema común de envío de datos a todos los segmentos de la industria de E&P, e incluye todas las formas de datos producidos, lo cual facilita la integración de los datos y la colaboración según resulte apropiado dentro de un enfoque global. De ese modo se logra un impacto positivo sobre la secuencia de tareas, desde la locación del pozo hasta la optimización de la producción. La entrega de los datos comienza en el sitio de adquisición (arriba a la izquierda) , desde donde los datos se envían a través del centro de distribución TransACT al escritorio del operador (arriba a la derecha) o a otros destinos, como los centros de servicios de datos (abajo a la izquierda) y centros de manejo de datos (abajo al centro) . El operador recibe los datos a través de la Red de Información de Schlumberger (SINet), utilizando una o más de las opciones que incluyen el servicio de Interconexión de Redes de Schlumberger (SNIC), facsímiles, centros de entrega de productos y portales seguros de Internet, como el servidor de datos de la Red.
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Oilfield Review
Otros proveedores de servicios de adquisición de datos en la industria del petróleo y el gas han implementado sistemas especializados de entrega de datos punto a punto. Por ejemplo, Baker Hughes desarrolló el sistema de Despliegue Remoto de Registros (RLDS, por sus siglas en Inglés) que corre fuera de su sistema de adquisición de datos ECLIPS.4 Este sistema ofrece transmisión de registros y de datos en tiempo real en una dirección, desde el pozo hacia las estaciones de trabajo remotas, en donde se pueden realizar interpretaciones básicas y presentaciones personalizadas. La transmisión se realiza sobre una amplia variedad de canales de comunicación; desde modems para acceso telefónico hasta enlaces satelitales.
Entrega de datos multipunto por redes internas Existe una poderosa alternativa frente a los sistemas de entrega de datos punto a punto, que es el sistema multipunto. 5 Este dinámico sistema ha estado en funcionamiento durante 15 años en el centro de entrega de datos de Schlumberger en Sedalia, Colorado, EE.UU. Si bien el sistema de transmisión y los sistemas de software y hardware del servidor han evolucionado con el transcurso del tiempo, el concepto global sigue siendo el mismo. En la actualidad, Schlumberger posee nueve centros de entrega de datos en todo el mundo: Sedalia, Colorado; Calgary, Alberta, Canadá; Muscat, Omán; El Cairo, Egipto; Aberdeen, Escocia; Stavanger, Noruega; Perth, Australia; Kuala Lumpur, Malasia; y Caracas, Venezuela. Schlumberger ha denominado sistema TransACT a la estructura global de entrega de datos construida alrededor de estos centros. Esta estructura fue desarrollada especialmente para permitir operaciones seguras y confiables de transmisión, monitoreo, procesamiento, rastreo y entrega de datos de campos petroleros a los clientes, además de soportar la creación del producto final (impresiones, cintas, CDs) y filtrar los archivos y la conversión de formatos en los casos necesarios (abajo).6 4. Para más información acerca de ECLIPS, por favor conéctese a http://www.bakerhughes.com; sitio de Baker Hughes. 5. Murchie S, Provost JT, Burke T, Karr G, Alam SO, Scheibner D y Citerne A: “Innovations in Global Electronic Data Delivery,” artículo de la SPE 56686, presentado en la Conferencia Anual de la SPE, Houston, Texas, EE.UU, Octubre 3-6, 1999. 6. Para mayor información y las últimas noticias en materia de entrega de datos, por f avor conéctese al sitio de Schlumberger, http://www.connect.slb.com. 7. Clark R, Danti B, Guthery S, Jurgensen T, Kennedy K, Keddie J y Simms D: “Building a Global Highway for Oilfield Data,” Oilfield Review 5, no. 4 (Octubre de 1993): 23-35.
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Comunicaciones de datos desde el sitio de adquisición. El mapa muestra la cobertura del servicio Inmarsat (arriba) para todas las regiones hasta aproximadamente 70° de latitud en los hemisferios norte y sur. Los equipos de perfilaje MAXIS (Sistema Múltiple de Adquisición y Generación de Imágenes) (abajo) mantienen la transmisión de los datos a la Red de Información de Schlumberger (SINet), conectados a través de diversos enlaces de comunicación, que incluyen Ethernet, Inmarsat, VSAT, ISDN y modems celulares.
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En el entorno de los campos petroleros existen factores que complican la transmisión de los datos. La transmisión, por lo general, se realiza en tiempo real o con posterioridad a la adquisición, a través de enlaces de baja calidad y bajo ancho de banda, por lo cual los métodos de transmisión convencionales muchas veces no resultan adecuados. La estructura de entrega de datos TransACT utiliza soluciones personalizadas con capacidad para realizar transmisiones seguras y confiables desde los sitios de adquisición. El sistema utiliza nuevos y robustos algoritmos de compresión de datos y cuenta con capacidad para recuperar errores de transmisión, en particular cuando existen enlaces de baja calidad. Una de estas soluciones personalizadas es el software de transmisión TRX, que permite la transferencia
eficiente de datos digitales, y es el protocolo que se utiliza en la mayor parte de los sistemas de transmisión de datos de Schlumberger. 7 En el siguiente ejemplo se muestra cómo actúa el sistema TransACT. Un ingeniero de perfilaje que se encuentra en un pozo puede enviar un conjunto de instrucciones—denominadas "órdenes"—al centro de entrega de datos TransACT utilizando un navegador de la Red (arriba). Una vez que ingresa la orden y los archivos de datos son transmitidos al centro de distribución, el ingeniero se encuentra libre y puede abandonar la locación del pozo. Los ingenieros de campo y los gerentes autorizados pueden conectarse con el centro de distribución TransACT desde cualquier lugar y en cualquier momento para monitorear el progreso y el estado de las entregas.
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El centro de distribución entonces ejecuta la orden, redistribuye los datos y los archivos gráficos a los clientes, a los socios y a otros destinatarios según lo requerido, para lo cual utiliza una variedad de medios de acuerdo con las necesidades de los clientes. El sistema TransACT incluye las siguientes opciones: SNIC —El servicio de Interconexión de Redes de Schlumberger (SNIC, por sus siglas en Ingl és) es una de las opciones de entrega de datos más utilizadas en el sistema TransACT. Establece una conexión entre la Red de Información de Schlumberger (SINet), la red de área amplia (WAN, por sus siglas en Inglés) provista por Omnes, y la estación de trabajo del operador. Los datos son colocados en el sistema SNIC, que es un servidor FTP seguro, y los operadores acceden al mismo a través de una lí nea privada dedicada entre sus redes y el sistema SNIC. Existe un doble control de acceso: en primer lugar, los escudos de protección de comercio electrónico de Schlumberger, que limitan el acceso al sistema en base a la dirección IP y, en segundo lugar, el nombre del usuario y su contraseña, que también son requisitos para acceder al servidor. Centro de entrega de productos —Con frecuencia, el operador necesita copias en papel, informes, pelí culas, CDs y cintas, los que se pueden generar en un centro de entrega de productos (PDC, por sus siglas en Inglés) ubicado en las inmediaciones del operador y que se distribuyen por correo estatal o por correo privado.
Centro de distribución de productos (PDC, por sus siglas en Inglés). En esta fotografía se observa el PDC de Aberdeen, en donde se realizan miles de impresiones por año. En este lugar se pueden copiar los datos en impresiones a color, películas, cintas digitales de audio (DAT) y CD-ROM para su distribución final.
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l l i r d
a n A
Schlumberger
Sitio de adquisición de datos
Servidor de datos de la Red
Centro de distribución y entrega de datos
Centro de administración de datos
Flujo de datos de TransACT a LogDB. El manejo de los datos constituye una parte integral de la estructura de entrega de los datos de registros. El sistema de entrega de datos TransACT copia en forma periódica los archivos de datos de registros (DLIS y PDS) que se encuentran en el distribuidor central de comunicación de datos (abajo a la izquierda) al sistema de manejo y archivado de datos, utilizando el protocolo de transferencia TRX junto con un archivo de texto descriptivo. El proceso del receptor de la base de datos utiliza el archivo de texto descriptivo para importar los archivos de datos de registros que deberá escanear, cargar y archivar. Durante todo este proceso, el sistema de la base de datos actualiza constantemente un informe en Lenguaje de Marcación de Hipertexto (HTML) (arriba a la derecha) , que el operador consulta desde el distribuidor central de comunicación de datos.
