Oilfield ReviewVolumen 21, no.4 La energía geotérmica Los impactos de los asteroides Dispositivos de control de influjo Laboratorio de fluidos de fondo de pozo 10-OR-0001-S Análisis de fluidos de fondo de pozo: El eslabón perdido Los probadores de formación modernos operados con cable proveen una amplia gama de propiedades de las rocas y de los fluidos en condiciones de fondo de pozo. Los operadores están corriendo sartas de adquisición de registros cada vez más complejas para obtener más y más información, en condiciones cada vez más desafiantes. Uno de los objetivos principales de las pruebas de formación es la caracterización precisa de los fluidos. La interpretación errónea de las propiedades de los fluidos de yacimientos puede traducirse en localizaciones de pozos, estrategias de terminación de pozos y diseños de instalaciones inadecuadas, y además introducir errores serios en los pronósticos de reservas, volúmenes de drenaje y desempeño de los yacimientos. No es de extrañarse que el análisis de fluidos de fondo de pozo (DFA) ahora esté firmemente establecido en los protocolos de caracterización de fluidos. El muestreo a ciegas—sin el análisis DFA— conduce a muestreos insuficientes o excesivos de los fluidos de yacimientos. La extracción de una sola muestra de petróleo carece tanto de sentido como la extracción de una sola muestra de roca. El análisis DFA proporciona el eslabón necesario para vincular otra información de fluidos—tal como los indicadores de gas en los registros de lodo, datos geoquímicos y datos de gradientes de presión—a las mediciones de laboratorio. El costo prohibitivo y la complejidad de las operaciones de intervención de pozos en los desarrollos de aguas profundas, ha hecho que la caracterización precisa de los fluidos se torne esencial. Las instalaciones de superficie y de fondo marino deben estar en su lugar con anterioridad a las operaciones de producción, y cualquier rediseño retroactivo de las instalaciones puede ser excesivamente oneroso. El aseguramiento del flujo—primer obstáculo técnico importante en aguas profundas—fue el responsable del empleo generalizado y la aceptación creciente de las operaciones de muestreo con herramientas operadas con cable durante las dos últimas décadas. El análisis DFA desempeñó un rol esencial al posibilitar el muestreo de fluidos en los pozos de aguas profundas. El enfoque en el aseguramiento del flujo ahora se ha debilitado cuando los operadores descubrieron una forma de anticipar y mitigar este problema, desplazando el foco hacia la compartimentalización de los yacimientos, donde el análisis DFA también demostró su valor. El reconocimiento temprano de la compartimentalización constituye un impulsor fundamental para el empleo del análisis DFA, incluso en los yacimientos ajenos al ámbito de aguas profundas. Muchos de los campos carbonatados gigantes de Medio Oriente, descubiertos hace algunas décadas, aún producen hidrocarburos. No obstante, debido a la heterogeneidad de los yacimientos y a la utilidad limitada de las mediciones clásicas, tales como los gradientes de resistividad y presión, existen atributos importantes como los contactos de fluidos, las zonas de transición agua-petróleo y la conectividad de los yacimientos, que aún no son bien comprendidos. La situación se vuelve más seria a medida que la producción de agua se incrementa, el petróleo se pasa por alto y deben perforarse más pozos en las zonas de transición o en las zonas barridas por el agua. El análisis DFA en agujero descubierto o en pozo entubado constituye una herramienta poderosa para abordar esas incógnitas importantes en todo tipo de yacimiento; no solamente en los de aguas profundas. Mirando hacia el futuro, la industria se enfrenta con diversas tareas esenciales. Debe desarrollar sensores DFA de avanzada, basados en nuevas tecnologías físicas y de nanoescala, y optimizar y miniaturizar el diseño de los existentes. Además, debe expandir el análisis DFA a otras plataformas, tales como las herramientas de adquisición de registros durante la perforación, las tuberías flexibles, las herramientas de adquisición de registros de producción y las sartas de monitoreo permanente. Otro desafío es el mejoramiento de los productos de respuesta y de los flujos de trabajo de interpretación actuales. La integración también es clave. La caracterización de fluidos basada en una sola técnica o tecnología—tal como los indicadores de gas en los registros de lodo, los datos de presión derivados de las pruebas de formación, las características PVT o el análisis de la química de los fluidos de pozos—es una práctica estándar para la mayoría de los operadores de E&P. Los enfoques integrados que involucran múltiples herramientas y tecnologías, son relativamente poco comunes. No obstante, para una caracterización precisa de fluidos y de yacimientos, los datos de los levantamientos sísmicos, los registros de pozos y las pruebas de formación deben integrarse con la información proveniente de otras fuentes, tales como los registros geoquímicos y los indicadores de gas en los registros de lodo. Por otro lado, debe considerarse el contexto geológico adecuado. Cuando estas fuentes se combinan sistemáticamente a través del eslabón perdido—el análisis DFA—la sinergia ofrece una imagen altamente precisa y robusta de los fluidos y del yacimiento (véase “Laboratorio de fluidos de fondo de pozo,” página 40). El centro global de servicios de expertos en Tecnologías de Evaluación y Muestreo de Fluidos (FEAST) de Shell, implementa enfoques integrados en forma rutinaria para la caracterización de los fluidos. Por ejemplo, los datos derivados de los indicadores de gas en los registros de lodo pueden ser utilizados para pronosticar las facies de fluidos y picar los puntos de muestreo para las pruebas de formación; los datos PVT pueden calibrarse contra los datos derivados de los registros de lodo; y el análisis DFA puede proveer mediciones de las propiedades de los fluidos en tiempo real, durante o en el lugar del muestreo. La integración asegura que los objetivos de evaluación sean abordados utilizando tecnologías y flujos de trabajo óptimos. Además, mejora la toma de decisiones operacionales y maximiza el valor de la información. Dicha integración sólo se puede lograr a través de un esfuerzo de equipo que incluya a las compañías de servicios y a los operadores; un esfuerzo que se base en el hecho de que ambas partes conozcan sus respectivos roles y responsabilidades, y respeten las perspectivas y las necesidades comerciales mutuas. Éste es el modelo de trabajo en un ambiente de colaboración que propugna FEAST, y el análisis DFA es su elemento central. Hani Elshahawi Gerente de Tecnologías de Muestreo y Evaluación de Fluidos Shell International E&P Inc. Houston, Texas, EUA Hani Elshahawi dirige el centro global de servicios de expertos en Tecnologías de Muestreo y Evaluación de Fluidos (FEAST), donde está a cargo de la planeación, ejecución y análisis de las operaciones globales, de alto perfil, de pruebas de formación y muestreo de fluidos. Hani posee más de 20 años de experiencia en la industria petrolera y ha trabajado tanto en compañías de servicios como en compañías operadoras en más de 10 países de África, Asia y América del Norte. Ocupó posiciones relacionadas con interpretación, consultoría, operaciones, mercadeo y desarrollo de productos. Titular de numerosas patentes y autor de más de 70 artículos relacionados con la ingeniería petrolera y las geociencias, actualmente es presidente de la SPWLA y conferenciante distinguido de la SPE. Posee una licenciatura en ingeniería mecánica y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de Texas en Austin. 1 com Traducción Adriana Real Edición Antonio Jorge Torre Subedición Nora Rosato Diagramación Diego Sánchez Enlaces de interés: Schlumberger www. Dairy Ashford Houston. Inc. Andersen Editor consultor Lisa Stewart Editor senior Matt Varhaug Editores Rick von Flatern Vladislav Glyanchenko Tony Smithson Michael James Moody 4 Aprovechamiento del calor de la Tierra La energía geotérmica es limpia y abundante. No obstante.com Dirigir las consultas de distribución a: Joao Felix Teléfono: (55) 21 3541 7008 (Vivian) Directo: (55) 21 3541 7104 Facsímile: (55) 21 2112 4601 E-mail:
[email protected] . Texas 77077 EUA (1) 281-285-7847 Facsímile: (1) 281-285-1537 E-mail:
[email protected] Sussumu Nakamura Teléfono: (55) 21 3824 7461 (Patricia) Directo: (55) 21 3824 7460 Facsímile: (55) 21 2112 4601 E-mail: snakamura@slb. http://www.slb. En algunos casos. llevar este recurso en forma económica a los centros poblacionales. el cráter de impacto puede convertirse en una cuenca aislada que desarrolla su propio sistema petrolero.com/oilfieldreview Glosario del Oilfield Review www.com Archivo del Oilfield Review www. Algunos ejemplos muestran cómo el impacto de los asteroides ha creado yacimientos inusuales de petróleo y porqué es importante considerar los eventos de impacto a la hora de buscar petróleo y gas. E-mail:
[email protected]. Colaboradores Rana Rottenberg Glenda de Luna Diseño y producción Herring Design Steve Freeman es Impresión Wetmore Printing Company Curtis Weeks El impacto de los asteroides puede afectar la geología local y regional.com 2 Dirigir la correspondencia editorial a: Oilfield Review 1325 S. Algunos casos de estudio de EUA e Indonesia ilustran las innovaciones que están siendo exploradas en aras de aprovechar esta fuente de energía alternativa.slb. donde los elementos clave del agua y el calor no existen simultáneamente.oilfield. incidiendo en la localización y la calidad de los yacimientos de hidrocarburos.Schlumberger Oilfield Review Editor ejecutivo Mark A. Am Ilustraciones Chris Lockwood Mike Messinger George Stewart 14 Yacimientos de alto impacto N Traducción y producción Lynx Consulting.linced.glossary. requerirá avances tecnológicos sustanciales. Utilizando esta tecnología. archivada o transmitida en forma o medio alguno. Cuando se menciona sólo el lugar de residencia de un colaborador.Junio de 2010 Volumen 21 Número 4 Consejo editorial Abdulla I. ya sea electrónico o mecánico. Si bien el color del petróleo por lo general oscila entre sombras de marrón y un color claro. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida. sin la debida autorización escrita de Schlumberger. Los ingenieros de yacimientos ahora pueden acceder a un laboratorio de fluidos de fondo de pozo que los ayuda a tomar decisiones más informadas acerca de la conectividad de los yacimientos y las propiedades de los fluidos. En el fondo aparece una ilustración del arreglo de probeta de muestreo guiado. Indonesia Jacques Braile Saliés Petrobras Río de Janeiro. 3 . Roland Hamp Woodside Energy. Texas. India El flujo irregular de fluido a través del yacimiento en dirección hacia un pozo horizontal largo puede acelerar la conificación de agua y gas. Inglaterra 58 Colaboradores 61 Próximamente en Oilfield Review 62 Nuevas publicaciones 64 Índice anual Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los profesionales de la industria petrolera. cerca de Houston. En la portada: A menos que se indique lo contrario. Los técnicos del Centro de Tecnología Terrestre de Schlumberger en Sugar Land. se han encontrado muestras con una diversidad de colores (fotografía del inserto). Oilfield Review se distribuye entre los empleados y clientes de Schlumberger y se imprime en los Estados Unidos de Norteamérica. EUA Eteng A. fotocopiado o grabado. las siglas que aparecen en esta publicación corresponden al idioma inglés. Ltd. lo cual a su vez puede reducir la vida productiva del pozo y dejar atrás reservas. significa que forma parte del personal de Schlumberger. donde la presión anular cae y las tasas de influjo habitualmente son más altas que en otras partes de los laterales de longitud extendida. manifestadas por la obtención de resultados de producción decepcionantes. Todos los derechos reservados. © 2010 Schlumberger. Estas herramientas hacen posible el muestreo de fluidos con bajo nivel de contaminación y la obtención de mediciones eficientes de las propiedades de los fluidos en condiciones de fondo de pozo para numerosos puntos de pruebas. Australia George King Apache Corporation Houston. Al-Kubaisy Saudi Aramco Ras Tanura. Arabia Saudita 30 Dispositivos de control de influjo: Perfeccionamiento de los estándares Dilip M. cuyo objetivo consiste en brindar información acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Brasil 40 Laboratorio de fluidos de fondo de pozo Los operadores a menudo descubren la complejidad de los fluidos y la heterogeneidad de los yacimientos. preparan una herramienta de análisis de fluidos de fondo de pozo para entregar en el campo. Perth. Richard Woodhouse Consultor independiente Surrey. Los dispositivos de control de influjo abordan este problema mediante la desaceleración del flujo de fluidos de yacimientos a través de los filones de alta permeabilidad o en el talón del pozo. sólo luego de efectuar costosas erogaciones durante las fases de desarrollo. pueden optimizar la producción y evitar costosos errores durante la fase de desarrollo. Salam PERTAMINA Yakarta. Kale ONGC Energy Centre Nueva Delhi. Blodgett L y Slack K (eds): Geothermal 101: Basics of Geothermal Energy Production and Use. géiseres. Italia.000 530 9. por ejemplo. utilizando datos de levantamientos sísmicos y datos derivados de registros. no son fluidos sino calor.pdf (Se accedió el 1° de agosto de 2009). requerirá más innovación que adaptación. de una solución casi perfecta para las necesidades energéticas del mundo. Por ejemplo. Inglaterra Sanjaya Sood Houston. no. EUA Aprovechamiento del calor de la Tierra El calor que emana del núcleo de la Tierra podría reemplazar un porcentaje sustancial de la energía producida actualmente por la combustión de gas. Winter 2009/2010: 21. será menester incrementar las tolerancias de temperatura del hardware.000 1. alta permeabilidad y rocas que contienen grandes volúmenes de agua. las temperaturas ultra altas constituyen un claro problema para la aplicación de la tecnología de la industria petrolera en la explora- ción y producción geotérmica. Copyright © 2010 Schlumberger. GeoFrame y TerraTek son marcas de Schlumberger. con técnicas y equipos esencialmente tradicionales de perforación y terminación de pozos.000 megavatios (MW) de electricidad a través de 24 países (arriba). la industria se esfuerza continuamente por superar las limitaciones que impone la temperatura. Hoy.000 1. la caracterización precisa de los yacimientos geotérmicos es uno de los obstáculos más fundamentales para la explotación de todo el potencial energético que proviene del calor de la Tierra. 4. 923 10. se compone de sistemas geotérmicos mejorados (EGS) y está sujeta a desarrollos tecnológicos.291 42. Los primeros desarrollos hidrotermales importantes se localizaron en áreas de gran actividad tectónica marcada por la presencia de volcanes. o más precisamente hidrotermales.geo-energy. Indonesia Mike Sheppard Cambridge. > Recursos hidrotermales potenciales. Estos recursos son relativamente someros y a menudo fluyen a la superficie en forma natural. Milán. o con la sola ayuda de sistemas de bombeo eléctrico sumergible de alta temperatura. en el caso de la producción de energía geotérmica. a menudo se encuentra a profundidades relativamente someras.000 138 14. Por su colaboración en la preparación de este artículo. Gran parte de los recursos potenciales que aquí se indican en megavatios. Caracterizada por la existencia de temperaturas elevadas. se agradece a Mo Cordes. Recursos hidrotermales potenciales Capacidad hidrotermal instalada Capacidad hidrotermal potencial Capacidad potencial utilizando los sistemas EGS en EUA solamente 392 5. El calor de la Tierra es un recurso inagotable cuya utilización prácticamente no genera emisiones de gas de efecto invernadero. Aunque existe un potencial considerable para la transferencia de tecnología de la industria de exploración y producción— equipos de perforación. Pero para que el mundo pueda aprovechar este abundante recurso es preciso superar obstáculos económicos y tecnológicos de magnitud considerable. pues hace que las sofisticadas herramientas y sensores cuya operación depende de sellos y componentes electrónicos estancos a la presión pierdan su utilidad.Craig Beasley Río de Janeiro. Texas. en resumen. prácticas y tecnologías de control de presión y otras prácticas y tecnologías básicas—los detalles específicos de la producción de energía proveniente de los hidrocarburos y del calor de la Tierra no son los mismos. Texas Amy Long Singapur Susan Juch Lutz Salt Lake City. la comparación entre la explotación del calor y la explotación de los hidrocarburos sigue siendo imperiosa. que alimentan centrales eléctricas con una producción de aproximadamente 10. estas formaciones pueden proveer agua sobrecalentada o vapor Oilfield Review .800 Kenneth Riedel Chevron Geothermal Indonesia Ltd Yakarta. No obstante. Con todo. Muchos de los pozos geo- 4 térmicos que actualmente alimentan centrales eléctricas han sido construidos por trabajadores de campos petroleros.1 La energía hidrotermal es una forma específica de recurso geotérmico. Sin estímulo.org/publications/reports/ Geo101_Final_Feb_15. barrenas. Washington. Utah.000 2.850 30. Texas Traducción del artículo publicado en Oilfield Review. EUA Robert Lestz Keita Yoshioka Chevron Energy Technology Company Houston. La construcción de modelos y simulaciones de yacimientos geotérmicos.390 38. DC: Geothermal Energy Association (2009). esos esfuerzos se ven plasmados en campos geotérmicos.000 100. petróleo y carbón para la generación de electricidad. En realidad. La mecánica para obtener el calor natural del subsuelo terrestre parece involucrar tareas familiares a la ingeniería petrolera: perforar y terminar pozos. Brasil Bertrand du Castel Tom Zimmerman Sugar Land. y producir fluidos de pozos asentados en las formaciones de interés que se encuentran por debajo de la superficie. Houston. manantiales de agua termal y yacimientos de agua caliente de grandes dimensiones. Se trata. http://www. y a Stephen Hallinan. Pero la recompensa.000 3. no.Volumen 21. 4 5 . Hoy. y dado que el agua no entra en contacto con el generador de energía. Las plantas de vapor de vaporización instantánea (centro) utilizan agua caliente que está por debajo del punto de ebullición. los costos de mantenimiento suelen ser más bajos que con las centrales AUT09–RVF–02 hidrotermales de vapor seco o vapor de vaporización instantánea. se están proponiendo conceptos menos ambiciosos a través de las centrales eléctricas binarias. Las centrales de energía binarias (extremo inferior) emplean un sistema cerrado para explotar yacimientos aún más fríos. se canalizan para impulsar las turbinas que generan la electricidad. Sin embargo. Para explotar estos recursos. en vez de eliminado. pero que sublima a vapor con presiones de superficie más bajas. el agua se recolecta y se reinyecta en el yacimiento donde es recalentada a medida que se desplaza por la formación en dirección hacia el pozo de producción. no tienen calor suficiente para ser consideradas fuentes de energía geotérmica. los ingenieros y geofísicos están trasladando las técnicas de los sistemas EGS a los yacimientos secos de alta temperatura. Cuando el vapor se enfría y se condensa.000 y 33. El vapor. la formación puede ser fracturada hidráulicamente. Estos sistemas de rocas secas calientes (HDR) constituyen un tipo singular de sistema EGS. mientras se encuentra a presión de yacimiento.” La mayoría de las formaciones de todo el mundo que poseen el agua y la permeabilidad necesarias. Estas centrales utilizan agua que se encuentra por debajo del punto de ebullición para calentar un segundo fluido con un punto de ebullición inferior al del agua. A estas profundidades. El segundo fluido se expande formando un vapor gaseoso que luego alimenta las turbinas generadoras de electricidad. que debe ser inferior al del agua. El segundo fluido evaporado es conducido hacia las turbinas para generar electricidad (izquierda). Los yacimientos hidrotermales predominan en áreas de gran actividad tectónica donde los yacimientos de agua caliente son abundantes y se encuentran presionados. Estas formaciones existen en un número relativamente escaso de lugares del mundo.2 Oilfield Review . o el agua caliente que se sublima a vapor en la superficie. en este caso isobutano. El vapor enviado por cañerías desde un yacimiento hidrotermal ingresa directamente en las turbinas para generar electricidad. 6 a la superficie a través de pozos de producción de gran diámetro. Las formaciones con un nivel de líquido escaso o nulo. existen otras en zonas profundas y de alta temperatura que carecen sólo de agua o permeabilidad suficiente y son las que se muestran más promisorias como fuentes futuras de energía geotérmica. Este fluido puede hacerse circular a través del intercambiador de calor para ser reutilizado. Otras formaciones prospectivas son permeables y contienen agua. El agua fluye o se bombea a la superficie e ingresa en un intercambiador de calor en el que lleva un segundo fluido. En términos sencillos.Central eléctrica de vapor seco Generador Turbina Condensador Aire y vapor de agua Torre de enfriamiento Agua Aire Aire Agua Agua Vapor Pozo de producción Zona geotérmica Pozo de inyección Central eléctrica de vapor de vaporización instantánea Generador Turbina Condensador Vapor Torre de enfriamiento Vapor Agua Aire Aire Agua Salmuera Usos directos del calor Salmuera residual Pozo de producción Aire y vapor de agua Zona geotérmica Pozo de inyección Central eléctrica binaria Vapor de isobutano Generador Turbina Isobutano Condensador Intercambiador de calor Aire y vapor de agua Torre de enfriamiento Aire Agua Salmuera caliente Aire Agua Salmuera fría Bomba Pozo de producción Zona geotérmica Pozo de inyección > Centrales de energía geotérmica. o sin una fuente de recarga suficiente. La solución para la explotación de dichos recursos ampliamente disponibles son los sistemas geotérmicos mejorados (EGS). pero no son suficientemente calientes para las aplicaciones geotérmicas. caracterizado por la presencia de formaciones de basamento muy calientes con permeabilidades extremadamente bajas. hasta su punto de ebullición.000 pies] por debajo de la superficie. la roca se encuentra a una temperatura suficiente como para convertir el agua en vapor sobrecalentado. y requieren procesos de fracturamiento hidráulico para conectar los pozos de inyección de agua con los pozos de producción de agua. pueden recibir el agua a través de pozos de inyección. situados a profundidades de entre 3 y 10 km [10. cuyas temperaturas de agua son inferiores a 150°C [302°F]. los proyectos EGS crean o sustentan yacimientos geotérmicos. Las centrales de vapor seco constituyen el estilo más básico de central de energía geotérmica (extremo superior). tal es el caso de la zona del Océano Pacífico que se conoce como el “Cinturón de Fuego. En los casos de baja permeabilidad. Por ejemplo. para productos tales como identifica no por su litología sino por el flujo de cementos. Además de las cuestiones de índole tecnológica se encuentran las financieras.8. Hurter SJ y Johnson JR: “Heat Flow from the Earth’s Interior: Analysis of the Global Data Set. Esto aumenta en forma considerable los cos.nales disponibles sobre el flujo de calor. Además analiza el estado de la tecnología EGS sirviéndose de los preparativos para un proyecto de expansión EGS en Nevada. estas cifras son astronómicas pero si se explotara sólo un porcentaje pequeño de este potencial.elementales superficiales únicos. que los de la mayoría de los pozos de petróleo y El marco geológico de los yacimientos hidrogas. inyectados y reciclados a lo largo de toda la vida productiva del yacimiento. 3. de manera que el proceso de perforación es más Volumen 21.slb. con algunas excepciones.termales es variable. Para resultar rentables.4 Estos pobres resultados financieros son en parte una reflexión de la geografía. ácido sulfhídrico u otros gases. EUA. depende del clima Antiestético para generación en gran escala Generación de electricidad (limitada) Solar 24 a 33 Intermitente. 5. la activirolas que se observan en la superficie. Entre las fuentes de energía renovable. cas y granito. incluidas cuarcitas. 4. la búsqueda de un yacidurante la perforación y monitoreo del subsuelo. Una fumarola es un respiradero o una abertura producida en la superficie de la Tierra por la que se emiten vapores. calor. foración en busca de petróleo y gas. como las técnicas de adquisición de registros Por consiguiente. Los yacimientos de los camtos de construcción de pozos. un caso real de Indonesia y las lecciones aprendidas a partir del proyecto HDR original ubicado al sudoeste de Estados Unidos. el flujo de calor. La mayoría de estos yacimientos se con precios elevados. DC: Geothermal Energy Association.spe. gasíferos. calefacción Hidroeléctrica 30 a 35 Intermitente. % Confiabilidad del suministro Impacto ambiental Aplicación principal Geotérmica 86 a 95 Continuo y confiable Mínima ocupación del suelo Generación de electricidad Biomásica 83 Confiable Mínimo (manipulación de material no combustible) Transporte. También se compara favorablemente con otras fuentes de energía alternativa si se utilizan otros parámetros de medición.5. El flujo de calor que fluye continuamente desde el núcleo de la Tierra es equivalente a unos 44 teravatios/año. Se trata de sistemas de convección en los Si bien en las últimas décadas la industria que el agua caliente se eleva desde la profundidad petrolera ha refinado significativamente las efi. En el año 2008. eólicos y biomásicos. 7 . la AUT09–RVF–03 encuentran disponibles para su utilización en recarga de agua y el flujo de fluidos que se encuenpozos geotérmicos de alta temperatura. and Economics of Geothermal Energy.org/jpt/2008/10/first-successfulcoproductiongeothermal-oil-well/ (Se accedió el 14 de julio de 2009). depende del clima Antiestético para generación en gran escala Generación de electricidad (limitada) > Valor comparativo de las energías alternativas. http://www. muchos campos hidrotermales se encuen. Los recursos geotérmicos se encuentran alojados en rocas mucho más duras y más calientes que aquéllas para las cuales están diseñadas las barrenas de la industria petrolera y minera. no. 3 (Agosto de 1993): 267–280.) lento y más costoso. lutitas. (Datos de factores de capacidad de Kagel A: A Handbook on the Externalities. podrían satisfacerse cómodamente la mayor parte de las demandas energéticas del mundo. tales pitación de carbonatos y minerales de arcilla. la energía geotérmica es una de las más atractivas en base al factor de capacidad.” Reviews of Geophysics 31. “First Successful Coproduction of Geothermal Power at an Oil Well.5 Por otro dad sísmica. las cuales persisten frente a los factores de inversión que de otro modo serían positivos (arriba. producidos. Employment.pdf (Se accedió el 15 de septiembre de 2009). Washington. Pollack HN. miento hidrotermal comercial cercano a la superEstas herramientas se limitan actualmente a ficie se basa en la identificación de la actividad temperaturas inferiores a 175°C [350°F] y no se tectónica. los manantiales térmicos y los rasgos lado. Los proyectos geotérmicos. Las áreas con condiciones hidrotermales favorables tienden a estar poco pobladas y se encuentran alejadas de los grandes mercados de la electricidad. 4 Fuentes de Factor de energía renovable capacidad. Los resultados financieros también se ven obstaculizados por la dificultad inherente a las operaciones de perforación y desarrollo de estas formaciones. el porcentaje de energía efectivamente producida por una planta en comparación con su producción potencial si es operada en forma continua y a toda capacidad. los cuales se 2.y queda atrapada en yacimientos cuyas rocas de ciencias de perforación y el manejo de yacimien.Este artículo se centra en la tecnología hidrotermal y HDR. la búsqueda de forLa búsqueda de un yacimiento hidrotermal maciones hidrotermales se facilita gracias a la comienza con una evaluación de los datos regiopresencia de manantiales de agua termal y fuma. La temperatura pos más grandes contienen una amplia gama de extrema de los ambientes geotérmicos obliga a rocas. Long A: “Improving the Economics of Geothermal Development Through an Oil and Gas Industry Approach. solares.nen abiertas por los esfuerzos locales. fundos y de alta temperatura.com/ media/services/consulting/business/thermal_dev. y por la precibasadas en componentes electrónicos. rocas volcánilos operadores a escoger productos especiales. y más imporlos diámetros de los pozos deben ser más grandes tante aún. por consiguiente. El riesgo también es más alto y la experiencia actual con el retorno de la inversión en las instalaciones geoquímicas es desalentadora. El alto costo del calor de las profundidades El potencial inexplorado de la energía geotérmica puede ser enorme. procesos de adquisición de datos.” Artículo académico de Schlumberger. La mayoría de los recursos geotérmicos son además verdaderamente renovables ya que los mismos fluidos pueden ser recalentados. un proyecto grande de petróleo y gas habitualmente genera una tasa de retorno inicial de casi 16% y una relación P/I de 1. La permeabilidad se caracteriza habitualmente por una Búsqueda y definición red de fracturas o fallas activas que se mantieCon excepción de algunos sistemas “ciegos” pro. tran a profundidad hacia la superficie.” JPT Online (21 de octubre de 2008). www. requieren un desembolso de capital inicial significativamente más alto que los proyectos petrolíferos. a la derecha).cobertura se han formado a través de la mezcla de tos—reduciendo en consecuencia los costos—a fluidos geotérmicos de corrientes ascendentes menudo lo ha logrado a través de innovaciones con las aguas subterráneas locales. fluidos de perforación y tubulares. Comparativamente. los tran en cuencas sedimentarias profundas en las pozos geotérmicos deben alojar volúmenes de que ya se han llevado a cabo operaciones de perfluidos relativamente grandes y.3 Ciertamente. la fuente térmica. depende del clima Impactos debidos a la construcción de diques Generación de electricidad Eólica 25 a 40 Intermitente. no. el consumo mundial de electricidad fue de 2 teravatios/año. se estima que un proyecto hidrotermal de 50 MW arroja una tasa de retorno inicial inferior al 11% y una relación ganancia/inversión (P/I) de 0. 2006. altas tasas de flujo de calor y fallas permeables profundas que transmiten el calor del manto hacia zonas cercanas a la superficie. referencia 8. los levantamientos estándar de sísmica de reflexión a menudo arrojan resultados útiles en estas áreas. Campbell T. http://www. los cuales se relacionan directamente con la capacidad del recurso para autorecargarse. Manzella A: “Geophysical Methods in Geothermal Exploration. Cumming W: “Geothermal Resource Conceptual Models Using Surface Exploration Data. o con bloques de fallas sepultados por debajo de la cubierta sedimentaria en los sistemas de circulación profunda. Stanford. Fenwick A. lo cual es provisto por rocas coherentes capaces de sustentar sistemas de fracturas abiertas. Un geotermómetro es un mineral o grupo de minerales cuya composición. y a través del mapeo de la alteración hidrotermal superficial. Campbell C. Ganz M. Las temperaturas medidas en los pozos perforados en los sistemas hidrotermales se comparan con las temperaturas calculadas a partir de los geotermómetros antes de las operaciones de perforación. y los modelos físicos pueden utilizarse para simular las capas de rocas. algunos casos reales indican que puede lograrse en base a la interpretación de la geotermometría. Una vez corregidos por este efecto. cl/~cabierta/revista/12/articulos/pdf/A_Manzella. Para obtener más información sobre MT. Labruzzo T. referencia 9. las rocas de cobertura aso- 8 ciadas. a lo largo de semanas o meses. Estas rocas poseen un carácter único relativamente resistivo. poseen baja resistividad. Los pozos de gradiente térmico pueden tener unos pocos metros de profundidad. tales como las empleadas para la caracterización de yacimientos. saturación de fluidos salinos y variaciones de temperatura. una sobre Ingeniería de Yacimientos Geotérmicos de la Universidad de Stanford. muchos de los parámetros medidos indirectamente desde la superficie pueden obtenerse directamente a partir de los datos de registros de los pozos. un límite o un rango para la temperatura de formación de la roca hospedadora. Nichols EA.6 Las mediciones MT se han convertido en un método estándar de mapeo de la geometría de la roca de cobertura que constriñe los yacimientos geotérmicos. 9. Rodrigues LF.” Oilfield Review 21. Oilfield Review . Los modelos conceptuales son hipotéticos y reúnen la información observada con la información inferida para identificar los objetivos geotérmicos y pronosticar la capacidad del yacimiento.” Apuntes de clases.8 El elemento más importante de un modelo conceptual hidrotermal es un patrón isotérmico pronosticado del estado natural. 1 (Verano de 2009): 4–19. por consiguiente.gov/circ/2004/c1249/ (Se accedió el 3 de agosto de 2009). Durante las actividades de exploración geotérmica. las altas temperaturas indican la presencia de una corteza continental delgada. bajo condiciones particulares de presión y composición. es posible que haya rocas AUT09–RVF–04 de alta temperatura a profundidades relativamente someras y que exista una fuente de calor. Si se han perforado algunos pozos en un área. Italia: Italian National Research Council International Institute for Geothermal Research. la profundidad y la forma de las estructuras geológicas profundas. Si bien la obtención de perfiles de refracción requiere un esfuerzo considerable a profundidades de 5 a 10 km [16. líneas sólidas trazadas para indicar la temperatura y la profundidad a través de una sección del subsuelo. 7. Cumming. Pisa. Las mediciones de la temperatura del subsuelo constituyen el método más directo de determinación de la existencia de un sistema hidrotermal. consulte: Brady J. Los yacimientos hidrotermales requieren altas temperaturas y una permeabilidad efectiva. El contraste de resistividad existente en la base de la roca de cobertura que puede ser determinado a través de mediciones magnetotelúricas (MT). Dichos modelos a menudo se combinan con las tecnologías geoestadísticas y clásicas. Dado que estos recursos pueden hallarse en áreas fracturadas sometidas a esfuerzos tectónicos. Mediante la correlación de los levantamientos y el clima.cec. no. En los terrenos volcánicos. EUA (9 al 11 de febrero de 2009). Los modelos matemáticos de velocidad son utilizados en forma rutinaria para pronosticar la profundidad hasta una formación de interés. California. Si bien es difícil de obtener durante la fase de exploración. Umbach KE. tienen en cuenta los datos de resisitividad derivados de las mediciones MT e interpretados en el contexto de la geología básica y la hidrología. Patmore S y Stilling J: “Sondeos electromagnéticos para la exploración de petróleo y gas. (Adaptado de Duffield y Sass. Pero su valor principal radica en la identificación de los cambios producidos en el nivel de agua sub6. 8. Ferster A. Circular 1249.Temperatura del subsuelo medida en el pozo. En los sistemas de circulación profunda.7 El concepto Los procedimientos más comunes de exploración geotérmica incluyen la búsqueda y apilamiento de anomalías y el modelado conceptual. y a menudo incluyen los datos captados mediante la geoquímica catiónica y la geoquímica del gas. una vez establecidas otras condiciones geotérmicas favorables.400 a 33. Duffield WA y Sass JH: “Geothermal Energy—Clean Power from the Earth’s Heat. geológicas y geoquímicas que pueden proporcionar información sobre el tamaño. Los puntos situados por encima de la línea indican las temperaturas calculadas que fueron subestimadas. Los levantamientos de temperatura pueden delimitar áreas de gradientes geotérmicos mejorados. Además. pero para excluir los efectos de la temperatura de superficie se prefiere una profundidad de más de 100 m [330 pies]. Luego se ponen en práctica técnicas geofísicas.uchile. y cuya presencia denota. °C 300 200 100 100 200 300 Temperatura calculada a partir del geotermómetro químico. es posible definir la relación entre los datos de un levantamiento gravimétrico y la precipitación que produce cambios en los niveles someros de agua subterránea. 11. y a través del cálculo de sus epicentros. No obstante. Combee L. puede proporcionar una indicación de la prospectividad geotérmica. los cambios de densidad muestran qué volumen de la masa de agua descargada en la atmósfera es reemplazado por el influjo natural.) basan en técnicas de teledetección y generación de imágenes. 10. Zerilli A. Los modelos conceptuales hidrotermales combinan la información observada con la información inferida para ilustrar las propiedades de los fluidos de yacimientos y las rocas. Sandberg SK. La línea de guiones indica la localización en la que se graficarían los puntos si los valores medidos coincidieran perfectamente con los valores calculados. Estos registros permiten destacar regiones de porosidad. ricas en contenido de arcilla. las cuales podrían indicar la presencia de yacimientos hidrotermales. los sismólogos pueden determinar la localización y orientación de las fracturas. su presencia a menudo es marcada por la existencia de eventos microsísmicos que además sirven como guía para las operaciones de perforación en las rocas fracturadas. se utilizan levantamientos gravimétricos para definir variaciones de densidad lateral asociadas con una fuente de calor magmático en los sistemas alojados en volcanes.000 pies].” Servicio Geológico de EUA. °C > Pronósticos de las temperaturas del subsuelo. Los levantamientos de sísmica de reflexión y sísmica de refracción han sido utilizados sólo en forma limitada en las actividades de exploración geotérmica. un requisito básico para los sistemas geotérmicos. Buonora MPP. Mediante el registro de un número relativamente importante de estos eventos.” Actas del 34º Seminario terránea y en el monitoreo de los procesos de subsidencia e inyección. estructura o inclusiones se fijan dentro de límites térmicos conocidos.pdf (Se accedió el 10 de agosto de 2009).usgs. http://pubs. La recuperación de un porcentaje. Además.pdf (Se accedió el 30 de junio de 2009. pueden utilizarse patrones de anomalías geofísicas y resistividades. Los datos de una fumarola y una fuente térmica de cloruro. calculadas a partir de la química de los manantiales de agua caliente. Si el agua sube rápidamente desde el yacimiento geotérmico hasta la superficie.”http://geothermal. los cuales deben ajusMT para localizar la base de una roca de cobertura tarse para la obtención de producción. En una zona con flujo de salida. De un modo similar a los procesos inherentes del yacimiento y utilizarse para identificar los objetivos de perforación y las localizaciones pros. sería más que suficiente para satisfacer todos los requerimientos eléctricos de la nación.600 Fluidos coproducidos 0. En las formaciones de muy baja permeabilidad.100 Hidrotermal 2. los ingenieros pueden construir modelos conceptuales que muestran los patrones de flujo de fluidos existentes en un yacimiento hidrotermal como secciones y mapas geológicos (derecha. Dado que la baja resistividad usualmente industria geotérmica “dispone con facilidad. se pueden utilizar levantamientos sistemas más complejos.400 a 9.11 Las zonas permeables poseen gradientes de temperatura más pequeños con la profundidad que las zonas impermeables y generalmente exhiben un patrón isotérmico convectivo.300. Mediante la integración de estos datos geoquímicos con la información de los pozos de gradiente geotérmico y los mapas estructurales.9 La geotermometría utiliza las relaciones isotópicas iónicas y estables presentes en el agua para determinar la temperatura máxima del subsuelo (página anterior).” indica la presencia de arcillas conductivas de baja El futuro de la energía geotérmica reside en los permeabilidad. 