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El PDC produce una entrega más rápida y productos finales de mejor calidad, y reduce el tiempo de trabajo del personal en el pozo (izquierda). Archivo —El uso de comunicaciones por red interna de Schlumberger entre el sistema TransACT y la base de datos LogDB permite el flujo automático de datos desde el centro de entrega TransACT al sistema de manejo de datos de Schlumberger, donde se procede a archivar y recuperar los datos posteriormente (arriba). Fax —Los facsí miles digitales son muy utilizados para la entrega de datos. Dado que la transmisión se origina en un archivo gráfico digital, el fax recibido es de alta calidad. Este facsí mile digital, o digifax, goza de gran popularidad ya que no es necesario contar con equipos especiales para recibirlos. Además, las máquinas de fax por lo general utilizan papel continuo, lo que las hace adecuadas para la recepción de registros de pozos. La limitación de los faxes consiste en que los datos no se pueden reutilizar o modificar fácilmente. Entrega por DataLink DropBox —Este modo de entrega coloca los datos en un servidor de la Red en un enclave seguro—virtualmente ubicado
fuera de la red interna de Schlumberger—de fácil acceso a través de Internet. Cuando llegan los datos desde el campo, los operadores reciben una notificación por correo electrónico y entonces utilizan su navegador de Red con un n úmero de cuenta y una contraseña para recuperar los datos mediante protocolos HTTP estándar o protocolos HTTPS seguros. Esta opción de entrega tiene la ventaja de que les permite a numerosos usuarios, incluyendo a los socios del proyecto, el acceso a los datos desde diferentes lugares y en forma simultánea. Correo electrónico —El correo electrónico se utiliza con frecuencia para adjuntar gráficos digitales pequeños o conjuntos de datos limitados. El tamaño máximo de archivos anexos permitido varí a según la compañí a, pero por lo general es de unos pocos MB, lo cual limita el uso de este mecanismo de entrega. Asimismo, como los mensajes de correo electrónico normalmente no se encuentran encriptados, podrí a ponerse en riesgo la seguridad de los datos. El correo electrónico se utiliza para notificar a los usuarios de que han recibido datos por otros métodos de
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enví o más seguros. Por ejemplo, cada vez que se completa una transacción por medio de SNIC o DropBox, automáticamente se enví a un correo electrónico al usuario. La estructura TransACT es completamente transparente para el usuario de los datos. Los datos de Schlumberger se enví an a tiempo y de una manera eficiente y totalmente rastreable, con mí nima intervención de personas. Muchas de las tareas que se realizaban en forma manual en el sitio de adquisición de datos ahora se han transferido a un centro automatizado de entrega de datos TransACT (derecha), lo cual tiene una gran incidencia en la eficiencia de las operaciones. Las funciones de compresión y recuperación que ofrece el protocolo TRX garantizan que las transferencias se realicen en forma r ápida y confiable. Dado que los procedimientos de transferencia son completamente transparentes, el ingeniero puede poner más atención en el control de calidad de los registros. Una vez que el ingeniero genera la orden TransACT correspondiente, el centro de distribución de datos completa en forma automática el proceso de entrega de datos. Una orden habitual puede incluir operaciones de conversión de datos, entrega de datos en distintos formatos y varios de los métodos de enví o disponibles (derecha). En el momento en que la herramienta de perfilaje llega al zapato del revestidor, la transmisión de los datos ya se ha completado. Los enví os se completan en unos pocos minutos sin ningún tipo de intervención; el CD y las copias en papel realizadas en el PDC se env í an por correo al operador. Sperry-Sun Drilling Services también ofrece un sistema de enví o de datos multipunto para una amplia variedad de servicios y sensores que incluyen MWD, perforación direccional, fluidos de perforación y servicios de bombeo. El Sistema Integrado de Tecnologí a e Ingenierí a de la Información (INSITE, por sus siglas en Ingl és) le permite al operador visualizar y analizar los datos en tiempo real y en un formato personalizado en el taladro, o bien desde sus oficinas u otros sitios remotos.8 Este sistema también soporta las comunicaciones en tiempo real con sistemas de otros proveedores utilizando el formato de Especificación de Transferencia de Información en el Pozo (WITS). Toda la informaci ón se encuentra dentro de una base de datos que satisface los requisitos de Conectividad Abierta de Base de Datos (ODBC, por sus siglas en Ingl és).
Ordenes individuales por mes 12.000 10.000 8000 6000 4000 2000 0 Ene
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Volúmenes de transferencia mensuales en 1999, en GBytes 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Ene
Mar
May
Jul
Sept
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Estadísticas de la actividad de TransACT en Norteamérica. Los gráficos muestran el número mensual de órdenes de entrega de datos (arriba) , y el volumen total de los datos transferidos (abajo) por el centro de entrega de datos TransACT ubicado en Sedalia, Colorado. Este centro maneja todo el mercado de EE.UU., tanto en tierra firme como en áreas marinas.
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Convertir datos de entrada de formato DLIS a formato LAS, filtrando todos los canales no esenciales como lo i ndica el operador. Entregar el archivo LAS al geólogo del operador en Houston a través de SNIC (notificación automática por correo electrónico de la llegada del archivo). Entregar copias gráficas del registro a tres socios por medio del utilitario DropBox (notificación automática por correo electrónico a los socios). Ellos pueden recuperar los registros en forma segura a través de Internet, utilizando sus navegadores de Red y los correspondientes nombres de usuarios y contraseñas. Enviar un facsí mile de la copia del registro a la oficina de perforación del operador para que pueda evaluar de inmediato las necesidades de revestimiento y cementación. Enviar a la oficina del operador diversos productos generados en el PDC de Houston: copias a color de los registros, un CD con el archivo DLIS original, el archivo LAS filtrado y otros gráficos digitales; tales como los de control de calidad y gráficos XY. Una vez completadas las entregas anteriores, notificar por correo electr ónico al gerente de servicios de campo de Schlumberger. Archivar automáticamente todos los datos en la base de datos LogDB.
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Típica orden de TransACT.
8. Más información acerca de INSITE e INSITE-ANYWHERE puede encontrarse en el sitio de Sperry-Sun Drilling Services: (http://www.sperry-sun.com).
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Esto permite el uso de aplicaciones comerciales estándar tales como Microsoft Office para acceder directamente a la base de datos y generar gráficos e informes. Las compañí as de servicios no son las únicas que se encuentran dedicadas al desarrollo de sistemas de entrega de datos multipunto por medio de redes privadas. Los operadores también están desarrollando enlaces directos entre los sistemas de monitoreo de la perforación y los sistemas de manejo e interpretación de datos. Una solución personalizada hace uso de una interfaz única para los operadores y las distintas compañí as de perforación y compañí as de servicios. Como parte del esfuerzo de investigación y desarrollo que Statoil ha llevado a cabo y que se traduce en el Proyecto de Posicionamiento de Huecos, se desarrolló el sistema de Automatización de la Perforación en Tiempo Real (DART, por sus siglas en Inglés) para conectar directamente los sistemas de adquisición de datos ubicados en la locación del pozo con la base de datos interna del proyecto de Statoil (abajo). El objetivo del proyecto consiste en desarrollar conceptos de integración de aplicaciones e intercambio de datos en tiempo real para perfeccionar el proceso multidisciplinario de toma de decisiones y obtener garantí as de alta calidad y la eficaz verificación de las distintas operaciones de campo.
El usuario no necesita una aplicación especial en su computadora para visualizar y descargar los datos. Prácticamente todos cuentan con un navegador de Red. Los datos se encuentran a disposición de cualquier usuario autorizado. Esto constituye un avance con respecto al mecanismo de entrega punto a punto, en el cual l os datos llegan al sistema de un único usuario. La Red permite una distribución multipunto y en forma simultánea en cualquier lugar de la misma. Se evitan los problemas de los escudos de protección. La mayor parte de los operadores tienen puertos en sus escudos de protección abiertos al tráfico de la Red por HTTP y HTTPS (encriptados). Los datos no son "empujados" al usuario, sino que el usuario extrae los datos a través de cualquier escudo de protección que pudiera existir. Se mantiene la seguridad de acceso. Los servidores de la Red tienen mecanismos convencionales para la autenticación y el control de acceso. Estos mecanismos por lo general comprenden nombres de usuarios y contraseñas o certificaciones digitales. El usuario tiene control completo sobre la entrega de los datos y se garantiza que estos lleguen a tiempo. Si los datos llegan al servidor de la Red en tiempo real, el usuario dispone de acceso a los mismos en forma inmediata. Si, por el contrario, no se encuentra disponible cuando llegan los datos, estos permanecen allí y se pueden visualizar en cualquier momento. El servidor de la Red puede proporcionar un único punto de contacto para diversos servicios de pozos petroleros, tales como perforación, perfilaje, fracturación y producción, a los que se tiene fácil acceso a través de una única interfaz. >
Ventajas de la entrega de datos por medio de la Red.
La selección de una solución independiente de la plataforma para el sistema DART hace posible la integración de distintas aplicaciones de software estableciendo formatos estandarizados de comunicación de datos en lí nea y de informes. Statoil ha finalizado el primer prototipo del sistema DART que comprende datos MWD y LWD.
En las instalaciones de Statoil Gullfaks en el Mar del Norte se está probando una aplicación para descargar datos en tiempo real y datos del historial de perforación en la base de datos del proyecto. El enfoque DART de Statoil pretende ser tan abierto como sea posible para poder establecer con las compañí as de servicios una plataforma común de transferencia de datos e integración de aplicaciones.
Otros proveedores de servicios Sperry-Sun
ABC DEF
Baker Hughes Inteq XYZ
Schlumberger
INSITE
RigLink
InterACT Web Witness
DART Link Landmark
Posicionamiento del hueco
Hueco Registros MWD
MWD QA/QC Open Works
Entrega de datos por Internet La creciente popularidad de las opciones de entrega de datos de Schlumberger—DataLink o DropBox—ha llevado al desarrollo de un sistema integrado de mecanismos de entrega de datos a través de Internet. Lo que hace a estos sistemas particularmente atractivos es que utilizan tecnologí a comercial ampliamente aceptada, tales como el acceso a Internet y los navegadores de Red (arriba). Hoy en dí a, estos sistemas de entrega de datos petroleros basados en la Red proporcionan alta calidad en materia de seguridad, puesto que utilizan los sistemas de encriptado y autenticación del usuario comúnmente empleados en operaciones bancarias y comerciales por Internet (ver "La seguridad de la entrega de datos de E&P por Internet," derecha ). 9. Bhatt D, Kingston J, Bragstad H y O’Neill D: “Interactive Exploration,” Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 22-31.
Sistema de Perforación Automatizada en Tiempo Real (DART). Statoil desarrolló enlaces directos entre sus sistemas de manejo e interpretación de datos y los sistemas de monitoreo de la perforación. El sistema DART se utiliza en la actualidad para conectar directamente los sistemas de adquisición de datos ubicados en la locación del pozo con la base de datos interna del proyecto de Statoil.
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El sistema InterACT Web Witness fue diseñado para proporcionar acceso seguro a Internet a los datos de registros en tiempo real por medio de un navegador de la Red. Los datos se env í an en tiempo real desde los sistemas de adquisición en el pozo (IDEAL o MAXIS) a un servidor de la Red. Una vez que los datos se encuentran en el servidor, diversos usuarios autorizados pueden acceder a los mismos simultáneamente, y cada usuario puede modificar en forma interactiva la visualización de los datos—listados de tablas, gráficos y despliegues—y elegir los parámetros de presentación, tales como escalas, colores y unidades. Este mecanismo de entrega de datos se puede instalar en Internet o bien dentro de una red interna del operador. El servicio SuperVISION es otro sistema de entrega de datos a través de Internet, que les permite a los operadores monitorear el progreso de los proyectos de adquisición de datos sí smicos.9 Ofrece un método seguro y eficiente de enlace con la información de adquisición— informes, imágenes, mapas, despliegues de control de calidad y de gráficos en lí nea, secciones sí smicas y resultados de pruebas—y le permite al usuario el acceso estructurado a estos resultados, en cualquier momento del dí a o de la noche, y desde cualquier lugar del mundo. Gracias a este sistema, los operadores pueden tomar decisiones en forma rápida en base a datos de la misma calidad que los que podrí an ver si se encontraran presentes en el sitio de adquisición. En las inmediaciones de la l í nea costera de Africa Occidental, Geco-Prakla realizó un levantamiento 3D en el campo Azobe, para lo cual se utilizó la embarcación Seisranger a 8 km [5 millas] de Port Gentil, Gabón (abajo). La adquisición de
Sitio del levantamiento en Azobe
Gabón
La seguridad de la entrega de datos de E&P por Internet
Con la colaboración del departamento de Servicios de Seguridad Global y Privacidad de IBM, Schlumberger realizó una evaluación de los riesgos que implica la entrega de datos de E&P por Internet.1 Un equipo de trabajo estudió las relaciones que existen entre las actividades comunes de Internet, tales como colaboración, acceso a la producción, publicaciones y comercio electrónico, y los requerimientos de la entrega de datos en el entorno de los campos petroleros. Por medio de este estudio se logró comprender de qué manera los principales riesgos de seguridad de Internet, tales como el robo de información, los errores de programación y el rechazo podían incidir sobre los objetivos de la entrega de datos. Dentro de un sistema de entrega de datos de E&P, los principales requisitos de seguridad son, en orden de prioridad: en primer l ugar, la autenticación, el control de acceso y la confidencialidad, luego la integridad de los datos y, por último, la disponibilidad del sistema. Una vez identificadas las necesidades, los peligros y los requisitos de seguridad, se pudieron determinar varios objetivos de tecnologías y procesos para desarrollar un sistema seguro de entrega de datos por Internet: • verificación de la aplicación de los controles de seguridad que incluyen identificación y autenticación y controles de acceso sobre l os recursos • proceso adecuado de inscripción y registración de los clientes que protegen a Schlumberger y a sus clientes • encriptación de los datos para lograr confidencialidad e integridad para la transmisión de los datos • políticas y procedimientos formales con respecto a las operaciones, la administración y las auditorías.
Las recomendaciones suministradas por IBM con respecto al proceso y a la política fueron organizadas utilizando como marco de referencia el Código de Práctica Estándar Británico 7799 para el Manejo de la Seguridad de la Información. Los estándares establecidos en este código resultan de sumo valor para operaciones internacionales. Es interesante notar que los operadores tienen políticas sumamente divergentes en lo que respecta a la seguridad de los datos, ya que muchas compañías están dispuestas a sacrificar este aspecto en aras de la eficiencia. A lo largo de los años se han desarrollado muchos métodos de envío de datos de uso habitual, como el fax o el correo electrónico, por una cuestión de practicidad y eficiencia, pero ofrecen una seguridad limitada. En otros casos, muchas veces se pasan por alto otras opciones más seguras. Por ejemplo, cuando se descargan datos del sistema DataLink DropBox basado en la Red, los operadores tienen la opción de utilizar el HTTPS encriptado, que es más seguro que el HTTP con vencional. Muchos operadores no utilizan la descarga encriptada, porque la política de la compañía se opone al uso de HTTPS. Es muy probable que, con el correr del tiempo, la seguridad de los datos se convierta en un aspecto importante dentro de la cultura del campo petrolero tanto como la seguridad de los empleados, y que los procedimientos de seguridad de los datos lleguen a constituir una práctica establecida en toda la industria petrolera. 1. Para mayor información acerca de los Servicios de Seguridad Global y Privacidad de IBM, conéctese a http://www.ibm.com/security/html/consult.html.
A F R I C A
Ubicación de un levantamiento sísmico marino en Gabón.
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datos se inició a fines de noviembre de 1999 y se esperaba finalizar para fin de año; sin embargo, la zona de 550 km 2 [212 millas cuadradas] de superficie presentó muchas dificultades. Al encontrarse cerca de la costa, el agua era relativamente poco profunda y peligrosa, a lo cual habí a que sumarle el problema de las actividades de navegación y pesca que se desarrollaban en las inmediaciones de la embarcación mientras se obtení an los datos. El área donde se realizaba el levantamiento era invadida continuamente por detritos—en su mayorí a islotes de cespederas— que golpeaban los cables receptores de adquisición. Al mismo tiempo, las fuertes corrientes agravaban los problemas haciendo aún más difí cil controlar los equipos de adquisición. Frente a estas difí ciles condiciones de trabajo, los geofí sicos de apoyo con base en el Reino Unido se preocuparon especialmente por revisar la información disponible en forma constante y trataron de completar las operaciones de adquisición lo más rápido posible sin poner en peligro la calidad de los datos. Existí an cuatro fracciones crí ticas de información: • gráficos para monitorear la profundidad del cable y poder garantizar las respuestas de amplitud y frecuencia óptimas de los objetivos geológicos • gráficos del error medio cuadrático (RMS, por sus siglas en Inglés) de la amplitud para monitorear el ruido del cable y asegurar una relación adecuada entre la señal y el ruido • apilado en bruto que proporcionaba una indicación de la calidad de los datos que se estaban procesando • navegación y cobertura sí smica para garantizar una buena superposición con los levantamientos realizados en el área con anterioridad y determinar la necesidad de disparos de relleno. Los gráficos de navegación y cobertura sí smica revelaron la existencia de una cobertura incompleta, provocada probablemente por el desplazamiento de la embarcación y los cables receptores múltiples debido a las fuertes corrientes marinas (derecha). El servicio SuperVISION les ayudó a los geofí sicos a controlar estos datos crí ticos con tal celeridad que las tareas de remediación se pudieron realizar en forma inmediata, por lo cual no fue necesario efectuar una visita posterior al área e incurrir en los altos costos asociados con la misma.
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En otros lugares, el sistema de monitoreo remoto SuperVISION les ayuda a los operadores y a las empresas contratistas a colaborar en los procesamientos de datos sí smicos, ya que les permite procesar los resultados en forma inmediata, y visualizar cada etapa en un navegador basado en la Red. En un proyecto del Mar del Norte, TransCanada utiliza el servicio SuperVISION para proporcionar imágenes de los resultados de varios modelos de velocidad en sus migraciones de profundidad antes del apilado de las señales y para evaluar la efectividad del proceso de posmigración. Resulta más rápido publicar los resultados en la Red que enviar papeles. Asimismo, el operador puede evaluar cada modelo y cada etapa del procesamiento. Herman Kat, un científico de TransCanada, dice: "El sistema SuperVISION es de gran ayuda para monitorear la adquisición de datos sí smicos y su procesamiento. El acceso a los datos resulta fácil y la visualización de los datos disponibles es mucho mejor que la que ofrecen los anexos de correo electrónico. La entrega de datos
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a través del sistema SuperVISION representa un verdadero paso hacia adelante." La entrega de los datos en forma eficaz también es importante para el manejo del yacimiento en el largo plazo. Desde hace ya m ás de 20 años se pueden obtener datos de presión, temperatura y tasas de flujo por medio de los sensores instalados en forma permanente en el fondo del pozo, sobre la sarta de completación (ver "Monitoreo en el fondo del pozo: su evolución," página 20 ). Es posible incrementar el valor de estos datos mediante nuevos sistemas de acceso a los datos de monitoreo de fondo y mediciones de superficie a través de Internet y a pedido del usuario (próxima página). El sistema WellWatcher, basado en la Red, posibilita la adquisici ón y la entrega de los datos a diversos usuarios en tiempo real: se trata de un sistema de monitoreo y comunicación de la producción diaria del pozo, que les permite a los operadores hacer uso de estas mediciones para optimizar el rendimiento y la producción de los yacimientos.
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Gráfico de cobertura sísmica. El mapa muestra la posición del barco (curvas blancas) y la cobertura del levantamiento. El área más clara en el mapa (arriba a la derecha) muestra que en el comienzo de la tercera secuencia no se logró una cobertura completa. Es muy probable que ese día las fuertes corrientes marinas hubieran desviado la embarcación o los cables receptores.