9 . Las estimaciones correspondientes al repago potencial de la energía proveniente de los recursos EGS.10 Además.0944 a 0. Se asume que la fuente térmica se encuentra cerca del tope de la capa freática. su composición química no cambia significativamente y retiene una impronta de la temperatura del subsuelo.gov/publications/future_of_geothermal_ energy. superan los 13 millones de exajoules (EJ). derivados por geotermometría catiónica.a las operaciones de petróleo y gas. (Adaptado de Cumming. Los geotermómetros geoquímicos e isotópicos desarrollados en las dos últimas décadas asumen que en el yacimiento geotérmico coexisten dos especies o compuestos y que la temperatura es el control principal sobre su relación. el gradiente de temperatura es pronunciado y se observa fácilmente en una sección transversal como isoter- Volumen 21.000 13. indirectamente. asumen que no se ha producido ningún cambio en la relación durante la elevación del agua a la superficie. [Adaptado de “The Future of Geothermal Energy. También pueden utilizarse los geotermómetros de gases para determinar las condiciones prospectivas del subsuelo. Cuando el flujo del yacimiento es vertical. 4 Fumarola de sulfato ácido Manantial de cloruro Inalterado 212°F Zona de zeolita-esmectita 302°F Arcillas esmectíticas Arcillas marinas Zona de argilita 392°F 482°F 100°C Zona propilítica Flujo ascendente en las fracturas 150°C 250°C 572°F Calor y gas del magma 200°C 300°C > Isotermas basadas en la geotermometría.inel. actinolita y epidota. por pequeño que fuere. El gradiente ayuda Los campos hidrotermales que están ahora en a determinar la localización de las zonas permea.) Categoría de recurso Energía térmica en exajoules [1 EJ = 1018 J] Sistema EGS dominado por la conducción Formaciones de rocas sedimentarias Formaciones de rocas del basamento cristalino Sistema EGS volcánico supercrítico 100. y un conocimiento general de la geología local. el flujo es horizontal y las temperaturas se reducen con la profundidad. las temperaturas se incrementan significativamente con la profundidad. y en la geotérmica e. referencia 8. Las temperaturas del subsuelo. su alto gradiente recuperación de más calor de los sistemas ya térmico. no.4510 > Potencial mejorado de los sistemas geotérmicos en EUA. a profundidades que oscilan entre 3 y 10 km. pueden ser modelados utilizando una interpretación geológica para obtener un perfil de temperatura del subsuelo. Un flujo de agua ascendente crea un patrón isotérmico ascendente e indica la existencia de rocas permeables. la hidrología y el fallamiento o la historia estructural. es posible utilizar el modelado conceptual para planificar y pectivas de los pozos de producción e inyección.producción y que fueron descubiertos a través de estas técnicas y modelos representan lo que la bles e impermeables. Luego pueden mapearse las dimensiones existentes a través de los proyectos EGS (arriba). Las cantidades y proporciones de estos solutos en el agua son una función directa de la temperatura. El agua caliente que circula en la corteza terrestre puede disolver parte de la roca a través de la cual fluye. La alteración propilítica transforma los minerales que contienen hierro y magnesio en clorita. han sido confirmadas mediante mediciones directas obtenidas en la base de los pozos perforados en los sistemas hidrotermales.000 74.)] AUT09–RVF–05 mas estrechamente espaciadas que revelan un Mejorando la naturaleza régimen térmico conductivo.técnica que permite la determinación de la temperatura del subsuelo utilizando una combinación de métodos que abarcan la química de los fluidos de los manantiales de agua termal y la distribución de los minerales de alteración hidrotermal en la superficie. extremo superior). Los investigadores observaron que la porción campo hidrotermal existente para crear un nuevo productiva del campo geotérmico Desert Peak yace modelo estructural del campo. (Adaptado de Lutz et al. rastreo e incluso con12.caracterizarán las resistencias de las rocas y el lica y química. El estudio determinará la distribu. este proceso de generación de imágetra energía para una central eléctrica de vapori. Mientras que las operaciones de fracturamiento hidráulico tradicionales son restringidas predominantemente por los esfuerzos presentes en las rocas y las consideraciones de límites.dos de las pruebas de trazadores indican que los ductiva del campo. Jones CG. los científicos no pudieron dato para un proceso de estimulación.) ejecutar los proyectos EGS destinados al desarro. cerca de Fernley. 13. Los rasgos clave de esta sección son el tope levemente inclinado de las rocas de basamento al norte.000 Profundidad.noreste. acompañando el desarrollo de métodos de modelado. hasta el Pozo 27-15 al norte. Los investigadores registraron un pozo candi.500 barrera o como conducto para los fluidos geotérmicos. de inyección de resistividad se encuentran planos de estratificaagua y de otro tipo. Sin embargo. para asis. y en las localizaciones de las zonas de pérdida de circulación identificadas a partir de los recortes de perforación y los registros de pozos. Lutz SJ. Se regislos datos obtenidos luego de varios años de pro.000 m 1. Los resultadatos de tres pozos perforados en la porción pro.nes proporcionó un conocimiento más completo zación instantánea doble desde 1986 y es típico de las características geológicas del pozo como de los sistemas geotérmicos de circulación pro.14 eficiencia de los yacimientos. Byersdorfer J y Robertson-Tait A: “Borehole Image Analysis and Geological Interpretation of Selected Features in Well DP 27-15 at Desert Peak Nevada: Pre-Stimulation Evaluation of an Enhanced Geothermal System. Kovac KM. en el caso de un recurso geotérmico consiste en maximizar el intercambio de calor en los volúmenes grandes de rocas cristalinas fracturadas—las operaciones difieren considerablemente en cuanto a su aplicación. y la sección Terciaria de gran espesor (verde) en los pozos del sur. Un sistema de vaporización instantánea doble utiliza salmuera separada del agua geotérmica antes de sublimarse.000 5.fluidos inyectados en la zona de producción pueden nes transversales basadas en las correlaciones atravesar las zonas actualmente no productivas. Este campo suminis. a menor presión. o controlados por fallas. incorporados en un modelo las décadas de 1970 y 1980.000 6. El Pozo 27-15 es el candidato para el tratamiento de estimulación hidráulica. los tiempos de bombeo y las temperaturas de inyección para el fracturamiento de las formaciones geotérmicas. lo mejor Las herramientas predominantes de los sistemas EGS—modelado de yacimientos. California (9 al 11 de febrero de 2009). Se prevé que los próximos experimentos de estimulación hidráulica y química incrementarán la permeabilidad y la conectividad de la fractura para los fluidos en este sistema mejorado. se deben considerar las interacciones complejas entre rocas y fluidos y la transferencia de calor a la hora de determinar las tasas de inyección. Oilfield Review .000 3. foliaciones. Lutz SJ.tir en la evaluación de las litologías y la caracterillo de los yacimientos hidrotermales. Por ejemplo.fluido y si la falla de basamento actuaba como 10 De lo bueno.000 Pozo 27-15 Formaciones Truckee y Desert Peak Formación Chloropagus 2. La salmuera se sublima por segunda vez. Utah. en Nevada.000 PT-2 (superior) 0 Cuarcita PT-2 (inferior) Zona de pérdida de circulación 7. Las fallas y las interpretaciones estructurales se basan en las litologías y las secuencias estratigráficas encontradas en cada pozo. En combinación con otros estudios petrológise descubrió y definió un campo geotérmico en cos y petrográficos. Moore JN. efectuadas en el EUA. y el vapor resultante se utiliza para impulsar una turbina independiente o se envía a la turbina de alta presión a través de una entrada independiente. perforación.” Actas del 34º Seminario sobre Ingeniería de Yacimientos Geotérmicos de la Universidad de Stanford. Se han construido dos seccio.comportamiento de los esfuerzos de las rocas AUT09–RVF–07 ción de los tipos de rocas. granos la vida productiva de los campos y a mejorar la minerales conductivos. En Desert Peak.000 > Una de las dos secciones transversales del sistema Desert Peak. las técnicas de estimulación de las formaciones petrolíferas mediante tratamientos de fracturamiento hidráulico se han vuelto cada vez más sofisticadas y eficientes. del oeste de cionales de mecánica de rocas. través de tratamientos de estimulación hidráu.calibrador.000 2.13 El modelo propuesto se basa en el análisis de en un pilar tectónico estructural más antiguo limiregistros de lodo y núcleos e incorpora nuevos tado por fallas con tendencia noroeste. el Pozo 27-15 determinar la profundidad de la transmisividad del adyacente al área de producción actual.” Actas del 34º Seminario sobre Ingeniería de Yacimientos Geotérmicos de la Universidad de Stanford. a lo largo de las fallas más modernas con tendencia observadas en estos tres pozos (arriba). Pero dado que las areniscas petrolíferas se fracturan para incrementar el flujo en los intervalos estratigráficos discretos—y el objetivo. pies Pozo 29-1 0 9. Stanford. 0 Dolomía Fangolita Tr-J PT-2 (superior) 1. en las formaciones de petróleo y gas. representación gráfica. los inge. Esta sección transversal conceptual del campo geotérmico muestra la estratigrafía y la estructura interpretada desde el Pozo 29-1 al sur.traron datos de los registros de rayos gamma y ducción para construir mejores modelos. Suemnicht GA y Robertson-Tait A: “Geological and Structural Relationships in the Desert Peak Geothermal System. 14. se lleva a cabo un estudio de Centro de Excelencia en Geomecánica TerraTek un proyecto EGS que expandiría la operación a de Schlumberger en Salt Lake City. Drakos PS. contactos litológicos. Lamentablemente. fracturamiento hidráulico e inyección de agua— son conocidas para los ingenieros petroleros. y además se generaron imágenes de la nieros pueden evaluar la respuesta potencial de pared del pozo. m 500 1.partir de estas imágenes creadas por contraste de foración de pozos de relleno. referencia 13. Stanford. fracturas inducidas por la perforación y fracturas naturales. el empleo de estas herramientas en aplicaciones geotérmicas implica algo más que su adaptación a temperaturas más elevadas. Las pruebas adifunda. Nevada: Implications for EGS Development. los cuales ayudan a prolongar ción. En los últimos años.000 2.000 Fallas indicadas con líneas de guiones donde se infieren 8. fracturamiento inducido y fracturamiento natural son conceptos relativamente bien comprendidos.12 Actualmente. la presencia de un intervalo pre-Terciario 1 (PT-1) en el Pozo 27-15.Profundidad.500 Riolita (superior) Dacita Riolita (inferior) PT-2 (superior) Riolita (inferior) PT-1 PT-2 (inferior) 1. Entre los rasgos identificados a estos campos geotérmicos a los procesos de per.candidato para el proyecto EGS. minerales de prospectivas potenciales dentro del intervalo de alteración y fracturas mineralizadas al este del estimulación propuesto. California (9 al 11 de febrero de 2009).000 4. fallas. EUA. Utilizando zación de los esfuerzos y las fracturas.GeoFrame. se están efectuando intervenciones del estilo de los campos petroleros con éxito. cerca de la profundidad de la formación. Además. Más recientemente.5 x 105 2. el monitoreo químico y microsísmico. Las limitaciones de temperatura hacen que estos dispositivos pierdan su utilidad en las zonas geotérmicas. Pero la mayor parte de estas técnicas se basa en gran medida en el empleo de sensores electrónicos ubicados en el fondo del pozo.0 x 106 Inyección acumulada. Una pendiente más pronunciada indica algún tipo de resistencia al flujo. tales como el campo geotérmico Salak operado por Chevron. Esta operación aprovecha las diferencias de temperaturas extremas existentes entre la sustancia a inyectar y la formación—más de 149°C [268°F]—y los coeficientes relativamente altos de contracción térmica de la formación para crear las fracturas. el operador puso en marcha un programa masivo y de largo plazo de inyección de agua fría. Para evaluar el impacto de estos tratamientos sobre el desempeño de la inyección. La curva de la derivada. Los resultados de las operaciones de perforación efectuadas en la caldera indicaron la existencia de temperaturas no comerciales. el más grande de su tipo en Indonesia. Estos tratamientos de estimulación incluyeron la inyección de aproximadamente 9.Volumen 21. se han identificado extensiones potenciales del yacimiento al oeste y al norte del área comprobada. meabilidad pero de alta temperatura. 4 Yakarta ASIA Salak INDONESIA Darajat 0 km 0 100 millas 100 INDONESIA > Campo Salak. A través del empleo de trazadores. En un pozo de baja permeabilidad del área de la Caldera Cianten que se encuentra ubicada dentro de los límites de la concesión Salak. permitió a la compañía convertir varios pozos de inyección en productores una vez recuperada térmicamente la formación. En los casos sutiles.) 11 . indica un incremento de la resistencia y por debajo de la curva integral—como se muestra aquí—un tratamiento de estimulación en curso.0 x 106 6. por encima de la curva integral.0 x 105 Integral de Hall trol de la dirección de las fracturas por parte de la industria. Por lo tanto. la Caldera Cianten exhibe una capa de baja resistividad a profundidades similares a las del yacimiento Salak. Los límites del yacimiento geotérmico tienden a ser vagos y los pozos nuevos a menudo encuentran formaciones de baja per- Integral de Hall Derivada de Hall 1. las cuales deben ser estimuladas para proveer tasas de inyección adecuadas.0 x 104 0 0 2. Estas operaciones son esencialmente EGS e incluyen proyectos establecidos. Este análisis confirmó el desarrollo de la fractura durante la inyección de agua fría en el campo. a aproximadamente 60 km [37 millas] al sur de Yakarta (derecha). en Indonesia. la representación gráfica de la derivada de Hall (azul) en la misma escala mejora el diagnóstico.8 millones de bbl [1. con datos geofísicos que incluyen levantamientos MT y levantamientos electromagnéticos en el dominio del tiempo. y los levantamientos de presión y temperatura de los pozos individuales. Chevron pudo medir el impacto de su estrategia de inyección y desplazar los pozos de inyección más lejos del centro del campo y más cerca de sus bordes.0 x 105 AUT09–RVF–08 5. mientras que una pendiente menos pronunciada indica la estimulación de la formación. se encuentra ubicado en un bosque protegido.0 x 106 8. el operador utilizó una gráfica y un análisis de Hall modificados que indicaron el desarrollo de la fractura dentro de la formación (abajo). tales como el del Campo Salak. y los datos microsísmicos muestran una distribución distintiva del yacimiento comprobado a través del área oeste. bbl > Evaluación del desempeño del proceso de inyección. La integral de Hall (naranja) es una línea recta si el factor de daño del pozo no cambia con el tiempo. Las intrusiones de tipo dique circular parecían impedir la circulación de fluidos desde el yacimiento comprobado. no. Así y todo. efectuados en los márgenes del campo. se llevaron a cabo tres tratamientos de estimulación por inyección. Este procedimiento generó más superficie para la perforación de pozos de relleno y expandió el campo simultáneamente. referencia 15. Los mejoramientos registrados en términos de inyectividad también fueron cuantificados a través de pruebas periódicas de caída de presión y la creación de un modelo de simulación de yacimientos 2. Chevron ha mantenido los niveles de producción de vapor y ha optimizado la recuperación de calor en el Campo Salak a través de la perforación de pozos de relleno y de inyección de agua en los pozos profundos de los márgenes del campo donde la permeabilidad es baja. (Adaptado de Yoshioka et al. Al oeste. Una gráfica de Hall modificada constituye un indicador cualitativo del desempeño del proceso de inyección. tal como la formación de tapones o la acumulación de incrustaciones.0 x 106 4.6 millón de m3] de agua. en muchos de los campos geotérmicos más grandes del mundo que son habitualmente los sistemas de temperatura más elevada alojados en volcanes.5 x 105 1. El Campo Salak. calibrado en función de la historia del campo.15 Según el análisis final. Si bien se puede establecer una relación entre el volumen de fluido inyectado y el volumen resultante.800 y 3. 12 ejemplo. de manera que la experiencia con estos sistemas se ha limitado principalmente a proyectos piloto.500 m [9. La tasa de flujo de calor es una función de la densidad de la roca. el número de pozos existentes dentro de un volumen de yacimiento. disponible para el intercambio de calor. respectivamente.000 m > El concepto EGS aplicado a los recursos HDR. Un estudio de simulación numérica.000 a 6 Sedimen tos Pozo productor 50 0a 1. En cada uno de los yacimientos se efectuaron pruebas de flujo durante casi un año. la capacidad térmica y el cambio producido en la temperatura de la roca con el tiempo. aún no existen campos HDR comerciales. dentro de la región estimulada. La cantidad total de calor que puede extraerse de estos yacimientos de todo el mundo.000 millones de quads—aproximadamente 800 veces más que el valor estimado para todas las fuentes hidrotérmicas y 300 veces superior al valor resultante de las reservas de hidrocarburos. Si bien muchas de las preguntas tecnológicas asociadas con los sistemas HDR fueron respondidas con el trabajo llevado a cabo en Fenton Hill. Esto se obtiene igualando la tasa de flujo de calor del yacimiento con el cambio producido en la energía térmica almacenada. la inyectividad se había incrementado significativamente. las propiedades mecánicas del yacimiento. el volumen. la contrapresión de producción. proyectos de creación de yacimientos. la presión de inyección y la tasa de flujo. el tamaño del yacimiento es una función lineal directa de la cantidad de fluido inyectado en éste (próxima página). si se mantiene una producción constante. incluida la permeabilidad. Según las conclusiones del estudio. Los sistemas HDR son. El gran intercambio de calor Los yacimientos de roca caliente seca—HDR— representan sistemas geotérmicos de potencial particularmente grande. concluyó en 1995. a 2. El proyecto. Otras consideraciones a tener en cuenta son la configuración del pozo. Por consiguiente.19 km3 [0.0 00 m 500 a 1. aún persisten ciertas incertidumbres acerca de la creación del yacimiento. Los pozos de producción (rojo) se perforan luego en la zona fracturada.19 A pesar de los avances registrados en los aspectos tecnológicos de la explotación de campos HDR. la viabilidad comercial de estas áreas Oilfield Review . Por Yacimiento de agua de aporte Enfriamiento Generación de energía Distribución de calor Pozo inyector ristalina Rocas c a de Sistem s ra tu c a fr das simula s . De particular importancia para el concepto es un estudio extendido realizado en Fenton Hill—el primer proyecto HDR—que comenzó a principios de la década Intercambiador de calor Monitoreo central de 1970.16 A diferencia de los sistemas EGS hidrotermales. De un modo similar. la capacidad de generación es fundamentalmente una función del volumen de roca estimulado. indica que la tasa de generación de energía eléctrica factible sobre la base de un volumen de roca unitario es de 26 MWe/km3 [106 MWe/milla3]. la superficie fracturada dentro de ese volumen de roca es más difícil de cuantificar. El agua inyectada se calienta a medida que fluye desde el pozo de inyección hacia los pozos de producción. y la simulación se basa en una hipótesis de propiedades uniformes. y el número y ubicación de los pozos son todas variables manejables dentro del desarrollo de los campos HDR. con temperaturas de yacimiento de 195°C y 235°C [383°F y 455°F]. Estas características determinan colectivamente cómo estimular mejor el yacimiento para crear el volumen requerido y los trayectos de flujo necesarios para un proceso efectivo de extracción de calor. Un cubo de ese tipo mediría 575 m [1.geomecánicos. realizado por Sanyal y Butler.480 pies].000 m 4. mediante procesos de inyección o fracturamiento. si se asume un proceso uniforme de extracción de calor a través de todo el volumen. llevado a cabo durante un período de aproximadamente 25 años. El sitio incluye dos yacimientos confinados creados en la roca cristalina. Dos pozos más perforados en el área serán sometidos al mismo tipo de tratamiento de estimulación para permitir la inyección del agua producida desde el núcleo de alta temperatura del yacimiento. se ha estimado en 10. la temperatura. el estado de los esfuerzos del yacimiento y los rasgos de las fracturas naturales. en esencia. Las fracturas son generadas en un pozo de inyección (azul) perforado en un yacimiento de baja permeabilidad de roca cristalina profunda. Un enfoque proporciona una estimación del volumen de roca requerido equivalente a un orden de magnitud. en Nuevo México.200 y 11. EUA.17 El trabajo ejecutado en Fenton Hill además fomentó el enfoque en los campos HDR a través de la definición de cuáles de los factores críticos de su construcción son controlables.05 milla3] para generar 5 MWe. El sitio HDR de Fenton Hill se encuentra a aproximadamente 64 km [40 millas] al oeste de Los Álamos. los yacimientos deberían crearse mediante la estimulación o el desarrollo de fracturas desde el pozo inicial y su posterior acceso con dos pozos de producción (abajo).886 pies] de lado.18 Esta correlación de la producción de energía requiere un volumen de aproximadamente 0. Una de las lecciones más importantes aprendidas del proyecto Fenton Hill es que resulta prácticamente imposible conectar dos pozos existentes a través del desarrollo de una fractura hidráulica entre ambos. Pasikki R . y el posicionamiento rutinario de pozos en tirantes de agua (profundidad del lecho marino) de más de 3. Con las perspectivas de obtención de grandes recompensas. dado que se encuentran en formaciones del basamento cristalino. Stanford. en inglés. las operaciones de estimulación y el éxito general de los proyectos se exacerban debido a la falta de conocimiento de la litología. los geofísicos aplicaron recientemente el análisis de multipletes microsísmicos a un conjunto de datos de una operación de fracturamiento hidráulico HDR para ayudar a caracterizar el sistema de fracturas en proceso de desarrollo dentro del yacimiento. El desarrollo reciente de herramientas para uso en ciertas aplicaciones—pozos de petróleo y gas de alta presión y alta temperatura (HPHT).000 m [33.000 m [10. transcurrieron más de 50 años de lecciones aprendidas entre el primer pozo perforado en aguas someras. Moriya H. A modo de referencia. diciembre de 2008. campos hidrotermales y proyectos de inyección de vapor—alienta la formulación de dicho supuesto. representan un volumen de energía enorme. reside en la reducción del riesgo a través de un mejor conocimiento del subsuelo. también están siendo explotados en forma rentable a través del empleo de tecnología adaptada de la industria petrolera. Petty S. se estableció una relación lineal entre el volumen de yacimiento sísmicamente activo y el volumen de fluido inyectado. o por su inaccesibilidad.” artículo SPE 121184. New Mexico. San José. Es el equivalente a aproximadamente 180 millones de bbl de petróleo [28. Knudsen S.22 La corrección de estas deficiencias será cuestión de crecimiento. 20. Nueva Orleáns (1º al 6 de octubre de 2006): 595–599. la sismicidad natural.000 pies] y a cientos de kilómetros de la costa. Brown DW: “Hot Dry Rock Geothermal Energy: Important Lessons from Fenton Hill. Finger J. estos pozos tienden a caracterizarse por una litología variada y por los problemas extensivamente documentados.pdf (Se accedió el 11 de agosto de 2009). Yoshioka K. el impacto ambiental. Las cifras del total de recursos HDR publicadas por Duchane y Brown fueron calculadas sumando el contenido de energía geotérmica almacenada por debajo de las masas rocosas de la Tierra. no. posee temperaturas elevadas y un sistema natural de recarga de agua. Australia. Francia. las fallas y las fracturas preexistentes. A 60 40 20 0 0 10 20 30 Volumen de fluido inyectado. 17. ha generado una tendencia entre muchos de quienes están mejor equipados para resolver estos problemas—los profesionales de la industria petrolera— a abandonar la idea de los desarrollos HDR en favor de búsquedas más inmediatas y conocidas. presentado en la Reunión Regional de Occidente de la SPE. Los pozos HDR.000 pies].” GHC Bulletin (Diciembre de 2002). apenas fuera de la vista de la tierra. Bour DL. Durante una prueba masiva de fracturamiento hidráulico efectuada en Fenton Hill. 22. Capuano L Jr. en el año 2001. por ejemplo. EUA. asociados con las operaciones de perforación y terminación de pozos profundos. Suryata I y Riedel K: “Hydraulic Stimulation Techniques Applied to Injection Wells at the Salak Geothermal Field. indudablemente todo es sólo una cuestión de tiempo. equipos y personal entrenado.” artículo SPE 121165. el régimen de los esfuerzos. Polsky Y. utiliza la semejanza de la forma de onda para identificar los eventos situados en las estructuras relacionadas geométrica o geofísicamente. 24 al 26 de marzo de 2009. En consecuencia. Si bien estas cifras parecen astronómicas e incluyen recursos imposibles de recuperar por su baja temperatura.6 millones de m3].000 m3 prospectivas sigue siendo difícil de alcanzar como consecuencia de su profundidad y temperatura. y la temperatura existente a profundidad. son habitualmente mucho más profundos.20 La brecha Debido a las similitudes obvias entre la explotación de hidrocarburos y la explotación del calor de la Tierra. AUT09–RVF–11 16. Indonesia. En la Cuenca Cooper de Australia. 1. fue de aproximadamente 90 cuatrillones. California. http://geoheat. requerirá una evolución similar de tecnología.000 pies]. se han registrado avances para lograr que los proyectos HDR sean económicamente atractivos. La calidad máxima de los recursos hidrotermales es somera. California (9 al 11 de febrero de 2009). “Quad” es la abreviatura correspondiente a cuatrillón.” Sandia Report SAND2008-7866: Sandia National Laboratories. el hecho de que aún requieran un proceso de considerable innovación tecnológica. El análisis de multipletes microsísmicos. No obstante. California (9 al 11 de febrero de 2009). Por ejemplo. incluyendo el área vital de monitoreo y control de la creación de yacimientos. MWe significa megavatio eléctrico. Las técnicas y métodos utilizados para explotar esos recursos son y seguirán siendo familiares para el personal de campos petroleros.” Resúmenes Expandidos. Raymond D y Swanson R: “Enhanced Geothermal Systems (EGS) Well Construction Technology Evaluation Report. California. Sanyal SK y Butler SJ: “An Analysis of Power Generation Prospects from Enhanced Geothermal Systems. y es una unidad de energía que equivale a 1015 BTU [1.) Volumen 21. el consumo total de energía en EUA. 1. Los recursos de menor calidad que requieren algún proceso de intervención en forma de inyección o fracturamiento o cuyas temperaturas son inferiores al punto de ebullición del agua. los recursos de energía geotérmica difieren en todo el mundo y la facilidad con que se producirá esta transferencia de tecnología es una función de esas diferencias.000 m3 > Control del tamaño del yacimiento.oit. las cuales en algunos casos generan todas las necesidades de electricidad del campo. (Adaptado de Duchane and Brown. las profundidades de los pozos hidrotermales comerciales oscila entre menos de 1 km y algunos pocos casos en los que la profundidad alcanza aproximadamente 4 km [13. a temperaturas superiores a 25°C [77°F]. basado en una técnica de alta resolución de localización hipocentral relativa. dada la recompensa que se avecina. Baria R y Adair R: “Synergies and Opportunities Between EGS Development and Oilfield Drilling Operations and Producers. es tentador suponer que la adaptación de la tecnología de la primera a la segunda es una cuestión de foco. tal es el ejemplo del proyecto EGS en Soultz-sousForêts. como en cualquier emprendimiento de alto costo y alto riesgo. Livesay BJ. No obstante. San José. 19. Stanford. La coproducción es una técnica actual que utiliza el agua caliente producida con el petróleo y el gas para operar plantas binarias. referencia 16. 21. referencia 19. Polsky et al. Kumano Y. En las operaciones marinas.80 15. Wyborn D y Niitsuma H: “Spatial Distribution of Coherent Microseismic Events at Cooper Basin.21 El mayor potencial para el mejoramiento de los aspectos económicos de los proyectos de energía geotérmica. pero crecimiento de un tipo con el que la industria de E&P se encuentra familiarizada desde hace mucho tiempo. Volumen sísmico.055 × 1018 J]. los proyectos HDR poseen ciertamente una ventaja con respecto a los proyectos relacionados con los sistemas hidrotermales convencionales ya que pueden ubicarse cerca de los grandes mercados de la electricidad.” Actas del 34° Seminario sobre Ingeniería de Yacimientos Geotérmicos de la Universidad de Stanford. El desplazamiento desde las formaciones hidrotermales someras de alta calidad hacia las rocas secas calientes profundas. —RvF 13 . permeable. Duchane D y Brown D: “Hot Dry Rock (HDR) Geothermal Energy Research and Development at Fenton Hill.edu/bulletin/bull23-4/art4. No obstante.” Actas del 34º Seminario sobre Ingeniería de Yacimientos Geotérmicos de la Universidad de Stanford. Las incógnitas que afectan el riesgo de las operaciones de perforación y terminación de pozos. Huh M. Pero la recompensa real en la producción de energía geotérmica se conseguirá una vez que la tecnología requerida para los yacimientos EGS y HDR se encuentre ampliamente disponible. 4 pesar de las barreras actuales para la comercialidad. 18. desde la superficie hasta 10.000. Mansure AJC. 24 al 26 de marzo de 2009. Asanuma H. presentado en la Reunión Regional de Occidente de la SPE. 76a Reunión y Exhibición Anual de la SEG. según determinaciones basadas en datos de la localización de los eventos microsísmicos. Algunos casos de estudio de EUA proveen evidencias de la producción actual de petróleo y gas proveniente de estructuras de impacto antiguas. Alberta. Colorado.gsfc. 1. Este artículo describe los procesos que acompañan el impacto y los roles que desempeñan en la formación o la destrucción de las rocas madre (rocas generadoras).gov/ (Se consultó el 10 de diciembre de 2009).nasa. EUA: Oklahoma Geological Survey. Aunque relativamente rara. California. Muchos procesos geológicos. Norman. Una vez por siglo Cada 10. 2. Gretchen Gillis.000 años Cada millones de años Cada 100 millones de años 4 20 90 400 2. John Dribus. Inc. Oklahoma. En un caso de Alaska. Kerrihard. Soporte del impacto A lo largo de miles de millones de años. EUA Traducción del artículo publicado en Oilfield Review. Kenneth J. Los cometas están compuestos por hielo.] 14 Oilfield Review . polvo y roca. Por otro lado. Copyright © 2010 Schlumberger. es el impacto de los asteroides. Ciudad de México. Oklahoma City. Texas.” en Johnson KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in Northwest Oklahoma and Similar Features: Origin and Petroleum Production (Simposio 1995). EUA. Houston.amnh. EUA el subsuelo también pueden afectar las acumulaciones de hidrocarburos. Section 18: Basic Science II: Impact Cratering.php (Se consultó el 7 de septiembre de 2009). Canadá. yacimientos y trampas de petróleo. http://www. y poseen diámetros de hasta Cada año Frecuencia del impacto Ben Herber Paul Weimer Universidad de Colorado Boulder. Enid. Cambridge. asteroides y meteoroides. Estos procesos graduales a menudo son marcados por eventos definidos—terremotos. Mill Valley. Circular 100 (1997): 55–81. se producen a lo largo de decenas de millones de años. Massachusetts. Ken Peters. Norman. Austria Martin Neumaier Oliver Schenk Aachen. EUA Yacimientos de alto impacto Para sorpresa de muchos de los que formamos parte de la industria de E&P.Roger Barton True Oil LLC Casper. los explora- Christian Koeberl Universidad de Viena Viena. Oklahoma. Lowman PD Jr: “Extraterrestrial Impact Craters. y Matt Varhaug. Sugar Land. estos eventos que disgregan José M. Enid.” http://rst. se agradece a Judson Ahern. Winter 2009/2010: 21. [Adaptado de Short N: “The Remote Sensing Tutorial. La frecuencia del impacto es inversamente proporcional al tamaño del impactor. Grajales-Nishimura Gustavo Murillo-Muñetón Instituto Mexicano del Petróleo Ciudad de México. Oklahoma. Arthur Ross Hall of Meteorites. Impacts in Our Future?” American Museum of Natural History. Buthman DB: “Global Hydrocarbon Potential of Impact Structures. Tabasco. 4. Wyoming.” en Johnson KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in Northwest Oklahoma and Similar Features: Origin and Petroleum Production (Simposio 1995). Oklahoma. California. m > Frecuencia del impacto. una colisión entre la Tierra y un objeto extraterrestre grande altera de manera asombrosa las propiedades de las rocas de la superficie y del subsuelo y puede producir efectos persistentes en grandes extensiones. EUA. la inclusión de los efectos de los impactos permitió incrementar la confiabilidad del modelo de cuencas y sistemas petroleros. Universidad de Oklahoma. EUA Ken Bird Servicio Geológico de EUA Menlo Park.org/exhibitions/permanent/meteorites/ impacts/hazards.000 Tamaño del impactor. Jorge López de Cárdenas y Jesús Mendoza Ruiz. Continental Resources. la separación de los continentes y la expansión de los océanos. la depositación de sedimentos. México formación de yacimientos de petróleo. Universidad de Calgary. Jodie Lowry. deslizamientos de terrenos y erupciones volcánicas—que son instantáneos en una escala de tiempo geológico. Un ejemplo de México muestra cómo un impacto masivo contribuyó a la formación de algunos yacimientos prolíficos. EUA. el impacto de una masa extraterrestre puede generar condiciones que conducen a la Jesús García Hernández PEMEX Villahermosa. Alemania Jack Stark Continental Resources. Otro tipo de evento repentino que rara vez se menciona en los debates relacionados con la geología del petróleo. cionistas pueden explotar las cuencas aisladas y las rocas fracturadas que quedan como secuelas. como la erosión. no. Nueva Orleáns.000 9. “Hazards. la orogénesis. Por su colaboración en la preparación de este artículo. México Los procesos y eventos geológicos conforman la Tierra y determinan la localización y la calidad de los yacimientos de petróleo. A través de la mejor comprensión de las consecuencias del choque de un asteroide. Josephine Ndinyah. la Tierra fue bombardeada por cometas. Alan Hildebrand. no se desaceleran tanto y se volatilizan con el impacto. se trata comúnmente de fragmentos de asteroides. el término asteroide se referirá a los cuerpos de todos los tamaños que chocan contra la Tierra. En nuestro sistema solar. sin embargo. Las rocas superficiales que soportan el impacto se denominan rocas objetivo. y están formados por material rocoso. conocidos como bolas de fuego. Los cuerpos más grandes. y los asteroides que producen cráteres de 20 a 50 km [12 a 31 millas] de ancho tienen lugar aproximadamente cada un millón de años. denominados bólidos. Los cráteres formados por el impacto de los asteroides son las formas de relieve más comunes del sistema solar. Los meteoroides son trozos pequeños de detritos interplanetarios. los asteroides suficientemente grandes como para producir catástrofes generalizadas intersectan la órbita terrestre sólo cada 100 millones de años o más (página anterior). 4 atmósfera terrestre son del tamaño del canto rodado o más pequeños. Los asteroides pueden ser más grandes. pero algunos— los llamados “asteroides que cruzan la Tierra”— se encuentran más cerca de la misma. Algunos de esos cuerpos. La mayoría de los asteroides orbita alrededor del Sol en el cinturón de asteroides que se extiende entre Marte y Júpiter. La mayoría de los meteoroides que se vuelven visibles como meteoros.1 No obstante.20 km [12 millas]. o “estrellas fugaces. exhiben típicamente órbitas elípticas largas alrededor del Sol y raramente chocan con la Tierra u otros planetas terrestres.2 15 . con diámetros de hasta 900 km [560 millas]. comparativamente. los cráteres de impacto son poco comunes en la Tierra donde la atmósfera produce la desin- tegración de la mayoría de los cuerpos en caída libre. La frecuencia del impacto es inversamente proporcional al tamaño del asteroide. a los fines de este artículo. mientras que por año pueden depositarse varios meteoritos del tamaño del canto rodado. no.” cuando atraviesan la Volumen 21. Los restos de meteoroides y asteroides que son retardados por la atmósfera terrestre y llegan a la superficie se denominan meteoritos. explotan muy cerca de la superficie y otros experimentan colisiones tangenciales o colisiones plenas. El tamaño de los eyectos oscila entre vapor y polvo. recorriendo una distancia que equivale aproximadamente a una o dos veces su diámetro dentro de la roca objetivo. fusión y evaporación. plegados para formar serranías. en Ghana. la distribución de los eyectos alcanzó proporciones globales y algunas esférulas llegaron hasta Nueva Zelanda. esta etapa dura sólo algunos segundos. El espesor de la capa de esférulas habitualmente se reduce con la distancia al sitio de impacto. Más cerca del cráter y en su interior. cambios de fases en los minerales.000 km/h. La dimensión ancha de la muestra superior es de 25 cm [9. Erosionados.400ºF] en el volumen de impacto. sepultados o modificados de otro modo. mezclas de fragmentos angulares de roca objetivo y roca de basamento en una matriz de grano fino de material pulverizado. más probabilidades tiene de vaporizarse completamente y ser expulsada. una onda de choque hemisférica se propaga hacia el interior del objetivo.6 Las capas de esférulas a menudo sobreviven al cráter en sí y pueden constituir la única evidencia de un impacto antiguo. acaecido en México hace 65 millones de años. a lo largo de trayectos que forman una “cortina de eyectos” coniformes. incluidos fragmentos con metamorfismos de choque. La suevita (extremo superior) es una brecha de impacto que contiene vidrio. El objetivo resiste la penetración y desacelera el proyectil. o erosionados. sepultados por debajo de los sedimentos. (Fotografías. el proyectil desplaza el material objetivo fuera de su trayectoria. del tamaño de la arena. denominadas esférulas. En el momento del contacto. comprimiéndolo y acelerándolo.000 millas/h]. y modificación del cráter posterior al impacto. la composición y la velocidad del proyectil.) 16 que. el proyectil se detiene de manera casi inmediata. los cráteres desaparecen relativamente rápido con la reelaboración de la corteza terrestre. Esta onda de presión conduce a la formación de un flujo de masa que abre el cráter. El material expulsado sigue trayectorias balísticas ascendentes y luego descendentes en dirección hacia la Tierra. La energía cinética se convierte en calor y ondas de choque que penetran tanto el cuerpo que impacta como la roca objetivo. los cráteres de impacto se denominan estructuras de impacto.3 El proceso de formación de cráteres es rápido y puede dividirse en tres etapas: contacto y compresión. Cuanto más grande es la masa que impacta. liberando grandes cantidades de energía cinética. Una vista de cerca de un núcleo de perforación (extremo inferior) de la suevita ubicada en la parte externa del borde norte del cráter Bosumtwi también muestra inclusiones de vidrio. La roca fundida y el material vaporizado que se condensa durante el vuelo pueden formar partículas redondas. rocas de fundido por impacto o vidrio. Las brechas clásticas que contienen tipos de rocas mixtos. y bloques gigantes. el material expulsado es depositado como brechas seleccionadas en forma grosera.500 millones de años. excavación. que dura entre algunos segundos y algunos minutos. metamorfismo de cho- Inclusiones vítreas vítreas de de roca roca Inclusiones fundida de de impacto impacto fundida > Rocas formadas por impacto. Después que la onda de choque pasa. Algunos detritos pueden desplazarse más allá de la atmósfera para luego reingresar en ésta a miles de kilómetros de distancia. además de inclusiones de vidrio espumoso en una matriz clástica de grano fino. Dichas esférulas. Los detritos sólidos. Un asteroide grande puede generar presiones de choque superiores a 100 GPa [14. se denominan suevitas (izquierda). Las alteraciones estructurales y los cambios de fases que se producen en las rocas objetivo tienen lugar durante la etapa inicial y la morfología del cráter se determina en las etapas posteriores. pueden depositarse a miles de kilómetros de distancia del sitio de impacto y formar capas peculiares en el registro sedimentario.4 La duración de la etapa de contacto y compresión depende del tamaño. líquidos y vaporizados son empujados en sentido ascendente.000ºC [5. produciendo fracturamiento. Un asteroide puede dar contra la Tierra con una velocidad de entre 10 y 70 km/s [hasta 250.5 En el impacto de Chicxulub. hundidos en las zonas de subducción. a menudo vítreas. o 160. Esta muestra de roca de la estructura de impacto Bosumtwi. en todos los impactos. Después del contacto.7 En las Oilfield Review . cortesía de Christian Koeberl. pudiendo ser arrojado a grandes distancias. salvo en los más grandes. muestra una diversidad de clastos de roca irregulares. como sucede con algunos depósitos de impacto de aproximadamente 3. Durante la etapa de excavación. la alta presión es liberada por una onda de rarefacción o liberación de presión.5 millones de lpc] y temperaturas de más de 3.8 pulgadas] y el diámetro del núcleo de la figura inferior es de 5 cm [2 pulgadas]. El material excavado por el impacto es expulsado del cráter. existentes en América del Sur y Australia. generando alta presión en el material.Cuando se forman por eventos de impacto. La onda de choque en expansión produce cambios irreversibles en el volumen impactado. Durante la etapa de modificación posterior al impacto. Amoako PYO. las paredes del cráter colapsan levemente y el material de expulsión vuelve a caer dentro del cráter (C). consulte: Melosh HJ: Impact Cratering: A Geologic Process. 5 (Octubre de 2002): 745–768. la matriz que cementa los fragmentos se cristaliza a partir de la roca fundida. La morfología del cráter resultante depende del tipo de roca objetivo y del tamaño de la roca de impacto. King JW y Peck JA: “An International and Multidisciplinary Drilling Project into a Young Complex Impact Structure: The 2004 ICDP Bosumtwi Crater Drilling Project—An Overview. las estructuras de impacto simples suelen ser pequeñas con diámetros de hasta 2 km [1. Un ejemplo de estructura simple bien preservada en la roca sedimentaria es el del cráter Barringer. Las rocas afectadas por impactos se denominan colectivamente impactitas.8 Las estructuras simples conservan su forma de taza y el borde levantado. Koeberl (2002). Por debajo del piso aparente del cráter yace una capa de material objetivo brechiforme que suprayace a las rocas objetivo fracturadas pero autóctonas del piso verdadero del cráter. El fenómeno de excavación produce un cráter “transitorio” con forma de taza.” en Johnson KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in Northwest Oklahoma and Similar Features: Origin and Petroleum Production (Simposio 1995). Kueck J. y de hasta 4 km [2. Scholz CA.4 millas] en las rocas cristalinas. provenientes del piso del cráter. Norman. Karp T. 5. el asteroide choca contra la superficie de la Tierra y empuja el material objetivo hacia abajo. se forma el cráter transitorio. OilfieldLunar Review (Fotografía. El cráter Barringer. Tales modificaciones posteriores al impacto dan como resultado un diámetro final levemente mayor que el de la cavidad transitoria.2 km [0.” Annual Review of Earth and Planetary Sciences 32 (Mayo de 2004): 329–361. El análisis de los minerales de choque.” Annual Review of Earth and Planetary Sciences 27 (Mayo de 1999): 75–113. 6.2 millas] en las rocas sedimentarias. Danuor S. Oklahoma: Oklahoma Geological Survey.” en Johnson KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in Northwest Oklahoma and Similar Features: Origin and Petroleum Production (Simposio 1995). Koeberl C: “Impact Cratering: The Mineralogical and Geochemical Evidence. Overpeck JT. Posee un diámetro de 1. no. Las paredes del cráter colapsado son más cortas que las del cráter transitorio original. Koeberl C. Norman. 4/5 (2007): 483–511. no. 4 A Proyectil Onda de choque Roca objetivo B Eyectos Vapor Cráter transitorio Fundido Rarefacción Onda de choque C Brecha de caída Trampa volcada Plano original Sedimentos Brecha mixta Fractura Dique con rocas de fundido de impacto Fundido Roca objetivo de choque D > Estructura de impacto simple.” Mineralogical Magazine 66. ubicado en Arizona. en Arizona (D). Grieve RAF: “Terrestrial Impact Structures: Basic Characteristics and Economic Significance with Emphasis on Hydrocarbon Production. Smit J: “The Global Stratigraphy of the Cretaceous-Tertiary Boundary Impact Ejecta.6 millones de lpc]. referencia 3. indica que las presiones alcanzaron aproximadamente 25 GPa [3. 3 17 . Volumen 21. Koeberl (2002). Circular 100 (1997): 30–54. Oklahoma: Oklahoma Geological Survey.brechas fundidas por impacto.” Meteoritics & Planetary Science 42.) Autumn 09 Impact Fig. Simonson BM y Glass BP: “Spherule Layers—Records of Ancient Impact. no. 3. 1989. Circular 100 (1997): 3–16. 7. Milkereit B. Para acceder a las referencias generales sobre el análisis siguiente.7 milla] y se formó hace 50. Durante el contacto y la compresión (A). Después del impacto. 4. el cráter transitorio colapsa debido a la fuerza de gravedad. Hecky RD. En la fase de excavación (B). cortesía del Instituto y Planetario. En la Tierra. referencia 3. es un ejemplo de un cráter de impacto simple. EUA (derecha). 3 ORAUT09-Impact Fig.000 años. Nueva York: Oxford University Press. Koeberl C: “Mineralogical and Geochemical Aspects of Impact Craters. 8. Boamah D. No obstante. A lo largo de la década de 1800.M. referencia 3. fue producido por el impacto de un meteorito grande a alta velocidad. Lejos del centro. levantada. Melosh. alguna vez se consideró que la mayoría de los cráteres reconocidos actualmente como relacionados con impactos eran de origen volcánico. El alto central está compuesto por la roca objetivo de choque que ha sido levantada estructuralmente por rebote (izquierda). sin embargo. Hechos y cifras asociados con los impactos El estudio de los cráteres comenzó en el año 1609 cuando Galileo Galilei observó y esbozó la existencia de rasgos circulares mientras enfocaba su telescopio en la luna. Barringer afirmó que el cráter simple de Arizona. Gilbert estudió los cráteres lunares y llegó a la conclusión de que sólo podían explicarse por el fenómeno de impacto. un anillo. el diámetro 18 Los cráteres con diámetros superiores a algunos kilómetros usualmente exhiben morfologías complejas. 10. incluso cuando el impacto se produjo con ángulos de incidencia bajos. cuando D. La primera sugerencia de un origen por impacto para los cráteres de la luna fue planteada por Robert Hooke en el año 1665. creando una zona central 09 del cráter comienzan a colapsar (D). Ahora se sabe que los cráteres producidos por impactos de alta velocidad son circulares. el colapso domal. incluyendo el vulcanismo. la etapa de modificación es más complicada. el geólogo G. La primera propuesta que vinculó el impacto de un asteroide con la formación de un cráter terrestre se formuló en el año 1906. recién en el año 1801 se descubrieron los asteroides. o en los cráteres más grandes. las primeras dos etapas—contacto y compresión (A) y excavación (B)—son similares a las mismas etapas correspondientes a la formación de cráteres simples. Pero el mismo Hooke descartó la idea porque en ese momento se creía que el espacio interplanetario estaba vacío. En la formación de estructuras de impacto complejas. la disolución en el subsuelo y la glaciación.9 En la Tierra.K. Melosh. no entendía porqué casi todos los cráteres tenían forma circular si bien muchos de los impactos eran indudablemente oblicuos.mayor 4 que el del cráter transitorio (E). Después de la erosión del cráter (F). En 1893. referencia 3.10 9.A Proyectil Onda de choque Roca objetivo B Eyectos Vapor Rarefacción Cráter transitorio Fundido Onda de choque C Levantamiento del piso del cráter D Colapso gravitacional de las paredes del cráter Eyectos E Diámetro final del cráter Plano original Levantamiento estructural F Diámetro aparente del cráter Plano original > Estructura de impacto compleja. la mayoría de los observadores sustentaron la idea de un origen volcánico para los cráteres de la luna. La depresión anular circundante contiene brechas y rocas de fundido de impacto. la actividad tectónica. La modificación posterior al impacto es severa en los impactos grandes. 11. caracterizadas por la presencia de una zona central levantada. Los científicos ahora admiten que existe una diversidad de mecanismos que pueden producir rasgos crateriformes terrestres. El levantamiento central puede ser un pico. el cual ahora lleva su nombre.puede 4 parecer aún más grande. Oilfield Review La parte media del cráter comienza a rebotar (C). Koeberl (2002).Autumn las paredes Fig. Oilfield Review . referencia 3. y no podía imaginar de dónde provendrían los proyectiles. El diámetro final del cráter Impact es mucho ORAUT09-Impact Fig. el colapso del borde externo forma un cráter final que es mucho más ancho que la cavidad transitoria. Las condiciones que producen metamorfismo ordinario del subsuelo se encuentran sombreadas en azul. los científicos han desarrollado criterios de diagnóstico para identificar y confirmar las estructuras de impacto presentes en la Tierra. Los mecanismos de erosión y sepultamiento complican aún más la situación. fusión por choque y evaporación. Por ejemplo.000 y 4. el cuarzo experimenta transiciones de fase del estado sólido. cortesía de Christian Koeberl. un mineral se transforma de una fase a otra. morfología de cráteres y anomalías geofísicas. Por lo tanto. Estos cambios pueden ser detectados mediante técnicas de microscopía óptica y electrónica de barrido. Otro cambio de fase que puede tener lugar con las presiones de los impactos es la transición grafito-diamante. sus oponentes manifestaron que el cráter había sido producido por un mecanismo de vulcanismo o colapso. y la actividad volcánica no supera presiones de 1 GPa [145.000 lpc]. vidrio diapléctico.000 Temperatura. difracción de rayos X y mediciones de resonancia magnética nuclear. respecto del cual se sabe que produce presiones de choque superiores a estos niveles. el cual se caracteriza por la presencia de rasgos de deformación planar. El polimorfo del Evaporación Fusión Vidrio diapléctico Rasgos de deformación planar Conos astillados 5 10 50 100 Presión. En ausencia del proyectil extraterrestre o de la evidencia geoquímica de éste. salvo en las estructuras de impacto. se desarrollan mejor en ciertas litologías que en otras. Este cono astillado se obtuvo en el cráter Steinheim. El único proceso natural sobre la Tierra. Su afirmación era cuestionable. Los impactos a alta velocidad. a stishovita—y metamorfismo de choque. a la derecha).5 1 Coesita Stishovita 2. 5 ORAUT09-Impact Fig. es el impacto de los asteroides. es difícil hallar restos que demuestren un origen por impacto. coesita. las presiones estáticas comprendidas en el metamorfismo profundo se aproximan a los 5 GPa. (Fotografía. En la década de 1950. °C Se habían descubierto fragmentos de hierro meteorítico—una aleación de níquel-hierro que contenía metales raros en concentraciones diferentes a las presentes en cualquier roca terrestre—en el borde del cráter. 4 Grafito Diamante El circón se descompone El cuarzo se funde El esfeno se funde 1.000 0 Granulita Eclogita Anfibolita Sanidinita Esquisto verde Cornubianitas Glaucófano Zeolita Esquisto 0. El cráter se formó hace aproximadamente 15 millones de años y aún se observa en la superficie terrestre. situado en Alemania.) 19 . lo cual se traduce en una versión de alta densidad de éste. La onda de choque del impacto produce la compresión de las rocas objetivo a presiones que superan ampliamente el límite elástico de Hugoniot (HEL). Dado que en la mayoría de los casos el asteroide se destruye con el impacto. el esfuerzo máximo que alcanza un material sin experimentar distorsión permanente.1 0. El descubrimiento de depósitos pulverizados y de fases minerales de presión ultra alta ayudó a convencer a geólogos y astrónomos de que el cráter Barringer y muchos otros eran cicatrices de impactos de asteroides.450. GPa > Presiones y temperaturas de los cambios producidos en los minerales por la acción de los impactos. las características que se consideran las más importantes para confirmar el impacto del asteroide son: evidencias de metamorfismo de choque. sólo los efectos diagnósticos del metamorfismo de choque proporcionan evidencias inequívocas de un origen por impacto. no. producen transformaciones de fases—tales como el cambio del polimorfo del cuarzo. Un indicador macroscópico del impacto es la presencia de conos astillados. Con las presiones del impacto.000 lpc]. formando coesita y luego stishovita con presiones aún más altas. Estas estructuras que son conos con ranuras delgadas y regulares que irradian desde el ápice.400. Los cambios de fases producidos a alta presión implican habitualmente el empaque más compacto de las moléculas constituyentes del mineral.11 El límite HEL para la mayor parte de los minerales y las rocas oscila entre 5 y 10 GPa [725. pueden producirse dos tipos de metamorfismo de choque: cambios de fases y cambios estructurales (arriba. cuarzo stishovita nunca se ha hallado en la naturaleza. Los cambios estructurales pueden producirse a escala macroscópica y microscópica. Las estructuras a escala microscópica habitualmente se desarrollan con presiones más altas. Barringer estaba convencido de que debajo del cráter se encontraba sepultado un gran meteorito. En un cambio de fase.000 lpc] y su tamaño varía entre algunos milímetros y algunos metros (abajo). 5 4 cm > Cono astillado en caliza. Se forman con presiones que oscilan entre 2 y 30 GPa [290.000 y 1. en parte porque nunca pudo descubrir el meteorito que se había volatilizado en el momento del contacto. De estas tres.Volumen 21. que habitualmente generan presiones de más de 5 GPa.000 Cuarzo Coesita 3. por lo que formó una compañía minera para perforar pozos en busca de la masa de hierro. Oilfield Review Autumn 09 Impact Fig. Los colores son el resultado de la interferencia con la luz del microscopio. Buthman. Bridges LWD: “Ames Depression. el vidrio generado por choque se recristaliza. situada en Australia (extremo superior).000 lpc]. Coughlon JP y Denney PP: “The Ames Structure and Other North American Cryptoexplosion Features: Evidence for Endogenic Emplacement. Hasta el año 2010. Los granos individuales pueden contener múltiples grupos de rasgos PDF con ángulos diferentes. lo cual hace posible distinguir el producto del vidrio fundido.3 millones de lpc]. No son rectas ni planares ni se encuentran estrechamente espaciadas. 7 (2003): 1109–1130. las rocas experimentan procesos de fusión por lotes y forman fundidos de impacto. referencia 8. Con el tiempo.300 µm 50 µm 50 µm > Deformación de granos. 16. proveniente de una estructura de impacto cercana a Manson. muestra dos orientaciones principales de los rasgos PDF (centro). cortesía de Christian Koeberl.” en Johnson KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in Northwest Oklahoma and Similar Features: Origin and Petroleum Production (Simposio 1995).000 y 6. en Iowa. Norman. se convierten en rocas de fundido por impacto de grano fino. EUA.500. Las líneas son trazas de rastros de inclusiones Impact Fig. Con presiones de más de 50 GPa [7. Dicha transformación de estado sólido permite preservar la forma del grano y algunos de sus defectos originales. Hough RM. Oklahoma: Oklahoma Geological Survey.” Meteoritics & Planetary Science 38. en la Cuenca de Witwatersrand en Sudáfrica. Si se enfrían rápidamente. arriba). 15. Con las presiones del impacto.12 Estos rasgos son conjuntos de laminillas paralelas estrechamente espaciadas (izquierda).) 20 Con presiones que oscilan entre 5 y 45 GPa [725. estos materiales fundidos forman vidrio por impacto. McDonald I. referencia 1.7 millones de lpc].ca/passc/ImpactDatabase/ (Se consultó el 13 de agosto de 2009). exhibe orientaciones múltiples de rasgos PDF (tomado de Reimold et al.unb. Bevan A. EUA. Koeberl C. Reimold WU. 7 ción tectónica de bajo grado. y 300 km [190 millas] en el cráter Vredefort. 7 fluidas subplanares. se han identificado en la Tierra más de 175 estructuras de impacto que exhiben efectos metamórficos de choques (próxima página. resultantes de la alteración causada por la deformaORAUT09-Impact Fig. el sílice y otros granos de minerales se funden y. por encima de 60 GPa [8. Más de 30 de estas estructuras poseen 12. algunos granos de minerales desarrollan microestructuras denominadas rasgos de deformación planar (PDF).” en Johnson KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in Northwest Oklahoma and Similar Features: Origin and Petroleum Production (Simposio 1995). Un grano de cuarzo no metamorfoseado (extremo Oilfield Review inferior) muestra algunos Autumn rasgos que 09 los observadores inexpertos podrían confundir con rasgos PDF. y si se enfrían lentamente. Base de Datos de Impactos sobre la Tierra. 14. referencia 12). Amare K y French BM: “Woodleigh Impact Structure. algunos cristales de minerales se transforman en una estructura amorfa denominada vidrio diapléctico. El análisis de las orientaciones ayuda a cuantificar los niveles de esfuerzo alcanzados durante el impacto. Grieve. Oklahoma: Oklahoma Geological Survey. lo cual explica porqué no queda vidrio en las estructuras de impacto más antiguas. Una asociación de granos de cuarzo metamorfoseado de la estructura de impacto de Woodleigh. algunos granos de minerales desarrollan rasgos de deformación planar (PDF) que corresponden a laminillas paralelas estrechamente espaciadas que penetran todo el grano. Circular 100 (1997): 153–168. Circular 100 (1997): 133–152. Este vidrio se forma sin que exista fusión. Oilfield Review .13 El diámetro de estos rasgos circulares oscila entre 15 m [49 pies] en el cráter Haviland de Kansas. causada por el espesor del grano. Centro de Ciencias Planetarias y Ciencias del Espacio. o desvitrifica. no. http://www. Australia: Shock Petrography and Geochemical Studies. Un grano individual de cuarzo metamorfoseado. (Fotografías. 13. Oklahoma: Domal Collapse and Later Subsurface Solution. Con presiones de más de unos 30 GPa. 2006. Norman. tal es el caso de los diamantes hallados en fundidos de impacto de diversos cráteres de Alemania.) Oilfield Review Autumn 09 Impact Fig.000 pies por debajo de la superficie. 8 N > Estructura de impacto de Ames. El resto de este artículo se centra en los recursos de hidrocarburos. conocidas como Formación Hunton. porque las operaciones de perforación llevadas a cabo a comienzos de la década de 1970 indicaron la presencia de secciones de espesores inusualmente grandes de rocas de edad Ordovícico a Pensilvaniano.700 m [9. Sobre la base de las operaciones de perforación. Un mapa de curvas de contorno de la Formación Sylvan Shale (extremo inferior) que suprayace al cráter. Los cráteres mencionados en el texto aparecen como puntos negros.alguna forma de depósito potencialmente económico que incluye la presencia de petróleo y gas. las evidencias de un origen por impacto son incontrovertibles. o bloque de falla hundido. 8 ORAUT09-Impact Fig. Canadá. Las líneas verticales indican las localizaciones de los pozos. • Los depósitos singenéticos que se originan durante el impacto o como consecuencia de éste. En 1990 y 1991. Oklahoma es Volumen 21. • Los depósitos epigenéticos que son el resultado de procesos posteriores al impacto.16 No obstante. referencia 13. este cráter de Oklahoma fue reconocido por primera vez como una anomalía circular.000 pies] en altos aislados cerrados que circunscribían un rasgo bajo (derecha). muestra la estructura anillada que actualmente se encuentra a unos 9. una formación que normalmente no exhibe un valor significativo de porosidad o permeabilidad en esta región.14 Existen tres tipos de recursos provenientes de un impacto: • Los depósitos progenéticos que se originan antes del impacto. como los de las prolíficas minas de la estructura de Sudbury en Ontario. tal es el caso de los hidrocarburos y los depósitos hidrotérmicos. Ucrania y Rusia. se estableció la presencia de hidrocarburos a profundidades de aproximadamente 2. y los elementos del grupo cobre-níquel y platino presentes en los sulfuros. 21 . a través de la perforación de pozos exploratorios. en Saskatchewan. Varios de estos primeros pozos produjeron petróleo y gas de la dolomía Arbuckle. 4 Estructura de impacto de Ames Am Los hidrocarburos en las estructuras de impacto Existen docenas de cráteres de impacto sepultados que han producido petróleo y gas. En un principio se creía que el rasgo Ames correspondía a un graben. algunos ejemplos son los depósitos de uranio de la estructura Carswell. los cuales fueron levantados durante la formación del cráter y los depósitos de oro y uranio de la Cuenca de Witwatersrand que fueron sepultados y preservados en el cráter de Vredefort.15 Una de las más estudiadas es la estructura de Ames en Oklahoma. no. para otros. Canadá. Algunos geólogos sostienen que esta estructura podría ser el resultado de la actividad ígnea o del fenómeno de disolución en el subsuelo. > Distribución mundial de los cráteres de impacto confirmados. metales preciosos y diamantes. (Datos del Centro de Ciencias Planetarias y Espaciales. ORAUT09-Impact 2 0 14 16 18 > Rasgos gravimétricos del cráter Ames.0 –2.17 Luego. la roca basamento ubicada en el centro del cráter experimentó un fenómeno de rebote.6 km [1 milla] de espesor.680 m [8. 1. El pozo se convirtió en un productor prolífico.) 22 20 mento petrolífero precámbrico de granodiorita brechiforme (izquierda.A fines de 1991. 10 6 a i nc 4 ista 10 DFig.000 pies] de diámetro que se desplazaba a una velocidad de 32 km/s [20 millas/s].18 Para demostrar la hipótesis del impacto. El colapso del Oilfield Review . Un asteroide de 300 m [1. y 490 m [1. Las presiones superaron los 50 GPa.0 –1.4 10 l no ia a anc Dist –0. En torno a este alto central. extremo superior).8 –2. los cuales sólo podían explicarse a través de la acción de fuerzas de uno a dos órdenes de magnitud más grandes y 10 órdenes de magnitud más cortas de duración que cualquier evento que se desarrolle internamente en la Tierra.6 12 8 6 12 4 2 0 Oilfield Review 10 Autumn 09 km 8 ste.20 El examen microscópico cuidadoso de los recortes y muestras de núcleos reveló los cambios mineralógicos producidos en el cuarzo. (Imagen. a 2.0 20 18 16 14 rte. excavando la roca objetivo hasta una profundidad de 600 m [2.800 pies] de profundidad.2 mGal km –1. el espesor extra de la lutita y las indicaciones de la presencia de vidrio y roca basamento brechiforme para proponer un origen por impacto para la estructura de Ames. tal como la actividad volcánica o vulcanismo y la sismicidad. Subsiguientemente. En las rocas sedimentarias. los científicos de diversas organizaciones efectuaron estudios petrográficos. Las anomalías gravitacionales de Bouguer indican variaciones laterales de densidad en el subsuelo. al e Impact Fig. 520 m [1. la roca basamento y la roca carbonatada levantada formaron un anillo de 5 km [3 millas] de diámetro. cortesía de Judson Ahern. Para el año 1992. Hace aproximadamente 470 millones de años. –1. creó una depresión en forma de taza. extremo inferior). Parte de la producción de petróleo de la estructura de Ames proviene de la roca basamento de granodioritas brechiformes. Una anomalía negativa indica la existencia de material de baja densidad. un pozo que apuntaba a un rasgo pequeño presente en la sección central como objetivo. los cráteres de impacto que poseen diámetros similares al de la estructura Ames producen habitualmente una anomalía gravitacional negativa. Anomalía gravitacional de Bouguer mGal –1. No obstante. En investigaciones adicionales se buscó demostrar si el campo gravimétrico y el campo magnético en las proximidades de la estructura eran consistentes con la propuesta de un origen por impacto (izquierda.19 Con la esperanza de comprender la distribución de las rocas de calidad prospectiva.600 pies] más alto que el piso del cráter. penetró una sección de lutita de espesor inusualmente grande para luego hallar petróleo en lo que los perforadores consideraron una formación vítrea. Esta muestra contiene orificios y vacuolas grandes entre los fragmentos de granito. mineralógicos y geoquímicos de recortes de perforación y muestras de núcleos de los pozos de la estructura de Ames. Continental Resources encargó la ejecución de levantamientos sísmicos 2D y 3D a través de la estructura. Los rasgos de tipo choque-impacto y la presencia de vidrio de impacto confirmaron la hipótesis del origen por impacto del cráter de Ames.000 pies] y comprimiendo y fracturando la roca basamento. los geólogos combinaron la distribución anillada aparente de los pozos productivos de la formación Arbuckle. el pozo encontró más de 98 m [320 pies] de lo que demostró ser un basa- Fragmentos grandes de granito Vacuolas (cavernas) grandes que almacenan petróleo y hacen posible el flujo Fragmentos pequeños y muy finos de granito > Muestra de núcleo de la estructura de Ames. las operaciones de producción subsiguientes arrojaron resultados mixtos.21 El escenario para la formación de la estructura Ames puede describirse en pasos (próxima página).700 pies] de carbonatos de plataforma presentes en un mar somero sobreyacían la roca basamento granítica de edad Precámbrico. luego se replegó.” en Johnson KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in Northwest Oklahoma and Similar Features: Origin and Petroleum Production (Simposio 1995). Circular 100 (1997): 169–198. Norman.” en Johnson KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in Northwest Oklahoma and Similar Features: Origin and Petroleum Production (Simposio 1995).17. 18-4 Chestnut Core. and Age. brechas clásticas pobremente seleccionadas. La depositación de lutita (E) y otros sedimentos sepultó el cráter y la región experimentó un proceso Oilfield Reviewde vuelco. Norman. Oklahoma: Oklahoma Geological Survey. Oklahoma: Description and Petrography. Circular 100 (1997): 120–132. Hace aproximadamente 470 millones de años. 3 (Invierno de 2007/2008): 4–19. lo cual aseguró su preservación. Mescher PK y Schultz DJ: “Gamma-Ray Marker in Arbuckle Dolomite. Mineralogy. El cráter formó una depresión lacustre o marina cerrada de 90 a 180 m [300 a 600 pies] de profundidad. Fischer. Norman.” en Johnson KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in Northwest Oklahoma and Similar Features: Origin and Petroleum Production (Simposio 1995). referencia 21. no. Oklahoma: Oklahoma Geological Survey. Circular 100 (1997): 100–103. consulte: Bunting T. 20.” en Johnson KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in Northwest Oklahoma and Similar Features: Origin and Petroleum Production (Simposio 1995). Brandt D. no. consistente en la dolomía fracturada y brechiforme de Arbuckle. Chapman C. Reimold WU y Kelley SP: “Petrography. Clement JH. Koeberl C. El impacto (B) creó un cráter transitorio y además formó brechas en la roca objetivo carbonatada y produjo su fusión. Circular 100 (1997): 379–384. Oklahoma: Oklahoma Geological Survey. Circular 100 (1997): 223–239.” en Johnson KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in Northwest Oklahoma and Similar Features: Origin and Petroleum Production (Simposio 1995).” Shale Shaker (Marzo–abril de 1992): 203–206. Norman. carbonato y dolomía en una matriz esferulítica—que habían sido expulsadas. 4 rocas de relleno del cráter contenían abundantes minerales metamorfoseados por choque y vidrio de impacto.22 Estas Basamento (granodiorita) Aproximadamente 10 millas Eyectos Centro del impacto B Fundido de impacto Eyectos Colapso C Levantamiento central Sistema de suevitas y cavernas Megabloques brechiformes / Fundido de impacto fracturados (retorno) D Eyectos E Arenisca McLish Lutitas McLish Estructura cárstica > Formación y preservación del cráter de impacto complejo en Ames. no. La base del cráter rellena con brechas fundidas—mezclas de granito. 21. Norman. Kuykendall MD y Sharpton VL: “Source-Rock Potential of Impact Craters. Circular 100 (1997): 104–119. Carpenter BN y Carlson R: “The Ames Meteorite-Impact Crater. Las paredes externas del cráter colapsaron debido a la inestabilidad. Oklahoma: The Nicor Chestnut 18-4 Drill Core. 19. Ames Structure. Sandridge R y Ainsworth K: “The Ames Structure Reservoirs and Three-Dimensional Seismic Development. Oklahoma—A Widespread Event Associated with the Ames Impact Structure. Oklahoma: Oklahoma Geological Survey. Fischer JF: “The Nicor No. Norman. Oklahoma: Oklahoma Geological Survey. North-Central Oklahoma.000 m [10. Autumn 09 Impact Fig. Roberts C y Sandridge B: “The Ames Hole.5 a 3 km [1 a 2 millas] de ancho. Geochemistry.” en Johnson KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in Northwest Oklahoma and Similar Features: Origin and Petroleum Production (Simposio 1995). Dallmeyer RD y Powell RA: “Target Rocks and Breccias from the Ames Impact Structure. 23. Circular 100 (1997): 330–333. 12 23 . un asteroide de alta velocidad se sumergió en el mar somero que cubría Oklahoma (A). Oklahoma: Oklahoma Geological Survey. El análisis de la historia de sepultamiento y de la roca generadora y la geoquímica del petróleo A Dolomía del grupo Arbuckle Marcador de la Formación Kindblade 1. 5 (2001):651–669. Geochemistry. 22. and Argon-40/Argon-39 Ages of Impact-Melt Rocks and Breccias from the Ames Impact Structure. Como consecuencia de la acción de los tsunamis. El levantamiento central colapsó y formó un anillo central de roca objetivo fracturada que circunda a la roca basamento fracturada (D). Para obtener más información sobre los tsunamis.” Oilfield Review 19. Singh SC y Sledzik J: “La ciencia de los tsunamis. Wilburton Field. Norman. por encima de las brechas fundidas se depositaron diamictitas. Oklahoma: Petrology.700 pies borde interno del cráter. Christie P. Oklahoma: Oklahoma Geological Survey.000 pies] de sedimentos. Ahern JL: “Gravity and Magnetic Investigation of the Ames Structure. Reimold WU. 18. en la que prevalecían condiciones anóxicas y la cual se rellenó con lutitas negras ricas en materia orgánica que actuaron como rocas generadoras de hidrocarburos y sellos de yacimiento. El rebote de la porción más profunda del cráter se tradujo en un levantamiento central alto de la roca objetivo y del basamento granítico infrayacente (C). Volumen 21.23 La estructura de impacto fue sepultada por debajo de 3. posterior al impacto. Castaño JR.” Meteoritics & Planetary Science 36. formó un anillo externo de 13 a 16 km [8 a 10 millas] de diámetro y 1.” en Johnson KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in Northwest Oklahoma and Similar Features: Origin and Petroleum Production (Simposio 1995). Koeberl C. 12 ORAUT09-Impact Fig. presentes en el área adyacente. es una de las diversas estructuras productivas de impacto de la Cuenca Williston. Hasta el año 2009. La sección de capas devónicas y más modernas.27 En la década de 1960.000 m [3. 24 El Campo Red Wing Creek La estructura Red Wing Creek.800 millones de m3].26 En las primeras etapas de su historia de exploración. situada en el centro.30 El análisis de las orientaciones de los rasgos PDF indica que las presiones de Oilfield Review .300 pies] por encima de su posición estratigráfica normal para la región (izquierda). existe una depresión de más de 1 milla de ancho. la dolomía Arbuckle con porosidad lixiviada. En el año 1972.300 millones de m3] de gas. 13 > Trampa de petróleo en cráter de impacto en Dakota del Norte. Las reservas recuperables finales se estiman en 25 millones de barriles de petróleo [4 millones de m3] y 100. pero que resultaron secos.29 Los trabajos más recientes confirmaron que existían rasgos PDF en los granos de cuarzo presentes en los recortes de uno de los pozos de True Oil. hace aproximadamente 225 millones de años (Ma). La zona productiva neta de 490 m [1. Un anillo levantado de 8 km [5 millas] de ancho encierra la estructura compleja que se encuentra sepultada por debajo de casi 2.600 pies] contrastaba de manera extrema con las secciones productivas de 6 a 12 m [20 a 40 pies]. NO 0 0 SE km 1 millas Cretácico 1 Triásico Jurásico Pensilvaniano-Pérmico Mississippiano Devónico Silúrico Oilfield Review Autumn 09 Dakota Estructura Red ImpactdelFig.28 Los pozos subsiguientes ayudaron a delinear el campo.700 pies] en los carbonatos intensamente fracturados y brechiformes de la Formación Mission Canyon. True Oil LLC perforó un pozo a una distancia de alrededor de 1.24 Los hidrocarburos migraron hacia tres tipos de rocas prospectivas: la dolomía Arbuckle con porosidad intercristalina. que suprayacen la estructura. El Campo Red Wing Creek produce de una sección de 2. Las lutitas adicionales actuaron como sellos. se convirtieron en la roca generadora para los yacimientos que se formaron en los granitos y dolomías fracturados y brechiformes que se encuentran debajo del piso del cráter. sin embargo.000 MMpc de gas [2.700 pies de brechas carbonatadas fracturadas ubicadas en el levantamiento central del cráter (azul). evaporitas y siliciclastos intercalados a aproximadamente 1. El petróleo migró en dirección hacia los bloques levantados. posee un espesor de aproximadamente 7. la zona productiva está concentrada en un área de 2. El descubrimiento de fragmentos de conos astillados en los recortes de perforación fue la primera indicación de que había petróleo entrampado en una estructura compleja de impacto de un meteorito.6 km [1 milla] y descubrió una columna de petróleo total de 820 m [2. de edad Mississippiano y Pensilvaniano. la estructura correspondía a una anomalía sísmica que no se ajustaba a ningún esquema conocido. Este cráter de impacto complejo posee aproximadamente 10 km [6 millas] de ancho. que comprendía carbonatos. 13 Norte Wing Creek ORAUT09-Impact Fig.Migración del petróleo hacia la roca yacimiento Petróleo Roca generadora indican que la mayor parte de los hidrocarburos se generó en el Triásico. en el anillo central y en el borde externo. ubicada en la porción oeste de Dakota del Norte en EUA.000 pies] de sedimentos. Alrededor del levantamiento.25 Roca sello > Sección transversal del sistema petrolero de la estructura Ames. Las lutitas ricas en materia orgánica que rellenaron el cráter de Ames.000 MMpc [2.6 km2 [1 milla2]. y las brechas graníticas (izquierda). la estructura de impacto Ames produjo 17 millones de bbl [2.100 m [7.7 millones de m3] de petróleo y 80.000 pies (no se muestra en escala). Los datos provenientes de levantamientos sísmicos y registros de pozos demostraron la existencia de un levantamiento central circular de 1 milla de ancho. Shell perforó dos pozos en el área que en ambos casos penetraron secciones de un espesor inusualmente grande. 35 Oilfield Review 24. este campo produjo 16.34 Subsiguientemente. ORAUT09-Impact Fig. Koeberl C. Tessen N. referencia 8. Kauerauf A. las dimensiones y las ramificaciones ambientales de este impacto.htm (Se consultó el 12 de octubre de 2009). and Energy Mineral menos 500 veces superior.6 millones de bbl [2. La interpretación de los datos sísmicos 3D revela los rasgos subterráneos del cráter Red Wing Creek. Vardi N: “The Last American Wildcatter.forbes.6 km2] en el levantamiento central. Cretaceous-Tertiary Boundary. Kolata DR. ninguno produjo hidrocarburos y los resultados no se hicieron públicos en ese momento. Stoffler D: “Chicxulub Scientific Drilling Project (CSDP). Reimold WU y Brandt D: “Red Wing “Stishovite at the Cretaceous-Tertiary Boundary.” en Leighton MW.” Nature 352. AAPG Memoir 51 (1990): 507–559.” presentado en la Convención y and Petroleum Production (Simposio 1995). Williston Basin. no.9 millones de lpc]. la coherencia y la curvatura del echado. Las reservas de gas natural se estiman en 100.000 MMpc. la porosidad y la permeabilidad inducidas por el impacto hacen posible tasas de flujo relativamente altas.6 millones de m3] de petróleo y 25. Swientek O. Campeche y Península (2 de febrero de 2009). and Confirmation of Impact 1989):1182–1184.html (Se consultó el 7 de septiembre de 2009). Nieman RA. tales como el azimut. no. Welte D. las observaciones señalan un evento verdaderamente cataclísmico. Las estimaciones basadas en la estratigrafía ubican la edad de la estructura en un rango que varía entre 220 y 200 Ma. La profundidad de la Formación Mission Canyon se codifica por colores. como se sita en forbes/2009/0202/066. Major County. Barton R. A fines de la década de 1970. 7 al 10 de junio Oklahoma: Oklahoma Geological Survey. 8 (Agosto de 1982): 989–1020. Geology of the Williston Basin. están utilizando los datos sísmicos con el fin de desarrollar un modelo geológico para ser utilizado en el proceso de simulación de yacimientos. Exhibición Anual de la AAPG. sin embargo. Álvarez LW. Circular 100 de 2009.” Science 224.” AAPG Bulletin 66. en el Campo Red Wing Creek. obtenidas del levantamiento 3D.” Meteoritics & Planetary Science 31 (1996): 335–342. Kornpihl D y Peters K: “Modelado de cuencas y de septiembre de 2009). Creek Structure. Hantschel T.searchanddiscovery. 25 . Curtiss DK y Wavrek DA: “The Oil Creek-Arbuckle Autumn 09 31. Bulletin 59.de/min/forsch/csdp. Bohor B.” AAPG (Se consultó el 9 de octubre de 2009).hu-berlin. Si bien existe un alto grado de controversia en cuanto a la fecha.” http://www. sugirieron que la capa de alta concentración había sido depositada en ese lugar y en muchos otros lugares del globo hacía 65 millones de años. el cual además causó la extinción masiva de los dinosaurios y de otras formas de vida.html 26. North Dakota. Wygrala explorer/2009/04apr/redwing0409. anomalías gravimétricas en la cuenca salina del istmo. Derks J. 4 (Abril de 1975): 694–710.5 ppm. la concentración promedio de 27. el promedio es al “Geological Development. stishovita y diamantes de impacto en los depósitos del límite K-T de otros sitios del mundo.museum. Herber B. Origin.com/ de Yucatan.” Oilfield Review 21. los científicos que investigaban los sedimentos depositados a fines del período Cretácico y antes del comienzo del Terciario. EUA.”Impact en Fig. no. Huang C. 22 de los cuales aún siguen produciendo. El interés en esta estructura data de antes de la década de 1950. otros trabajadores descubrieron granos de cuarzo y otros minerales metamorfoseados.000 MMpc [700 millones de m3] de gas con 26 pozos. 33. Para obtener más información sobre modelado de sistemas petroleros. 15Red Wing Creek Field. La interpretación de un conjunto de datos sísmicos 3D y de los atributos seleccionados. Gerhard LC. en que la detección de un bajo gravimétrico circular condujo a Petróleos Mexicanos (PEMEX) a llevar a cabo un programa de perforación.net/abstracts/ (1997): 240–258. Oltz DT y Eidel JJ (eds): Interior Cratonic 35. sistemas petroleros. http://www. 6337 (22 de agosto de 1991): 708–709. Al Saeed Friedman B: “Red Wing Data Has Big Impact. Se estima que el levantamiento central brechiforme contiene 130 millones de bbl [21 millones de m3] de petróleo. 4651 (25 de mayo de 1984): 867–869. En la corteza terrestre. McHone JF.” Science 208. Foord EE. http://www. corroborando la idea de un impacto inmenso con eyectos ampliamente dispersados. 15 Hammon S: “3-D Interpretation of a Meteorite Impact Johnson KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in Field. 25. Weimer P.” Science 243. no. La permeabilidad de la matriz de la Formación Mission Canyon es baja—oscila entre 1 y 7 mD— en toda la Cuenca Williston. Las secciones 2D extraídas.” Forbes planicie costera de Tabasco. 32. concentraciones extremadamente grandes de iridio [Ir] y otros elementos del grupo del platino en una capa delgada de arcilla que marca este límite en Italia. Sawatzky HB: “Astroblemes in Williston Basin. Fuchs T. Neumaier M.33 Basados en las relaciones extraterrestres de los elementos del grupo del platino.32 A lo largo de toda la década de 1970. denominado límite K-T.” Boletín de la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros 2 (1950): 453–460. Carlisle DB y Braman DR: “Nanometre-Size Diamonds in the Cretaceous/Tertiary Boundary Clay of Alberta.7 millón y 2. Anderson SB. 2 (Diciembre de 2009): 16–33. Lefever JA y Carlson CG: Ir es de 0. Cornejo-Toledo A y Hernandez-Osuna A: “Las no. Asaro F y Michel HV: “Extraterrestrial Cause for the Cretaceous-Tertiary Extinction. El gran impacto El impacto que atrajo la mayor atención en los últimos 25 años es la colisión del impactor de Chicxulub contra la actual Península de Yucatán en México. Jiang S y (!) Petroleum System. del rojo (somero) al azul y al púrpura (profundo).” AAPG Explorer (Abril de 2009). Los pozos productivos se concentran en un área de 1 milla2 [2. en Boulder. Gerhard LC. Schenk O. Western Northwest Oklahoma and Similar Features: Origin North Dakota.cfm (Se consultó el 6 B. html/2009/annual/abstracts/huang. hallaron Volumen 21. Resources of Williston Basin. no. Oklahoma. 