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Oilfield Review
Oficinas de ingenierí a de las compañí as operadoras
Locación del pozo
Oficinas de Schlumberger y de otros proveedores
Escudo de protección
Equipo de adquisición en superficie
Software de adquisición y control
Cable
Sondas
Almacenamiento central Administración de los datos
Análisis de los datos
Análisis de los datos
Entrega de los datos
Sistema de entrega de datos de monitoreo permanente a diversos usuarios. La arquitectura del sistema WellWatcher les permite desplegar y analizar los datos obtenidos con los sensores de fondo instalados en forma permanente a varios usuarios que cuentan con un navegador de la Red. El sistema de adquisición de datos en la locación del pozo envía los datos en tiempo real en forma continua o, casi en tiempo real, según un esquema programado o a pedido del usuario. Estos dos modos no son exclusivos. El sistema de entrega de datos soporta todos los sistemas de adquisición de WellWatcher (WellWatcher, PumpWatcher y FloWatcher para flujo multifásico).
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Desde principios de 1998, BPAmoco y Reda Production Services han utilizado el sistema WellWatcher en el Mar del Norte para monitorear parámetros de superficie, de fondo y de bombas electrosumergibles. El campo Forties de BP Amoco se encuentra en producción desde principios de la década del 70, sin embargo, en los últimos diez años, se ha mantenido la producción declinante mediante el levantamiento arti ficial por gas y las bombas electrosumergibles. El Campo Forties tiene cinco plataformas: Alpha, Bravo, Charlie, Delta y Echo. La mayor parte de las bombas electrosumergibles se encuentran instaladas en los pozos de la plataforma Echo, que es una plataforma no tripulada y diseñada originalmente sin instalaciones de procesamiento. La operación remota se realiza desde la plataforma Alpha. Se han instalado ocho sistemas de monitoreo permanente con sensores de presión y de temperatura en cuatro de las plataformas. Los datos provenientes de estos sistemas se encuentran
Primavera de 2000
disponibles para los ingenieros autorizados de BP Amoco, de Reda y del sistema WellWatcher, que trabajan en oficinas separadas en tierra firme, por medio de una interfaz que permite visualizar los datos WellWatcher con un navegador de la Red (próxima página). Los ingenieros tienen la posibilidad de controlar la operación de las bombas electrosumergibles en forma remota. Los parámetros de monitoreo continuo en tiempo real, tales como las presiones y las temperaturas de aspiración y descarga de la bomba, permiten controlar en forma remota la operación de las bombas electrosumergibles durante el crí tico arranque luego de un perí odo de cierre. Por ejemplo, la posibilidad de monitorear los par ámetros de las bombas electrosumergibles cuando se producen cambios en el suministro de energí a y sobrecarga en el arranque de las mismas, ayuda a prevenir que la bomba opere bajo condiciones que podrí an provocar una falla prematura, además del costo de reemplazo y de una innecesaria pérdida de producción.
Al disponer de los datos en tiempo real, los ingenieros de pozos pueden también diferenciar correctamente los problemas de completación de los problemas originados en la bomba, y de esa manera planificar en forma efectiva las tareas de reparación necesarias. Los ingenieros de yacimientos tienen la posibilidad de monitorear el comportamiento del yacimiento en tiempo real bajo condiciones estáticas y de fluencia. Los cierres imprevistos les permiten realizar análisis de la recuperación de la presión y observar sus efectos en otros pozos del yacimiento. El operador de la bomba electrosumergible puede evaluar rápidamente cualquier posibilidad de que surjan condiciones operativas adversas y aconsejar acerca del mantenimiento de los parámetros óptimos para el sistema de extracción del pozo, con lo cual se asegura la continuidad del flujo de fondos para todos los socios de la operación. A menudo los operadores buscan soluciones de entrega de datos adaptadas a necesidades específicas. En 1998, las compañí as petroleras
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de Noruega, incluyendo Amoco Norge, BP Norge, Norske Shell, Norsk Hydro, Phillips Petroleum Company Norway, Saga Petroleum y Statoil, junto con la Dirección de Petróleo de Noruega acordaron establecer una red externa privada denominada red de Enlace Seguro de Información Petrolera (SOIL, por sus siglas en Inglés) (próxima página). El objetivo era facilitar el intercambio de datos a lo largo de la vida de un campo petrolero, dado que estos operadores trabajan en estrecha relación con las compañí as de servicios. La creación de conexiones individuales entre todas las partes involucradas para lograr una eficaz entrega de los datos no se considera una soluci ón adecuada. Antes de la creación de la red SOIL, los datos se enviaban a los operadores en cintas o se transferí an al servidor del operador a través de lí neas dedicadas. La transferencia de archivos de grandes dimensiones, tales como archivos de datos sí smicos, a través de Internet puede resultar problemática debido a las limitaciones del ancho de banda y a la inestabilidad de los enlaces. Por ot ra parte, si se utilizan lí neas dedicadas hay que tener en cuenta los trabajos adicionales necesarios para establecer estas lí neas, además de las tareas relativas a la seguridad de la red. Una solución especial como la red externa SOIL puede proporcionar mejor ancho de banda, mayor estabilidad de enlaces y más seguridad con respecto a Internet, y al mismo tiempo sirve de enlace entre diversos socios comerciales. Este tipo de redes ofrece una gran ventaja a los sistemas de entrega de datos, tales como el servicio SuperVISION que se utiliza para monitorear proyectos de adquisición y procesamiento de datos sí smicos. En el año 2000, se han instalado dos nuevos portales SuperVISION, seguros y de última generación, que proporcionan comunicaciones para la entrega de datos entre Schlumberger y sus clientes. Uno de estos portales está dedicado a brindar servicios a los clientes a través de la red SOIL. Este servidor está ubicado en el Centro de Soluciones de Oslo, Noruega, donde SINet tiene un enlace con la red SOIL. El otro portal, que funciona a trav és de Internet, se encuentra ubicado en el Centro de Conectividad de Schlumberger con sede en Houston, Texas. Desde principios de los años 90, Petrolink Services Ltd. también ha suministrado sistemas de entrega de datos en el Mar del Norte, que han sido ampliamente utilizados por las principales compañí as petroleras. Desde entonces, Petrolink ha extendido sus servicios por todo el mundo. 10. Para mayor información acerca de Petrolink Services Ltd., por favor conéctese a: http://www.petrolink.co.uk.
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Si bien no se encuentran directamente relacionados con la adquisición de datos, son contratados por los operadores para manejar la transmisión de datos desde la locación del pozo a las oficinas del operador en tierra firme. Ofrecen un servicio de transmisión rápida posterior a la adquisición de todos los datos relacionados con el pozo, desde cualquier ubicación en tierra firme o en zonas marinas a cualquier sitio en el mundo, para lo cual utilizan satélites con acceso telefónico y de enlace fijo, redes de microondas, radio y teléfonos comunes.10 Hoy en dí a, estos sistemas están formados por servidores de la Red seguros conectados a Internet, que utilizan el software Lotus Notes. Este programa permite presentar datos en forma automática para cargarlos y descargarlos a través de Internet, utilizando un navegador que proporciona intercambios de datos encriptados. Los datos se mantienen como registros individuales dentro de una base de datos estructurada, lo cual le permite al usuario ordenarlos po r fecha, tipo de registro, taladro o pozo. En el caso de las redes privadas, el servidor de la Red puede conectarse directamente a la locación de un pozo o a otra ubicación remota, lo cual les permite a los operadores interactuar en forma directa con el servidor y cargar datos a los que se tiene acceso por medio de la red interna propia del operador.
De lo contrario, el servidor puede estar conectado a través de un escudo de protección a otro servidor con una conexión directa a Internet, para permitir la transmisión de datos y el acceso a cualquier usuario que presente el perfil de seguridad adecuado. Baker Hughes Inteq también cuenta con el sistema RigLink basado en un navegador, que utiliza varios servidores seguros de la Red en todo el mundo, y que facilita las comunicaciones de datos entre la locación del pozo y los despliegues remotos en la oficina del operador. Al igual que RigLink, el sistema INSITE-ANYWHERE de Sperry-Sun es un sistema de análisis de datos en tiempo real, que les permite a los usuarios visualizar la información disponible mediante una conexión a Internet y un navegador de la Red.
Equilibrio entre la seguridad y la facilidad de uso La evolución de los mecanismos de entrega electrónica de datos de E&P continuará siendo impulsada en forma conjunta por las necesidades del mercado y el crecimiento tecnológico. Internet jugará un papel aún más importante y más complejo, y su crecimiento con respecto a la entrega de datos de campos petroleros estará supeditado a dos factores: facilidad de uso y seguridad. Si bien estas dos caracterí sticas, por lo general,
Despliegue testigo de bomba electrosumergible. El menú de despliegue testigo de la bomba electrosumergible (arriba) identifica el campo, el pozo y todos los canales de datos disponibles y el tiempo del rango de despliegue correspondientes al campo y al pozo seleccionados. El despliegue seleccionado en este ejemplo muestra la presión de aspiración de la bomba electrosumergible (azul) y la temperatura (rojo) registradas cada 10 segundos a lo largo de una hora. Una herramienta de acercamiento le permite al operador expandir cualquier área dentro del cuadro para observar los detalles del historial de monitoreo de los parámetros.
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Oilfield Review
Norsk Hydro
Statoil en Noruega
Enlace Seguro de Información Petrolera (SOIL) Kvaerner Oil and Gas Services
Statoil en EE.UU.