4 > Datos sísmicos de la estructura de impacto Red Wing Creek. Tulsa: The American Association of Petroleum ”Mineralogic Evidence for an Impact Event at the Geologists. de los cuales 70 millones de bbl [11 millones de m3] son recuperables. Los geólogos de True Oil y los investigadores de la Universidad de Colorado. No obstante.001 ppm.aapg. no. permite el mapeo detallado de las fallas y los estratos deformados (derecha). Denver. Anderson SB y Fischer DW: “Petroleum 4448 (6 de junio de 1980): 1095–1108. Origin. 34. Lewis CF y Yates AM: 30. 29. Los pozos anteriores de Shell penetraron la estructura en el flanco del levantamiento y en el cráter anular. Norman. o 0. no. 28. Raton. consulte: Al-Hajeri MM.000 m o una profundidad superior. 4895 (3 de marzo de Geochemical Studies.choque alcanzaron entre 12 y 20 Gpa [1. se perforaron numerosos pozos que en algunos casos alcanzaron 3. http://www. Grieve. luego del impacto producido en alguna parte de la Tierra por un asteroide de 10 km [6 millas] de diámetro.31 Hasta la fecha.org/ M. forman el fondo. Modreski PJ y Triplehorn DM: Basins. en los meteoritos. North Dakota: Petrographical and Nuevo México. and Petroleum Systems. Mexico. Los Ángeles (11 al 15 de octubre de 1981): 448–449. Camargo Z A. por encima de sedimentos ricos en carbonatos. Boulder. el cráter puede incidir en las propiedades de las rocas más modernas que lo cubren. consulte: Al-Awadi M. Hildebrand AF. 38. 37. estas rocas carbonatadas se convirtieron en importantes yacimientos de petróleo.37 El cráter se encuentra sepultado por debajo de 1 km [0.6 milla] de sedimentos más modernos.” Geology 19. 4 (Abril de 2000): 307–310. Horz F y Deutsch A (eds): Large Meteorite Impacts III. el Complejo Cantarell produce entre un 60% y un 70% de su petróleo de las impactitas de Chicxulub. América del Sur. presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo de la SPE en México.” en Kenkmann T. 22° 21° E U A 20° Estructura de Chicxulub 90° Bahía de Campeche M É X I C O 89° Campo Cantarell Villahermosa Bochil 0 0 km 300 millas 300 AMÉRICA CENTRAL > El cráter de impacto de Chicxulub. Onshore and Offshore Mexico. Grajales-Nishimura JM. no. Con el tiempo.” Oilfield Review 21. no. 51a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG. África Occidental y Europa. Una serie de rasgos concéntricos. Kho D. Kring DA. Tulsa: The American Association of Petroleum Geologists. Herron M. AAPG Memoir 75 (2001): 83–125. Hansen TA. Zhang T. Morán-Zenteno DJ.) 26 Los yacimientos comprenden aproximadamente 300 m [1. CedilloPardo E. Villahermosa.” Science 241.41 En la capa inferior. pobremente seleccionados. Bourgeois J. Cedillo-Pardo E. (Imagen.” Journal of Geophysical Research 100. RosalesDomínguez C.” Resúmenes Expandidos. las cuales fueron mejoradas por los trabajos recientes de los investigadores del Servicio Geológico de Canadá.000 millones de bbl [5.” en Bartolini C. en Texas.” Geology 28.39 Las plataformas carbonatadas de la Península de Yucatán se hundieron en aguas más profundas y fueron cubiertas por una capa de eyectos. Los cenotes se desarrollan en las calizas superficiales.38 La intensa sacudida. E8 (25 de agosto de 1995): 16. Moore WR. Day S y Maslin M: “Linking Large Impacts. Oilfield Review . no. and Carbon Isotope Excursions Through Widespread Sediment Liquefaction and Continental Slope Failure: The Example of the K-T Boundary Event. 39.40 Con 35.36 Un tsunami generado por un impacto había sido propuesto como la causa de la capa de sedimentos de granos anómalamente gruesos. en medio de las fangolitas típicas de los sedimentos de aguas profundas. Clark WJ. Sedimentary Basins. Los estudios de modelado indican que el cráter transitorio puede haber tenido 100 km [60 millas] de ancho. Kring DA: “Dimensions of the Chicxulub Impact Crater and Impact Melt Sheet.986. que suprayacen el cráter. Hurley N. Ruíz-Morales J. Buffler RT y Cantú-Chapa A (eds): The Western Gulf of Mexico Basin: Tectonics. produjo el colapso generalizado de los taludes continentales de América del Norte. 3 (Marzo de 2010): 32–47. la Universidad Nacional Autónoma de México y la Universidad Autónoma de Yucatán. los investigadores redescubrieron el bajo gravimétrico circular que PEMEX había identificado unas décadas antes (abajo).” artículo SPE 74431. Por encima de las capas se ubica un sello impermeable de unos 30 m de espesor. producida por el impacto o bien por los tsunamis que generó. Padilla-Ávila P y Sánchez-Ríos A: “Chicxulub Impact: The Origin of Reservoir and Seal Facies in the Southeastern Mexico Oil Fields. no. revela la localización del cráter.000 pies] de brechas de caliza dolomitizada altamente productiva que infrayacen una zona menos productiva de 30 m [100 pies]. García-Hernández J. Esta capa. La línea de costa se muestra como una línea blanca. Murillo-Muñetón G. Hudson TL y Cook HE: “PimientaTamabra(!)—A Giant Supercharged Petroleum System in the Southern Gulf of Mexico. Magoon LB.600 millones de m3] de petróleo inicial en sitio. no. Jacobsen SB y Boyton WV: “Chicxulub Crater: A Possible Cretaceous/Tertiary Boundary Impact Crater on the Yucatán Peninsula. Zhao W. presentes en los rasgos gravimétricos (extremo superior derecho). y minerales de arcilla interpretados como productos de la alteración del vidrio de impacto (próxima página. Grajales-Nishimura et al. está compuesta por eyectos de impacto de grano fino que incluyen cuarzo metamorfoseado y feldespato. 41. la porosidad vacuolar secundaria es común y la porosidad promedio oscila entre 8% y 12%. Colorado: Geological Society of America: GSA Special Paper 384 (2005): 239–258. La atención se centró en el Golfo de México después de conocerse los informes que señalaban la presencia de material del límite Cretácico/Terciario (límite K/T) rico en iridio. Álvarez W. Esta imagen fue construida a partir de mediciones gravimétricas obtenidas por PEMEX desde 1948. Para obtener más información sobre el proceso de dolomitización. A través de los levantamientos geofísicos llevados a cabo en las décadas de 1980 y 1990. abajo). Estas capas también pueden ser correla36. Wiberg PL y Kauffman EG: “A Tsunami Deposit at the Cretaceous-Tertiary Boundary in Texas. Los datos geofísicos muestran que el anillo externo del cráter posee aproximadamente 180 km [110 millas] de ancho. cortesía de Alan Hildebrand. Pilkington M.Los partidarios de la teoría del impacto investigaron el globo en busca del cráter masivo que habría resultado de semejante impacto. Los puntos blancos representan las localizaciones de los hundimientos (rasgos generados por disolución-colapso. 40. desplazando el material hasta una profundidad de 34 km [21 millas] y excavando la roca objetivo hasta una profundidad de 14 km [9 millas]. Montaron B y Sadooni F: “La dolomía: Aspectos de un mineral desconcertante. De alguna manera. 9 (Septiembre de 1991): 867–871. comunes en las rocas calcáreas) denominados cenotes. Penfield GT. Penfield GT y Camargo Z A: “Definition of a Major Igneous Zone in the Central Yucatan Platform with Aeromagnetics and Gravity. Claeys P. arriba). referencia 40. La permeabilidad varía entre 3 y 5 D. Los campos del área de Villahermosa y de la prolífica Bahía de Campeche. de edad Terciario. que también ha sido dolomitizada. 10 al 12 de febrero de 2002. compuesta por brechas y eyectos reelaborados (próxima página.979–16. incluido el Complejo Cantarell—el complejo de campos petroleros más grande de México—producen de estas brechas carbonatadas con flujo de detritos. García-Hernández J y Hernández-García S: “Stratigraphic Architecture and Sedimentology of the Main Oil-Producing Stratigraphic Interval at the Cantarell Oil Field: The K/T Boundary Sedimentary Succession. la Universidad de Athabasca. Grajales-Nishimura JM. Un anillo de cenotes sigue el trazo del gradiente gravimétrico más externo. Gas Hydrates. 4865 (29 de julio de 1988): 567–570. El color oscuro de esta sucesión se debe a la impregnación de petróleo. (Estratigrafía y datos de registros adaptados de Murillo-Muñetón et al.000 Profundidad.500 Sucesión sedimentaria del límite K-T Unidad 3 1.m 3. 17 1.600 1. El diámetro del núcleo es de 10 cm [4 pulgadas].Núcleo de la secuencia del límite K-T Estratigrafía Tope Rayos gamma 0 °API 100 Calibrador 6 pulgadas 16 0. 17 ORAUT09-Impact Fig.450 Unidad 2 Base Oilfield Review Autumn 09 Impact Fig. Las Unidades 1 y 2 corresponden a brechas carbonatadas que forman la facies prospectiva. Estas muestras del Pozo C-227D contienen abundantes minerales metamórficos de choque provenientes del evento de impacto de Chicxulub. Las muestras de núcleos (extremo superior izquierdo) del Pozo C-1016 del Complejo Cantarell muestran la gradación desde la brecha calcárea de grano grueso de la Unidad 1 en la base.) > Muestras de núcleos de la porción superior extrema de la sucesión sedimentaria del límite K-T en el Complejo Cantarell.400 Unidad 1 1. El diámetro de los núcleos es de 10 cm.2 Resistividad Lateroperfil profundo Lateroperfil somero ohm. La estratigrafía del Pozo C-91 (extremo superior derecho) exhibe una tendencia grano deTope creciente bien definida entre la Unidad 1 y la Unidad 3.650 Caliza pelágica de edad Maestrichtiano Superior > Estratigrafía. expresión de los registros de pozos y muestras de la suceNúcleo de la secuencia del límite sión sedimentaria del límite K-TK-T en el Complejo Cantarell. m edad Maestrichtiano Superior 1.550 1. La Unidad 3 es una capa arcillosa rica en eyectos que actúa como sello.350 Margas y calizas pelágicas de edad Paleoceno 1. hasta la brecha calcárea de grano fino de la Unidad 2 en el tope. 17 ORAUT09-Impact Fig. 17 Volumen 21. no. Base Oilfield Review Autumn 09 Impact Fig. 4 27 . referencia 41. 47 Como parte de un estudio 3D multicliente de los sistemas petroleros del Talud Norte de Alaska (ANS). Tulsa: The American Association of Petroleum Geologists. Structural and Economic Geology.43 En 1998. referencia 40. los científicos consideraron que en esta área había entrampada una acumulación de hidrocarburos arealmente tan extensa como la de Prudhoe Bay.000 millones mientos terrestres (arriba). fueron depositados.del material detrítico del impacto de Chicxulub. and Genesis of the Barrow Gas Fields. 48. refiriéndose a la morfología anillada y la estratigrafía perturbada que encontraron los pozos que penetraron la anomalía. 44.42 En el período Mioceno. Grajales-Nishimura et al.El bloque que contenía al Campo Cantarell fue bonatada colapsó.sencia de una serie de acumulaciones pequeñas gante—el Campo Sihil—por debajo de los yaci. no. Pilkington M y Grieve RAF: “The Geophysical Signature of Terrestrial Impact Craters. Magoon et al.edu/meetings/lpsc1995/ pdf/1702. formando la trampa rición de una acumulación de hidrocarburos.” en Halbouty MT (ed): Giant Oil and Gas Fields of the Decade 1990–1999.” Resumen 1702 en Lunar and Planetary Science XXVI. Arctic Alaska.136. no. Collins FR y Robinson FM: “Subsurface Stratigraphic. El largo del lápiz que se observa en las cuatro fotografías superiores (derecha). la estructura de Avak sólo contiene pequeños yacimientos de gas. Kofman RS. Walton EL.lpi.46 El tiempo del impacto se estimó en 90 a 100 Ma. 2 (Mayo de 1992): 161–181. Therriault AM y Grantz A: “Planar Deformation Features in Quartz Grains from Mixed Breccias of the Avak Structure.de gas en los altos estructurales que circunscri- 28 bían ese rasgo.44 Los yacimientos Sihil.usra. Ruis JM. Oilfield Review . La gigante de Cantarell. Flores MAF y García JH: “The Sihil Field: Another Giant Below Cantarell. referencia 40. La interpretación de la sucesión sedimenta. condiciones diagenéticos.” AAPG Bulletin 76. en Alaska. Resúmenes de la 26a Conferencia de la Ciencia Lunar y Planetaria (1995): 1403–1404. formados a partir que tuvieron lugar a los minutos y horas de acae. pero volumétricamente más pequeña. Tabasco. Las actividades das de generación de imágenes de la pared del de exploración subsiguientes revelaron la prepozo. La estructura de impacto de Avak se encuentra situada sobre el mismo rasgo regional—el Arco de Barrow—que el campo cercano Prudhoe Bay. Los resultados del 42. 1967.” CSEG Recorder 25. Los fenómenos de plegamiento y yacimientos de hidrocarburos. La capa final de eyecimpacto NEW 19que conducen a la formación de tos cubrió estos depósitos. Si bien el depósito relacionado con el impacto es aquí de menor espesor que en el Complejo Cantarell. muestra evidenhidrocarburos migraron en dirección hacia las cias de este tipo de destrucción. No obstante. cido el impacto de Chicxulub: la plataforma car. Canada: Prospects for the Missing Holocene Impact Record.” Reviews of Geophysics 30. Alaska. con reservas de hidrocarburos de 1.de bbl [180 millones de m3]. Servicio Geológico de EUA. Offshore Campeche. utilizando técnicas sísmicas mejora. antes de que la misma fuera afectada por el impacto y expulsada a la superficie. los investigadores del Servicio Geológico de EUA (USGS) plantearon un origen por impacto para la estructura circular. los geólogos de Schlumberger y del USGS comprobaron esta hipótesis mediante el modelado de los eventos y procesos geológicos que condujeron a la generación. 6 (Junio de 2000): 10–16. 49. Ya en 1967. también corresponria sustenta la siguiente secuencia de eventos den a carbonatos dolomitizados. Mexico. AAPG Memoir 78 (2003): 141–150. el choque directo empujaron un gran bloque de rocas de edad de un asteroide también puede causar la desapaCretácico y Jurásico Superior. Herd EPK y Duke MJM: “Anatomy of a Young Impact Event in Central Alberta. produciendo la depositación empujado sobre el del Campo Sihil. incluyendo la tendencia grano decreciente de la Unidad 1 y los eyectos de grano fino de la Unidad 3. PEMEX descubrió otra acumulación gi. m 40 Calizas arcillosas y turbiditas calcáreas de edad Paleoceno Inferior Unidad 3: Capa rica en eyectos Unidad 2: Brecha carbonatada de grano fino 30 20 Unidad 1: Brecha calcárea de grano grueso 10 0 Calizas pelágicas de edad Maestrichtiano Superior con nódulos de silex > Analogía de un afloramiento de la sucesión de brechas carbonatadas del límite K-T en Bochil. Mazur MJ. 5 (Mayo de 1992):651–679. Stewart RR y Hildebrand AR: “The Seismic Signature of Meteorite Impact Craters. en Alaska.al poblado de Barrow. que contiene 25. http://www. este afloramiento exhibe la misma estratigrafía. La longitud del martillo rompe-rocas de la fotografía inferior es de 46 cm [18 pulgadas]. no. Herd CDK. sellandoORAUT09-Impact los fluidos rar Fig. los estructura de Avak. Grantz A y Mullen MW: “Impact Origin of the Avak Structure. Aquino et al.000 millones de m3] de petróleo.000 millones de bbl [4.” Geology 36. NEW 19 de una masa extraterrestre puede genetravés del Golfo de México. Froese DG. que se sitúan en sus flancos. Exhibiendo quizás compresión de comienzos del Mioceno al Plioceno el mismo grado de importancia. cionadas entre los pozos marinos y los aflora.mientos Cantarell.60 50 Profundidad. formando la de las brechas inferiores. confirmando el origen por impacto. Kirschner CE. Por otro lado. 43. Northern Alaska. es de 13 cm [5 pulgadas].45 El análisis microscópico identificó la presencia de rasgos PDF metamórficos de choque en los granos de cuarzo de un pozo perforado en el levantamiento central.pdf (Se consultó el 8 de octubre de 2009). 46. se ha documentado una anomalía de Ir en la capa superior extrema de la Unidad 3. no. migración y acumulación de hidrocarburos en esta área. 47. 12 (Diciembre de 2008): 955–958. En el año 1949. sudeste de México.” USGS Open-File Report 287. reelaborados y mezclados con material más grueso por las oleadas de tsunaOilfield ReviewUn impacto negativo mis generados por el impacto que reverberaron Autumn 09a Los ejemplos previos han demostrado cómo el Impact Fig. 45. referencia 42. se descubrió gas en el flanco brechas desde las rocas generadoras de alta calide una anomalía sísmica y gravimétrica cercana dad de edad Jurásico Superior. Los eyectos de impacto trampa que ahora contiene las reservas de Sihil. Para explicar la falta de reservas. Aquino JAL. la gran acumulación de petróleo ficie. gravimétricos. Impact Fig. Los métodos tradicioincrementaron.estructura de impacto. 20 fismo de choque.sepultadas se basan en levantamientos geofísitura y se introdujeron las fallas verticales que se tamiento y erosión de edad Terciario. de líqui. no. Después del impacto. En la actualidad. Con los procesos de levan.medida que los equipos de exploración aprendan sobrepresión causada por la excavación y el nificativos en la morfología de la superficie y en a reconocer las estructuras de impacto. muchos quedan ocultos debido a la dañada de 1. la migración y la acumulación de hidrocarburos a través del tiempo en la ejemplo. tuvo lugar el impacto del meteorito Avak. 110 Ma i c h h u k C e d M a r CANADÁ Alaska Point Barrow Arco de Barrow Prudhoe Bay Reserva Nacional del Petróleo de Alaska 97 Ma Point Barrow Área de estudio 0 Línea de costa 0 96. El sistema aéreo de detección y medición a desapareció.cos. sin la intervención de ningún bombardeo extraterrestre. La incorporación de los efectos del impacto en la simulación requirió la modificación de diversos parámetros del modelo de sistemas petroleros.del impacto de los asteroides.y luego confirmarlas—o no—a través del examen Oilfield Review de09 gas conocidas de las rocas para detectar indicios de metamormodelo de sistemas petroleros posteriores al paran con las acumulaciones Autumn impacto arrojó un resultado sumamente dife.superficie. Líquido Los avances registrados en la teledetección están facilitando el hallazgo de cráteres en la superficie de la Tierra. Por maduración. a hidrocarburos entrampados. muestran la preservación de esta acumulación. estarán levantamiento posterior al impacto detonó una las propiedades de las rocas del subsuelo que en condiciones de modelar y explotar los efectos transición de la fase de hidrocarburos.49 La estrategia consiste en identificar las acumulaciones actuales simuladas. En comparación con el modelo sin impacto.000 pies] de profundidad se ros líquidos recién generados migraron hacia las presencia de sedimentos. que data de hace 97 Ma (derecha). La temperatura se aumentó trampas situadas en el anillo externo de la nales de detección de estructuras de impacto hasta alcanzar 3.deberían considerarse a la hora de explorar y pro. 20 piedades de las rocas produjo la liberación de los Comprensión del impacto listas en ciencias planetarias. muestra una gran acumulación previa al impacto hace 97 Ma. rente. La simulación de la ocultos por la vegetación u otros obstáculos. Por otro lado. Hace aproximadamente 96 Ma. éste fue el ámbito de los especiaORAUT09-Impact Fig. la El impacto de los asteroides produce cambios sig. el oeste. las imágenes de los satélites pueden ayuPenínsula de Barrow. Los resultados de la ejecución de la simulación hasta el momento actual. El cambio repentino producido en las proHasta ahora. el cual generó dar a identificar los rasgos relacionados con los una zona de daño circular crateriforme (gris).48 Si bien algunos cráteres pueden verse en la Las permeabilidades de las rocas en la zona dos a vapor.000ºC dentro de toda la estruc. —LS Volumen 21. incrementando efectivamente la impactos que no son reconocibles desde la superpermeabilidad y la temperatura.200 m [4. Después del impacto. los cuales pueden estar > Inclusión del impacto en el modelado de los sistemas petroleros. ubicadas al anomalías compatibles con un origen por impacto hasta el basamento. se equi.proceso de simulación muestran una acumulación de petróleo extremadamente grande en la Península de Barrow. sísmicos y electromagnétiextendían desde la superficie de 97 Ma de edad mulaciones se transformaron en vapor. Estos cambios pueden ser muy localizados o regionalmente extensivos y pueden contribuir a la formación de yacimientos Vapor o destruirlos. los hidrocarbu. estas acu.01 Ma (impacto) km 100 millas 100 Momento actual Estructura de Avak ducir hidrocarburos.presentes en el área. 4 29 . El impacto en sí no se modeló sino que se estimaron y utilizaron sus efectos generales sobre la roca objetivo para actualizar el modelo. En el futuro. sur y este de la estructura de Avak. la localización de un cráter de impacto que no podía descubrirse utilizando imágenes visibles. Las fases de hidrocarburos modelados se muestran en verde para el líquido y en rojo para el vapor. el modelado de los sistemas petroleros muestra diversas través de la luz (LiDAR) ha resultado exitoso para acumulaciones de gas cerca de la estructura de impacto. Las cos. las secciones largas perforadas en sentido horizontal a través de un solo yacimiento plantean otros tipos de desafíos. Una de las posibles consecuencias de esta condición es el fin anticipado de la vida productiva del pozo y un volumen sustancial de reservas que quedan sin recuperar en el tramo inferior del pozo. Noruega Anne Gerd Raffn Abingdon. En las terminaciones tradicionales. este diferencial de presión produce un influjo irregular a lo largo del trayecto del pozo y genera el fenómeno de conificación de agua o gas en el talón (próxima página). No obstante. mediante un manejo más eficiente de los fluidos de yacimiento. Conocido como efecto talón-punta. Malasia Timo Jokela Svein Kvernstuen Edmund Leung Terje Moen Francisco Porturas Torger Skillingstad Paul B. 30 Las técnicas de perforación de pozos de alcance extendido y pozos multilaterales incrementan significativamente el contacto entre el pozo y el yacimiento. Rosharon. EUA La maximización de la recuperación de las reservas mediante la utilización de pozos horizontales requiere el manejo del flujo de fluidos a través del yacimiento. Texas. Un enfoque de creciente popularidad es el empleo de dispositivos de control de influjo que retardan la intrusión de agua y gas y reducen el volumen de reservas pasadas por alto. Estos dispositivos permiten que los ingenieros ajusten el flujo proveniente de zonas individuales que se encuentran sobrepresionadas o subpresionadas. Este contacto incrementado permite que los operadores utilicen menos caída de presión para lograr tasas de producción equivalentes a las de los pozos verticales o desviados convencionales. Winter 2009/2010: 21. Vorkinn Stavanger. también puede provenir de la heterogeneidad del yacimiento o de las diferencias existentes en las distancias entre el pozo y los contactos de fluidos.Dispositivos de control de influjo: Perfeccionamiento de los estándares Tor Ellis Marathon Petroleum Company (Noruega) LLC Stavanger. Pero los empaques de grava a menudo reducen la productividad en la región vecina al pozo. No obs- Oilfield Review . Los cedazos de arena expansibles requieren procedimientos de instalación complejos y son proclives a colapsar en las etapas posteriores de la vida productiva del pozo. y a Mary Jo Caliandro. o de zonas que producen agua o gas. se agradece a Ewen Connell. la solución para contrarrestar el incremento del corte de agua o gas consiste en reducir el diámetro del estrangulador en el cabezal del pozo. Gordon Goh Kuala Lumpur. tales como empacadores. Petrel. lo cual se traduce en tasas de producción más bajas pero niveles más altos de recuperación acumulada de petróleo. Copyright © 2010 Schlumberger. La capacidad para optimizar los resultados obtenidos con estas configuraciones estándar.1 Dado que tienden a exhibir un alto grado de fracturamiento y variación de la permeabilidad. ha sido mejorada sustancialmente gracias al desarrollo de válvulas de control de influjo y estranguladores operados en forma remota. En el pasado. Por su colaboración en la preparación de este artículo. no.2 Muchas terminaciones diseñadas para pozos de largo alcance incluyen sistemas de control de la producción de arena. La irrupción de agua o gas en cualquier punto del trayecto del pozo. El resultado puede ser la ocurrencia de caídas de presión significativamente mayores en el talón que en la punta. lo cual puede resultar perjudicial para la productividad general del pozo. Texas. esos efectos del flujo anular se contrarrestaban con empaques de grava o cedazos de arena expansibles. Las variaciones de presión producidas en el yacimiento por su compartimentalización o por la interferencia del flujo de los pozos de producción y los pozos de inyección también pueden conducir a una irrupción prematura. Sugar Land. ECLIPSE. se producen caídas de presión significativas en el intervalo a agujero descubierto. Esto reduce la caída de presión. En las formaciones homogéneas. Inglaterra Traducción del artículo publicado en Oilfield Review. los yacimientos carbonatados son especialmente vulnerables a los perfiles de influjo irregular y a las irrupciones aceleradas de agua y gas. a medida que los fluidos fluyen desde la profundidad total (TD) hacia el talón del pozo. PeriScope. Noruega Alpay Erkal Houston. Si estas terminaciones no cuentan con dispositivos de aislamiento. 4. el flujo anular puede producir la erosión severa y el taponamiento de los cedazos (filtros) de arena. ResFlow y ResInject son marcas de Schlumberger. Texas. hacen que la presión de flujo de la tubería de producción sea más baja en el talón del pozo que en la punta. las terminaciones con dispositivos ICD a menudo utilizan empacadores para segmentar el pozo en los puntos de gran contraste de permeabilidad. en una formación homogénea.4 Estos dispositivos suelen formar parte de terminaciones en agujero descubierto que además incluyen cedazos de arena. y plantean una diversidad de riesgos si se instalan en secciones largas de alto ángulo. los dispositivos ICD poseen aplicaciones en pozos horizontales y desviados y en diversos tipos de yacimientos.” artículo OTC 19172. esta solución simple por lo general no funciona en los pozos perforados con altos ángulos de inclinación. 4 restricción o la normalización del flujo a través de las secciones de alto régimen de producción. La cantidad de orificios que pueden perforarse es limitada por la superficie y la cantidad de material que es posible remover del cabezal del pozo sin comprometer su integridad. no. 1. Con el tiempo. Este artículo describe diversos diseños de dispositivos ICD y cómo éstos son modelados para adecuarse a determinadas aplicaciones. Pero los pozos horizontales. han recurrido a los dispositivos pasivos de control de influjo (ICDs). Zeybek M. Los pozos extremadamente largos con frecuencia poseen muchas zonas. 3. 3 al 5 de diciembre de 2008. Sunbul AH. a lo largo de las secciones de pozo que son más resistentes al flujo. el volumen de agua (azul) o gas (rojo) presente es arrastrado hacia el talón (extremo superior). Esto permite corregir el flujo irregular causado por el efecto talón-punta y la permeabilidad heterogénea. Houston. el Mar del Norte y Medio Oriente ilustran cómo estos dispositivos pasivos permiten que los operadores incrementen la vida productiva del pozo y la recuperación final. Mediante la Punta > Efecto talón-punta. Por otro lado. Kuala Lumpur. Los dispositivos ICD también son efectivos en los yacimientos en los que su capacidad para regular las tasas de influjo crea en la punta del pozo una caída de presión suficiente para que el fluido de yacimiento fluya o lleve el revoque de filtración y otros sólidos a la superficie. El límite respecto del número de penetraciones disponibles en el cabezal del pozo puede Talón tornar imposible el despliegue de un número de válvulas de control de fondo de pozo suficiente para garantizar su efectividad.3 Por otro lado. En los pozos terminados con tecnología “inteligente.” Tesis de Licenciatura. Independientemente de que estén diseñados con fines de inyección o de producción. En consecuencia. combinados con empacadores dilatables. Lauritzen JE. Stavanger. Las penetraciones del cabezal del pozo son orificios practicados en el cabezal del pozo a través de los cuales deben pasar los cables de alimentación y las líneas hidráulicas para llegar hasta un dispositivo instalado en el fondo del pozo. Jokela T: “Significance of Inflow Control Device (ICD) Technology in Horizontal Sand Screen Completions. 30 de mayo de 2008. los operadores a menudo optan por que estos pozos con múltiples zonas produzcan utilizando dispositivos de aislamiento. Los dispositivos de control de influjo instalados dentro de los arreglos de cedazos (filtros) de arena igualan la caída de presión producida a lo largo de todo el pozo. utilizando válvulas de fondo de pozo accionadas en forma remota. Birchenko VM. estimulando el flujo uniforme de petróleo y gas a través de la formación (extremo inferior) de modo que los arribos de agua y gas son retardados y tienen lugar en forma simultánea. 2. Det Teknisk-aturvitenskapelige Fakultet. Para reducir el flujo cruzado y contribuir al flujo uniforme a través del yacimiento. a menudo no son candidatos adecuados para dichas estrategias. tales como los empacadores dilatables. Raffn AG. Algunos casos de estudio de Asia. presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo. 31 . Hembling DE y Majdpour A: “Case Histories of Improved Horizontal Well Cleanup and Sweep Efficiency with Nozzle-Based Inflow Control Devices in Sandstone and Carbonate Reservoirs. Las pérdidas de presión producidas a lo largo de un pozo horizontal. y por consiguiente tasas de flujo más altas. Moen T. Volumen 21. Konopczynski MR y Davies DR: “Advanced Wells: A Comprehensive Approach to the Selection Between Passive and Active Inflow Control Completions. 5 al 8 de mayo de 2008. Esta estrategia combate los fenómenos de conificación de agua o formación de crestas de gas a través de las zonas fracturadas. dichas terminaciones son caras y complejas. 4. Al-Khelaiwi FT.” los operadores pueden aislar o reducir el flujo proveniente de zonas problemáticas. los dispositivos ICD producen mayores caídas de presión. esto produce el fin anticipado de la vida productiva del pozo. y mucho antes de que el petróleo (verde) proveniente de las secciones cercanas a la punta llege al pozo.” artículo IPTC 12145. diseñados para optimizar la exposición del yacimiento. detiene el flujo anular entre los compartimientos y permite el aislamiento de las zonas húmedas potenciales.tante. presentado en la Conferencia de Tecnología Marina. tales como el agua o el gas. Los dispositivos helicoidales hacen que el fluido fluya a través de canales cuyo diámetro y longitud se encuentran predeterminados. limitada. la contrapresión en el punto de ingreso se incrementa. y a lo largo del espacio anular existente entre el tubo base sólido y los cedazos. Luego ingresa en la tubería de producción. tubos y canales helicoidales de tipo laberinto (arriba).5 Y lo logran a través del cambio del régimen de flujo. Lo primero puede suceder debido a la compactación o a la subsidencia que tiene lugar alrededor del pozo y lo segundo. Esto retarda el flujo de los fluidos de formación a través de los intervalos o los filones de alta permeabilidad.6 No obstante. impidiendo que el agua o el gas lleguen al pozo por delante de las reservas acumuladas en las secciones menos permeables de la formación. o a través de un trayecto tortuoso en el caso de los dispositivos tipo helicoidal o tubular (extremo inferior). El fluido proveniente de la formación (flechas rojas) fluye a través de las múltiples capas de los cedazos. esta sensibilidad a la viscosidad puede producir ineficiencias cuando la contrapresión en los filones donde tiene lugar el fenómeno de irrupción no es significativamente mayor que en las áreas que producen petróleo de menor viscosidad debido al arrastre de agua y gas. El fluido de yacimiento se produce pasando a través de un cedazo de arena a una cámara de flujo desde la cual fluye luego por tubos paralelos hasta llegar a la sarta de producción. como resultado del influjo inevitable de agua o gas. Al igual que las versiones de canales helicoidales. 32 cio se incrementa en función del cuadrado de la velocidad del flujo de fluido. a través de una restricción en el caso de las herramientas con boquillas y orificios (extremo superior). los dispositivos ICD redujeron la tasa de influjo de fluido (azul) en el talón (dentro del círculo naranja) a la mitad de la tasa pronosticada para una terminación con cedazos solamente (rojo). cada unión del dispositivo ICD se comportará en forma independiente de la heterogeneidad local y del tipo de fluido. bbl/d/pie Control de la velocidad Los dispositivos de control de influjo se incluyen en el hardware instalado en la interfase existente entre la formación y el pozo. Dado que los fluidos más móviles que el petróleo. Estos dispositivos utilizan una diversidad de configuraciones de flujo continuo que incluyen boquillas. La presión diferencial provista por estos dispositivos está determinada por la fricción producida contra la superficie de los canales y constituye una función de la tasa de flujo y de las propiedades de los fluidos. La caída de presión que se produce en un dispositivo ICD de tipo boquilla es una función de la tasa de flujo a medida que el fluido atraviesa los orificios de restricción insertados en la tubería base o en el alojamiento externo a la tubería base. story #2—Figure 03 6 4 2 0 Talón Profundidad medida Punta > Reducción de la influencia de las áreas con alta tasa de flujo. la caída de presión producida a través de un orifi- 12 10 8 OSWIN09/10—Rick. La contrapresión se genera mediante el ajuste del número de orificios de diámetro conocido y las características del flujo de cada herramienta. la cual aumenta cuando se reduce el diámetro de apertura del orificio. En un modelo heterogéneo. entre la formación y el pozo (abajo). Oilfield Review . las cuales pueden cambiar con el tiempo.ICD tipo boquilla ICD tipo canal helicoidal > Tipos principales de dispositivos ICD. Cada uno de los tipos básicos de dispositivos ICD utiliza un principio operativo diferente para alcanzar esta contrapresión. Pero incrementaron la tasa de influjo proveniente de los dos tercios inferiores del pozo (dentro del óvalo verde). Los orificios se insertan en una camisa colocada alrededor de una tubería base. Los dispositivos ICD con orificios son similares a los dispositivos con boquillas. dada la incertidumbre de las variaciones de permeabilidad producidas a lo largo de la sección horizontal del pozo. Tasa de producción por longitud. Es decir. fluyen hacia el interior del pozo a velocidades más altas que la del petróleo. Como lo estipula el principio de Bernoulli. incluida la punta. Están diseñados para balancear el perfil de influjo del pozo y minimizar el flujo anular a expensas de una caída de presión adicional. montadas en una camisa interna. Los dispositivos ICD con boquillas son componentes autorregulados de las terminaciones. Otra opción consiste en una cámara anular ubicada en un tubular estándar para campos petroleros. que pasa de flujo radial darciano en el yacimiento a un flujo con una caída de presión adicional dentro del dispositivo ICD. 5%.7 3.5 3. Producción de petróleo.760 a 9. Finalmente. Cuando se utilizó la misma configuración de boquilla cada dos uniones. Algunos dispositivos ICD recién introducidos se describen mejor como combinaciones de tubo-canal y orificio-boquilla. Para obtener diseños más precisos. Al mismo tiempo.476 m3/d] sin que se produjera un incremento significativo de la presión de fondo de pozo (BHP). Pero estos objetivos pueden lograrse a expensas de la restricción extrema del flujo proveniente de zonas de petróleo de alta permeabilidad y alto régimen de producción.290 > Impacto de la densidad de los empacadores. mediante la variación del número de empacadores de aislamiento por tramo de pozo. determinan el número y los tamaños de las boquillas a desplegar en cada compartimiento. Mediante el aislamiento de los compartimientos existentes dentro de las formaciones heterogéneas. para verificar los efectos de la compartimentalización anular (izquierda). herramientas LWD. y la modificación del régimen nominal de los dispositivos ICD de tipo canal o tubo es más compleja. Al Arfi SA. Lo que hacen es determinar el impacto de la densidad de los empacadores sobre la producción en presencia de los dispositivos ICD. modelos de alta resolución de la región vecina al pozo y la cuantificación del potencial inexplorado de producción de petróleo con la reducción del corte de agua y gas. 5. Este paso requiere la inversión de mucho más tiempo y esfuerzo para ejecutar las simulaciones dinámicas. antes del despliegue. bbl/d Modelado: estático y dinámico Históricamente. Volumen 21. México. Salem SEA.411 23. presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo de México. desde la punta hasta el talón. Las ventajas de este proceso de modelado continuo son: diseños rápidos.752 837 762 7. el régimen nominal significa la cantidad total de caída de presión generada en el dispositivo con una propiedad del fluido y una tasa de flujo de referencia.290 bbl/d [1. los especialistas modelan los componentes hidráulicos del pozo para determinar el flujo de la tubería de producción y del espacio anular.263 12. Al-Bakr S. 33 . Los dispositivos de tipo boquilla y orificio poseen una ventaja con respecto a los dispositivos ICD con canales: el tamaño de la boquilla y.7% obtenido en una terminación en agujero descubierto. la instalación de tres boquillas de 4 mm de diámetro por unión redujo el corte de agua al 7. Keshka AAS.6% en comparación con el 23. 27 al 30 de junio de 2007. calculada con la ecuación de Bernoulli. El dispositivo ICD autónomo ajusta el área de flujo cuando cambia el diferencial de presión existente en ella. y la caída de presión de formación promedio derivada de la ecuación de Darcy. Producción de gas.Los diseños de los dispositivos ICD se basan habitualmente en modelos de yacimientos previos a la perforación.759 Segunda unión. es posible reducir considerablemente el corte de agua y la producción de arena manteniendo al mismo tiempo o. En esencia.233 a 1. tal como el uso del flujo de trabajo de ingeniería de yacimientos del software Petrel junto con el modelo de Pozos Multisegmentados (MSW) del simulador de yacimientos ECLIPSE. consistente en una válvula que reacciona ante un cambio producido en la presión aguas arriba o aguas abajo. El-Barbary AY. controlar las relaciones gas-petróleo y. Mpc/D Producción de agua. Este enfoque normalmente mejora la uniformidad del flujo a través del yacimiento. % BHP (presión de fondo de pozo). los ingenieros pueden recurrir al proceso de modelado utilizando herramientas tales como el software ICD Advisor de Schlumberger.6 3. En este ejemplo. Además. incrementando la producción de petróleo.” artículo SPE 108700. los dispositivos ICD de tipo boquilla han sido diseñados utilizando una relación entre la caída de presión en la entrada del dispositivo. Veracruz. 3 x 4 mm 9. Elasmar M y Mohamed OY: “Inflow Control Device an Innovative Completion Solution from ‘Extended Wellbore to Extended Well Life Cycle’. Alkhelaiwi FT y Davies DR: “Inflow Control Devices: Application and Value Quantification of a Developing Technology. Se asigna el mismo número y tamaño de boquillas ICD a cada unión de tubería de producción. Por otro lado. contrarresta gran parte del efecto talón-punta y balancea el flujo proveniente de zonas heterogéneas. la producción aumentó de 7. Algunos pozos pueden beneficiarse con una innovación reciente introducida en los dispositivos ICD. por consiguiente. Cuando esta relación se aproxima a la unidad. prueban diversos escenarios y diseños de terminación para balancear el flujo. Mediante el empleo de sistemas de régimen estacionario. este método elimina la flexibilidad del control zonal y no contempla los efectos de la variación zonal del producto entre el espesor y la porosidad. como en este caso. 4 6. Todos los dispositivos ICD son componentes permanentes del pozo y su régimen nominal se fija por su resistencia al flujo. Los diseños basados en estas hipótesis son simples y efectivos en los pozos horizontales con índices de productividad (PI) relativamente altos y restricciones mínimas al flujo. este enfoque sólo proporciona una instantánea en el tiempo y no puede pronosticar o cuantificar el valor de retardar la irrupción de agua o gas. los ingenieros optimizan los diseños de pozos mediante la determinación del desempeño de la región vecina al pozo en un momento determinado. reducir el corte de agua.740 Agujero descubierto 7. la dirección del flujo y las correlaciones de flujo específicas de la terminación. El flujo del yacimiento se determina a través de los modelos de PI. Incorporando los datos de pozos vecinos. presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo. Kuala Lumpur.” artículo IPTC 12486.794 798 1. lpc 698 2. Amiri AH. No obstante. fuentes geológicas y fuentes de otro tipo. el régimen nominal del dispositivo ICD pueden ajustarse fácilmente en la localización del pozo. bbl/d Corte de agua. en respuesta a la información de perforación obtenida en tiempo real. lenta y difícil de implementar en la localización. Los ingenieros de yacimientos primero prueban el modelo para determinar la densidad óptima de los empacadores antes de determinar el número y los tamaños de los dispositivos ICD necesarios para la terminación. los dispositivos ICD son autorregulados.821 Unión. estos dispositivos ICD tubulares también se basan en la fricción para crear una caída de presión que está determinada por la longitud y el diámetro interior del tubo. no. 3 al 5 de diciembre de 2008. el corte de agua se redujo al 12. 