Phillips Petroleum
Schlumberger Well Services
Enlace Seguro de Información Petrolera (SOIL). La red SOIL de Noruega es una rama de una red que conecta diversas compañías petroleras y proveedores de servicios dentro de la industria petrolera noruega. Esta red externa y de alta velocidad proporciona una infraestructura para comunicaciones y servicios de datos, que incluyen correo electrónico, servicios de directorio, servicios de Red y comercio electrónico; todos con garantía de seguridad.
y, muy probablemente, en poco tiempo m ás se incluirá un lector de tarjetas inteligentes en todas las computadoras comerciales. Dado que la información debe viajar todaví a a través de enlaces públicos, será necesario el uso de codificación o encriptación para asegurar su integridad. En este entorno, se supone q ue la tecnologí a PKI será la opción más comúnmente aceptada. A cada individuo se le entregará—una vez más a través de una agencia de confianza— una "clave personal digital," de la que exist e sólo una copia. La agencia también pondrá a su disposición a través de Internet una "clave pública" correspondiente. Cualquier usuario puede utilizar la clave pública para codificar datos, los que una vez codificados sólo podrán ser visualizados por el poseedor de la correspondiente clave privada. El lugar más práctico y conveniente para almacenar la clave privada será la tarjeta inteligente.
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presentan aspectos conflictivos—cuanto más seguro sea un sistema determinado, más complejo y difí cil de operar será y viceversa—la industria petrolera deberá hacer un esfuerzo para encontrar la solución óptima en cada caso. Asimismo, a medida que las corporaciones toman más conciencia de los problemas relacionados con la seguridad electrónica, la infraestructura de entrega de datos debe proporcionar soluciones tecnológicas para permitir tomar decisiones en forma segura desde una ubicación remota. Como ejemplos se pueden mencionar el uso de nombres de usuarios y contraseñas para ingresar en sitios de repositorios de datos, y el uso de sistemas de encriptación, en especial en los casos en que los datos se mueven a trav és de Internet. Existen otros métodos más sofisticados de autenticación, como la Infraestructura Pública de Claves (PKI, por sus siglas en Ingl és) y las tarjetas inteligentes, que se utilizan para sistemas más avanzados. La mayorí a de las redes de compañí as petroleras, por lo general, est án protegidas por escudos de protección de comercio electrónico y, como resultado de ello, las transacciones son más seguras. Cada escudo de protección bloquea todas las transferencias de archivos y enví os de datos no autorizados provenientes de una red externa, a menos que se encuentre específicamente programado para aceptar dicha transacción "penetrando" el escudo de protección.
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La mayorí a de las organizaciones de Tecnologí a de la Información (IT, por sus siglas en Ingl és) no aceptan esta alternativa, dado que implica una transgresión a la seguridad. Los avances tecnológicos realizados en el campo de las Redes Privadas Virtuales (VPN, por sus siglas en Inglés) indican que pronto las VPN constituirán la opción más indicada como solución para este problema. Por medio de dicha tecnologí a, los escudos de protección serán más "inteligentes" y en lugar de limitarse a rechazar ciegamente todas las transacciones entrantes, exigirán la identificación correspondiente al emisor de la transmisión. La identificación o autenticación se pueden realizar por medio de "certificados digitales"— que serí an una encarnación digital de un pasaporte para viajes virtuales—expedidos por una agencia confiable y con el formato de una larga sucesión de caracteres digitales. Al igual que los pasaportes verdaderos, los certificados digitales contienen ciertas caracterí sticas que permiten que el escudo de protección—la oficina de inmigraciones del mundo virtual—verifique que no hayan sido falsificados. De esta forma, los escudos de protección pueden garantizar que la transacción entrante proviene de un individuo confiable, generalmente un empleado autorizado, y le concede acceso a la red. La forma m ás segura y conveniente para almacenar un certificado digital es dentro de una tarjeta inteligente
Viaje por la senda de alta velocidad En los últimos años se han producido innumerables desarrollos en las comunicaciones y en la entrega de datos en todos los ámbitos de la industria de E&P. El mundo asimila muy r ápidamente los nuevos avances en las transacciones basadas en la Red, que est án modernizando todas las formas de trabajo. Las interfaces de entrega de datos basadas en navegadores de la Red tienen un tremendo impacto sobre la mayor parte de la secuencia de decisiones crí ticas. Optimizar el flujo de los datos hacia aquellos que los utilizan es una forma de aumentar la e ficiencia operativa y de reducir los costos. Como consecuencia de los avances realizados en la tecnologí a de las comunicaciones, se está pasando de un proceso de trabajo centrado en los activos a un nuevo proceso centrado en los expertos o en los responsables de la toma de decisiones, lo cual facilita la colaboración, la integración, la búsqueda de conocimientos y, como resultado de ello, un mejor manejo de las decisiones. En un artí culo de próxima aparición en Oilfield Review , se completará la historia sobre los servicios de datos y se explicará de qué manera las plataformas avanzadas de integración e interpretación de datos se combinan con la tecnologí a de visualización 3D para ayudarles a los operadores y a las compañí as de servicios a tomar decisiones inteligentes, apoyadas en una mayor cantidad de información y de conocimientos, en lo que respecta a la evaluaci ón, el desarrollo y el manejo de los yacimientos. —RH
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Colaboradores
Trevor Brown trabaja como geólogo consultor en Unocal Indonesia, con sede en Balikpapan, Kalimantan Oriental. Es responsable de la exploración en aguas profundas. Durante los primeros cinco años de su carrera trabajó en Woodside Offshore Petroleum en Perth, Australia. Comenzó a trabajar como consultor de Unocal Indonesia en 1991 y se incorporó a la empresa en 1998. Trevor se graduó con honores en geología en la Universidad de Melbourne, Australia. Thomas Burke se desempeña como paladín de sistemas de adquisición y, como tal, se ocupa del planeamiento de productos y despliegue en el campo del hardware y el software del sistema de perfilaje en el Centro de Productos de Schlumberger con sede en Austin, Texas, EE.UU. Se incorporó a la compañía en 1994, y se desempeñó como ingeniero de campo en Holanda y en Indonesia durante tres años. En 1997 y 1998 estuvo a cargo de la sede de Tanggu, en la República Popular de China. Thomas se graduó con honores en ingeniería en la Universidad Heriot-Watt de Edinburgo, Escocia. Además, obtuvo el doctorado en ciencias de la ingeniería en el Trinity College de la Universidad de Oxford, Inglaterra. Alan Christie es gerente de desarrollo de negocios submarinos, con base en el Centro de Completaciones de Yacimientos de Schlumberger con sede en Rosharon, Texas. Comenzó a trabajar en 1974 en Henry Balfour & Co., en Leven, Escocia, como técnico principiante. Durante tres años se desempeñó como ingeniero industrial y tuvo a su cargo el diseño de proyectos, el mejoramiento de métodos y sistemas experimentales de equipamiento. En 1981 se incorporó a Flopetrol Johnston para trabajar en pruebas de pozos y operaciones con líneas de arrastre en Medio Oriente. Ocho años más tarde pasó a trabajar como ingeniero de pozos submarinos para Shell Expro en Aberdeen, Escocia, y manejó operaciones marinas y contratos que involucraban los campos Osprey, Gannet, Brent South y Pelican. En 1995 fue nombrado jefe de proyecto, en el departamento de servicios de pozos submarinos para Halliburton, y posteriormente se incorporó a Schlumberger en 1996. Alan se educó en el Kirkcaldy Technical College de Fife, Escocia. John Cromb es ingeniero senior de perforación en aguas profundas en Texaco Worldwide Exploration and Production con base en Houston, Texas. Su trabajo actual se concentra en el diseño de completaciones para un desarrollo marino conceptual en Africa Occidental. John comenzó a trabajar como ingeniero de yacimientos para Texaco en la oficina de Nueva Orleans, Luisiana, EE.UU. Su carrera ha abarcado desde la ingeniería de yacimientos para campos de aguas someras hasta el diseño y la ejecución de completaciones submarinas. Su experiencia también incluye trabajos en ingeniería de producción, completación, reacondicionamiento y perforación de pozos. John se graduó en ingeniería química en la Ohio State University de Columbus, EE.UU.