3 x 4 mm 8. la saturación y los contactos agua-petróleo. 000 pies] colocados en con los dispositivos ICD y los empacadores en la forma precisa respecto de los contactos de fluisimulación ECLIPSE.por perforar dos pozos horizontales largos dentro lado puede inclinarse hacia arriba o hacia abajo. referencia 7. demandó un sistema de levantamiento artificial por gas para la limpieza y su producción inicial fue de aproximadamente 1. aún incluyendo los costos de la tecnología adicional— el sistema de perforación rotativa direccional. y uno de los tir del modelo de simulación de campo completo desafíos planteados fue un yacimiento de arenis#2—Figure 10 cas apiladas con echados inciertos y areniscas no ECLIPSE que puede extraer elOSWIN09/10—Rick. Idealmente.900 bbl/d [302 m3/d] con un corte de agua del 20%. El delgado anillo de petróleo (verde) está limitado por un fuerte empuje de agua (azul) y un casquete de gas (rojo). Se utilizaron sistemas de perforación rotativos direccionales para perforar los pozos a la mayor distancia posible respecto del contacto de agua.templaba la perforación de tres pozos desviados.) Este modelo trata al pozo como una serie de El punto dulce segmentos y permite que los ingenieros modelen El beneficio obtenido con la capacidad para independientemente el flujo trifásico.Zona de gas 000 –4. Además se empleó un arreglo de herramientas LWD que incluyó una herramienta de resistividad azimutal y lectura profunda que mide la distancia hasta un límite—la herramienta de mapeo de los límites de capas PeriScope—para direccionar una trayectoria de pozo regular. El segundo pozo. La reducción del número de celdas de la cua. debido a razones de índole económica. Oilfield Review .000 pies] pozo. de un objetivo caracterizado por la presencia de y puede contener diferentes fluidos para dar un anillo de petróleo de poco espesor con un casquete de gas y un acuífero activo.75 0 m 750 0 pies 2. con un régimen de 2. Como parte de un proyecto en curso de expansión de campos petroleros. Una solución más práctica es la que comienza con la extracción de un modelo de sectores a par. los dispositivos ICD ofrecen a la industria componentes de bajo riesgo y relativamente económicos para las estrategias orientadas por tecnologías. minimizando al mismo tiempo el corte de drícula geológica ofrece carreras más sensibles. flujo. el operador cuenta de un trayecto de pozo ondulado. es fácil ajustarlos y optimizarlos en hardware de computación paralelo de alto rendi.nentes. A continuación se crea el pozo segmentado y otro lateral de 305 m [1. La compañía buscó además evitar tiempo de la simulación dinámica a la vez que se el daño de la formación durante la perforación. Esta opción requería además el empleo de cedazos de arena en agujero descubierto y dispositivos ICD pasivos para posibilitar la contribución de la producción de toda la longitud del pozo. Las curvas de nivel correspondientes a la profundidad están indicadas en pies. Como se trata de dispositivos pleto. y se carga la trayectoria del la perforación de un lateral de 610 m [2.300 bbl/d [366 m3/d] de petróleo y un corte de agua de aproximadamente 10%.000 bbl [16.000 m3] de petróleo. perforado echado arriba respecto del primero. Componentes críticos Además de su capacidad para mejorar la eficiencia de drenaje e incrementar la recuperación acumulada de petróleo. el sistema LWD y los dispositivos ICD ResFlow—el costo total del proyecto fue 15% inferior a lo que habría sido utilizando los métodos tradicionales de construcción de pozos. Pero a menudo esto no es factible aún con tipo boquilla.7 Por otro lado. Zona de petróleo Zona de agua –3. debido al largo proceso de simulación LWD sin que esto implique un tiempo de equipo computacional necesario para ejecutar las carre.500 0 >Ubicación de pozos.de perforación valioso. vida productiva del pozo.000 pies (B). Habiendo y las válvulas de control de flujo a lo largo de la optado. perforados en forma convencional a través de las areniscas apiladas del campo. drícula y efectuar un rescalamiento a partir del planteaba más desafíos técnicos ya que requería modelo geológico.875 A B –3 . respeta la heterogeneidad geológica y la interfe.minimizar los costos de perforación y maximizar la producción y el drenaje de las reservas remarencia producida de los pozos cercanos.del desarrollo de un campo maduro. Estos componentes son fáciles de agregar a los programas de desarrollo que incluyen sistemas de control de arena y pozos horizontales. 34 dos y los límites del yacimiento (izquierda). el registro incorporar rápidamente los datos nuevos en las de la fracción volumétrica de líquido-gas y las terminaciones quedó demostrado en un campo implicaciones del empleo de los dispositivos ICD situado en el área marina de Malasia. No obstante. el modelo de sectores puede comSi bien la opción de los pozos horizontales era binarse con el modelo de campo completo. el incremento de la eficiencia de barrido obtenido con la tecnología de colocación de pozos y los dispositivos ICD aumentó el valor del activo en unos 100. El lateral más largo fue puesto en producción sin la asistencia de un sistema de levantamiento artificial por gas. la presión o story las condiciones de borde sin flujo para reducir el consolidadas. el modelado dinámico se realiza incluyó los dispositivos ICD ResFlow en el diseño utilizando un modelo geológico de campo com.000 pies (A) y un lateral de 1. Este nivel de producción de agua estaba previsto debido a la presencia de agua móvil en el anillo de petróleo. Por otro lado. y no se asocia con el fenómeno de irrupción de la pata de agua. Cada segmento mode. agua. con el fin de retardar la producción de agua.de la terminación. La producción de ambos pozos se asemejó a la proveniente de otros pozos desviados del área. y lo más cerca posible del límite de la lutita suprayacente para captar el petróleo de la cima. esta área pequeña de un campo situado en el área marina de Malasia fue seleccionada como objetivo de desarrollo utilizando un lateral de 2. (Adaptado de Maggs et al. Los pozos formaron parte de la segunda etapa ras.la localización en respuesta a los nuevos datos miento. Luego menos costosa que un plan alternativo que conse modifica el área de interés para refinar la cua. 9 al 12 de junio de 2008. Yusmar WZA. Cuando una terminación planificada con un solo lateral terminó siendo un trilateral. Samsudin NB. 2 de ene. presentado en la Conferencia y Exhibición Anual de las Europec/EAGE de la SPE.082 y 2. Abdullah NA y Mat Reffin MZB: “Production Optimization for Second Stage Field Development Using ICD and Advanced Well Placement Technology. Raffn AG.550 y 7. la columna de petróleo de 13 m con un acuífero activo produjo con una caída de presión mayor que la planificada originalmente.000 y sistemática.651 pies]. la tasa de flujo difirió de la pronosticada.000 a 269. 8 de ago. indican el éxito de los dispositivos ICD para el mantenimiento de un perfil de flujo uniforme. bbl/d 30. Como resultado de este enfoque basado en la tecnología y gracias a la geología favorable. Los campos estuvieron en producción menos de dos años y las operaciones de terminación incluyen numerosas tecnologías.500 millones a 7. era importante que toda la longitud de las terminaciones contribuyera a la producción. Ambos resultados. [Cortesía de Marathon Petroleum Company (Noruega) LLC. con la cantidad de zona productiva neta expuesta al pozo (arriba). 21 de jul. almacenamiento y descarga (FPSO) del Campo Alvheim es menor que la prevista originalmente. los volúmenes de producción más altos resultantes se lograron sin incrementar significativamente el corte de agua con respecto a los valores pronosticados. para establecer un grado de contacto máximo. los ingenieros también aprendieron una lección valiosa acerca de la planeación para la utilización de los dispositivos ICD y las instalaciones multilaterales.000 80 OSWIN09/10—Rick. un total de diez pozos en el Campo Alvheim y un pozo en el Campo Volund. Por consiguiente. Dado que la operación de terminación real se apartó del plan original. 2008 2008 2008 2008 2009 2009 2009 2009 2009 2009 Corte de agua. lo cual dificulta la atribución de resultados específicos a una sola metodología.000 70 60 50 40 15. Tasa real de producción de petróleo Tasa pronosticada de producción de petróleo Corte de agua real Corte de agua pronosticado 20. story #2—Figure 07 0 16 de jun. Porturas F. no. así como de 196. de que se obtuvo un perfil de influjo uniforme. el grupo decidió utilizar tanto los dispositivos ICD ResFlow tipo boquilla como los dispositivos ICD tipo helicoidal en todos los pozos de producción.000 25. aunque con causas no concluyentes. Volumen 21. No obstante. % En el sector noruego del Mar del Norte. 13 de nov. 35 . El pozo produjo con tasas de producción más altas que las planificadas originalmente sin que se detectara un inicio o un incremento significativo de la producción de agua (izquierda). los ingenieros de Marathon Petroleum Company (Noruega) LLC llegaron a la conclusión de que las reservas recuperables presentes en las columnas relativamente delgadas de petróleo de los campos Alvheim y Volund se asociaban. Como se muestra en la gráfica.000 MMpc [5. Roma. Yusof BW. Marathon incrementó las reservas registradas en libros del Campo Alvheim.332 m [3. Murison J. dos y tres laterales y con secciones horizontales cuya longitud fluctuaba entre 1.600 millones de m3] de gas. de manera directa 20 10 0 Fecha > Mejoramientos de la producción. Un buen ejemplo de esto es el Pozo 24/6-B-1CH que posee una columna de petróleo de 13 m [43 pies] y un acuífero activo. 21 de feb. el fenómeno de conificación de gas y agua se produjo antes de lo esperado en ambos laterales. Como resultado. Los dispositivos ICD seleccionados para estas instalaciones poseían un tipo de diseño que no podía cambiarse fácilmente. lo cual es indicativo.Vilje Línea de producción Línea de levantamiento por gas East Kameleon Alvheim FPSO Línea de inyección y eliminación de agua Base del tubo ascendente este Conexión umbilical Base del tubo ascendente oeste Kneler A Boa Base del tubo ascendente sur Kneler B Volund > Plano de los Campos Alvheim y Volund situados en el sector noruego del Mar del Norte. 7. En las primeras etapas del proyecto.000 5. Maggs D. 24 de sept. Tay F. la producción total de agua en la instalación flotante de producción. Suwarlan W. Marathon perforó pozos con uno. por no decir concluyente. 9 de sept. las cuales pasaron de 147 millones a 201 millones de bbl [23 millones a 32 millones de m3] de petróleo. 1º de jun. 12 de abr.000 30 10. 4 El grupo de Marathon observó que para explotar a pleno las ventajas de la correlación de las reservas recuperables con los pies netos de contacto con el yacimiento. y por ende optimizarse en la localización. Imran TNOM. En el Pozo 24/6-B-1CH del Campo Alvheim.] Tasa de producción de petróleo.” artículo SPE 113577. otro operador expandió la Un inicio limpio aplicación de las terminaciones con dispositivos Previsiblemente. sumados a la imposibilidad de que la herramienta llegara a 198 m [650 pies] de la TD debido a la presencia de lodo cargado de sólidos que rellenaba la punta del pozo. Hembling DE. Por otro lado.000 bbl/d [1. 10 al 12 de mayo de 2008. requeridas para limpiar todo el intervalo de producción. El flujo cruzado.” artículo SPE 106018. presentado en el Simposio Técnico de la Sección de Arabia Saudita de la SPE. presentado en el Simposio de Producción y Operaciones de la SPE. La tasa de flujo se incrementó luego hasta alcanzar un valor que variaba entre 9. referencia 8. cruzado se había eliminado y que la producción Gottumukkala V. Los nuevos datos indicaron un perfil de flujo mejorado y la herramienta pudo recorrer otros 106 m [350 pies]. referencia 8.4 MPa] y la presión más alta se puede traducirse en un rendimiento pobre del pozo como resultado de la existencia de un factor registraba en el talón. El perfil de influjo mostrado se obtuvo con el pozo fluyendo con la tasa intermedia. Hembling D. presentado en la Exhibición y Conferencia del Petróleo y el Gas de Medio Oriente de la SPE. las medicio. y el perfil de 120651.” artículo OTC 20129. la sarta de producción. presentado pozo con 22 dispositivos ICD ResFlow y. Después de la instalación de los dispositivos ICD y de los empacadores dilatables. Lauritzen JE.mediante el tratamiento químico correcto y del caron la presencia de agua que se desplazaba contraflujo extendido a altos regímenes. Shahri AM.” artículo SPE redujo del 30% a menos del 10%. Al-Qatari S. Sunbul AH. Cuatro horas después. Hundsnes S. Zeybek M y Moen T: “Case Histories of Improved Horizontal Well Cleanup and Sweep Efficiency with Nozzle Based Inflow Control Devices in Sandstone and Carbonate Reservoirs. el modelo ICD estático (arriba). Houston. Kilany K. indicó que éste no se había limpiado a pesar del prolongado período de flujo. Krinis et al.540 pies]. La tasa se redujo a la cifra original de 6.000 a 7. El pozo produjo con una tasa fluctuante entre 6. el operador efectuó la reterminación del Inflow Control Devices. se corrieron las herramientas de adquisición de registros de producción para obtener un perfil de influjo a lo largo de todo el pozo. intermedias y altas. 4 al 7 de mayo de 2009. En la del primer 10% del lateral. 31 de marzo al 3 de abril de 2007.000 y 10. mentarlo. La longitud de la sección horizontal fue de 775 m [2. Bahrain. los mejoflujo cruzado descendente de fluidos desde el res resultados en términos de limpieza—remoción talón hasta la punta.” artículo SPE 120795.) Recientemente. EUA. con tasas de flujo bajas. Saudi Aramco terminó dos pozos de prueba OSWIN09/10—Rick. se instalaron empacadores elastoméricos dilatables pequeños cada dos uniones.8 Un registro de producción inicial confirmó lo de daño proporcionalmente más alto en la punta. (Adaptado de Krinis et al.cia en las caídas de presión producida entre el les de influjo irregular sino para contrarrestar los talón y la punta como resultado de las caídas de perfiles de presión irregular.del revoque de filtración después de las operaciones derivadas de los registros de producción nes de perforación o terminación—se obtienen durante el período de flujo natural del pozo.presión por fricción en un pozo horizontal termital que se extendía más de 1.600 m [5. no para contrarrestar los efectos de los perfi. uno en una formación fluía hacia la superficie. Al-Dawood N.113 m3/d] durante 4 meses.590 m3/d] durante 4 h y el pozo fue registrado nuevamente. La terminación en el agujero descubierto de 8½ pulgadas incluyó cedazos de 5½ pulgadas con boquillas ICD ResFlow en cada unión de la tubería de producción.11 En hacia abajo respecto del talón. Los estudios han demostrado que en ambienque se esperaba dado el perfil de presión: durante una carrera con el pozo cerrado. y el operador procuró reducir el impacto del efecto talón-punta para mejorar la eficiencia de barrido y de limpieza. Lauritzen JE. Hembling D. referencia 8. Los responsables del desarrollo 12. habían exacerbado el efecto talónpunta en las terminaciones tradicionales en agujero descubierto. Raffn AG. El perfil de influjo real (verde) fue muy similar al simulado (rojo).000 bbl/d y los datos derivados de la carrera final de adquisición de registros indicaron que el perfil de influjo había experimentado un cambio permanente.430 y 1. 13.000 bbl/d [953 y 1. Luego se adquirió un registro de producción.200 pies] a nado en agujero descubierto se incrementa con través de un yacimiento de alta permeabilidad en la longitud del pozo. Los registros indicaron story provistos de sistemas además que la producción provenía solamente de arenisca y el otro en roca carbonatada. Raffn AG. bbl/d Perfil de flujo simulado Perfil de flujo real de una terminación con dispositivos ICD Talón Punta Profundidad medida 1 ICD ICD 1 ICD 2 ICDs 2 ICDs Empacador dilatable 3 ICDs 3 ICDs 4 ICDs 5 ICDs > Perfil de influjo derivado de las mediciones del registro de producción. Los datos del registro. Oklahoma City. ha sido eliminado y la contribución del flujo es evidente en todo el lateral.10 36 arenisca. utilizó siete empacadores dilatables en 9. Esta disparidad puede hacer un campo de gran extensión de Medio Oriente. En un pozo horizon. se ha observado que la diferenICD. se detectó un tes de permeabilidad relativamente alta. #2—Figure 09 ICD. se bajó nuevamente la herramienta de adquisición de registros. y petróleo que 2006. la que el revoque de filtración sea levantado prefepresión diferencial entre el talón y la punta era rentemente de la pared del pozo en el talón y de 200 lpc [1. Oilfield Review . para segen la Conferencia de Tecnología Marina. la preocupación era el fenómeno de conificación de agua y gas a través de los filones de alta permeabilidad. Los ingenieros sospechaban que las tasas más altas. Majdpour A. El corte de agua se with ICD Completions in Horizontal Wells. Oklahoma. Krinis et al. Para la compartimentalización y un mejor control del influjo. después de la reterminación indicaron que el flujo 11. Kvernstuen S y Moen T: “ICD Screen Technology Used to Optimize Waterflooding in Injector Well. Simonian En base a los resultados del modelado estáS y Salerno G: “Optimizing Horizontal Well Performance in Nonuniform Pressure Environments Using Passive tico. Krinis D. Los registros obtenidos 10. esta vez hasta una distancia de 15 m [50 pies] de la TD (próxima página). indi. influjo real coincidió con el perfil pronosticado con 15 al 18 de marzo de 2009. Ogunyemi O y Becerra Moreno O: “Best Cleanup Practices for an Offshore Sandstone Reservoir provenía de todo el lateral.000 y 7. evidenciado en los registros anteriores.9 8.Producción. 000 bbl/d [2. Esta capacidad para controlar automáticamente la movilidad del fluido se traduce en un Volumen 21.000 4.en el Segmento 2.000 bbl/d Registro repetido con 9. el modelado indica que es más efectivo colocar los dispositivos ICD en el pozo inyector que en el pozo productor.200 10. la mejor opción consiste en instalar los dispositivos tanto en el inyector como en el productor. Entre otros. el efecto talón-punta.000 y 7. Con unos 250 m conducción para las operaciones de producción [820 pies] de profundidad. referencia 12.800 11. Ile.600 9.000 8.000 9. el riesgo de fractuLa estructura Stær fue terminada con un pozo ramiento de la región vecina al pozo es mínimo. pies > Limpieza mediante tasas más altas.100 11. campo satélite que enviaba su producción a la El yacimiento se divide en dos segmentos. ICD fueron los siguientes: 37 .700 Profundidad medida.000 9. los objetivos de ges.500 10. Por el contrario.000 0 9. Si el pozo posee un filón de alta permeabilidad.000 bbl/d Registro inicial con 9. El inyector es un pozo vertical perforado a traneas: Svale y Stær. un nología inteligente para el control de tres zonas. Luego incrementaron la tasa en la terminación con cedazos estándar hasta alcanzar 15. el daño de la formación. al cabo de un período de flujo inicial de 4 meses (rojo). La tasa se redujo a una cifra fluctuante entre 6.000 bbl/d y los datos de registros demostraron que el perfil de influjo había experimentado un cambio permanente (azul). Estas capacidades se ajustaban a los objetivos inyector que contenía dispositivos ICD y dos de gestión del grupo de Statoil a cargo de la pla. cedazos de arena y un empaque de grava recubierto de resina para prevenir el flujo anular.Inversión de la dirección Si bien se denominan dispositivos de control de influjo.400 11.pozos horizontales de petróleo provistos de tecneación del desarrollo 2004 del Campo Urd. 7. la tasa se incrementó hasta alcanzar entre 9. el campo Segmento 1 y el segundo productor de petróleo petrolero Urd contiene dos estructuras heterogé.5 y 5.000 bbl/d durante 4 horas y se volvió a correr el registro de producción. Para evitar la irrupción de agua en los pozos de producción.000 bbl/d 10. Los datos arrojaron un perfil de flujo mejorado y la herramienta pudo recorrer 350 pies más (gris). Cuatro horas después. que se encuentran a 4 y 9 km [2. El campo fue desarrollado story utilizando tres plantillas submarinas y líneas de pozos productores horizontales. en muchos casos. retarda la irrupción de agua y. dado que los dispositivos ICD pueden controlar la • evitar las fracturas que pueden dominar la distribución del agua.000 3.000 Tasa de producción. la herramienta de adquisición de registros se corrió hasta una distancia de 50 pies de la TD (verde). las terminaciones ICD simuladas con tasas de 15.) mejoramiento de la distribución del agua y del • optimizar el soporte de presión y la eficiencia de barrido para todas las zonas soporte de presión. Los pozos de inyección a menudo penetran diversos intervalos prospectivos con características variables y les proporcionan el soporte de presión.300 9. Además.400 m3/d]. presión y la tasa de inyección. (Adaptado de Sunbul et al. los dispositivos ICD encaran estos desafíos mediante el balanceo de la salida de fluidos a lo largo de todo el pozo de inyección.13 Como lo hacen con el control de influjo.vés de las formaciones Not.000 y 10.900 10. En algunos casos. 4 Registro inicial con 6. el pozo unidad FPSO Norne ubicada en el Mar del Norte. Tal resultado permite que el operador contacte más formación con menos pozos sin temor a sacrificar la producción acumulada. los ingenieros de yacimientos que diseñan los proyectos de inyección deben considerar los contrastes de permeabilidad. los dispositivos ICD también se utilizan para manejar la salida de fluidos en los pozos de inyección.bierto con dispositivos de control de inyección tión del sistema de inyección con dispositivos ResInject.000 2.000 6. respectivamente. #2—Figure 11 vee soporte de presión y barrido para los dos pal.000 1. inyección de agua y levantamiento corresponde a una terminación en agujero descuartificial por gas. no. La simulación indicó un efecto talón-punta extremo: la punta aportaba sólo un 25% de la producción aportada por el talón.6 millas] de distancia del campo princi. Tilj y Åre 2. la característica de autorregulación de los dispositivos ICD impide un incremento significativo de la tasa de inyección local. Y.000 5. y proOSWIN09/10—Rick.000 bbl/d Registro repetido con 6. lo cual mejora el barrido areal y vertical de las reservas de petróleo en todas las • retardar la irrupción de agua en las zonas conectadas de alta permeabilidad zonas. el pozo de inyección de petróleo.12 Estos resultados son significativos porque muestran que las terminaciones con dispositivos ICD posibilitan longitudes de pozos extendidas en ambas formaciones sin comprometer el efecto de balanceo o la eficiencia de limpieza en las secciones inferiores de los pozos. bbl/d de los modelos ajustaron los datos del registro de producción con una simulación estática del yacimiento y en la simulación reemplazaron la terminación con dispositivos ICD por una terminación con cedazos estándar. Después de que la herramienta de adquisición de registros no lograra alcanzar la TD y luego de que los datos de registros indicaran la ausencia de contribución de producción desde la punta. la creación de zonas de pérdida de circulación y los cambios de inyectividad producidos en el pozo.000 bbl/d. mostraron un mejor balance del influjo con una contribución mucho mayor de la punta. inyector y el pozo productor se encuentran en el Puesto en producción en el año 2005. (Adaptado de Raffn et al.500 0. referencia 13. Fram JH y Sims JC: “Addressing Horizontal Steam Injection Completions Challenges with Chevron’s Horizontal Steam Test Facility. En una tercera evaluación se empleó un modelo de yacimiento de campo completo para estimar el efecto de la distribución mejorada del agua. 3 al 5 de noviembre de 2009. Se utilizaron dos simulaciones estáticas de la región vecina al pozo para comparar la distribución del agua: la primera se basó en el proceso de inyección dentro de la matriz.500 > Optimización del diseño del dispositivo ICD para pozos inyectores. story #2—Figure 12 38 Oilfield Review .128 3. 14.2 cm/unión 3 Tasa de inyección total. 1. el flujo de salida máximo se redujo en un 50% y las zonas con permeabilidad más baja recibieron más agua. y en la segunda se consideró la inyección dentro de una zona fracturada.518 7. y diferentes números de dispositivos ICD por unión (arriba).570 3. Fram and Sims. Raffn et al. Porlamar.200 2.14 Estas simulaciones se ejecutaron para evaluar el aspecto económico del empleo de pozos inyectores ICD en la estructura Stær y para seleccionar el diseño de la boquilla. No obstante.) Los ingenieros de Reslink y Statoil diseñaron el sistema y modelaron las tasas de inyección previstas para las tres zonas utilizando técnicas de terminación diferentes: cedazos estándar solamente. se agregó una capa de 12 m [39 pies] y 20 D para simular una fractura. la zona superior de alta permeabilidad recibió una porción irregular del agua inyectada. el empleo de los dispositivos ICD incrementaba la producción acumulada de petróleo en un 10% con respecto a la producción lograda con el uso de un cedazo estándar solamente. las simulaciones indicaron que en ausencia de una zona de alta permeabilidad. El equipo optó por utilizar la misma configuración de boquillas a lo largo de todo el pozo en lugar de tamaños y números específicos de boquillas ICD para cada zona.Cedazo estándar Zona 1 800 a 1. Alvestad J. presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado. las simulaciones sustentaron la aplicación de tasas de inyección máximas en las zonas superiores.” artículo 2009-332. incluidas sus variaciones de permeabilidad. Cuando en el modelo se incluyeron dispositivos ICD. Venezuela. dado un canal de alta permeabilidad.233 Zona 3 100 a 2. Esta evaluación incluyó un pozo de inyección equipado con dispositivos ICD. 17. presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado.677 820 800 0.514 7. Además.509 7. 3 al 5 de noviembre de 2009. referencia 16. en escenarios similares a los analizados con el simulador de la región vecina al pozo en los primeros dos casos. m3/d Tamaño de la boquilla 3. 15. Para el segundo modelo está- tico. Wat R y Keogh K: “Improve Steam Distribution in Canadian Reservoirs During SAGD Operations Through Completion Solutions. Según los resultados de las simulaciones. Porlamar. Tachet E. Esta elección reflejó el hecho de que si bien con diferentes diseños en cada zona se lograban las tasas de inyección objetivo. los dispositivos ICD mejorarían la producción de petróleo en un 1% y que el caso más probable se encontraba entre estos dos valores (próxima página). Venezuela.000 mD 961 1.7 cm/unión 3.800 ICD con igual tamaño de boquilla. Las tasas de inyección utilizadas en diferentes escenarios de terminación de la estructura Stær demuestran que los pozos inyectores pueden optimizarse en base a la permeabilidad y al diseño de las boquillas para obtener las tasas deseadas en cada zona. En el primer caso.800 mD 5.604 ICD con una configuración diferente Tasa objetivo. la fractura experimentó un incremento de la tasa de inyección de agua de sólo un 10% aproximadamente. referencia 13.” artículo 2009-398. m /d 7. y se experimentó un salto diez veces mayor cuando sólo se utilizó un cedazo estándar en el mismo modelo. 16. con los dispositivos ICD. OSWIN09/10—Rick.9 cm/unión Zona 2 200 a 500 mD 748 1.2 cm/unión en todas las zonas 4. dispositivos ICD con boquillas del mismo tamaño e igual número de boquillas por unión. story #2—Figure 13 Volumen 21.) Habitualmente. 80 70 60 Corte de agua. ausencia de canales de alta permeabilidad 50 40 30 20 10 0 0 200. El comportamiento del pozo respondió a los objetivos. incluidos los efectos del régimen de flujo.000 > Modelos de corte de agua. Entre éstos se encuentran los productores de petróleo pesado. exponiendo de ese modo volúmenes grandes del yacimiento al pozo. sea menos que óptima. En un esfuerzo para comprender mejor la producción con el proceso SAGD y hallar soluciones más eficientes para sus desafíos. el desdoblamiento de fase.000 600.17 La proliferación que han experimentado en los últimos años da cuenta de la efectividad de los dispositivos ICD. amenazó con imponer límites económicos sobre la longitud del pozo de menor magnitud que los límites técnicos. las cifras mejoradas pueden reflejar el mejoramiento del barrido logrado con el empleo de los dispositivos ICD. (Adaptado de Raffn et al. como sucedía hace menos de una década. referencia 13. los sistemas de agua bifásicos (líquido y vapor) utilizados en los pozos SAGD se suman a la dificultad que plantea el control.000 Producción acumulada de petróleo. para mejorar la recuperación. 4 39 . el tamaño de las gotas pequeñas. Hoy.000 800. Además de las dificultades comunes que se asocian con la creación de un flujo uniforme a través de cualquier yacimiento. Sus investigadores se están centrando en la evaluación y el despliegue del equipo para el empla- zamiento preciso y confiable del vapor. m3 1. canales de alta permeabilidad Terminación estándar modelada. EUA. Durante más de 15 años. el proceso aún no se comprende bien. Si bien este campo se encuentra en la etapa de producción inicial. puede decirse que el drenaje ineficiente. uno colocado cerca del talón del pozo y el segundo cerca de la punta. Chevron construyó una instalación horizontal de superficie para inyección de vapor en su Campo Kern River situado cerca de Bakersfield. California.15 Es probable que la distribución actual del vapor en los pozos de inyección horizontales. a lo largo de los laterales de los pozos de inyección horizontales. Statoil instaló otro pozo de inyección provisto de los dispositivos ICD ResInject en la estructura Svale. muchos otros factores.000 400.16 Historia de producción Terminación estándar modelada. el registro de la fracción volumétrica del agua. especialmente en los yacimientos heterogéneos. en base el éxito de este proyecto de inyección de agua. no. Además de las inquietudes relacionadas con el flujo monofásico. diseñados para calentar y llevar el petróleo a los pozos de producción más profundos. La utilización de estos dispositivos ha permitido a los operadores extraer todo el valor que implica la capacidad para perforar laterales largos. A pesar de estos antecedentes. las longitudes se miden en kilómetros en lugar de metros. En realidad. la formación de tapones y otras variables. En su mayor parte. el método de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) fue el proceso preferido para el desarrollo de los campos productores de petróleo pesado.En el año 2008. hoy muchos operadores utilizan conductos de vapor dobles en pozos de vapor horizontales. el corte de agua real de este pozo fue menor que el pronosticado con cualquiera de los dos modelos. se introducen en el flujo bifásico. ocasionado por el flujo irregular a través del yacimiento. —RvF OSWIN09/10—Rick. las tuberías de revestimiento cortas para los procesos de inyección SAGD son tuberías ranuradas a lo largo de toda la sección. Para combatir el efecto talón-punta. % El control del futuro El éxito de los dispositivos ICD ahora está llamando la atención de los productores preocupados por la ineficiencia del flujo proveniente de los laterales largos. configuración que contribuye poco a optimizar la distribución del vapor.000. en lo que respecta a los perfiles de velocidad de fluido y las caídas de presión asociadas con las configuraciones de las tuberías. dado que a través del tiempo geológico se puede producir un equilibrio de la presión a través de las barreras que actúan como sello. Otras mediciones y capacidades del análisis DFA son la determina- Oilfield Review . los fluidos de yacimiento pueden equilibrarse y todavía exhibir gradientes composicionales grandes. En el pasado. Alberta. InSitu Fluid Analyzer. Los desarrollos recientes en materia de pruebas de formación y tecnologías de muestreo. se aplica generalmente al petróleo crudo líquido. 3 (Invierno de 2007/2008): 60–75. InSitu Family. El material orgánico presente en las rocas generadoras (rocas madre) se convierte en el petróleo y el gas que migran hacia los yacimientos. Los hidrocarburos son definidos como los compuestos orgánicos que comprenden el hidrógeno y el carbono. Para obtener más información sobre el proceso de muestreo de fluidos y el análisis DFA. InSitu Fluorescence. Texas. Para determinar las propiedades de los fluidos requeridas para un desarrollo de yacimientos efectivo. Provistos de estos datos. se dispone de nuevas tecnologías de análisis de fluidos de fondo de pozo (DFA) que posibilitan la identificación de la compartimentalización y la conectividad del yacimiento. Las mediciones derivadas del análisis de fluidos de fondo de pozo. Copyright © 2010 Schlumberger. Mullins OC. se agradece a Richard Byrd. Texas Hani Elshahawi Shell International Exploration & Production Houston. 4.2 Esta técnica utiliza las propiedades de absorción de la luz de los fluidos. Betancourt S. Por su colaboración en la preparación de este artículo. Texas Michael O’Keefe Hobart. Una vez en sitio.1 Si bien las propiedades de los fluidos se obtienen a partir de numerosos sensores. y a Dietrich Welte. C3-5. La falta de contemplación de la complejidad arquitectónica del yacimiento. una forma de hidrocarburo. ayudan a resolver la complejidad de estos fluidos en condiciones de fondo de pozo. Nighswander J y O’Keefe M: “Avances en las mediciones de las propiedades de los fluidos. el hecho de no considerar las complejidades del yacimiento y sus fluidos. el solo conocimiento de las características de los fluidos es insuficiente para maximizar la recuperación de hidrocarburos. además de las heterogeneidades de los fluidos. La forma más simple es el metano [CH4]. Texas Chengli Dong Oliver C. Martin Isaacs y Michelle Parker. C6+ y CO2). Aachen. EUA Myrt (Bo) Cribbs Chevron North America Houston. Haggag M. para identificar la composición de los fluidos (C1.Laboratorio de fluidos de fondo de pozo Jefferson Creek Chevron Energy Technology Company Houston. Jaramillo AR y Terabayashi H: “Análisis de hidrocarburos en el pozo. las cargas de múltiples fluidos de yacimientos y el fracturamiento de los sellos. Si bien los planes de desarrollo de los campos petroleros dependen de una comprensión exhaustiva de las propiedades de los fluidos en sitio (propiedades locales). los responsables de los activos de las compañías (asset managers) pueden tomar decisiones adecuadamente informadas mucho antes de incurrir en los enormes costos asociados con el desarrollo de los campos petroleros y la construcción de las instalaciones de producción. Las variaciones producidas en la composición de la materia orgánica original y los procesos que tienen lugar durante la migración y la acumulación de los hidrocarburos. proporcionan a los equipos a cargo de los activos de las compañías petroleras un laboratorio de fondo de pozo para medir las propiedades de los fluidos en sitio y conocer la conectividad del yacimiento. 3 (Invierno de 2003/2004): 60–69. Dong C. 1. EUA Julian Youxiang Zuo Edmonton. Por ejemplo. Elshahawi H. Sugar Land. este equilibrio no demuestra la comunicación de flujo en las escalas de tiempo de producción.” Oilfield Review 19. Actualmente. InSitu Pro. InSitu pH. a menudo se traduce en errores costosos. no. Kennedy R. Fluid Profiling. InSitu Density. el contenido relativo de asfaltenos y la fracción de agua. MDT y Quicksilver Probe son marcas de Schlumberger. a menudo incrementan su complejidad composicional. consulte: Betancourt S. Alemania. a menudo generaba problemas de producción onerosos y resultados decepcionantes. Kurkjian A. Su generación. la relación gas-petróleo (GOR). no. no. Tasmania. Carnegie A. 2. Davies T. además de la dispersión de la luz de diferentes materiales. hoy los ingenieros utilizan las técnicas DFA en forma extensiva. Mullins OC. Australia Kenneth Peters Mill Valley.” Oilfield Review 15. Los hidrocarburos más comunes son el gas natural. Canadá Traducción del artículo publicado en Oilfield Review. la existencia de barreras no detectadas para el flujo de fluido puede crear problemas enormes para los operadores. Winter 2009/2010: 21. migración y acumulación están afectadas por procesos diversos que se traducen en composiciones y distribuciones de fluidos complejas. Fujisawa G. la espectroscopía óptica basada en la luz del espectro visible y cercano al infrarrojo (Vis-NIR) constituye la base de las mediciones DFA para los hidrocarburos. perturbados por procesos tales como la biodegradación. California. 40 Los fluidos de yacimientos raramente existen como líquidos y gases simples que rellenan estructuras monolíticas. En particular. Mullins Houston. el petróleo y el carbón. con frecuencia los fluidos se encuentran en estado de desequilibrio. El término “petroleum” (en inglés). C2. Texas Peter Hegeman Sugar Land. No obstante. Dong C. algunas de las cuales han sido recientemente introducidas. Eriksen KO. el principal precursor global del petróleo. las estrategias de terminación de pozos y el diseño de las instalaciones de superficie. A diferencia de las mediciones equivalentes obtenidas en un laboratorio de superficie. pronto se puso de manifiesto que en el yacimiento existían proble- mas aún más significativos. Utilizando el laboratorio de fondo de pozo provisto por los sensores DFA. Gracias al análisis DFA en tiempo real. las transiciones de fases y la historia de carga de los yacimientos. tiempo. la biodegradación. La conversión del kerógeno y la migración de los fluidos de la roca generadora a la roca yacimiento impactan las propiedades y la composición de los fluidos. la fluorescencia y la densidad de los fluidos vivos. la fuerza de gravedad. En consecuencia. temperatura. polen. preservados selectivamente (algas. los ingenieros de yacimientos cuantifican las propiedades de los fluidos con una precisión que se aproxima a la de las mediciones del laboratorio de superficie. el desarrollo del yacimiento. Si bien el resultado habitual era un programa de evaluación simplificado que inicialmente parecía ser económicamente efectivo. a menudo prolongado. la complejidad y el costo del programa de análisis de fluidos se equiparan con la complejidad de la columna de fluido. Este mejoramiento de la eficiencia de los procesos de muestreo y pruebas permite que los operadores detecten la complejidad de los fluidos y Volumen 21. los ingenieros pueden reiterar. las enviaban a un laboratorio y. Por otro lado. En los primeros proyectos de desarrollo en aguas profundas. todo esto incrementaba los costos totales de los proyectos. gran parte del interés en las mediciones de la composición de los fluidos se centraba en el aseguramiento del flujo en el pozo a través de las líneas de conducción y en las instalaciones de producción. y residuos degradados de materia orgánica biológica (material amorfo). Las complejidades de los fluidos responden a muchas razones. No obstante. 41 . 