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Joseph Eck es gerente de desarrollo de negocios para los sistemas de monitoreo permanente WellWatcher* y, como tal, es responsable del crecimiento del negocio del producto WellWatcher en América del Norte. Con base en Houston, Texas, trabaja en el sector de completaciones y productividad de pozos en Schlumberger. Trabajó, además, como gerente de mercadeo para las operaciones de la Costa del Golfo de México entre 1993 y 1997 en Wood Group Production Technology en Houston. Allí contribuyó a desarrollar los sistemas de sondas permanentes en el Golfo de México y participó en la venta de las primeras sondas permanentes instaladas en pozos submarinos en el Golfo de México. Desde su ingreso en Schlumberger (1997), Joe ha contribuido al aumento de las ventas de sondas permanentes en el Golfo de México. Se graduó en ingeniería en petróleo en la Luisiana Tech University de Ruston. Ufuoma Ewherido es geólogo senior en Mobil Producing Nigeria Unlimited con sede en Lagos. Suministra apoyo técnico y geocientífico en los campos estratigráficos en aguas profundas, Etim y Asasa, que opera Mobil. Allí se ocupa del manejo de yacimientos, perforación de pozos de relleno, reacondicionamientos y evaluación de cuencas profundas potenciales de hidrocarburos. Se graduó en geología en la Universidad de Benin en Nigeria, y más tarde realizó el servicio nacional en la Universidad Estatal de Ogun de Nigeria. En 1989 se incorporó a United Geophysical en Warri, Nigeria, como sismólogo. Dos años más tarde pasó a trabajar en Mobil en Lagos; en un principio, se desempeñó como geólogo de operaciones (desde 1991 hasta 1994) y luego como geólogo de producción, suministrando datos geocientíficos para los planes de desarrollo de nuevos campos y redesarrollo de campos en producción (desde 1994 hasta 1996). Luego fue transferido a Dallas, Texas, donde pasó dos años trabajando en la caracterización de yacimientos estratigráficos en aguas profundas, sísmica integrada, producción de pozos y datos de presión para construir modelos geocelulares 3D. Antes de ocupar su cargo actual, se desempeñó como geólogo en jefe, con base en Lagos, para los campos Etim y Asasa (1998 y 1999). Es autor de varios trabajos sobre el uso de modelos geológicos y sondas permanentes en el campo Edop, en el área marina de Nigeria. John Ford trabaja como ingeniero de yacimientos en el campo Baldpate para la empresa Amerada Hess Corporation en Houston, Texas. Durante 13 años se desempeñó como ingeniero de yacimientos en Sun Oil en Dallas, Texas. John se graduó en ingeniería en petróleo en la Universidad A&M de Texas, ubicada en College Station. Leigh Fry es ingeniero de producción en Shell Offshore Inc. con base en Nueva Orleans, Luisiana, y asignado al área Enchilada. En 1982 se incorporó a Shell en Nueva Orleans y trabajó como ingeniero de producción en diversos campos en tierra firme de las áreas de Luisiana y Golfo de México. Leigh se graduó en ingeniería mecánica en la Northern Arizona University, con sede en Flagstaff, EE.UU.
Ivar Haarstad trabaja en el Centro de Investigaciones de Statoil en Trondheim, Noruega, desde 1997. Como ingeniero en el proyecto de posicionamiento de pozos, sus principales responsabilidades incluyen el desarrollo de jTARGET, un método para el diseño de objetivos geológicos y de perforación con análisis de incertidumbres y evaluación de riesgos, y el sistema de automatización de la perforación en tiempo real (DART, por sus siglas en Inglés). Comenzó su carrera como ingeniero de campo y luego fue designado coordinador de proyecto para el Estudio de Racal-Decca para la empresa Norge AS (entre 1981 y 1984). Allí se ocupaba principalmente de tareas de navegación y posicionamiento, movimiento de taladros, estudios sísmicos, instrumentación hidroacústica, montaje de tuberías e instalaciones marinas. También trabajó como supervisor senior para Bentech AS. Antes de ingresar en Statoil, realizó trabajos de investigación científica para IKU Petroleum Research AS en Trondheim, donde se ocupaba de los sistemas de navegación con posicionamiento global y diferencial. Ivar obtuvo su maestría en geodesia en el Instituto Tecnológico Noruego en Trondheim. John Hensley trabaja actualmente como especialista senior en petrofísica en el Departamento de servicios de apoyo mundial para tareas de exploración de Phillips Petroleum, con sede en Bartlesville, Oklahoma, EE.UU. Se ocupa del planeamiento y operaciones de perfilaje, control de calidad de los registros, control de costos e interpretación petrofísica. También se encarga de las bases de datos de registros para los equipos de exploración internacional de la compañía. Se incorporó a Phillips en 1975 y anteriormente trabajó en Texaco (1970 a 1971). John se graduó y obtuvo su maestría en física en la Universidad A&M de Texas en College Station. Rodney Hensley trabaja para BP Amoco Corporation en Houston, Texas. Desde 1999 se ha desempeñado como líder del equipo de la embarcación de perforación en aguas profundas Enterprise, además de otros cuatro proyectos importantes en aguas profundas. Su experiencia previa incluye su trabajo en Conoco en Texas y Oklahoma y como gerente de perforación en Texas International Co. en Oklahoma City, Oklahoma. Además fue ingeniero de perforación senior para British Petroleum en Houston, Texas y, anteriormente, había estado a cargo del programa de perforación direccional de la compañía en EE.UU. Entre 1991 y 1994, trabajó con el grupo de BP Drilling and Floating Production en Aberdeen, Escocia. Al año siguiente regresó a Houston para incorporarse al grupo de aguas profundas. Durante los tres años siguientes trabajó para Amoco Deepwater Business Unit en Nueva Orleans, Luisiana, como superintendente de perforación para varios proyectos de aguas profundas en el Golfo de México. Allí también fue gerente de construcción de la embarcación Discover Enterprise de Amoco. Rodney se graduó en ingeniería mecánica en la Universidad Tech de Texas de Lubbock.
Oilfield Review
Stéphane Hiron se encuentra a cargo de los sistemas de adquisición permanente para el monitoreo y control de yacimientos en el Centro de Productos Riboud de Schlumberger, con sede en Clamart, Francia, donde anteriormente estuvo a cargo del desarrollo de completaciones inteligentes. Se incorporó a la compañía en 1985 en Melun, Francia como ingeniero de desarrollo electrónico y, después de cuatro años, fue transferido al departamento de tecnología del subsuelo con sede en Clamart. En el proyecto Programa de Perforación Profunda en Alemania Continental, coordinó los distintos desarrollos para unidades de malacates especiales y el desarrollo de nuevas versiones de herramientas y telemetría para altas temperaturas. También se desempeñó como líder del proyecto de la herramienta de medición de flujo GradioVenturi* y como jefe de la sección de sensores de presión. Stéphane se graduó en ingeniería electrónica en la Ecole Supérieure d’Ingénieurs en Electrotechnique et Electronique en París, Francia. Ewan Kent es gerente de proyecto y mercadeo del grupo de operaciones submarinas en Aberdeen, Escocia. Se encuentra a cargo de los servicios de control de completaciones e intervenciones de pozos para Europa, Africa y Asia. Se incorporó a Schlumberger en 1996 como ingeniero de desarrollo submarino, responsable del diseño de una nueva generación de árboles de completaciones submarinas, el sistema SenTREE7*. Con anterioridad había trabajado en equipamiento de producción submarina como ingeniero senior para ABB Vetco Gray. Ewan realizó estudios avanzados en ingeniería mecánica y de producción en la Universidad Napier de Edinburgo, Escocia, y se graduó como ingeniero en la Open University de Milton Keynes, Inglaterra. Ashley Kishino es gerente de desarrollo de productos para los sistemas de bombeo sumergibles Reda, con base en el Centro de completaciones de yacimientos de Schlumberger en Rosharon, Texas. En la actualidad es responsable de iniciar el grupo de R&E de fuentes de energía submarinas en Rosharon. Su puesto anterior fue como gerente de áreas submarinas, fuentes de energía y pruebas. Se incorporó a la compañía en 1981 como ingeniero de campo, y tuvo varios destinos dentro de América del Norte. En 1989 se trasladó del trabajo de campo al centro de productos de Houston, donde trabajó primero en fabricaciones y sostenimiento mecánico y, posteriormente, en el Probador Modular de la Dinámica de la Formación (MDT*, por sus siglas en Inglés). Ashley posee dos patentes, y se graduó como ingeniero mecánico en la Queen’s University en Kingston, Ontario, Canadá. Un asterisco (*) indica marca de Schlumberger.
Alex Kletzky es ingeniero senior en el Centro de Productos de Austin, Texas de Schlumberger, donde se ocupa del mercadeo de los sistemas y servicios de comunicaciones. Se incorporó a la compañía en 1988 después de graduarse en ingeniería electrónica en la Universidad de Buenos Aires, en Argentina. Durante los primeros ocho años de su carrera, Alex trabajó en Wireline & Testing, donde se especializó en la evaluación de formaciones y servicios de producción, habiendo ocupado distintas posiciones, desde operaciones de campo hasta posiciones de gerencia en el Lejano Oriente, Europa y América del Sur. Posteriormente trabajó dos años como paladín de producto en el área de sistemas de adquisición y comunicaciones de Wireline & Testing. Leo Koot ingresó en Shell en 1988 después de graduarse y recibir su maestría en ingeniería en petróleo en la Universidad de Delft, Holanda. Desde entonces ha ocupado diversos puestos en ingeniería de pozos, tanto en tierra firme como en áreas marinas, trabajando en varias compañías del grupo Shell (Reino Unido, Namibia y Malasia). Actualmente, está basado en Sarawak, Malasia y se desempeña como primer ingeniero de pozos dentro de la unidad de negocios de gas de Shell Berhad, y además es jefe del proyecto F23 de exploración y desarrollo en la zona submarina sudoeste. Brian McBeath trabaja como ingeniero de ventas de Schlumberger, en Aberdeen, Escocia, desde 1999. Ingresó en la compañía en 1991 y se desempeñó como técnico de campo, operador principal y supervisor de pruebas de pozo. Si bien la mayor parte de sus puestos de trabajo han sido en el Mar del Norte, también estuvo asignado en Noruega, Nigeria y Colombia. Durante su entrenamiento como ingeniero mecánico, recibió un diploma en ingeniería mecánica de una escuela superior nacional. Jafar Mohammed trabaja como ingeniero de yacimientos en Mobil Producing Nigeria en Lagos. Como responsable del campo Edop, tiene a su cargo el monitoreo permanente del comportamiento de las operaciones de inyección, el desarrollo del perfil de inyección del campo para el futuro inmediato, además de participar en los estudios de campo en curso. Comenzó su carrera en 1987 como ingeniero de procesos en la Compañía Nacional de Fertilizantes de Nigeria, ubicada en Port Harcourt. Al año siguiente ingresó en la sección de ingeniería de yacimientos de Mobil Producing Nigeria en Lagos. Durante los seis años siguientes participó en el relevamiento del comportamiento de campos y de yacimientos, en el diseño y el análisis de pruebas de presión transitoria, la evaluación de reservas y el análisis de riesgos. Entre 1994 y 1996, se desempeñó en el departamento de aplicación computarizada y el manejo de datos de Mobil, donde tenía a su cargo la base de datos y actuaba como contacto en el sector de ingeniería de yacimientos y de operaciones. Entre 1996 y 1999, coordinó las actividades y el manejo del yacimiento del campo Usari para el departamento técnico de Mobil Joint Venture. Jafar se graduó con honores en ingeniería en petróleo en la Universidad de Port Harcourt, Rivers State, Nigeria.
Stuart Murchie comenzó su carrera en Schlumberger en 1984, trabajando en Flopetrol Johnston. En 1988, pasó a Wireline & Testing, donde ocupó distintas posiciones de manejo de operaciones de campos en Asia. En 1996 fue designado gerente de servicios de evaluación, con base en Montrouge, Francia. En 1999 fue trasladado a Houston, Texas para consolidar los servicios de datos de GeoQuest y las funciones de desarrollo de interpretación en Oilfield Services. Recientemente fue nombrado vicepresidente y gerente general de Data and Consulting Services. Stuart se graduó en ingeniería mecánica en la Universidad de Dundee, Escocia. Rotimi Ogunlowo comenzó su carrera como ingeniero en petróleo en Mobil Producing Nigeria en 1987, después de graduarse en ingeniería en petróleo en la Universidad de Ibadan, Nigeria. En 1989 ingresó en Shell Petroleum Development Company como ingeniero en petróleo de campo y trabajó en tareas de perforación, completaciones, reacondicionamientos y pruebas de la dinámica de la formación. Desde 1990 se ha desempeñado como ingeniero de yacimientos senior en Mobil Producing Nigeria en Lagos. Sus principales responsabilidades incluyen el manejo y el monitoreo de campos y yacimientos. Rotimi también se ocupó de la evaluación del comportamiento del primer pozo horizontal desarrollado por Mobil en esta área. Leo Osugo es gerente de desarrollo internacional de WellWatcher desde 1998, con sede en Clamart, Francia. Ingresó en Schlumberger en 1983; trabajó como ingeniero de campo en el Reino Unido, Dinamarca, Noruega y Suecia. Además fue asignado como ingeniero de registros de producción en Shekou, China (entre 1990 y 1991); jefe de ingeniería de registros eléctricos en Pescara, Italia (entre 1991 y 1993), gerente de servicios de campo de Wireline en Port Harcourt, Nigeria (entre 1993 y 1996) y gerente de la división de SSMA en el área afromediterránea (entre 1996 y 1997). Antes de ocupar el cargo actual, se desempeñó como gerente de operaciones de WellWatcher en Aberdeen, Escocia. Leo se graduó con honores en ingeniería mecánica en la Universidad de Surrey, Inglaterra. Tony Oyewole es ingeniero de yacimientos y se ocupa de los sistemas de monitoreo permanente WellWatcher para Schlumberger en Lagos, Nigeria. Sus principales responsabilidades son suministrar soporte de interpretación, ventas y mercadeo y desarrollar aplicaciones de ingeniería de yacimientos y estrategias de ventas y mercadeo para los sistemas WellWatcher en el GeoMarket* de Nigeria. Comenzó su carrera como ingeniero de proyectos trabajando como gerente de proyecto industrial en Hycone Associates en Ibadan, Nigeria (entre 1990 y 1991). Se incorporó a Schlumberger en 1996 como ingeniero de yacimientos asistente en la división Nigeria, donde se ocupó del diseño e interpretación de pruebas de pozos, evaluación del comportamiento de completaciones y soporte de interpretación para la herramienta MDT y la herramienta RFT* (Probador de Formaciones por Repetición). Tony se graduó en ingeniería industrial e ingeniería de producción y obtuvo una maestría en ingeniería en petróleo, en la Universidad de Ibadan, Nigeria.
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Próximamente en Oilfield
Review
Cañoneos de alto rendimiento. Este artículo reseña los últimos avances en la tecnología de cañoneo— equipamiento de superficie, cargas moldeadas y transportadores—y el criterio para seleccionar el sistema de cañones que satisfaga las necesidades específicas del pozo. Los avances más recientes incluyen cargas que dejan un orificio grande para empaques con grava y fracturación, cargas de penetración profunda para atravesar las zonas dañadas, el control de los residuos de las cargas en pozos horizontales, cañones bajados a través de la tubería de producción y capaces de operar a altas temperaturas y a altas presiones, y ultra-altas densidades de disparo para prevenir el arenamiento. Sistemas de perforación direccionables. Los sistemas direccionables rotativos permiten perforar huecos complejos, que incluyen pozos horizontales y de alcance extendido, mientras que evitan los problemas de deslizamiento y rotación que se producen durante la perforación convencional. En este artículo se describe la tecnología del sistema direccionable rotativo y se presentan ejemplos que demuestran de qué manera estos sistemas resuelven los problemas de perforación y reducen los costos. Construcción de pozos en aguas profundas. Hoy en día se descuben muchos campos con alta productividad potencial en aguas ultraprofundas, donde los sedimentos son blandos, por lo cual la construcción de los pozos se hace sumamente difícil. En este artículo se examinan los desafíos que presenta la construcción de pozos en aguas profundas y se ofrecen soluciones para ciertos problemas, tales como la identificación de peligros en zonas poco profundas, la predicción de la presión de poro y la producibilidad. Control de agua. Cuando aumenta el volumen de agua producida o aparece agua en un lugar inadecuado, se originan graves problemas para las operaciones de pozos de petróleo y gas. El exceso de agua reduce la productividad, aumenta las tasas de corrosión y obliga a los operadores a expandir los sistemas de tratamiento y evacuación de agua. Mediante el estudio de casos y ejemplos de campo se muestra cómo se pueden diagnosticar y monitorear los complejos problemas que presenta el agua. En estos casos, se pueden aplicar soluciones comprobadas, con el fin de mejorar en forma significativa la producción de crudo y de gas y reducir los costos. Diseño y selección de mechas de perforación. Los operadores y los contratistas responsables de la perforación se muestran más satisfechos cuando logran minimizar el costo del pozo por metro perforado: el tiempo de perforación por cada reemplazo de la mecha y el precio de la mecha dividido por los metros perforados. En este artículo se examinan las mechas tricónicas, las mechas de diamante y las de un compuesto policristalino de diamante, además de las mechas para extracción de núcleos. También se comentan novedades en el campo de la metalurgia que permiten construir mechas especiales para formaciones específicas, con lo cual se logra mejorar su rendimiento. Mediante la utilización de mejores materiales de sellado, y el monitoreo del alineamiento y las vibraciones, a menudo se puede perforar una sección completa del hueco con una única mecha.