4 resuelvan las cuestiones que surgen de la información de fondo de pozo. no. está compuesto por materiales orgánicos celulares resistentes. los analistas con frecuencia asumían su simplicidad. Con demasiada frecuencia. el análisis DFA emplea la misma herramienta. validar o utilizar las mediciones para explicar las heterogeneidades del yacimiento. recibían un informe que describía los fluidos de yacimientos. Por otro lado. Un laboratorio de superficie puede repetir las mediciones pero sólo sobre la misma muestra. donde el conocimiento de las propiedades locales de los fluidos incide considerablemente en la ubicación de los pozos. La ventaja del análisis DFA es que las propiedades de los fluidos se miden bajo condiciones de yacimiento. la complejidad de los fluidos a escala de yacimiento puede ser causada por las diferencias de temperatura. transcurrido un lapso de tiempo. calibración y operador técnico—pero con fluidos diferentes—entre una estación DFA y la siguiente. Antes de que se dispusiera de las mediciones DFA. Sin el análisis en tiempo real para establecer la magnitud de la complejidad de los fluidos. El kerógeno.ción del valor del pH y la resistividad (si el fluido es agua). la presión. su precio era la falta de un conocimiento adecuado de las complejidades del yacimiento. el énfasis del análisis de fluidos se desplazó hacia el yacimiento. los operadores recolectaban un número limitado de muestras. esporas y cutículas de hojas de plantas). el índice de refracción. Se analiza la gradación composicional—la variación suave y continua de las propiedades de los fluidos con la profundidad—junto con los métodos para detectar el fenómeno de compartimentalización de los yacimientos. se un drenaje efectivo durante ORWIN09/10-FluidsLab Fig. El volumen de gas disuelto (como se refleja en la relación GOR) en la columna de hidrocarburos es controlado por la presión y la temperatura. han transmitido al público en general la impresión de que el petróleo se encuentra alojado en vastos lagos situados por debajo de la superficie de la Tierra. límite de baja temperatura Roca generadora con alto grado de madurez > Modelo de la historia de carga de Stainforth. el kerógeno se convierte termogénicamente en hidrocarburos. Dado que los compartimientos son una de las causas principales del desempeño deficiente de los yacimientos. a través de esfuerzos extenuantes y metodologías comprobadas a lo largo del tiempo. Además se describen los desarrollos recientes que utilizan la distribución en equilibrio de los asfaltenos como indicador de la conectividad del yacimiento.5 Algunos casos de estudio de la región de aguas profundas del Golfo de México. algunos especialistas consideran que éste es el problema más grande con que se enfrentan los operadores de aguas profundas cuando desarrollan yacimientos estratégicos. muchos integrantes del sector industrial consideran a un yacimiento como algo similar a un contenedor poroso grande lleno de fluidos homogéneos. En este modelo. esperando que la temeraria barrena de perforación de las compañías petroleras aparezca en escena y drene el petróleo como si absorbiera soda con una pajita.Productos de la maduración del kerógeno CO2. El diagrama de Van Krevelen clasifica los tipos de kerógenos a través de las gráficas de interrelación de las relaciones oxígeno-carbono e hidrógenocarbono. Quizás ciertas obras. tales como Viaje al centro de la Tierra de Julio Verne u otras caracterizaciones similares. la roca generadora con bajo grado de madurez (izquierda) genera petróleo más pesado. la roca generadora de madurez intermedia (centro) produce petróleos más livianos además de gas y. Oilfield Review . la roca generadora con alto grado de madurez (derecha) genera petróleo liviano y gas. Roca de cubierta Gas Petróleo más liviano Las mediciones del análisis DFA también permiten la identificación de la compartimentalización del yacimiento. la historia de carga determina la distribución de los hidrocarburos. por último. La complejidad de los fluidos Fuera de la industria del petróleo y el gas. El hecho de que los fluidos de yacimiento logren un estado de equilibrio es una función de parámetros tales como la permeabilidad vertical y los gradientes térmicos. Los fluidos más livianos se elevan hacia el tope del yacimiento y empujan a los fluidos que migraron antes.2 Relación oxígeno-carbono > Conversión del kerógeno en hidrocarburos. Los demás subproductos de etapa temprana del proceso de conversión son el agua y el CO2. La heterogeneidad arquitectónica del yacimiento y la complejidad composicional de los fluidos no sólo existen en la naturaleza sino que constituyen la regla más que la excepción.5 Tipo II 1. El tecnólogo petrolero no alberga tal ilusión puesto que sabe que los hidrocarburos entrampados en los espacios porosos de las rocas yacimiento deben extraerse pacientemente de los lugares en los que se ocultan. existen equivocaciones significativas acerca del hábitat de los hidrocarburos en la naturaleza. incluso entre los profesionales.0 Tipo III Tipo IV 0. a menudo existe una visión simplista del petróleo o el gas presentes en un yacimiento. el Mar del Norte y las áreas marinas de África demuestran la aplicación de nuevos métodos y tecnologías de muestreo. En la etapa inicial. No obstante.3 Las unidades de Review flujo presentes en un yaciOilfield 09 y diminutas y. 1 la producción. y los efectos resultantes sobre las propiedades de los fluidos. para miento oscilanAutumn entre masivas FluidsLab Fig. 0. H2O Petróleo Gas húmedo Gas seco Falta de potencial petrolífero Incremento de la maduración Relación hidrógeno-carbono Tipo I 1. Durante el proceso de maduración.1 Este artículo examina la formación y migración de los fluidos de yacimientos. incluida la carga del yacimiento. Según el modelo de Stainforth. definida como la falta de flujo de fluido libre entre las diferentes regiones de un campo en las escalas de tiempo de producción.4 42 Petróleo mediano Roca generadora con bajo grado de madurez Petróleo más pesado Agua Roca generadora con un grado de madurez intermedio Ventana de petróleo. los fluidos no están en equilibrio.5 0 0. Los trayectos evolutivos del incremento de la maduración (flechas verdes) indican el tipo de hidrocarburos generados a partir de cada tipo de fuente de kerógeno. 1 requiere que el pozo entre en contacto con tantos compartimientos como sea económicamente factible. Esto se cumple especialmente en las estructuras prospectivas profundas. en las que el tiempo y las fuerzas naturales generan las condiciones ideales para dicha heterogeneidad. Si bien se reconoce que el petróleo no se encuentra en un lago subterráneo. La migración de los fluidos hacia las rocas permeables es controlada por tres parámetros principales: la presión capilar. 6. la presencia de ácidos. Emiratos Árabes Unidos. en este artículo. migración y acumulación de hidrocarburos se traducen en composiciones de fluidos complejas. 8. AAPG Memoir 60 (1994): 93–119. El kerógeno consiste de restos vegetales. a temperaturas más elevadas. no. tales como algas. H2O Incremento de la profundidad y de la temperatura Diagénesis Zona inmadura 50°C Catagénesis Metagénesis Ventana de petróleo Ventana de gas 150°C > Maduración de los hidrocarburos. mezcla de petróleos crudos incompatibles u otras condiciones que rompen la estabilidad de la suspensión asfáltica. La diagénesis bacteriana también puede producirse a través de la conversión microbiana anóxica del material orgánico en metano. presentado en la Exhibición y Conferencia Internacional del Petróleo de la SPE. en la que los materiales orgánicos y el petróleo generado previamente se convierten en gas natural. 8 (Agosto de 1981): 1387–1396. Metano biogénico Gas húmedo y condensado Petróleo. se produce un proceso pobre de mezcla de fluidos. 57 (1970): 17–23. la existencia de esfuerzos de corte (flujo turbulento). los procesos que afectan la generación. 5. los kerógenos Tipos I y II son requeridos para la generación de hidrocarburos líquidos. Kerógeno Tipo l y ll Gas seco Todos los tipos de kerógeno CO2. se define como una condición en la que los fluidos son estables y los cambios pequeños producidos en las condiciones se traducen en cambios pequeños en las propiedades de los fluidos. 4. Los kerógenos del tiempo geológico. Abu Dhabi. Los gases livianos se elevan hasta alcanzar el nivel más alto del yacimiento. 10. El equilibrio. situada en la porción central de EUA. Los asfaltenos son materiales orgánicos que constan de compuestos de tipo anillos aromáticos y nafténicos. existe un límite de temperatura para la generación de petróleo. el incremento de la temperatura y la presión convierten el material orgánico en petróleo a través de la catagénesis. propano. La metagénesis es una fase posterior de la generación de hidrocarburos que tiene lugar por encima de 150°C.7 La maduración térmica del kerógeno hace que se expulsen fluidos. a menudo craqueados a partir de petróleos pesados de etapa temprana.6 Y es a partir de este bloque que se genera la mayoría de los hidrocarburos. una forma de carbono muerto. y experimentan un proceso de alteración química. pero puede tener lugar a temperaturas mucho más bajas a lo largo del tiempo geológico. el agua generalmente llena el nivel más bajo.” AAPG Bulletin 65. El kerógeno presente en la formación lacustre Green River Shale. butano y pentano. Muggeridge AH y Smelley PC: “A Diagnostic Toolkit to Detect Compartmentalization Using Time-Scales for Reservoir Mixing. a la derecha). A temperaturas más elevadas. no. esporas. tales como el petróleo y el gas. La comprensión de la complejidad de las distribuciones de los hidrocarburos en un yacimiento comienza en la roca generadora. 7. A lo largo Hidrocarburos generados A medida que una cuenca sedimentaria madura. la flotabilidad y la hidrodinámica. carga de condensado. se forman los petróleos pesados que pueden ser preservados como depósitos de asfalto o alquitrán. Peters KE y Cass MR: “Applied Source Rock Geochemistry. a través de la difusión molecular y la segregación gravitacional. conforme aumenta la profundidad de sepultamiento. Tulsa: AAPG. En las etapas iniciales del proceso de conversión. prácticamente carece de potencial para la generación de hidrocarburos y normalmente consiste de materia orgánica reciclada que ha experimentado procesos previos de sepultamiento y maduración. a través de un proceso térmico más extremo denominado metagénesis. 1984.10 Por ejemplo. Este proceso es similar al proceso de craqueo y destilación a alta temperatura que se lleva a cabo en las refinerías de petróleo. en las que los petróleos pesados son convertidos en productos de petróleo más livianos. si los fluidos ingresan en un yacimiento a través de un trayecto de gran movilidad tal como una falla.” artículo SPE 118323. No obstante. azufre y oxígeno. dejando atrás una forma madura y sólida de kerógeno (página anterior. polen. resinas y ceras. es posible que se encuentren significativamente fuera de equilibrio (página anterior. 43 . El gas hidrocarburo proveniente de este tipo de kerógeno muestra un predominio de metano pero también puede contener etano. y se componen fundamentalmente de restos de algas y bacterias.8 A medida que la roca generadora rica en kerógeno es sepultada y compactada. Sugar Land. 9.” en Magoon LB y Dow WG (eds): The Petroleum System—From Source to Trap. Volumen 21. y los hidrocarburos de diversas densidades se distribuyen en el medio. Texas: Schlumberger (2008): 43. CO2 disuelto. 4 Tipo III potencialmente gasíferos están compuestos por material generador terrígeno leñoso. se generan gases menos complejos y el gas metano finalmente se convierte en el hidrocarburo primario producido (abajo). con un nivel de calor bajo. los kerógenos Tipo II pueden ser potencialmente petrolíferos o gasíferos dependiendo de la temperatura y de las proporciones de los componentes. Welte DH y Yukler MA: “Petroleum Origin and Accumulation in Basin Evolution—A Quantitative Model. desechos de plantas superiores. las condiciones metaestables son aquéllas en las que los cambios pequeños pueden producir cambios sustanciales en las propiedades de los fluidos. se puede establecer el equilibrio de los fluidos asociados a los hidrocarburos. los microbios mueren y predomina la catagénesis. Welte DH: “Organischer Kohlenstoff und die Entwicklung der Photosynthese auf der Erde. Los kerógenos Tipo I son poco comunes y potencialmente petrolíferos. a la izquierda). Berlin: Springer-Verlag. Salvo raras excepciones. es un ejemplo de este grupo. Los asfaltenos pueden ser problemáticos en las operaciones de producción cuando se precipitan como resultado de situaciones tales como la caída de presión. Del total de 6 x 1015 toneladas estimadas de materia orgánica alojada en la corteza terrestre. Cuando la temperatura excede el límite superior de la ventana de petróleo—más de 150ºC [300ºF]—el resultado es la formación de condensado y gas húmedo. 3 al 6 de noviembre de 2003.3. Por el contrario. Existen como suspensión coloidal en el petróleo. junto con los alcanos periféricos. Mullins OC: The Physics of Reservoir Fluids: Discovery Through Downhole Fluid Analysis. el 95% se encuentra en forma de kerógeno. predominantemente metano. El incremento de la temperatura conduce a la generación de petróleos más livianos. Comprendiendo una mezcla de fuentes terrígenas y marinas. y contienen cantidades pequeñas de moléculas de nitrógeno. Muchos carbones de América del Norte y Europa contienen kerógeno Tipo III. en un proceso de diagénesis por el cual los materiales orgánicos son sepultados y comprimidos. Tissot BP y Welte DH: Petroleum Formation and Occurrence.” Naturwissenschaften no.9 A medida que los fluidos se cargan en el yacimiento. El kerógeno Tipo IV. La formación de los hidrocarburos de etapa temprana tiene lugar en la roca generadora inmadura. Cuando las temperaturas se elevan por encima de 50°C. el cual incorporaba innovaciones tales como cámaras múltiples. incrementa el contenido de asfaltenos y azufre. o un gradiente de densidad invertido para que se produzca un cambio en la distribución de los fluidos. A diferencia de la difusión. La biodegradación es el resultado de la conversión metabólica de los hidrocarburos saturados. Los petróleos secundarios pueden permanecer inalterados. Finalmente. y por la alteración de los fluidos durante el proceso de muestreo y transferencia. pueden indicar la presencia de compartimientos.A diferencia de la ventana limitada de generación de petróleo—que se restringe a ciertos tipos de kerógenos y a un rango específico de temperatura—el gas natural se origina bajo una diversidad de condiciones. el gas biogénico o termogénico puede pasar por alto el petróleo existente en el yacimiento. los hidrocarburos menos densos. generándose desde todas las rocas generadoras y a lo largo de un amplio rango de temperatura. principalmente por la acción de las bacterias metanogénicas y sulfato reductoras en condiciones anóxicas. El servicio InSitu Family es proporcionado por la herramienta MDT en el fondo del pozo. El contacto OWC puede cambiar con el proceso subsiguiente de carga del yacimiento o con las fugas producidas en los sellos pero la biodegradación se mantiene activa sólo por debajo de 80ºC [175ºF]. esto aún con escalas de tiempo geológico suficientes para que los fluidos se equilibren.12 La biodegradación puede ejercer un control importante sobre la calidad del petróleo y su producibilidad. el gas húmedo. Estos procesos normales comúnmente se traducen en gradientes de fluidos ordenados según la densidad. el condensado.14 La relación GOR del petróleo primario cambia con este influjo. Entre otros efectos. como consecuencia de la biodegradación. por encima de esta temperatura. Las generaciones sucesivas de herramientas condujeron al desarrollo de dispositivos más avanzados. Por efectos gravitacionales. los cuales se acomodan en forma ascendente comenzando por los petróleos pesados. una diversidad de estilos de probetas. arreglos de empacadores duales y el proceso de muestreo guiado para reducir significativamente la conta- Cartucho de energía Módulo de botellas para muestras Módulo de bombeo (muestra) Módulo InSitu Fluid Analyzer (muestra) Módulo hidráulico Herramienta Quicksilver Probe Módulo analizador de fluidos (descarte) Módulo de bombeo (descarte) > La herramienta MDT. pasando por los petróleos medianos. se traduce en un incremento de la concentración de asfaltenos que genera gradientes de viscosidad grandes en condiciones de no equilibrio. Dado que los asfaltenos no son solubles en gas. Durante la catagénesis y la metagénesis. especialmente con filtrado del fluido de perforación. y un módulo de botellas para muestras. el gas más liviano y por último el metano. el yacimiento es una estructura arquitectónica compleja que contiene mezclas de fluidos. tema que será analizado más adelante. No obstante. e incrementa las concentraciones de metales. Por otro lado. Los procesos de mezcla de fluidos que tienen lugar en el yacimiento pueden ser extremadamente lentos. desplazarse echado arriba y alterar los gradientes de fluidos de yacimientos existentes. Otro elemento que contribuye a las condiciones de no equilibrio es la biodegradación que se produce en el contacto agua-petróleo (OWC). Las fuerzas naturales de la flotabilidad gravitacional y la solubilidad pueden crear gradientes de asfaltenos en la columna de fluido. la capacidad para bombear fluido en el pozo antes de tomar una muestra. Las pruebas de laboratorio de estas muestras se vieron obstaculizadas por la conta- minación. la formación de fallas y la heterogeneidad de los yacimientos contribuyen a generar distribuciones de fluidos complicadas. Los procesos de transporte tanto de convección como de difusión también pueden mantenerse activos. la presencia de un gradiente de la relación GOR grande se traduce en un gradiente de asfaltenos con concentraciones más altas en un punto más bajo de la columna. especialmente el gas. 44 Oilfield Review Oilfield Review . la convección requiere un gradiente térmico suficiente.13 El petróleo biodegradado puede encontrarse como una mezcla de petróleos. los petróleos livianos.11 El proceso de maduración se presta a la existencia de columnas de fluidos y gradientes composicionales potencialmente complejos. se producen cantidades significativas de gas natural. la biodegradación aumenta la viscosidad del petróleo. y luego es seguido por el petróleo proveniente de las cargas subsiguientes del yacimiento. Los efectos adicionales del tectonismo. tales como el probador modular de la dinámica de la formación MDT. las mediciones del análisis DFA han demostrado ser altamente efectivas como herramienta para comprender tanto los fluidos de yacimientos como la complejidad arquitectónica. en lugar de un contenedor abierto lleno de capas de agua. se desplazan hacia el tope del yacimiento. es biodegradado. apareciendo después de haber cesado la biodegradación y generando variaciones espaciales en las propiedades de los fluidos. a menudo existen condiciones de desequilibrio. y los ingenieros crean las estrategias de terminación de pozos y los planes de desarrollo de yacimientos utilizando datos de muchas fuentes. La remoción preferencial de los alcanos en el contacto agua-petróleo. Junto con el módulo InSitu Fluid Analyzer se encuentran la herramienta Quicksilver Probe para una limpieza rápida de las muestras de fluidos. Innovación orientada por aplicaciones Las herramientas para pruebas de formación operadas con cable (WFT) aparecieron por primera vez en la década de 1950 como forma de recuperar muestras de fluidos para su análisis en la superficie. los microbios ya no son factibles. dos módulos de bombeo para hacer fluir los fluidos de muestreo y los de descarte. el petróleo primario llega primero. mejor precisión y resolución. reduce la densidad API. petróleo y gas. Los procesos que actúan sobre los fluidos de yacimientos pueden preservar la condición de no equilibrio. Durante la diagénesis (sepultamiento temprano). No obstante. los microorganismos anaeróbicos pueden convertir la materia orgánica de la roca generadora en metano. Las muestras recuperadas se utilizan para el análisis de los fluidos de yacimiento en el laboratorio de superficie. No existe una herramienta única para identificar estas complejidades.15 La detección de estas perturbaciones de los gradientes. resultantes de los procesos de carga y recarga. creando variaciones composicionales. Por ejemplo. llevada a cabo en Kuwait. para adquirir muestras no contaminadas. agregada a la herramienta MDT en el año 2006. Una probeta de muestreo guiado. Connan J: “Biodegradation of Crude Oils in Reservoirs. 15. este arreglo puede producir muestras aceptables más rápido que los arreglos de probetas convencionales (izquierda). 4 derivadas de las mediciones DFA. Los fluidos con bajo nivel de contaminación se obtienen rápidamente para el análisis de fondo de pozo y se pueden extraer más muestras en un marco temporal razonable. no. El fluido que fluye a través de la probeta central pasa rápidamente de fluido contaminado con filtrado a fluido de formación de calidad aceptable para las mediciones de las propiedades locales de los fluidos. no siempre es necesario llevar las muestras a la superficie. Mullins.5 horas. 1. Además. 13. 14. no.5 sincronizadas. simulación y modelado de yacimientos. derecha). La probeta externa. Bowcock M. y para el diseño de las instalaciones. Por otro lado. 12. 16. Una operación de este tipo. vol. la herramienta Quicksilver Probe obtiene muestras no contaminadas en un marco temporal mucho más corto (arriba).100 litros [555 galones] a lo largo de un intervalo de 66.” en Brooks J y Welte DH (eds): Advances in Petroleum Geochemistry. o probeta de descarte.” Journal of Petroleum Geology 6.” Oilfield Review 18. Del Campo C. extrae el filtrado y mantiene el proceso de bombeo durante el muestreo para evitar que los fluidos contaminados migren hacia la probeta principal.16 Utilizando un Fig. los ingenieros pueden crear un registro conocido como Fluid Profiling. Si bien el volumen de fluido desplazado es considerable. Mullins. a través de todo el intervalo prospectivo en base a las mediciones de calidad de laboratorio efectuadas en condiciones de fondo de pozo. consulte: Akkurt R. mejoró considerablemente la eficiencia en la localización del pozo. Esta limitación fue superada parcialmente gracias a la capacidad para bombear los fluidos contaminados provenientes de la formación antes de la iniciación del proceso de muestreo. 4 (Primavera de 2007): 4–20. los ingenieros recurrían a métodos analíticos para corregir las mediciones de laboratorio por los cambios de fases y la contaminación producida por el filtrado de lodo. La herramienta MDT es además la plataforma principal para la obtención de mediciones de las propiedades de los fluidos. los cálculos de reservas y de los factores de recuperación. Los primeros métodos de muestreo a veces arrojaban resultados subóptimos. Las áreas de flujo de admisión concéntrico de la herramienta Quicksilver Probe están conectadas a las bombas independientes de la herramienta MDT (derecha). aseguramiento del flujo. implicó el bombeo de 2. El metano biogénico puede ser diferenciado del metano termogénico por las relaciones de los isótopos estables del carbono. 1 (1983): 39–53.5 arreglo FluidsLab de muestreo concéntrico y dos bombas ORWIN09/10-FluidsLab Fig. Grunau HR: “Abundance of Source Rocks for Oil and Gas Worldwide. Samir M. 45 . para explicar las distribuciones de los fluidos en el yacimiento. Weinheber P.Muestra aceptable Nivel de contaminación Nivel de contaminación Herramienta de tipo probeta convencional Tiempo Herramienta Quicksilver Probe Muestra aceptable Tiempo Probeta principal Probeta de descarte > Herramienta de muestreo guiado Quicksilver Probe. Esto hace posible la reducción de la contaminación con filtrado para la obtención de fluidos nativos casi vírgenes. minación con filtrado de lodo (página anterior). Kundu D. y la obtención de fluidos de yacimientos en botellas para muestras incorporadas en la herramienta. Los sensores de la herramienta y las capacidades de análisis de fluidos también han avanzado hasta el punto en que se pueden registrar y evaluar las propiedades de los fluidos mientras la herramienta aún se encuentra en el pozo. las estrategias de producción. Kumar S. Los ingenieros de yacimientos necesitan una evaluación precisa de las propiedades de los fluidos para los procesos de evaluación de yacimientos. Para obtener más información sobre las operaciones de muestreo con probetas guiadas. Por este motivo. no constituye un método eficiente si se necesitan muestras múltiples o si la meta es la obtención de perfiles de fluidos DFA con puntos de pruebas múltiples. El módulo de bombeo de la herramienta MDT se utiliza para hacer fluir los fluidos de yacimientos hacia el interior de la herramienta y a través de ésta. no. con modelos de fluidos simplistas. 11. Joshi S. Williams S y Zeybek M: “Muestreo guiado y análisis de fluidos en el fondo del pozo. Tarvin J. según las determinaciones Volumen 21. Londres: Academic Press (1984): 299–335. referencia 4: 26. Davies J. lo cual a menudo se traducía en caracterizaciones de fluidos erróneas. O’Keefe M. permitiendo la adquisición oportuna de muestrasOilfield de fluidos libres o casi libres de contaReview Autumn 09 minación con filtrado de lodo. Se utilizaba un número relativamente escaso de muestras. Un anillo de protección externo extrae los fluidos—principal- mente filtrado y fluidos de formación contaminados (fluidos de descarte)—que ingresan en la probeta periféricamente. Hill B. Además de los niveles más bajos de contaminación de las muestras (gráfica. referencia 4: 52. Los sensores InSitu Family de la herramienta MDT proveen las siguientes mediciones: • composición de los fluidos de hidrocarburos (C1.600 a 1. 18. el método básico de análisis de fluidos es el de espectroscopía óptica del módulo InSitu Fluid Analyzer (izquierda. Los sensores de fluorescencia ejecutan la función de detección de la condensación retrógrada y diferencian el tipo de petróleo cuando los fluidos forman una emulsión. Ambos espectrómetros comparten la misma célula óptica.500 2.” Oilfield Review 10. Hashem M. La espectroscopía óptica fue introducida originalmente para determinar la calidad de las muestras. Los filtrados OBM no contienen asfaltenos o niveles significativos de gas disuelto.Fuente de luz Detector de fluorescencia Sensor de presión y temperatura Sensor de densidad de fluidos vivos Flujo de fluido Sensor de resistividad Espectrómetro de arreglo de filtros Espacio para un sensor futuro Espectrómetro de rejilla > Laboratorio de fluidos de fondo de pozo.17 Los espectrómetros ópticos miden la absorción de la luz con diferentes longitudes de ondas para los fluidos que pasan a través del sensor y diferencian el agua.000 Espectrómetro de rejilla Oilfield Review > Densidad óptica de los fluidos a partir de las mediciones espectroscópicas. El sensor detecta además el cambio de color para la medición del pH. La frecuencia de la luz visible es de aproximadamente 500 nm. El contenido de gas disuelto derivado de las mediciones NIR constituye un indicador adicional de la calidad de las muestras. de 1. distinguiendo el agua del petróleo e identificando el tipo de petróleo. incluidos los métodos de absorción óptica y resonancia magnética. C2. Betancourt et al. rejilla que se enfoca en un rango estrecho de 1.800 nm. un arreglo de filtros y un arreglo de rejilla. el petróleo crudo y el filtrado OBM (izquierda. Para obtener más información sobre espectroscopía óptica. Las longitudes de ondas de los 20 canales del arreglo de filtros cubren el rango del espectro visible e infrarrojo cercano (Vis-NIR) que oscila entre 400 y 2. Los fluidos de campos petroleros poseen características espectrales específicas de densidad óptica (OD). Melbourne G y Mullins OC: “Innovations in Wireline Fluid Sampling. referencia 4: 74. El pH de las muestras de agua se mide mediante la inyección de una tintura sensible al pH en la corriente de flujo (que no se muestra aquí) y la detección del cambio de color. 3 (Otoño de 1998): 26–41. las mediciones obtenidas en el fondo del pozo utilizando métodos de espectroscopía han experimentado numerosos avances. Dos espectrómetros miden las propiedades de absorción de la luz del fluido además de su color.600 a 1. Los sensores de presión.100 nm.varía 6 entre 400 y 2. no. La herramienta actual incluye dos espectrómetros. Halford F. La luz visible (Vis) es más adecuada para distinguir el contenido relativo de asfaltenos.000 Longitud de onda. pero cubren rangos de longitud de onda diferentes y proveen funciones complementarias. extremo superior). No obstante. Estos canales indican el color y las absorciones de las vibraciones moleculares del fluido y muestran los picos de absorción principales del agua y del CO2. El espectro NIR es útil para la detección del agua. y la luz NIR oscila entre 750 y 2. nm 1. y un espectrómetro de de filtros que cubre un rango de frecuencia que ORWIN09/10-FluidsLab Fig. Introducidas originalmente para monitorear la contaminación. El espectrómetro de rejilla posee 16 canales que se enfocan en el espectro NIR. en especial la transición de filtrado OBM a fluidos de yacimiento durante el proceso de muestreo.100 nm. 17. el servicio InSitu Fluid Analyzer actúa como un laboratorio portátil de fluidos. temperatura y resistividad adquieren datos a medida que el fluido fluye a través de la herramienta. el gas. en6el que los fluidos de yacimientos poseen absorciones características que reflejan sus estructuras moleculares. McNeil R. Mullins. Oilfield Review . Thomas EC. 4 Petróleo pesado Densidad óptica 3 Petróleo mediano Agua 2 Condensado 1 Petróleo liviano Filtrado OBM 0 500 Espectrómetro de arreglo de filtros 1. 46 El laboratorio de fondo de pozo La mayoría de las grandes compañías de servicios cuentan con algún tipo de servicio de análisis de fluidos de fondo de pozo. los filtrados OBM se diferencian del petróleo crudo utilizando la concentración de asfaltenos determinada a partir de la densidad óptica de las mediciones de luz visible. Por consiguiente. las cuales son funciones de la frecuencia de la luz que los atraviesa.800 nm. Cada compañía ha elegido determinados métodos para analizar los fluidos. La herramienta InSitu Autumn 09 Fluid Analyzer está provista de dos espectrómetros ópticos incorporados: un espectrómetro de arreglo FluidsLab Fig. A medida que el fluido se desplaza a través del probador MDT. C3-5 y C6+) • relación gas-petróleo • concentración de CO2 • color (y contenido relativo de asfaltenos) • fluorescencia • pH (para las muestras de agua) • densidad y viscosidad de los fluidos vivos • contaminación con lodo a base de aceite (OBM) • resistividad • presión y temperatura (en la profundidad de muestreo). Un sensor de densidad de fluidos vivos está colocado en la línea de flujo y un segundo sensor puede colocarse también en el arreglo de probetas. consulte: Crombie A. referencia 1.500 nm. extremo inferior). 8 México.” en el cual el fluido de yacimiento posee absorciones características que reflejan la estructura molecular. o una luz UV.De 8 hecho. Siendo fluorescencia con mayor FluidsLab Fig. con una relación hidrógeno-carbono única—posee un carácter espectral único.Autumn y la absorción de la luz genera una Fig. el verde o el azul. La absorción óptica del agua cubre un amplio espectro en el rango NIR y se superpone con muchos de los picos de hidrocarburos. es su grado de “coloración marrón. La presen- > Fluorescencia de hidrocarburos. principalmente para el análisis de núcleos y la detección de vestigios de hidrocarburos en las muestras de fluidos de formación cuando se recuperaba mayormente filtrado. cia de agua puede enmascarar otros fluidos. los petróleos son marrones y su color. El grafito es un carbono aromático en los sistemas de anillos grandes y. la relación GOR medida en el fondo del pozo antes de que se produzcan los efectos de la temperatura y la presión. como una función de su complejidad. En el espectro de luz visible. El metano [CH4]—el hidrocarburo más simple. absorben la luz y luego emiten fluorescencia. De utilidad para la determinación de la contaminación. el grupo que comprende el propano. según mediciones obtenidas por espectroscopía óptica. La contaminación de las muestras es sólo un aspecto de las mediciones espectroscópicas. La luz ultravioleta (UV) y la fluorescencia han sido utilizadas por la industria petrolera durante muchos años. por lo que emite fluorescencia pero con un nivel bajo. tales como las cuerdas de una guitarra. durante muchos años se produjo un petróleo crudo azul. tales como las ondas del espectro visible y NIR. El sensor InSitu Fluorescence posibilita la medición del nivel de fluorescencia en el fondo del pozo. los petróleos crudos habitualmente son marrones y la coloración se refiere al grado de absorción del marrón. 9 absorbe poca luz claro. un subconjunto de los cromoforos. Bajo los efectos de la radiación UV (extremo inferior). Los cromoforos son moléculas que absorben la luz. Por consiguiente. es utilizado para distinguir distintos tipos de petróleo. La mayoría de los hidrocarburos gaseosos son dominados por su grupo químico –CH3. su color azul se debe a la intensa fluorescencia producida por la iluminación (arriba). 4 minado a través del monitoreo del incremento del color con el tiempo mientras la herramienta MDT bombea el fluido proveniente del intervalo probado a través del módulo DFA. un hidrocarburo policromático. y obstaculizar su detección.18 El color. este sensor ofrece nuevas utilidades. virtualmente todos los cromoforos y fluoroforos poseen algo de carbono aromático. Para los fluidos de campos petroleros de interés. Habitualmente. Uno de los usos de la coloración es la determinación de la contaminación de las muestras de fluidos con filtrado OBM que contiene un nivel escaso o nulo de asfaltenos y. 9 visible y alguna radiación UV. posee poco color. especialmente el CO2. Además de poseer poco color. el butano y el pentano—el grupo C3-5—se combina para el análisis. La absorción máxima se produce con frecuencias características que son una función de la estructura molecular del hidrocarburo. La señal espectral se utiliza para diferenciar el metano y el etano de otros gases y líquidos. La coloración azul de esta variedad poco común de petróleo crudo del Golfo de México es producida por la intensa fluorescencia que tiene lugar bajo la luz ambiente. los petróleos pesados que absorben la luz aparecen oscuros y los petróleos más livianos poseen menos color porque absorben menos luz (extremo superior). los fluoroforos. gran parte de la información se encuentra en el espectro NIR. El grado de contaminación es deter- Volumen 21. el petróleo más liviano ORWIN09/10-FluidsLab Fig. que oscila entre muy oscuro en los crudos pesados y claro o muy claro en los condensados gaseosos. El dióxido de carbono [CO2] posee su propia frecuencia de excitación característica y puede ser identificado con los datos del servicio InSitu Fluid Analyzer. incluyendo la detección de la fase fluida y 47 . La fluorescencia de los hidrocarburos proviene de la fracción aromática de los petróleos crudos y su color e intensidad son característicos del tipo de petróleo (arriba). Las moléculas interactúan con las ondas electromagnéticas. ORWIN09/10-FluidsLab Fig. tal como el rojo. es negro. En cierta época. era común que las unidades de adquisición de registros con cable poseyeran una luz negra.> Crudo azul. A medida que la complejidad molecular de los hidrocarburos se incrementa más allá del etano. Durante el bombeo. El etano se compone de dos grupos –CH3 (el grupo metilo) y posee un carácter único conspicuo. en consecuencia. los hidrocarburos líquidos son dominados por el grupo químico –CH2– (el grupo metileno). En el caso del petróleo crudo. Si bien conserva algunas de sus primeras aplicaciones. en el Golfo de diversidadFluidsLab de colores. los fluidos muestreados pasan de una relación GOR baja a alta. Medidos correctamente. el carácter único de las frecuencias se vuelve más complejo. Por el contrario. Los especialistas en registros de lodo aún utilizan luces negras para detectar rasgos de fluorescencia en los recortes de perforación. el filtrado OBM generalmente exhibe niveles insignificantes de gas disuelto— baja relación GOR—mientras que la mayoría de los petróleos nativos poseen cantidades apreciables de gas disuelto. El término color no debe confundirse con tonalidad. En el rango NIR. la absorción de la luz excita la vibración molecular en forma análoga a la excitación de otros osciladores mecánicos. también es una propiedad local importante de los fluidos. a partir de una alta concentración de perileno. no. los petróleos pesados emiten una fluorescencia marrón rojiza mate. Los petróleos livianos aparecen azules y emiten una Oilfield Review Autumn 09 intensidad. Los petróleos con alto contenido de asfaltenos y resinas son más oscuros y más absorbentes que los hidrocarburos más simples. por ende. Estos colores más exóticos se producen cuando los petróleos crudos son observados con la luzOilfield de fondoReview que induce cierto grado de fluo09 rescencia. lo cual indica que el nivel de contaminación se reduce mientras que el porcentaje de petróleo nativo aumenta. Los hidrocarburos líquidos incluyen el hexano y los hidrocarburos más pesados—el grupo C6+. Las mediciones NIR de seis muestras de emulsiones de petróleo pesado se exhiben antes (extremo superior izquierdo) y después (extremo inferior izquierdo) de los intentos de desemulsificación.000 2. Los ingenieros utilizan el sensor de pH para detectar las transiciones y los contactos de fluidos. este método no resulta efectivo cuando la resistividad del filtrado WBM es similar a la de las aguas connatas. Para la medición del pH.400 1.19 Una innovación reciente que implica el uso de la fluorescencia es la tipificación de los fluidos en las emulsiones. El filtrado de los sistemas WBM por lo general es básico. nm > Medición del nivel de fluorescencia y emulsiones. Los espectros de fluorescencia de las Muestras B y D indican claramente que los petróleos de la emulsión son similares en cuanto a tipo.los10cuales el al de los experimentos escolares. se produce un grado significativo de dispersión de la luz. la tipificación del petróleo. la medición de la fluorescencia es relativamente independiente del estado de la emulsión y constituye un indicador cualitativo 48 del tipo de petróleo (arriba). Además. El pH del agua se utiliza para pronosticar el potencial para la acumulación de incrustaciones y la corrosión. también denominada rocío retrógrado. una condición que puede darse cuando se reduce la presión con cada carrera de la herramienta de bombeo. Habitualmente. se utilizan centrifugadores y compuestos químicos para desemulsionar los líquidos y analizar la porción de petróleo. nm Densidad óptica 600 C 700 800 900 F C E D B A 1 0 F Longitud de onda. No obstante. Las mediciones de espectroscopía óptica obtenidas en el fondo del pozo no contemplan la desemulsificación. sin embargo.600 1.20 Las emulsiones a menudo se forman en la adquisición de muestras de petróleos pesados porque los asfaltenos presentes en el petróleo actúan como surfactante tanto para el agua de formación como para el filtrado de lodo a base de agua (WBM). y las respuestas son idénticas a las de los petróleos desemulsionados (que no se muestran).800 2. Los laboratorios de superficie utilizan centrifugadores y agentes químicos para romper las emulsiones y medir las propiedades de los hidrocarburos nativos. se superan los errores de medición causados por la precipitación de sólidos que alteran el pH.400 A 3 B 2 1 0 D Fuente láser 500 Longitud de onda. lo cual puede producirse a temperaturas más bajas. se utilizaba la resistividad del fluido para identificar el agua de formación. 10de medición es similar ORWIN09/10-FluidsLab Fig. Este enfoque no siempre es exitoso ni constituye una opción en el fondo del pozo.800 2. Una de las aplicaciones de la medición del nivel de fluorescencia es la detección de la condensación retrógrada. El concepto FluidsLab Fig.200 1. el espectro de medición del nivel de fluorescencia no es afectado por la emulsión (derecha). se observa un pico de agua notable después de 2. Las mediciones del pH han demostrado su utilidad para diferenciar el filtrado WBM del agua connata. y las aguas de formación son usualmente más acídicas. En el pasado. En el laboratorio. Oilfield Review y además puede aportar información importante Autumn 09 sobre la conectividad del 22 yacimiento. lo cual no se manifiesta en los datos de espectroscopía óptica obtenidos de las muestras emulsionadas.Densidad óptica Intensidad de la fluorescencia F 4 E 3 D C 2 B A 1 0 1.200 2. lo cual produce un cambio en sus densidades ópticas. Las Muestras B (amarillo) y D (verde) poseen caracteres espectrales únicos diferentes como emulsiones pero las porciones de petróleo son similares después de la desemulsificación en base a sus características ópticas. El método convencional de determinación de las transiciones y los contactos de fluidos es la representación gráfica de los datos de presión MDT versus profundidad. La medición no sólo refleja el estado del agua a temperatura y presión de formación sino que además incluye los efectos del ácido sulfhídrico [H2S] y del CO2. lo cual dificulta la interpretación de las mediciones de densidad óptica. Las muestras de la emulsión D.200 2. se inyecta una tintura colorimétrica directamente en la corriente de flujo en la que el espectrómetro óptico detecta el cambio de color. estos gases subliman y se pierden cuando el agua se analiza en condiciones de superficie. La obtención de la medición en el fondo del pozo es importante porque pueden producirse cambios irreversibles cuando las muestras de agua son llevadas a la superficie para las pruebas de laboratorio. Cuando se forman estas emulsiones. nm 3 2 E 1. su precisión depende de Oilfield Review .21 Otra propiedad importante de los fluidos de yacimientos es el pH del agua.000 1. sin necesidad de proceder al bombeo para obtener una muestra libre de emulsiones.400 Longitud de onda.600 1. con un rango de pH que oscila entre 8 y 10. Además. y para la evaluación petrofísica. tales como los fluidos afectados por la biodegradación. en cambio de color del papel de tornasol indica el pH de un líquido.200 nm.200 1. Si bien este método es ampliamente utilizado.400 1. Esto resulta particularmente útil para la identificación de los fluidos composicionalmente gradados presentes en los yacimientos de petróleo pesado. a diferencia de la medición de la densidad óptica.000 2.000 1. E y F exhiben una intensa dispersión de la luz. No obstante. Gustavson G e Indo K: “Real-Time Downhole pH Measurement Using Optical Spectroscopy.m 100 11. Los ingenieros de campo pueden efectuar verificaciones de control de calidad de los datos de campo en un formato que provee una representación clara de las propiedades de los fluidos de fondo de pozo y del yacimiento utilizando el software InSitu Pro. Andrews AB. basada en un modelo reconocido de ecuación de estado (EOS) con correcciones de las propiedades de los fluidos. Jackson R. Estas capacidades en tiempo real ayudan a identificar lecturas anómalas. Se pueden observar los gradientes composicionales de los fluidos derivados de los datos de presión. permite la modifi- 19.700 11. La compartimentalización. Por otro lado.800 11. uno colocado en la probeta de muestreo y el otro. Godefroy S. Cañas J.Composición según el servicio InSitu Fluid Analyzer 3.600 1 11. Los perfiles de densidad de fluidos permiten cuantificar las variaciones producidas en los fluidos en función de la profundidad. 2 al 4 de febrero de 2005. como sucedería con un fluido monofásico. Freitas E.300 1 11.500 11. Agenes A. Este software puede ser utilizado para procesar los datos con posterioridad a la adquisición y generar informes de interpretación generales. La condensación retrógrada es la formación de hidrocarburos líquidos en un gas. Con esta aplicación intuitiva. no es fácil establecer gradientes de presión en yacimientos estratificados con permeabilidad variable. el desplazamiento de la herramienta y las fallas de los sellos de la herramienta.8 10 Contaminación Fluorescencia Reflectancia 6. Vikane O. O’Keefe M. pies Presión según la última lectura Canal de fluorescencia 0 7 Canal de fluorescencia 1 0 Densidad del fluido vivo 0 gm/cm3 1. La precisión y la resolución de los datos hacen posible la comparación de los fluidos de diferentes pozos de un campo.11 confirmación independiente de la medición. Las gráficas de presión proporcionan los gradientes y las transiciones de los fluidos. junto con el análisis de fluidos (Carriles 3 y 4) en la profundidad verdadera. Se denomina retrógrada porque una parte del gas se condensa para formar un líquido bajo condiciones isotérmicas.01 GOR pies3/bbl 100.900 12. los elementos que actúan como sellos y las barreras para el flujo pueden ser identificados a partir de los cambios abruptos producidos en las propiedades de los fluidos. 23. referencia 23. no.400 1 OWC 11.” artículo SPE 93057. O’Keefe M. 4 ORWIN09/10-FluidsLab Fig. contactos de fluidos y la heterogeneidad potencial del yacimiento. 24. en lugar de expandirse o vaporizarse cuando se reduce la presión. A modo de referencia.200 Exceso de presión –10 lpc 10 0 Rayos gamma ºAPI 150 0 0 CO2 C6+ C3-5 Fracción Muestra C2 de agua tomada C1 % 100 0 % 100 1 Profundidad. The Woodlands. el ingeniero puede desarrollar un conocimiento más profundo de los fluidos de yacimientos y además identificar los problemas de conectividad relacionados con la arquitectura del yacimiento. cuando la presión cae por debajo de la presión del punto de rocío. en la línea de flujo. Las gráficas de gradientes de presión pueden ser afectadas por el número y el espaciamiento de los puntos de presión.” artículo SPE 110364. presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas de la Región del Pacífico Asiático de la SPE. El sensor que mide la densidad en sitio puede colocarse tanto Oilfield Review de fluidos como en la en la sección del analizador Autumn 09 herramienta Quicksilver Probe.000 > Software InSitu Pro con análisis en tiempo real. referencia 4: 139. Volumen 21. Ardila M. estableciendo la conectividad o la falta de ésta. Weinheber P. no. 2 (Febrero de 2008): 171–183.24 Los ingenieros de Schlumberger desarrollaron además el software InSitu Pro para integrar los datos de los sensores InSitu Family.2 5 pH 0. O’Keefe et al. proveyendo una FluidsLab Fig. presentado en el Simposio Internacional sobre Química de Campos Petroleros de la SPE. Wichers W. 21.800 lpc 4. formaciones con petróleos viscosos y rocas de baja permeabilidad. la capacidad para medir la presión de formación. Daungkaew S y De Santo I: “In-Situ Density and Viscosity Measured by Wireline Formation Testers. Vasques R. 22.5 0. Song YQ y Mullins OC: “Methods for Downhole Fluid Analysis of Heavy Oil Emulsions.200 GOC 11. Yakarta. Tau LA.5 0 % 10 0 0. La integración de los datos. 30 de octubre al 1º de noviembre de 2007. Raghuraman B.000 Resistividad ohm. 20.” Journal of Dispersion Science and Technology 29. Eriksen KO. 11 49 . la precisión de la medición.23 Las mediciones de la densidad superan muchas de las limitaciones inherentes a las gráficas de presión. proveyendo tanto el análisis en tiempo real como el procesamiento posterior a la adquisición (arriba). se muestran mediciones adicionales del módulo InSitu Fluid Analyzer en función de la profundidad. Mullins. la precisión de la profundidad y la independencia respecto de las perturbaciones externas que incluyen fenómenos de supercarga. Texas. además se dispone de una gráfica de exceso de presión (Carril 1). Los datos de densidad de los fluidos vivos se obtienen con dos sensores independientes. Schneider MH. no a flotar.350 bbl/d [214 m3/d].860 m3/d] en 1998. El análisis cromático DFA (Carril 3) muestra diferencias claras entre las distintas zonas. en una sola tiempo geológico. Esta situación se complica aún más por la existencia 50 Rayos gamma 0 XX. aún no existe un solo sensor o herramienta que pueda proveer a los ingenieros de yacimientos toda la información necesaria para desarrollar y producir eficientemente los hidrocarburos almacenados en un yacimiento. para caer en forma vertiginosa a 1. La falta de continuidad y la alteración del gradiente implican claramente la existencia de muchos compartimientos pequeños desconectados.5 3. La presencia anómala de flui.400 F C C D D E E F F XY. el campo fue puesto fuera de servicio en agosto de 2003 y los intentos subsiguientes para reiniciar las operaciones dos años más tarde resultaron infructuosos. en una posición superior de la columna.La compartimentalización En el Talud Norte de Alaska. Su presencia. sugiere la existencia de yacimientos yacimientos intensamente compartimentalizaapilados o de compartimentalización vertical.000 XY.grado 12 y la complejidad de la compartila generación de hidrocarburos de etapa poste.27 Éste es sólo un ejemplo del alto costo de reconocer la existencia de compartimentalización después de iniciada la fase de desarrollo del campo.700 Presión de fluidos de formación °API 100 8. Los niveles de intensidad de fluorescencia variable indican tipos de petróleo diferentes. El término compartimentalización cubre una diversidad de condiciones entre las cuales se encuentran la presencia de barreras continuas y fallas que actúan como sello. lentes discontinuas de arenisca. de gradientes de temperatura no uniforme. ORWIN09/10-FluidsLab Fig.mentalización.300 E XY. Si bien las capacidades de medición del sistema InSitu Family continúan expandiéndose. Las estaciones DFA y las muestras de fluidos fueron tomadas en seis profundidades: Puntos A a F inclusive. Estas mediciones deben integrarse con los datos de perforación.28 Una distribución discontinua de fluidos es indicativa de una perturbación de los gradientes de fluidos normales que resultan de la migración primaria y secundaria de los fluidos durante el proceso de maduración de los hidrocarburos.800 XX. se encuentra el campo petrolero Badami.concentraciones de asfaltenos en una posición cesos de sepultamiento. La ausencia de un gradiente de columna de hidrocarburos. Finalmente. En particular.25 Las indicaciones de existencia de compartimentalización pueden ser validadas antes de terminar el pozo y ejecutar pruebas de pozo extensivas.000 bbl/d [2.12 A A 0. sugiere la existencia de compartimentalización.la tecnología y los precios actuales. los fluidos retornarán a su (arriba). B B B XY.400 lpc Densidad óptica Intensidad de fluorescencia 9.30 En algunos casos. pueden adoptar decisiones actúa como sello.24 A XX. justo a 55 km [35 millas] al este del prolífico campo Prudhoe Bay. más alta de la columna de petróleo indica la prey por la acción de otros eventos hidrodinámicos. los representantes de la compañía operadora mencionaron un problema importante: el yacimiento se encontraba más compartimentalizado de lo que se creía en un principio.1 millones de m3] de reservas recuperables.5 0.200 0. Estas partículas densas de asfaltenos condición de estado estacionario a lo largo del tienden a hundirse. los ingenieros pueden diseñar rior produce hidrocarburos más livianos que se esquemas de desarrollo apropiados para mitigar elevan hasta que encuentran un elemento que su impacto. 12 prana del En una secuencia normal de sepultamiento. pies cación en tiempo real del programa de pruebas y muestreo mientras la herramienta MDT aún se encuentra en el pozo. el desarrollo de esperado. levantamiento y erosión. Los diferenciales de presión grandes entre los Puntos C y D indican falta de conectividad.31 bién es un indicador de la existencia de compar- Oilfield Review . sencia de una barrera que actúa como sello Si estos procesos cesan.100 C XY. al igual que los datos de fluorescencia (Carril 4).900 Profundidad vertical verdadera. lo que finalmente condujo al abandono del pozo por parte del operador. lo cual impidió que el petróleo fluyera entre las zonas a las que se apuntó como objetivos de producción. Los componentes con más color poseen mayor densidad óptica y deberían situarse en la base del intervalo. el incremento de las reestructuración del yacimiento durante los pro. FluidsLab Fig. por la timientos. comunicación de presión en ausencia de comunicación de flujo y regiones de baja permeabilidad que inhiben el flujo de fluido. se estima que el campo contiene más de 120 millones de bbl [19. Los datos de presión muestran diversos intervalos de arenisca desconectados (Carril 2).mejor informadas en relación con las instalaciodos más livianos o de menor densidad en un nes de producción y los aspectos económicos del punto de la columna de petróleo más bajo que lo yacimiento. los modelos de yacimientos.500 > Identificación de compartimientos. La consecuencia de la compartimentalización fluido continuo implica una distribución de fluiOilfield Review no detectada es la reducción de la eficiencia de dos en condiciones de no equilibrio y la posibiliAutumn 29 09 drenaje y del flujo.200 D XY. Además. La dos puede resultar antieconómico al menos con distribución discontinua de los asfaltenos tam.26 Después de invertir más de US$ 300 millones en costos de desarrollo. La agitación que produjo este descubrimiento tan importante se extinguió rápidamente después de la producción que en breve alcanzó un pico de 18. Con la identificación temdad de que exista compartimentalización. Descubierto en el año 1990 y puesto en producción en 1997. las pruebas de producción y los análisis dependientes del tiempo para decidir cuál es el mejor curso de acción a adoptar. indica de manera explícita la terística de los fluidos con baja relación GOR es existencia de un límite para el flujo de fluido.tamaño de las partículas de asfaltenos. En los yacimientos vírgenes.34 Las moléculas de asfaltenos se combinan—o se agregan—fácilmente para formar partículas pequeñas denominadas nanoagregados que suelen constituir su forma dominante en los petróleos crudos. http://www. 31. Tanto los nanoagregados como los grupos se encuentran en el petróleo crudo como dispersiones coloidales.html (Se accedió November 11. a la derecha). no. Colacelli S. 26. Mullins OC y Fujisawa G: “The Missing Link—Identification of Reservoir Compartmentalization Through Downhole Fluid Analysis. Kharrat A.” Anchorage Daily News. vanadio y níquel. Hows M.relación GOR como la fuerza de gravedad intertración de asfaltenos en los fluidos de yacimientos. Texas. Muggeridge and Smelley. Consistentes comúnmente de un núcleo de carbono aromático con sustituyentes de alcanos periféricos. referencia 3. September 1. Jamaluddin A. Zhang D. Por otro lado. Con concentraciones altas. Muggeridge and Smelley. pruebas de formación efectuadas mediante la columna de perforación (DST) y pruebas de pozos extendidas.org/doi/full/ 10. Elshahawi H. los nanoagregados pueden combinarse posteriormente para formar grupos (arriba. 13el encuentra en equilibrio. Kabir S.” Energy & Fuels (19 de enero de 2010).35 Volumen 21. Estas relaciones matemáticas describen el estado de la materia bajo un conjunto dado de condiciones físicas. y conocer la arquitectura del yacimiento. la segregación gravita. 13 porque el establecimiento de un graasfaltenos. y especialmente si se Autumn 09 GOR pueden disolver muy poco asfalteno. La molécula de la izquierda contiene un heteroátomo de nitrógeno [N]. Mullins OC y Solbakken T: “Los asfaltenos—Problemáticos pero ricos en potencial. 29. 28. referencia 3.diente de asfalteno equilibrado implica tiempo cional tiende a concentrar los asfaltenos en la geológico y el movimiento del fluido. 33.” Petroleum News 10. 21 al 24 de junio de 2009.” Oilfield Review 19. pero quizás opere muy tarde para posibilitar la mitigación.En el pasado. Marshall AG. Los fluidos con alta relación vés de un yacimiento. en consecuencia. Nelson K: “Back to Badami. Revelación de la conectividad de los yacimientos—Nanoagregados coloidales El asfalteno presente en el petróleo es un ejemplo de un coloide. 51 . Andrews AB y Marshall AG: “Oil Reservoir Characterization via Crude Oil Analysis by Downhole Fluid Analysis in Oil Wells with Visible– Near-Infrared Spectroscopy and by Laboratory Analysis with Electrospray Ionization Fourier Transform Ion Cyclotron Resonance Mass Spectrometry. no disuelve los conectividad ORWIN09/10-FluidsLab Fig. Muggeridge and Smelley. Este enfoque es más adecuado para la detección de bolsones aislados o no conectados en los campos productivos.33 Antes de que estuviera disponible el análisis DFA. las pruebas DST pueden volverse impracticables e implicar costos similares a los costos de perforación de un pozo nuevo. utiliza la concentración de asfaltenos para indicar la existencia de conectividad y comunicación de flujo. Mullins OC. The Woodlands. “BP Will Postpone Restarting Badami Oil Field. en este caso los hidrocarburos sometidos a presión y temperatura. Las barreras que actúan como sellos o las resdentro de un yacimiento. los ingenieros de yacimientos consideraban la comunicación de presión para evaluar la compartimentalización y la conectividad. la magnitud de que actúan como sellos prácticamente impiden las este efecto es intensamente afectada por el distribuciones de asfaltenos en equilibrio. 34. Un desarrollo reciente. Los gradientes de asfaltenos son utilizados segregan fluidos con diferentes concentraciones para comprender la distribución de los fluidos en de asfaltenos. 25. mientras que la entropara identificar los fluidos composicionalmente pía generada térmicamente tiende a dispersar similares provenientes de localizaciones diferentes los asfaltenos. Las concentraciones altas de nanoagregados forman grupos (derecha) en los petróleos pesados. En aguas profundas. Klein GC. lateral o verticalmente de los gradientes de la relación GOR.adn.” artículo SPE 94709. 30. Los especialistas en fluidos utilizan el color deri.1021/ef900975e (Se accedió el 29 de enero de 2010). se infiere la presencia de metano. El método de detección más concluyente es la vigilancia de la producción en el largo plazo.acs. tales como azufre. Tanto la vado de las mediciones DFA para estimar la concen. 35. no. Además pueden contener heteroátomos. lo cual significa que comparten al menos un lado. 32. no. Dallas. los asfaltenos hacen “pesados” a los petróleos pesados y le confieren su color al petróleo. FluidsLab Fig. Allenson S. Rodgers RP. nitrógeno. 2009. Mullins OC: “The Modified Yen Model.en el yacimiento. Creek J. Hashem M.” presentado en el 50a Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA.com/money/industries/oil/story/ 919225. es probable que no exista ningún diferencial de presión entre los elementos no conectados.” Energy & Fuels 20 (2006): 2448–2456. http://pubs. Los problemas ambientales resultantes de los derrames potenciales también constituyen una inquietud. Weinheber P. el alcano más simple.32 Hoy en día. Si el gradiente de asfalteno es el mismo a traque pueden disolver (o dispersar) grandes cantiOilfield Review dades de asfaltenos.com/ pntruncate/369854151. Las barreras base de una columna de fluido. Flannery M. Los asfaltenos (izquierda) pueden adoptar muchas formas pero se caracterizan como anillos aromáticos (verde) con cadenas de alcanos. Zou J y Dong C: “Reservoir Fluid Analysis as a Proxy for Connectivity in Deepwater Reservoirs. Los anillos se pueden fusionar. introducido en el análisis de fluidos. 2009). Venkataramanan L. oxígeno. Una ecuación de estado sirve para describir las propiedades de los fluidos y las mezclas de fluidos. Rodgers RP. La presencia de una concentración un yacimiento. 9 al 12 de octubre de 2005. Mullins OC. 27. 4 Molécula de asfalteno Asfaltenos nanoagregados Nanoagregado Grupos de asfaltenos nanoagregados Grupo N > Estructuras moleculares de los asfaltenos. referencia 3.petroleumnews. y pueden existir como resultado discontinua de asfaltenos. los compartimientos eran identificados usualmente mediante pruebas de pozos. presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE. Para obtener más información sobre asfaltenos: Akbarzadeh K. http://www. Esta información está siendo utilizada para inferir la conectividad de flujo tricciones al flujo alteran el movimiento y la migración de los fluidos y.shtml (Se accedió el 11 de noviembre de 2009). 23 (2005). Elshahawi H. Hammami A. estos obstáculos para la identificación del fenómeno de compartimentalización están siendo abordados a través de las técnicas DFA Fluid Profiling. Una carac. 2 (Otoño de 2007): 24–47. vienen para concentrar los asfaltenos en el punto Las semejanzas de color pueden utilizarse luego más bajo del yacimiento. La práctica de confiar en los diferenciales de presión también puede ser engañosa porque los compartimientos pueden exhibir comunicación de presión a lo largo del tiempo geológico sin comunicación de flujo en el tiempo de producción. Las moléculas de asfaltenos forman nanoagregados (centro) en los petróleos. una mezcla de una sustancia dispersa dentro de otra. Ahora es posible modelar la distribución de los asfaltenos dentro de un yacimiento, una vez determinado el tamaño de las partículas coloidales de asfaltenos.36 Este proceso requiere no sólo la medición precisa de la concentración relativa de asfaltenos sino además una medición precisa de la relación GOR, vertical y lateralmente en el yacimiento. El servicio In Situ Fluid Analyzer provee mediciones con un grado de resolución y preci- Pozos de exploración y evaluación Primer pozo de producción sión suficiente como para comparar los fluidos presentes en todo un yacimiento. Estos datos pueden incorporarse luego en una ecuación de estado (EOS) para modelar la distribución de asfaltenos. Si el gradiente medido se ajusta al modelo EOS, se indica la existencia de conectividad. La capacidad de las tecnologías DFA para relacionar las concentraciones de asfaltenos con la conectividad quedó demostrada en un estudio multi-pozo y multi-año, llevado a cabo en el Campo Tahiti del Golfo de México. Los asfaltenos, los coloides y el equilibrio Situado a aproximadamente 300 km [190 millas] al sur de Nueva Orleáns, y a una profundidad de agua de 1,280 m [4,200 pies], el pozo descubridor del Campo Tahiti fue perforado en el año 2002. Con una profundidad total de 8,660 m [28,411 pies], el pozo resume los riesgos y recompensas poten- Campo Tahiti, Areniscas M21A y M21B > Modelo geológico que muestra los horizontes superior e inferior del Campo Tahiti. Las capas de inclinación pronunciada del Campo Tahiti situado en aguas profundas, cuyas areniscas se muestran en este modelo de facies 3D, infrayacen un domo salino de 11,000 pies de espesor. La flotabilidad de la sal alóctona hizo que el campo se inclinara. Dado que el yacimiento no es un cuerpo rígido, la inclinación del campo se traduce en la formación de fallas. El factor de riesgo más grande en el desarrollo del campo es si estas fallas son fallas de transmisión y, por consiguiente, contribuyen a la conectividad del yacimiento. Los modelos sísmicos no pueden proveer esta información pero los datos DFA han demostrado ser útiles para la identificación de la conectividad dentro del campo. Norte Sur Campo Tahiti, Sección Transversal M21 GC 596 1 ST1 GC 640 1 ST2 BP1 GC 640 1 GC 641 1 ST1 GC 640 2 ST1 Profundidad submarina, pies 2X,000 2X,500 2Y,000 M21A M21B 2Y,500 2Z,000 19,XXX 19,XXX 19,XXX 19,XXX Presión de formación, lpc GC 640 2 ST2 BP2 Análisis geoquímico basado en cromatografía en fase gaseosa de alta resolución M21A Oilfield Review Autumn 09 FluidsLab Fig. 14 ORWIN09/10-FluidsLab Fig. 14 M21B Arenisca M21A Arenisca M21B Arenisca M21A, GC 596 1, ST1 > Campo Tahiti, dos areniscas separadas. La sección transversal petrofísica (izquierda) del Campo Tahiti, desarrollado a partir de numerosos pozos y pozos de re-entrada (ST), exhibe un grado considerable de heterogeneidad. Las areniscas M21A y M21B constituyen los objetivos primarios y, aunque se encuentran presionadas en forma similar, corresponden a dos regímenes de presión diferentes (derecha, extremo superior). Por consiguiente, las dos areniscas primarias están desconectadas. El diagrama de tipo estrella, derivado de la cromatografía en fase gaseosa (GC) (derecha, extremo inferior), indica las huellas geoquímicas que diferencian los petróleos crudos M21A (azul) de los de la arenisca M21B (rojo). El petróleo proveniente de la arenisca M21A presente en un pozo subsiguiente, perforado en el área norte del campo, poseía su propia huella GC (verde), lo cual indica la posible separación respecto del resto del yacimiento. 52 Oilfield Review 36. Mullins, referencia 35. 37. “Tahiti, Gulf of Mexico, USA,” http://www.offshore-technology. com/projects/tahiti/ (Se accedió el 30 de noviembre de 2009). 38. Betancourt SS, Dubost F, Mullins OC, Cribbs ME, Creek JL y Matthews SG: “Predicting Downhole Fluid Analysis Logs to Investigate Reservoir Connectivity,” artículo IPTC 11488, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo, Dubai, 4 al 6 de diciembre de 2007. Volumen 21, no. 4 Sección de pozo Pozo Resistividad Pozo Rayos gamma ciales de la exploración en aguas profundas, habiendo encontrado más de 122 m [400 pies] de zona productiva neta. Los pozos de evaluación subsiguientes encontraron espesores productivos netos superiores a 300 m [1,000 pies]. Los datos de lo que en ese momento fue la prueba de pozo exitosa más profunda del mundo indicaron una tasa de producción de un pozo de más de 30,000 bbl/d [4,800 m3/d].37 El yacimiento está compuesto por varios intervalos de areniscas turbidíticas apiladas de edad Mioceno, sepultadas por debajo de un domo salino de 3,353 m [11,000 pies] de espesor. Luego del descubrimiento inicial, se perforaron dos pozos de evaluación con trayectorias desviadas, y se obtuvieron datos extensivos de presión, datos DFA y muestras de fluidos para los intervalos productivos (página anterior, arriba). Las dos capas de arenisca principales—M21A y M21B—corresponden a regímenes de presión diferentes, y las pruebas de presión indicaron que estas dos capas principales de arenisca se encuentran compartimentalizadas (página anterior, abajo). La falta de conectividad, resultante de la compartimentalización, constituye un riesgo significativo para las operaciones de desarrollo de aguas profundas porque su existencia requiere la perforación de pozos adicionales para contactar las reservas sin explotar. Los extremadamente altos costos de pozos pueden volver antieconómico un proyecto. Debido al domo salino de gran espesor que suprayace al Campo Tahiti, la delineación de la arquitectura del yacimiento y de los compartimientos potenciales a partir de los datos sísmicos constituye un serio desafío. Por otro lado, muchas barreras que actúan como sellos son demasiado delgadas para resultar visibles en los datos sísmicos. Con el fin de comprender la conectividad del yacimiento, los ingenieros de yacimientos se han concentrado en las propiedades de los fluidos muestreados. En el estudio se analizaron los datos de 14 estaciones de muestreo DFA en las areniscas M21.38 Las mediciones de fondo de pozo y de laboratorio muestran la presencia de petróleo negro subsaturado con relaciones GOR que oscilan entre 99 y 117 m3/m3 [550 y 650 pies3/bbl]. Los resultados de los datos de presión fueron confirmados mediante la huella geoquímica, obtenida por cromatografía Datos de los canales DFA Datos DFA medidos Datos DFA pronosticados Datos DFA medidos Datos DFA pronosticados M21A Arenisca M21A Arenisca M21B M21B > Predicción de la respuesta DFA. El espectrómetro DFA mide la densidad óptica a partir de canales discretos enfocados en frecuencias específicas. La densidad óptica se computa a partir de estos datos y se utiliza para cuantificar el color del petróleo. Los asfaltenos constituyen la fuente primaria de este color. Utilizando una ecuación de la distribución de Boltzmann modificada, basada en las estimaciones de los tamaños de las partículas de nanoagregados de los asfaltenos, los ingenieros desarrollaron un modelo cromático predictivo. Para este modelo se utilizaron los datos DFA del pozo descubridor original del Campo Tahiti con el fin de pronosticar la respuesta de los canales del espectrómetro (que se muestran como bandas de color en el Carril 3) para el petróleo, en un pozo de desarrollo subsiguiente. Los datos DFA de las areniscas M21A y M21B (Carril 2) se ajustaron al modelo, lo cual indica la conectividad del yacimiento. Los datos de producción recientes confirmaron esta conectividad, validando el modelo original. en fase gaseosa: las muestras M21A son similares En consecuencia, la distribución de los asfaltea las muestras recuperadas en la arenisca M21B nos queda determinada por la segregación gravipero se distinguen de éstas. Los datos DFA indica- tacional. En un modelo EOS, la componente ron la existencia de un gradiente composicional gravitacional corresponde a la flotabilidad estade asfaltenos, como lo señala un incremento del blecida por el principio de Arquímedes para los color del fluido a medida que aumenta la profun- asfaltenos nanoagregados en una distribución de didad en ambos cuerpos arenosos. Este gradiente Boltzmann. Los especialistas en fluidos desarrofue corroborado utilizando mediciones de fluidos llaron un modelo EOS basado en un tamaño fijo de partículas de asfalteno, correlacionando la de laboratorio. Para la planeación de los pozos de desarrollo, densidad óptica con la profundidad. Como una los ingenieros integraron la información de este indicación de la conectividad, se desarrolló una Oilfield Review Autumn 09 estudio para pronosticar las mediciones DFA en ecuación simple a partir de los datos de campo FluidsLabSobre Fig. NEW 16 daba cuenta de la distribución de asfaltenos las localizaciones de pozos propuestas. la que ORWIN09/10-FluidsLab Fig. NEW 16 base del análisis de asfaltenos, se generaron en casi todo el campo. El primer pozo de producción encontró petróregistros sintéticos Fluid Profiling para un pozo subsiguiente y se ajustaron a los datos DFA. Con leo negro que se correlacionó con la concentraesto se validó el modelo y se verificó la conectivi- ción de asfaltenos pronosticada a partir de los dad dentro de las capas de arenisca encontradas datos del pozo descubridor y de los pozos de evaen el pozo nuevo. Si no hubiera existido ningún luación (arriba). Este análisis confirma que los ajuste, las estaciones DFA podrían haberse read- asfaltenos se encuentran en una distribución en quirido para el proceso de validación o el modelo equilibrio tanto en la arenisca M21A como en la geológico podría haberse ajustado para dar arenisca M21B. Como consecuencia, según lo pronosticado, cada arenisca posee conectividad cuenta de las diferencias. En el Campo Tahiti, el petróleo crudo posee una en gran escala. Este pronóstico fue confirmado baja relación GOR y es bastante incompresible. posteriormente durante la fase de producción. 53 Datos M21A Modelo M21A Datos M21B Modelo M21B Datos M21A Norte Modelo M21A Norte 2X,400 2X,450 Concentración de asfaltenos, % 1.5 4.0 5.0 2X,500 Profundidad, pies N 3.0 6.0 Posible falla 7.0 2X,550 2X,600 2X,650 2X,700 2X,750 0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 Densidad óptica a 1,000 nm > Tendencias de densidad óptica y modelado de asfaltenos. Con el modelo de distribución de Boltzmann se pronosticó el color (OD) utilizando un tamaño fijo de partículas pero diferentes concentraciones de asfaltenos. Los datos de las muestras y el modelo predictivo demuestran nuevamente que las areniscas M21A (azul) y M21B (rojo) son dos areniscas separadas. Los datos provenientes de un pozo subsiguiente, perforado en el área norte del campo (verde), arrojan una tendencia diferente porque el petróleo proveniente de la arenisca M21A, presente en la sección norte, posee una concentración menor de asfaltenos que en las regiones sur y central. En los datos de las areniscas M21A y M21B se observan tendencias de asfaltenos definidas (arriba). Un pozo subsiguiente, perforado en la sección norte del campo, reveló una concentración menor de asfaltenos en la arenisca M21A que en los pozos perforados en otras partes. No se observó ningún diferencial de presión en la arenisca porque el yacimiento estaba a presión virgen. Siendo casi todas las otras propiedades de Oilfield Review Autumn 09Gradientes de presión FluidsLab Fig. 17 ORWIN09/10-FluidsLab Fig. 17 Profundidad, m 0.374 g/cm3 X,X68.2 X,Z85.6 Y,X00.0 Y,Y06.3 0.982 g/cm3 Incremento de presión 54 los hidrocarburos iguales, la distribución de los asfaltenos constituyó la forma principal de determinar una falta de conectividad entre el pozo norte y el resto del yacimiento. La interpretación posterior al reprocesamiento de los datos sísmicos confirmó la posibilidad de que las regiones estuvieran separadas por una falla (arriba). La integración es la clave El laboratorio de fondo de pozo proporciona una multiplicidad de información en tiempo real. Pero si los datos DFA han de ser aprovechados al máximo, es importante que sean tratados como las piezas de un rompecabezas más grande. Los inge- nieros de yacimientos integran las propiedades medidas de los fluidos con los modelos geológicos existentes. Los pronósticos de fluidos, basados en los modelos EOS, son corroborados con las mediciones de fondo de pozo o bien los modelos pueden adaptarse para que se ajusten a los datos. Por ejemplo, en el año 2002 un operador del Mar del Norte identificó un gradiente composicional grande en un pozo descubridor que contenía petróleo y gas.39 La tecnología DFA era bastante nueva, y el programa de muestreo original fue modificado en tiempo real para generar un perfil de las propiedades de los fluidos complejas y variables en función de la profundidad. Review , Gradiente composicional vertical en un pozo GOR OilfieldGOR provistoAutumn 09 provisto descubridor. Los datos de presión y el análisis de por la FluidsLab por elFig. 18fluidos (izquierda) muestran una transición de Composición, % en peso herramienta laboratorio X,Y75.1 0.599 g/cm3 > Concentraciones de asfaltenos en todo el campo. Este modelo 3D del yacimiento M21A muestra la concentración de asfaltenos en función de la profundidad, la cual es consistente con una distribución en equilibrio de los asfaltenos e indica la conectividad del yacimiento en los conjuntos de pozos de las porciones central y sur. Las dos penetraciones de pozos del norte muestran una distribución similar pero diferente, lo cual podría indicar que el área se encuentra separada por una falla. Una reinterpretación sísmica reciente indica además la posible presencia de una falla en esta orientación. C1 C2-5 C6+ Agua agua (azul) (verde) y a gas (rojo), ORWIN09/10-FluidsLab Fig.a petróleo 18 3 3 m3/m3 m /m 1,410 1,085 450 336 360 312 320 284 270 265 indicada por los cambios observados en la pendiente de la línea. El análisis de fluidos (centro), basado en los datos DFA, muestra un gradiente con un incremento de la relación GOR (mayor concentración de gas C1 y C2-5 versus líquidos C6+) entre la base y el tope de la sección yacimiento. Esto fue confirmado con las mediciones GOR de laboratorio (derecha). Las mediciones de la herramienta DFA indican la existencia de un gradiente composicional en el petróleo que no se observó en los datos de presión. A partir de estos datos se desarrolló una ecuación de estado (EOS) para pronosticar la respuesta en los pozos de desarrollo subsiguientes. Oilfield Review abajo). lpc 1 Temperatura. se tomó una quinta estación que se ajustó a la respuesta pronosticada y confirmó el modelo original. C2-5 y C6+ (símbolos rojo. La estación fuera de tendencia se consideró errónea y se descartó. aún con esta corrección. La corrección del modelo por esta condición mejoró la correlación con los datos medidos pero persistió una discrepancia. azul y negro). El modelo se utilizó luego para pronosticar la composición de los fluidos para el pozo de inyección (extremo inferior). los modelos EOS y los de fluidos (arriba). Éste es un ejemplo de observaciones en tiempo real que sugieren la reiteración de las pruebas. Los ingenieros desarrollaron un modelo EOS utilizando los datos de pozos descubridores (extremo superior). m Pozo de desarrollo Oilfield Review Autumn 09 FluidsLab Fig. los contactos de fluidos y la respuesta del registro DFA para el pozo nuevo. Además. Gisolf A. El resultado fue un incremento de la estimación de las reservas. Dado que la Estación 2 no se ajustaba al pronóstico. Achourov V. no. Un pico producido en la medición de la fluorescencia por este flujo bifásico no estaba siendo contemplado en el modelo.Composiciones modeladas equivalentes a DFA On 5 Extra 2 Off 3 On 4 On Modelo de fluidos Salida del modelo Presión. m 665 También se observaron diferencias significativas entre la composición pronosticada y las mediciones DFA (abajo). Zuo J. % en peso 60 70 C1 pronosticado C2-5 pronosticado C6+ pronosticado C1 (DFA) C2-5 (DFA) C6+ (DFA) –75 Profundidad respecto del contacto GOC. K Modelado EOS Medidas Estación 2. Se asumió tanto la condición de equilibrio de los fluidos como de conectividad de flujo. 21 C calculado 670 680 1 C2-5 calculado 685 C6+ calculado 690 C1 (DFA) 695 C2-5 (DFA) C6+ (DFA) 700 705 0 10 20 39. Se determinó que la causa de la discrepancia era la formación de tapones. azul y negra) se compararon con la respuesta de la herramienta DFA en términos de C1. Sin el modelo predictivo. 8 al 11 de junio de 2009. se observó un valor atípico cerca del contacto GOC que no se ajustaba. Los datos adquiridos en el pozo descubridor (extremo inferior derecho) se combinan con los modelos de yacimientos y los modelos EOS para pronosticar las mediciones DFA en un pozo de inyección perforado en fecha posterior (extremo superior). 4 55 . los datos erróneos podrían haber conducido a una conclusión incorrecta. Se seleccionó una estación extra. los ingenieros de yacimientos picaron la profundidad del contacto gas-petróleo (GOC) en una posición más alta dentro del yacimiento y desplazaron el contacto agua-petróleo (OWC) hasta una posición más baja que la modelada originalmente (página anterior. fuera de tendencia Composiciones medidas equivalentes a DFA Resultados del análisis DFA y del análisis de muestras . presentado en la Conferencia y Exhibición Anual de las EUROPEC/EAGE de la SPE. Ámsterdam. –50 –25 GOC 0 25 50 0 10 20 30 40 50 60 70 80 Composición.” artículo SPE 121275. 