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Colaboradores (continuación de la página anterior)
Cary Purdy es gerente general de Petrotechnical Open Software Corporation (POSC) en Houston, Texas. Comenzó su carrera en la industria petrolera en 1976 como ingeniero de campo en Schlumberger Well Services. Cuando dejó la compañía, trabajó en las áreas de exploración y explotación en empresas petroleras y en una importante empresa independiente. Antes de ingresar en POSC en 1991, se desempeñaba como consultor de investigación senior en Mobil Research and Development en Dallas, Texas. Cary participa activamente en la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo (AAPG), en la Sociedad de Ingenieros de Petróleo (SPE) y en la Sociedad de Analistas Profesionales de Registros de Pozos (SWPLA). Fue presidente internacional de la SWPLA y en la actualidad ocupa el cargo de presidente de la Fundación SPWLA. Cary se graduó en geología y física en la Bowling Green State University en Ohio. Anchala Ramasamy trabaja como petrofísica en BP Amoco en Aberdeen, Escocia, donde tiene a su cargo el soporte petrofísico para el proyecto de completaciones inteligentes, con especial énfasis en arreglos eléctricos, métodos de perfilaje óptico e instalación de sensores permanentes en pozos y su integración con otras disciplinas. También se ocupa del proyecto de cegado de agua y gas de BP Amoco, dentro del cual se especializa en el análisis de registros nucleares y de producción de hoyos revestidos, con el fin de reducir los riesgos e incertidumbres del yacimiento. Comenzó su carrera en Schlumberger en 1990 como ingeniera de campo para las operaciones de Shell en Aberdeen y luego en la Kuwait Oil Company en Kuwait. En 1994 se incorporó a GeoQuest en Aberdeen para trabajar en el procesamiento y análisis de datos de clientes múltiples dentro del ambiente de GeoFrame*. Dos años más tarde pasó a trabajar como petrofísica operativa dedicada a la adquisición de datos para el campo Andrew de BP, y en 1998 fue transferida a BP Amoco. Anchala se graduó con honores en ingeniería aeronáutica en la City University de Londres, Inglaterra. Sam Simonian trabaja como paladín de producto de monitoreo de flujo en Schlumberger desde 1999, con base en Clamart, Francia. Supervisa el soporte de los asuntos relacionados con mediciones de flujo en todo el mundo y en todo tipo de ambientes, desde la formación a la superficie. Comenzó a trabajar en 1988 como ingeniero de sistemas en British Aerospace en Hartfield, Inglaterra. Al año siguiente ingresó como ingeniero de desarrollo en el Centro de investigaciones de Schlumberger de Cambridge, Inglaterra, donde contribuyó al desarrollo de nuevas tecnologías para la medición de flujos multifásicos, además de algoritmos para la interpretación de datos obtenidos con instrumentación. Entre 1995 y 1998, trabajó en Anadrill en Houston, Texas, como ingeniero senior, responsable del diseño y desarrollo de turbinas hidráulicas de alta potencia y sistemas de telemetría a través del lodo para herramientas de medición durante la perforación (MWD). Es autor de diversos trabajos técnicos y posee varias patentes. Sam se graduó en ingeniería mecánica y aeronáutica en la City University de Londres, Inglaterra. Además es ingeniero mecánico certificado e ingeniero europeo. Hamish Stewart es el gerente de operaciones subamarinas en el grupo de intervención de pozos y completaciones de Schlumberger en Aberdeen, Escocia. Ingresó en Autocon, subsidiaria de Camco,
en 1985 y, cuatro años más tarde, fue transferido a Camco Subsea en Aberdeen. Ocupó el cargo de gerente de operaciones en 1996 y su aporte fue fundamental en el desarrollo de la ingeniería de tuberías flexibles y del lubricador para intervenciones submarinas (SIL). En la actualidad se ocupa de investigar mejoras para el SIL en el área de aguas profundas y de pruebas de pozos. Además, está desarrollando un enfoque integrado para este producto dentro de Schlumberger. Es ingeniero calificado en ingeniería mecánica y obtuvo una distinción especial de Escocia en administración y un diploma en estudios de administración de empresas de la Open University de Milton Keynes, Inglaterra. Hamish se encuentra finalizando su maestría en administración de empresas en el Instituto Tecnológico Robert Gordon de Aberdeen. Tony Veneruso se encuentra a cargo de actividades de confiabilidad y pruebas en el grupo de completaciones avanzadas, dentro del Centro de completaciones de yacimientos de Schlumberger con sede en Rosharon, Texas. Entre 1990 y 1997, trabajó en el centro de productos Riboud de Schlumberger en Clamart, Francia, donde estuvo a cargo del proyecto de desarrollo del sensor de presión de instalación permanente y del sistema de superficie asociado, y fue consejero científico para el departamento de ingeniería de mediciones de presión en el fondo del pozo. Entre 1987 y 1990, estuvo a cargo del desarrollo de DataLatch*, registrador de presión de fondo acoplado inductivamente y operado con baterías de litio para realizar pruebas de pozos en el Centro de Cañoneo y Pruebas de Schlumberger en Rosharon, Texas. Además trabajó tres años en Flopetrol Johnston en Sugar Land, Texas, desarrollando instrumentación para pruebas de pozos y registradores de fondo y baterías para herramientas de perfilaje durante la perforación (LWD). Antes de ingresar en la industria petrolera, trabajó 18 años en los Laboratorios Sandia en Albuquerque, Nueva México, EE.UU., donde manejó el lanzamiento del programa de instrumentación para perfilaje geotermal. Es ingeniero profesional registrado graduado en el Instituto Politécnico de Nueva York de Brooklyn, EE.UU., y obtuvo su maestría y doctorado, ambos en ingeniería eléctrica, en la Universidad de Nueva México en Albuquerque. Posee varias patentes relacionadas con los sistemas de monitoreo de presión y temperatura en el fondo del pozo, completaciones inteligentes y confiabilidad. Tony ha dado numerosas conferencias y ha publicado distintos artículos sobre ingeniería de la confiabilidad. Alain Vidal es el gerente de operaciones en el Reino Unido para Testing & Reda, con base en Aberdeen, Escocia. Cuando ingresó en Flopetrol Johnston en 1980 en Arabia Saudita, trabajó en servicios de pruebas. Entre 1985 y 1986, trabajó en Dubai, Emiratos Arabes Unidos, como supervisor de pruebas asignado a varios proyectos del Medio Oriente. En 1987 se especializó en perfilaje eléctrico de producción como ingeniero de campo. Durante los próximos cinco años trabajó en Dubai y posteriormente en Holanda como gerente de servicios de pruebas y producción. Fue designado ingeniero de ventas en Testing & Production para el distrito de Europa continental en 1994. Luego fue transferido a Noruega como gerente de mercadeo y ventas para el segmento de pruebas de pozos (1994 a 1997). Antes de ocupar su cargo actual, era gerente técnico de pruebas de pozos, con base en Montrouge, Francia (1997 a 1999).
Oilfield Review
NUEVAS PUBLICACIONES
Esta teoría presenta posibilidades interesantes a los profesionales dentro de la física, biología y geociencia global, como también a los explo radores de hidrocarburos. Para la mayoría de los profesionales con mente abierta, puede ser una expe riencia agradable reinterpretar sus propias observaciones dentro de este marco completamente nuevo. Lunde G: Journal of Petroleum Geology 22, no. 4 (Octubre de 1999): 462-463.
• A Needed Change of Scene • Global Theories Before Wegener • The Notions of Continental Drift and Polar Wander • The Legacy of Palaeomagnetism • The Seafloor Spreading Hypothesis; Negative Tests and Other Problems • The Subduction Paradox • Chain of Intriguing Observations • Crustal Evolution in New Perspective; Dynamo-Tectonic Implications • Introduction to a New Mobilistic System • The Atlantic Continents: Palaeogeography and Related Tectonic Problems • Antarctica and Australia in New Palaeogeographic/Tectonic Settings • Phenomenological Diversity Interlinked • The Evolving Earth: Suggested Development Pattern in Substance • References, Index
• Measurements of the Relationship Between Sonic Wave Velocities and Tensile Strength in Anisotropic Rock • Prediction of Petrophysical Properties from Seismic QualityFactor Measurements
• Petrophysical Estimation from Downhole Mineralogy Logs • Petrophysical Estimation of Permeability as a Function of Scale • Prediction of Petrophysical Parameter Logs Using a Multilayer Backpropagation Neural Network
ISBN 82-419-0221-2
Contenido:
• A Simple But Powerful Model for Simulating Elastic Wave Velocities in Clastic Silicate Rocks
• Estimation of Aspect-Ratio Changes with Pressure from Seismic Velocities
Our Evolving Planet: Earth History in New Perspective Karsten M. Storetvedt Alma Mater Forlag AS P.O. Box 4213 Nygårdstangen N-5028 Bergen, Noruega 1997. 456 páginas. 585 NK El libro plantea preguntas clave relacionadas con el entendimiento de la tectónica de las placas y esboza un modelo global alternativo—tectónica global.
• Acoustic Wave Propagation and Permeability in Sandstones with Systems of Aligned Cracks
• The Partitioning of Petrophysical Data • Electrical Conductivity, Spontaneous Potential and Ionic Diffusion in Porous Media
Developments in Petrophysics M.A. Lovell and P.K. Harvey (eds) Geological Society Publishing House Unit 7, Brassmill Enterprise Centre, Brassmill Lane Bath, Somerset BA1 3JN Reino Unido 1997. 408 páginas. $125,00 ($75,00 para miembros de la AAPG) ISBN 1-897799-81-0
Estos trabajos de una conferencia realizada en 1995, representan una valiosa revisión de la realidad actual en temas relacionados con la petrofísica, incluyendo sísmica, perfilaje, flujo de fluidos, mojabilidad, microestructura, mecánica de la roca y métodos de mineralogía, junto con análisis, administración y visualización de datos. Contenido: • A Non-Contacting Resistivity Imaging Method for Characterizing Whole Round Core While in Its Liner • One-Man Operable Probe Permeameters • Network Analogues of Wettability at the Pore Scale
• Fractal Geometry, Porosity and Complex Resistivity: From Rough Pore Interfaces to Hand Specimens • Fractal Geometry, Porosity and Complex Resistivity: From Hand Specimens to Field Data
Geologic Applications of Gravity and Magnetics: Case Histories R.I. Gibson and P.S. Millegan (eds) Society of Exploration Geophysicists Box 702740 Tulsa, Oklahoma 74170 EE.UU. 1998. 162 páginas. $44,00 ISBN 1-56080-078-X
Esta publicación conjunta de la SEG y la AAPG es una colección de trabajos concernientes a la aplicación directa de técnicas de gravimetría y magnetometría en varios escenarios, particularmente en la exploración petrolera. Este libro también contiene 26 casos reales completos. Contenido: • Preface/Introduction • General/Planning/Large Scale • Basin Studies • Plays/Field Studies
• Tortuosity: A Guide Through the Maze
• Mining and Environmental
• Feature Recognition and the Interpretation of Images Acquired from Horizontal Wellbores
• State of the Art
• Scattering Attenuation as a Function of Depth in the Upper Oceanic Crust • An Application of the Moiré Method to a Study of Local Strains During Rock Failure in Tension • Index Pese a que el material no se halla totalmente actualizado, los pocos años de atraso carecen de importancia...el número de trabajos de alta calidad dentro de este volumen me permiten recomendarlo sin dudas, tanto como una referencia académica, como un soporte al petrofísico industrial.
• Glossary • Bibliography, Index Mediante la discusión de temas actuales y criterios de diseño, le per mite a los trabajadores medir los pros y contras de las diferentes tendencias para el uso de la gravimetría y la mag netometría en un área determinada. La SEG y la AAPG han tenido mucho éxito al combinar la aplicación de geología y geofísica en un solo volumen. Bartel DC : The Leading Edge 18, no. 7 (Julio de 1999): 856.
Glover PWJ: Journal of Petroleum Geology 22, no. 4 (Octubre de 1999): 459-460.
• Pore-Structure Visualization in Microdioritic Enclaves • Pore-Size Data in Petrophysics: A Perspective on the Measurement of Pore Geometry
Primavera de 2000
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