30 40 50 Composición. tal como la existencia de compartimentalización. Volumen 21. No obstante. el operador perforó un pozo de inyección en el campo. Si bien los datos C1 y C2-5 concuerdan con el modelo. En el año 2008. Los ingenieros de yacimientos utilizaron el modelo EOS del pozo descubridor para pronosticar las presiones. El análisis de los datos DFA provenientes de un punto situado justo por encima del contacto GOC indicó que la formación de tapones durante el bombeo estaba afectando la medición. Kristoffersen J. 21 ORWIN09/10-FluidsLab Fig. en el segundo pozo el contacto GOC se encontró a una profundidad 18 m [59 pies] menor que la pronosticada. los datos C6+ de la herramienta DFA (círculos verdes) difieren considerablemente de los pronósticos del modelo por encima del contacto GOC. Posteriormente se desarrolló un modelo de fluidos EOS basado en los datos DFA. los gradientes de fluidos. Bisarah A y Mullins OC: “Real Time Integration of Reservoir Modeling and Formation Testing. Pozo Pozo descubridor A inyector B A partir del análisis de los datos. lo cual permitió validar el modelo original de fluidos y descartar el punto de medición erróneo. y los datos fueron reprocesados y corregidos por este efecto. desarrollaron un flujo de trabajo de modelado predictivo que integró los modelos de yacimientos. Pozo descubridor 675 Profundidad. % en peso > Modelo de ecuación de estado. lo cual requirió la refinación posterior del modelo de yacimiento. Cuando los datos medidos del pozo nuevo se compararon con los datos del modelo. Modelado predictivo DFA. Williams S. Dubost F. Los valores calculados (curvas roja. evaluar las propiedades de los fluidos. cerca del tope de la zona de petróleo.0 1.5 1.700 3.5 m [5.680 3. Un sensor se encontraba ubicado en el arreglo de probetas guiadas y un segundo sensor en el módulo InSitu Fluid Analyzer. Los geólogos creían que los dos pozos tenían los modelos de fluidos EOS y pudieron validar los sus propios casquetes de gas independientes resultados cuando los datos se desviaron inicialpero asumieron que compartían un yacimiento mente del modelo.70 g/cm3. Si bien ésta podría ser una indicación de la existencia de compartimentalización.Los plays de aguas profundas se están volviendo Autumn 09 miento. siguen una tendencia consistente aunque los puntos más profundos poseen más color que los pronósticos de los datos modelados (curva roja). Los datos indican que el lecho marino) las volvía inaccesibles no hace color es generalmente continuo (arriba). en el fueron poco concluyentes. con una precisión 40. o componentes pesados. Elshahawi et al. cuando son detectados dentro de la columna de petróleo indican la posibilidad de compartimentalización.40 56 Los gradientes de presión han sido utilizados tradicionalmente para confirmar la conectividad además de computar la densidad de los fluidos y detectar los contactos de fluidos. Desde entonces esto grandes de hidrocarburos sin explotar y comprende las decisiones de desarrollo que deben fue confirmado con los datos de producción. se esperan en los contactos OWC y GOC. derivados de las mediciones DFA (puntos azules).0 2. determinar los contactos de fluidos e identificar la presencia de gradación composicional. las fracciones pesadas deberían mostrar áreas cuyos ORWIN09/10-FluidsLab Fig. gas no existe ningún componente de tipo fracción pesada.41 Los datos se obtuvieron con una herramienta MDT provista de dos sensores InSitu Family. m 3. En un yacimiento de areniscas apiladas del área marina de África Occidental se empleó un nuevo sensor que mide la densidad del fluido vivo.para el control de calidad de los datos. La capacidad para ajustar el de petróleo en común con comunicación de flujo programa en tiempo real proporciona al ingeniero y de presión. Los cambios abruptos producidos en la densidad de los fluidos dentro de una columna de fluido. dientes de asfaltenos confirmó la conectividad del Las fracciones pesadas en general no se verían yacimiento cuando los datos de la prueba inicial afectadas por dos contactos GOC diferentes.5 2. El sensor InSitu Density registró una densidad de 0.710 0 0. los datos EOS sugieren la existencia de pensa del sector de E&P de aguas profundas trasfracciones pesadas equilibradas. El programa de muestreo de presión incluyó 56 pre-ensayos (pre-tests) de presión. Por mucho tiempo atrás. La observación derivada de los datos del Pozo A. El pozo vertical de evaluación de aguas profundas fue perforado en un tirante de agua de 1. de los fluidos. también podría explicarse a través del desequilibrio de los fluidos en el yacimiento. Si la arenisca se encuentra en un solo Resolución de las incertidumbres asociadas compartimiento.tomarse con conjuntos de datos limitados. a partir de completa. las fracciones pesadas deberían con las operaciones en aguas profundas Oilfield Review gradar de manera continua a través del yaci.71 g/cm3. Las secciones prospectivas discontinuas.670 3. El modelo asume un tamaño fijo de partículas de asfalteno y da como salida el color en base a la concentración de asfaltenos. efectuó un análisis cromático de las fracciones el análisis de los gradientes de color y de los grapesadas. referencia 23.ción única que pueda proveer una solución grama de muestreo. Los datos cromáticos del Pozo A. El éxito de esta técnica depende del número de puntos de medición y de su localización dentro de la columna del yacimiento. La relación riesgo-recomotro lado. Una técnica que utiliza una gráfica de exceso de presión indicó la existencia de comunicación de presión dentro del yacimiento y una sola unidad productiva con gradación composicional. junto con la generación de perfiles y la extracción de muestras de fluidos en siete profundidades del intervalo prospectivo. si la arenisca se encuentra compartimenFluidsLab Fig. los ingenieros llegaron a la conclusión de que los dos pozos no se encontraban en compartimientos separados. Los objetivos del pozo eran evaluar el potencial de contener hidrocarburos. 22 un cambio discontinuo.280 pies]. al petróleo y al gas. la revisita de un punto de medición anómalo quilibrio lateral o compartimentalización. se refleja en los datos del Pozo B. modelo 3. lo cual indica la ciende el potencial para descubrir acumulaciones presencia de conectividad. La bación predictiva del yacimiento para establecer conectividad de los yacimientos es a menudo la la conectividad y el equilibrio de los fluidos. Estos valores se corresponden entre sí.660 Pozo A Pozo B 3. De un modo similar.Profundidad vertical verdadera.690 Densidad óptica. Una estación de medición que incluyó el sensor InSitu Density se ejecutó a una profundidad medida (MD) de 1. sin embargo. pero los puntos de medición más profundos se encuentran por encima de la línea.000 m [3. 41. referencia 33. según la cual los fluidos de la porción inferior del yacimiento poseen más color que el esperado.5 Densidad óptica > Análisis cromático entre pozos. En este caso. Los mayor incertidumbre y no existe ninguna mediespecialistas en fluidos desarrollaron un pro. La diferencia inesperada de 18 m de yacimientos una herramienta de diagnóstico puede explicarse mediante dos escenarios: dese. La integración de los datos permite la compro. las areniscas finamente laminadas y el fenómeno de supercarga pueden distorsionar o confundir la interpretación. Oilfield Review .756 pies]. con anticipación.754. Los datos derivados de las mediciones DFA obtenidas en el Pozo B (verde) se grafican en la línea de tendencia del modelo en el tope del yacimiento. El análisis PVT de laboratorio del fluido recuperado en esa estación indicó una densidad de petróleo de 0. todos con comunicación de presión (próxima página). A partir de los datos de producción. O’Keefe et al. 22más comunes y se están descubriendo campos en tirantes de agua (profundidad del talizada. es decir. Se identificaron tres gradientes correspondientes al agua. se confirmó el modelo original. Para diferenciar estas dos posibilidades. El desarrollo de yacimientos nunca será tan simple como insertar una pajita larga en un lago de petróleo crudo para absorberlo. Los datos indican la existencia de cambios de fluidos a 1. posibilitando la medición de las propiedades de los fluidos en tiempo real antes de que se produzca la invasión de los fluidos de perforación. m 1. Tarde o temprano. No obstante. el ingeniero de yacimientos cuenta con un laboratorio portátil extensivo para enviar al fondo del pozo y ayudar a revelar la complejidad de los fluidos en sitio. identificó rápidamente los contactos de fluidos y desarrolló un programa DST subsiguiente que validó el análisis DFA.000 1. las medicio- nes de la viscosidad en la superficie a menudo producen una diversidad de efectos que pueden volverlas imprecisas o inválidas.748 m. Los datos de composición de los fluidos obtenidos con el módulo InSitu Fluid Analyzer muestran la presencia de petróleo y gas (Carril 2).820 > Contactos de fluidos a partir de datos de presión y datos InSitu Density. de 0. Dado que la técnica Fluid Profiling no reveló la existencia de ningún rasgo que actuara como sello o de compartimentalización potencial.Análisis petrofísico Gas desplazado Presión de formación 2.760 Estación B 1. el operador confirmó la densidad de los fluidos.798 m y 1.800 1. el operador pudo analizar rápidamente la composición del fluido. por consiguiente. por el momento. Con los datos DFA que incluyeron la densidad del fluido. determinar los contactos de fluidos y evaluar la conectividad del yacimiento. Cincuenta y seis puntos de presión fueron muestreados para construir una curva de perfil de presión (Carril 1). Conforme se expande la naturaleza de las medi- Volumen 21. también lo hacen las aplicaciones. B y C confirman que la densidad del petróleo (triángulos rojos) es consistente a lo largo de todo el intervalo de petróleo. La viscosidad. El laboratorio de fondo de pozo del futuro Lo que comenzó como una forma de cuantificar la calidad de las muestras. los ingenieros de yacimientos podrán utilizar las mediciones de la viscosidad con el fin de analizar los fluidos que fluyen desde el yacimiento antes de que experimenten cambios de fases debidos a las variaciones de presión y temperatura. tales como laFig. medición FluidsLab 23 precisa de la viscosidad local de los fluidos y de las concentraciones ORWIN09/10-FluidsLab Fig. Oilfield Review Existen en proceso de desarrollo nuevas técAutumn 09 nicas. actualmente se ha convertido en mediciones de laboratorio que cuantifican las propiedades locales de los fluidos. Hoy. Para conocer mejor el yacimiento y maximizar la producción. sobre la economía del campo.1 Petróleo Arenisca Movilidad por caída de presión Agua ligada mD/cP Arcilla 1 100.740 GOC Estación A Estación C OWC Profundidad. por ejemplo.780 1.5 Agua Composición Metano g/cm3 1 0 Etano % en peso Hexano Rayos gamma 100 0 °API 100 0. posee un impacto significativo sobre la recuperación de los fluidos y. 23 de otros componentes. 4 ciones DFA. contribuyendo al mismo tiempo a esclarecer la comprensión de la arquitectura del yacimiento. tales como el servicio InSitu Family. no. las compañías de servicios cuentan con herramientas que pueden proporcionar perfiles de presión durante la perforación. típica de las mediciones de densidad de fluidos obtenidas en el ambiente controlado de un laboratorio.01 g/cm3.200 Densidad del fluido 0. —TS 57 . el operador decidió proceder con el plan de desarrollo inicial. A partir de este análisis.720 1.900 lpc Gas 3. No obstante. Las estaciones A. El futuro de los datos DFA puede adoptar dos direcciones: los servicios de tipo LWD y las nuevas mediciones. los elementos del laboratorio de fluidos de fondo de pozo se incorporarán en estos servicios. Alpay Erkal se desempeña como gerente de proyectos en el Centro de Tecnología Regional de Schlumberger en Houston. Hani posee más de 20 años de experiencia en la industria petrolera y ha trabajado tanto en compañías de servicios como en compañías operadoras en más de 10 países de África. En el año 2005. Está involucrado en análisis de fluidos en el fondo del pozo. Es ingeniero principal de terminación de pozos para los proyectos multi-pozo Alvheim y Volund. presidente del comité técnico de Java Card† y miembro de otras organizaciones petroleras e industriales. Chengli posee una licenciatura en química de la Universidad de Beijing y un doctorado en ingeniería petrolera de la Universidad de Texas en Austin. ingresó en Schlumberger para trabajar como ingeniero de yacimientos principal desarrollando tecnologías de pruebas de formaciones en el Centro de Productos Sugar Land en Texas. Además trabajó en toxicología analítica automatizada en el Instituto Militar de Investigación Walter Reed (desde 1969 hasta 1971). Es miembro honorario de la Sociedad Geofísica de Houston y miembro extranjero de la Academia de Ciencias Naturales de Rusia. Después de desempeñarse como becario postdoctoral en la Universidad de California en Los Ángeles. inteligencia artificial. Además está involucrado en la expansión del alcance del negocio petrolero para incluir nuevas actividades. en el año 1997. y en la Zona Neutral entre Arabia Saudita y Kuwait. ingresó en Marathon Oil UK (Ltd) en Aberdeen como ingeniero de terminación de pozos para los campos Brae y otros activos de Marathon en Europa. Ken posee una licenciatura en geología de la Universidad Estatal de Oregón en Corvalis. Actualmente. Cuenta con 29 años de experiencia como ingeniero de yacimientos en Chevron en Nueva Orleáns. Chengli Dong se desempeña como campeón de dominio para el segmento de Yacimientos de Schlumberger en la costa norte del Golfo de México desde el año 2008. y una maestría y un doctorado de la Universidad de Wisconsin–Madison en EUA. de pruebas de formación y muestreo de fluidos. Turquía. Luego de obtener una licenciatura (con mención honorífica) en ingeniería mecánica de la Universidad Heriot-Watt en Edimburgo. Ocupó posiciones relacionadas con interpretación. EUA. trabajó como ingeniero de terminación de pozos para el pozo de desarrollo Greensand en el área marina de Irlanda. pasó siete años como geólogo de exploración en Shell Oil Company. procesamiento y generación de imágenes de la pared del pozo. trabajó como ingeniero de campo en Mobil Mediterranean y como ingeniero de Investigación y Desarrollo para Turkish Petroleum Company. logística. es co-líder del proyecto Alaska Petroleum Resources (Recursos Petroleros de Alaska). Comenzó su carrera en Schlumberger en 1999 como ingeniero de yacimientos para la división Schlumberger Information Solutions (SIS) y dirigió el Grupo de América del Norte de la división SIS. donde está a cargo de la planeación. Wyoming. pruebas y muestreo de formaciones y desarrollo de aplicaciones de los nuevos probadores de formaciones y productos de respuesta. Ocupó diversas posiciones dentro de los departamentos de ciencias de la computación. es co-autor de Computer Theology: Intelligent Design of the Worldwide Web (Midori Press. Bertrand posee una licenciatura en ingeniería de la École Polytechnique de París. Sus responsabilidades principales son las actividades de Schlumberger relacionadas con la tecnología de computación. EUA. y las conexiones entre adquisición. tales como la energía geotérmica. donde su experiencia abarca más de 45 años e incluye la redacción de más de 100 artículos y resúmenes. 2008). para los que coordina todas las actividades relacionadas con las operaciones de terminación de pozos asociadas con los diversos tipos de pozos de estos proyectos. Antes de ingresar en Schlumberger. donde se involucró en las actividades de desarrollo de software de la compañía. trabajando para desarrollar nuevos materiales de revestimiento y construcción para el Instituto de Construcción de Beijing y. comunicación. y una maestría y un doctorado del Departamento de Ingeniería Geológica y Petrolera de la Universidad de Ciencia y Tecnología de Missouri en Rolla. EUA. Obtuvo una licenciatura de la Universidad Estatal de Mississippi en Starkville. y los sistemas operacionales. EUA. Escocia. Es especialista técnico corporativo en análisis de fluidos de yacimientos y comportamiento de fases de fluidos. es asociado de Schlumberger y presidente del Comité Fundacional de Geocientíficos sin Fronteras de la SEG. Ken Bird es geólogo de investigación del Servicio Geológico de EUA (USGS) con base en Menlo Park. para Beijing Nisus New Building Material Company. en Texas. Hani Elshahawi dirige el centro global de servicios de expertos en Tecnologías de Muestreo y Evaluación de Fluidos (FEAST). Recibió dos premios Litton Technology. Jeff obtuvo una licenciatura en química y matemáticas de la Universidad Estatal 58 Middle Tennessee en Murfreesboro. en el sector norte del Mar Celta. Posee numerosas publicaciones sobre una diversidad de tópicos. Texas. con base en Río de Janeiro. Bertrand ingresó en Schlumberger en 1978 y pasó cinco años en Francia antes de trasladarse a Austin. Obtuvo su licenciatura en ingeniería geológica de la Universidad Técnica de Medio Oriente en Ankara. en Houston. y un doctorado en ciencia teórica de la computación de la Universidad de París. y continuó como vicepresidente de procesamiento de datos después de la formación de WesternGeco. California. En el año 2001. Jefferson Creek se desempeña como consultor de investigación senior para el Equipo de Aseguramiento del Flujo de Chevron Energy Technology Company en Houston. Antes de ocupar su posición actual. incluidos los cargos de vicepresidente de investigación y desarrollo y vicepresidente mundial de procesamiento de datos.Colaboradores Roger Barton es jefe de geología en True Oil Company. y una maestría y un doctorado en química y química física de la Universidad del Sur de Illinois en Carbondale. Myrt (Bo) Cribbs es asesor senior de ingeniería de yacimientos en la Unidad de Negocios de Grandes Proyectos de Capital y Exploración en Aguas Profundas del Golfo de México de Chevron. Se especializa en la geología petrolera del norte de Alaska. Asia y América del Norte. Junto con Tim Jurgensen. Cuenta con más de 40 años de experiencia en la industria petrolera. Comenzó su carrera en 1991 como ingeniero químico certificado. Alpay trabajó como becario post-doctoral en la Universidad de Ciencia y Tecnología de Missouri y luego en la facultad de investigación de la Universidad Alfred en Nueva York. incluyendo las actividades de adquisición. Casper. Titular de numerosas patentes y autor de más de 70 artículos relacionados con la ingeniería petrolera y las geociencias. investigación y desarrollo y procesamiento de datos. Además. responsable de las áreas de soporte. posteriormente. ingeniería de software y lingüística. Bertrand es ex director y vicepresidente de Petroleum Open Software Corporation. actualmente es presidente de la SPWLA y conferenciante distinguido de la SPE. Bertrand du Castel es asociado de Schlumberger y reside en Sugar Land. EUA. de alto perfil. También fue vicepresidente y presidente de la SEG y conferenciante distinguido de la SEG 2009. depositación de ceras. trabajando como ingeniero de terminación de pozos marinos en el proyecto Canyon Express del Golfo de México. Houston. consultoría. donde está involucrado en el modelado de la producción de agua en campos de gas de lutita. Antes de ingresar en USGS en 1974. operaciones. Se desempeñó como especialista en pruebas de formación y pruebas de pozos durante más de 15 años. precipitación y depositación de asfaltenos y formación de hidratos. Es autor de artículos sobre seguridad computacional. y fue conferenciante distinguido de Esso Australia. EUA. tales como la generación de imágenes de la pared del pozo antes de apilamiento. Oilfield Review . recibió el premio Card Technology Visionary Award por su trabajo pionero en relación con la tecnología Java Card†. además. ingresó en Chevron Oil Field Research Company en 1977 para trabajar en análisis de fluidos y comportamiento de fases de fluidos. procesamiento. EUA. entrenamiento y consultoría para el software de ingeniería de yacimientos. formación y remediación de obstrucciones. en 1980. Posee una licenciatura en ingeniería mecánica y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de Texas en Austin. EUA. Desde 2001 hasta 2002 residió en Houston. mercadeo y desarrollo de productos. un premio Silver Award del programa Performed by Schlumberger y un premio a la Mejor Presentación de la SEG. centrándose actualmente en la aplicación de técnicas de inteligencia artificial para la automatización de los campos petroleros. lógica. Craig Beasley obtuvo una licenciatura. y además posee patentes tanto en el ámbito de la computación general como en el ámbito de la computación asociada con el campo petrolero. Además dirige el Equipo de Comportamiento de Fases de Fluidos Virtuales de la compañía. una maestría y un doctorado en matemátics antes de ingresar en Western Geophysical en 1981. ejecución y análisis de las operaciones globales. es jefe de geofísica para WesternGeco. EUA. Actualmente. EUA. Roger obtuvo un licenciatura en geología de la Universidad de Colorado en Boulder. Tor Ellis se desempeña como ingeniero senior de terminación de pozos en Marathon Petroleum Company (Noruega) LLC desde 2003 y reside en Stavanger. la migración y la adquisición. Gordon Goh se desempeña como ingeniero de yacimientos en el segmento de Servicios de Datos y Consultoría de Schlumberger con base en Kuala Lumpur. Robert es graduado en ingeniería petrolera de la Universidad de Texas en Austin. Amy trabajó para Arthur D. manejo de portafolios de activos. Trabajó tres años en Remington Oil and Gas que posteriormente se convirtió en Helix Energy Solutions Group. Trabajó en el continente en la Cuenca Forth Worth. Además. Escocia. Actualmente trabaja para la compañía de tecnología de Chevron dirigiendo el segmento de investigación y desarrollo y servicios técnicos para recursos no con- vencionales. EUA. Antes de ingresar en Reslink en el año 2008. y un certificado del Instituto Europeo de Administración de Empresas (INSEAD). Svein Kvernstuen es gerente de cuentas de Reslink AS en Stavanger. Utah. en el norte y sur de Texas. sobre todo para los yacimientos de gas en areniscas compactas de EUA. Noruega. en Adelaide. y en los estudios diagenéticos del origen y la distribución de la porosidad en los yacimientos carbonatados. fue consultor técnico para el Grupo de Nuevos Emprendimientos de Chevron. Estuvo a cargo de los equipos y servicios de terminaciones en agujero descubierto en las regiones de Australia. Trabajó además en la aplicación de isótopos del estroncio en la estratigrafía. Trabaja en Schlumberger desde el año 2001. servicios y tecnologías de supervisión de la producción en tiempo real. la cosmoquímica y la geología planetaria. Durante su carrera en el IMP. Luego de obtener su maestría. también de la Universidad de Utah. ingresó en Reslink como gerente regional en Stavanger. Nueva Zelanda e Indonesia. Trabajó como arquitecto de terminaciones de pozos en Stavanger en el año 2002. Papúa Nueva Guinea. México. Susan obtuvo una licenciatura y una maestría en geología de la Universidad de Utah y está trabajando para terminar su tesis doctoral sobre el sistema geotérmico asociado con la presencia de fallas del Valle de Dixie. Robert Lestz es gerente temático de Investigación y Desarrollo de recursos no convencionales para Chevron Energy Technology Company en Houston. Desde entonces ocupó numerosas posiciones técnicas y de desarrollo de negocios en Australia. especializándose en el modelado y el monitoreo del control de flujo. respecto de los cuales sus áreas de especialización incluyen la geología general y la evolución de los sistemas geotérmicos y la zonificación de arcillas y minerales de alteración. diseño de organizaciones y desarrollo de competencias técnicas. En el año 2001. Asia. y ocupó posiciones como supervisor de operaciones de terminación de pozos. Little. a cargo de las operaciones de terminación de pozos nuevos y de la optimización de la producción base. y un doctorado en geología de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM). como gerente de desarrollo de negocios de Reslink. incluyendo las brechas carbonatadas del límite K-T que corresponden a la principal unidad productora de petróleo del sur de México. Antes de ingresar en Schlumberger en el año 2003. gerente de base y supervisor de operaciones. Posee amplia experiencia en evaluación de áreas prospectivas y producción en operaciones marinas. Sus intereses incluyen pruebas de pozos. Obtuvo un doctorado en astronomía y química de la Universidad de Graz en Austria. integraciones posteriores a fusiones de compañías. Amy Long es gerente senior del segmento de Consultoría de Negocios de Schlumberger y reside en Singapur. EUA. donde supervisa el soporte de las ventas de productos y las operaciones de mercadeo de Reslink en los mercados de Noruega. ejecutando análisis cuantitativos de roca entera y minerales de arcilla. ingresará en Shell Exploration and Production Company en Houston. y luego ingresó en Reslink en 2008. Posee más de 20 años de experiencia en yacimientos geotérmicos de circulación profunda y alojados en volcanes. Tabasco. Volumen 21. En el año 2000. estuvo involucrado en diversos proyectos de investigación tales como las actividades de petrología y geocronología para el mapeo regional de las rocas de basamento o de las rocas ígneas más modernas que tienen influencia en las cuencas petroleras de México. aproximadamente 340 publicaciones de investigación arbitradas. especializándose en geología. enfocándose en la interpretación y el diseño de pruebas de pozos para Santos Ltd. pruebas de formación y análisis de sistemas de producción. Jesús obtuvo una licenciatura en geología petrolera del Instituto Tecnológico de Ciudad Madero en Tamaulipas. y más de 400 resúmenes y otras publicaciones no revisadas. además de una maestría en administración de empresas de la Universidad Autónoma del Carmen-Tulane. desde 1988 hasta 2004. Obtuvo su licenciatura de la Universidad de Texas en Austin en el año 2005. José M. donde estuvo a cargo del crecimiento y el soporte de aplicaciones de simulación de yacimientos y de flujos de trabajo. Comenzó su carrera en Wireline con la empresa Otis Engineering en el año 1977. Edmund Leung se desempeña como ingeniero de yacimientos senior en Reslink. Christian integró las juntas examinadoras de numerosas revistas y actualmente es redactor jefe de la publicación Geological Society of America Bulletin. tales como las lutitas petrolíferas y la energía geotérmica. Previamente. EUA. una compañía de Schlumberger en Stavanger. trabajó como ingeniero mecatrónico para Nodeco AS y como ingeniero de campo senior e ingeniero de proyectos para Aker Maritime en Noruega.Jesús García Hernández es subgerente de Caracterización de Activos de PEMEX para el Activo de Exploración Sur en Villahermosa. Sus publicaciones comprenden 15 libros. Comenzó su carrera en 1996 como consultor en ingeniería de yacimientos. y un diploma en economía empresarial de la Escuela Noruega de Gestión en Stavanger. y en África Occidental como ingeniero de terminación. Antes de ocupar su posición actual en el año 2009. Gordon obtuvo una licenciatura en ingeniería química de la Universidad de Malasia y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad Heriot-Watt en Edimburgo. Christian Koeberl es jefe del Departamento de Investigación Litosférica de la Universidad de Viena en Austria. dirigió proyectos de consultoría enfocados en estrategias corporativas. y reside en Stavanger. Edmund fue gerente de desarrollo de negocios de software en Dubai. Peter Hegeman es gerente de proyectos y asesor de ingeniería en Muestreo y Presión de Yacimientos del Centro de Productos de Schlumberger en Sugar Land. Grajales-Nishimura está a cargo de la coordinación de las actividades de investigación del Programa de Geología del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) en Ciudad de México. Susan Juch Lutz trabaja como geólogo senior y petrólogo en el Centro de Excelencia del Laboratorio de Geomecánica de Schlumberger TerraTek* en Salt Lake City. Australia. Su actividad de investigación actual se centra en el estudio de las rocas yacimiento carbonatadas mediante la utilización de analogías con afloramientos. Obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera (con mención honorífica) de la Universidad de New South Wales en Sydney. producción y de yacimientos. en Nevada. Ben Herber es estudiante graduado y está por obtener una maestría de la Universidad de Colorado en Boulder. Brinda asesoramiento a los operadores de E&P en asuntos estratégicos y organizacionales que incluyen modelos comerciales para sistemas geotérmicos convencionales y mejorados. no. José posee una maestría en geoquímica y geocronología de la Universidad de Arizona en Tucson. Medio Oriente y EUA. Rusia e Indonesia. Antes de ingresar en Reslink. Australia. 4 Timo Jokela es gerente de desarrollo de negocios para nueva tecnología en Reslink AS. Papúa Nueva Guinea. 59 . la geoquímica. Sus intereses abarcan las actividades de investigación de las estructuras de impacto. Posee una licenciatura en ingeniería mecatrónica del Agder University College en Grimstad. Ingresó en Schlumberger en 1978.. Fue investigador principal en dos proyectos de perforación de estructuras de impacto para el Programa Internacional de Perforaciones Científicas Continentales: la estructura del Bosumtwi en Ghana y la estructura de impacto de la Bahía de Chesapeake en EUA. residió en Perth. Nueva Zelanda. Australia. se desempeñó como geólogo de investigación para el Instituto de Energía y Geociencia de la Universidad de Utah y trabajó en una gran diversidad de proyectos de hidrocarburos y geotérmicos. Posee una licenciatura en relaciones internacionales de la Universidad de Stanford en California. Su especialidad es la interpretación de datos sísmicos 3D además de la sedimentología y la estratigrafía. análisis de presiones transitorias. Peter posee una licenciatura y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad Estatal de Pensilvania en University Park. México. Allí se desempeña como gerente técnico del Laboratorio de Difracción de Rayos X. Actualmente se desempeña como gerente de proyectos para el estudio multicliente del Talud Norte de Alaska. Mullins se desempeña como químico y asesor científico de Schlumberger en Houston. Alemania. desde la fase de investigación y desarrollo hasta la de ingeniería. Regresó a SCR en 1992 como jefe de departamento. Antes de ingresar en Reslink en el año 2002. Oilfield Review . concentrándose en las estructuras moleculares y coloidales de los asfaltenos y. 2005) y profesor consultor de la Universidad de Stanford. Heriot-Watt University en Lima. Desde 1991. Posee una maestría en ingeniería de la Universidad Técnica de Dinamarca en Lyngby. en particular. Inglaterra. Michael O’Keefe se desempeña como campeón de productos de Schlumberger para el análisis de fluidos en el fondo de pozo (DFA) desde el año 2006 y reside en Hobart. y cinco años en la industria del petróleo y el gas. es el principal creador del Análisis de Fluidos en el Fondo del Pozo (DFA). editor asociado para AAPG Bulletin and Organic Geochemistry. Ken reside actualmente en Yakarta. Oil & Gas Consultants International. y la Universidad de Stanford. y utiliza la geoquímica y el modelado numérico para estudiar los sistemas petroleros. realizó estudios petrogénicos y geocronológicos de las rocas ígneas y metamórficas de diferentes cuencas de México. Francia. Oliver C. Michael recibió el premio Golden Award del programa Performed by Schlumberger por la tecnología DFA en el año 2005. en Trondheim. Posee 52 patentes de EUA y además es profesor adjunto de ingeniería petrolera de la Universidad A&M de Texas. y por la herramienta Quicksilver Probe* en el año 2006. donde supervisa el desarrollo de productos dentro del ámbito de la tecnología de cedazos (filtros) y dispositivos de control de influjo (ICD). y editor del disco compacto AAPG 2009 Getting Started in Basin and Petroleum System Modeling. Perú. y un doctorado de la Universidad A&M de Texas. Además obtuvo una maestría de la Universidad del Sur de California en Los Ángeles. En el pasado.900 citas literarias en revistas arbitradas de estas publicaciones. incorporándose en ese grupo en 1995. Basándose en la tecnología existente. y un doctorado en geoquímica de la Universidad de California en Los Ángeles. en su posición previa de ingeniero de yacimientos principal tuvo proyectos en muchos otros lugares del mundo. su proyecto principal es un estudio integrado. como geólogo en el año 2008. Martin Neumaier ingresó en Schlumberger en Aachen. Además lidera un grupo de investigación activa en ciencia de los asfaltenos y del petróleo. Treibs 2009 que se otorga a los científicos cuyas contribuciones han tenido un impacto significativo sobre la geoquímica orgánica. desempeñó funciones en Noruega. Recibió el premio Schlumberger Henri Doll 2009 por la innovación y el premio Alfred E. donde Chevron opera los campos geotérmicos Darajat y Salak. en la dispersión de los asfaltenos en el petróleo crudo de los yacimientos. Ingresó en Reslink como ingeniero de yacimientos senior en el año 2003 y ha diseñado las aplicaciones de yacimientos ICD ResFlow* y ResInject* de todo el mundo en los software Petrel y ECLIPSE. Ingresó en SCR como investigador científico en el año 1982 en el grupo de modelado matemático. Australia. Previamente. Martin estuvo involucrado en operaciones de calibración de la presión y la temperatura y en la implementación de los efectos del cráter de impacto Avak en el estudio de los sistemas petroleros del Talud Norte de Alaska. Durante los últimos 10 años. Indonesia y Filipinas. en College Station. Posee más de 17 años de experiencia en la industria del petróleo y el gas. fue trasladado al departamento de ingeniería de Anadrill como líder de la sección de interpretación. además de 150 publicaciones con 1. Obtuvo licenciatura (con mención honorífica) en ingeniería electrónica de la Universidad de Tasmania. en Berkeley. Gustavo Murillo-Muñetón posee una licenciatura en geología del Instituto Politécnico Nacional (IPN) en Ciudad de México. trabajando con las compañías más importantes de servicios de petroleros y en el sector académico como profesor asociado de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología (NTNU) en Trondheim. Ingresó en Schlumberger en 1990 como ingeniero de campo de Wireline en Austria. Es Instructor de la Escuela Superior (jornada parcial) de Ingeniería y Arquitectura del IPN. Francisco obtuvo una licenciatura y una maestría en geología y geofísica de la NTNU y de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos en Lima. una nueva línea significativa de productos en la industria petrolera. Está a cargo del desarro- 60 llo de nueva tecnología DFA para la provisión de soluciones útiles para la industria petrolera a lo largo del ciclo de vida completo de los proyectos. Ken posee una licenciatura y una maestría en geología de la Universidad de California en Santa Bárbara. la Universidad de California. Mike Sheppard es jefe del Departamento de Interpretación y Geomecánica del Centro de Investigaciones de Schlumberger en Cambridge (SCR). Obtuvo una licenciatura en geología y una maestría en yacimientos geológicos de la Universidad de Montpellier. Exxon Mobil.Terje Moen es gerente de investigación y desarrollo de Reslink AS en Stavanger. y actualmente trabaja en diseños avanzados de terminación de pozos y en flujos de trabajo de optimización de los software Petrel* y ECLIPSE*. Francisco Porturas se desempeña como ingeniero de yacimientos en Reslink AS. Exxon Mobil y USGS. Cinco años después se convirtió en investigador científico senior y pasó a integrar el grupo de perforación y mecánica de rocas. conferenciante distinguido de la AAPG para 2009 y 2010. Es presidente del Comité de Investigación de la AAPG. por la que recibió tres premios Golden Award del programa Performed by Schlumberger. Kenneth Riedel es gerente de ingeniería de yacimientos de Chevron Geothermal Indonesia Ltd. Posee 20 años de experiencia en la industria geotérmica en EUA. Hobart. sus actividades de investigación se centraron principalmente en la sedimentología. Obtuvo una licenciatura y una maestría en ingeniería petrolera de la Escuela de Minas de Colorado en Golden. Arabia Saudita y Australia. Actualmente. y en ingeniería y desarrollo de productos. Alemania. Terje posee una maestría en ingeniería mecánica y un doctorado en ingeniería petrolera de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología. Fue cofundador de Reslink en 1996 y trabajó en ventas y mercadeo. que abarca desde el play hasta el área prospectiva de los sistemas petroleros del margen del Atlántico correspondiente al sector Noruego. Mike posee una maestría y un doctorado en física de la Universidad de Oxford en Inglaterra. también ganó el galardón Hart a la Actuación Meritoria en Ingeniería en el año 2006. Es coeditor de tres libros y co-autor de nueve capítulos sobre asfaltenos. Obtuvo su licenciatura y su maestría en ingeniería petrolera del Centro Universitario de Rogaland en Stavanger. Kenneth Peters es asesor de recursos y gerente de desarrollo de negocios del segmento de Servicios Integrados de Exploración de Schlumberger. Es autor de un libro sobre la física de los fluidos de yacimientos y el análisis DFA y fue conferenciante distinguido de la SPWLA y de la SPE en relación con este tema. Mobil. Comenzó su carrera en el año 1992 en Amoco en Stavanger. Inglaterra. Oliver obtuvo una maestría y un doctorado en geología de la Universidad Técnica de Aachen. la estratigrafía y la diagénesis de los yacimientos carbonatados. Posee más de 30 años de experiencia trabajando para Chevron. Posteriormente. la Universidad de Stavanger y la Universidad Nacional de Ingeniería (UNI). Fue el organizador principal de la Conferencia de Investigación de Hedberg 2009 de la AAPG sobre Modelado de Cuencas y Sistemas Petroleros. donde es el organizador principal del Programa Basin and Petroleum System Modeling Industrial Affiliates. el cual constituye el primer esfuerzo importante en materia de modelado de sistemas petroleros 3D sobre la base de un modelo geológico a escala regional de esta área. Torger ocupó diversas posiciones de ingeniería en el segmento de Perforación y Mediciones de Schlumberger. Tasmania. Torger Skillingstad es gerente de mercadeo de Reslink AS en Stavanger. y además enseñó geoquímica del petróleo y modelado de cuencas en Chevron. Co-autor de 17 artículos técnicos y 15 patentes presentadas. y ayuda a desarrollar nuevos productos en base a la interacción existente entre el yacimiento y las terminaciones con cedazos. Es el autor principal de The Biomarker Guide (Cambridge University Press. Oliver Schenk es geólogo y analista de sistemas petroleros de Schlumberger Integrated Services for Exploration (IES) en Aachen. Anne cuenta con amplia experiencia que abarca desde la ingeniería de desarrollo de campos petroleros en Esso Norge y consultoría e ingeniería de producción en Norsk Hydro hasta la ingeniería de yacimientos de Technoguide AS en Noruega. las pruebas de campo y la comercialización de nuevos servicios. Como miembro del equipo de desarrollo de la herramienta Quicksilver Probe. se desempeñó como perforador direccional e ingeniero MWD. involucrado en las operaciones de simulación de terminaciones y modelos de la región vecina al pozo que mejoran la producción y destacan la tecnología moderna de manejo de yacimientos con dispositivos ICD y las operaciones y terminaciones mundiales. Anne Gerd Raffn se desempeña como analista de productos para Schlumberger Information Solutions en Abingdon. Obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica (con distinciones) del Instituto Indio de Tecnología en Delhi. West Lafayette. Paul posee una licenciatura del Pomona College en Claremont. modelos de fluidos y metodologías para la generación de perfiles DFA de las columnas de petróleo. Julian Youxiang Zuo se desempeña como ingeniero de yacimientos principal y líder de equipo de Modelado de Fluidos en el Centro de Tecnología DBR de Schlumberger en Edmonton. Subsiguientemente. Este artículo investiga los desafíos que se plantean en el área y los métodos utilizados para superarlos. Su trabajo abarca todos los ambientes depositacionales de 40 cuencas del mundo. la Sociedad Geológica de Houston y la Sociedad Geológica de la Ciudad de Oklahoma. China. Volumen 21. fue gerente de exploración para la Región Oeste del Continente para Pacific Enterprises y ocupó diversas posiciones de asesoría y gerenciamiento en Cities Service Company y Texas Oil and Gas. una maestría de la Universidad de Colorado. la Asociación de Geólogos de las Montañas Rocallosas. incluido el de vicepresidente de Global Real Time y de Schlumberger Information Solutions. Paul Weimer es titular de la cátedra patrocinada por Bruce D. utilizando fracciones livianas y pesadas. y una maestría de la Universidad de Maryland en College Park. Desde su ingreso en Schlumberger en 1975. y un doctorado en ingeniería petrolera de la Universidad A&M de Texas en College Station. y conferenciante en la Universidad del Petróleo de China en Beijing. el tratamiento y la eliminación de este volumen de agua han producido un impacto importante en nuestra industria. EUA. École des Mines de París. ha desarrollado productos de software basados en ecuaciones de estado de DBR. no. incluyendo un intenso trabajo en técnicas de disparos y pruebas de formación. Noruega. Jack Stark es vicepresidente senior de exploración de Continental Resources desde 1998. Monitoreo de la corrosión en el fondo del pozo. Desde el año 2004. Vorkinn se desempeña como consultor de mercadeo y ventas para Reslink AS en Noruega. Si bien la inyección de agua en general es una técnica eficiente para revitalizar la producción en los campos más antiguos. y un doctorado de la Universidad del Petróleo de China. Sanjaya desempeñó diversos roles de liderazgo. el Campo Casabe de Colombia ha sido mejorado con técnicas de inyección de agua desde 1975. Su identificación y monitoreo en las sartas de tuberías de fondo de pozo son elementos importantes del mantenimiento de los campos petroleros. un proyecto de reingeniería de gran envergadura produjo resultados que se tradujeron en la duplicación de la producción y el incremento del factor de recuperación. Parte de sus nuevas actividades de investigación se centran en las visualizaciones geológicas interactivas para el público. Canadá. y preside el Consejo Consultivo Industrial del Departamento de Enseñanza de la Ingeniería de Purdue. profesor asociado de investigación en la Universidad Técnica de Dinamarca en Lyngby. Revitalización de campos petroleros. y el análisis de los sistemas petroleros de los márgenes continentales de aguas profundas. trabajó en Chevron Geothermal Salak en Yakarta. estrategia global y ejecución para el negocio geotérmico a nivel mundial. la Asociación de Petróleo Independiente de Oklahoma. momento en el cual comenzó a trabajar como consultor para Hitec and Petroleum Geo-Services (PGS). Indiana. Este artículo describe la última generación de herramientas de fondo de pozo que detectan la corrosión en base a mediciones de inducción electromagnética. Benson en el Departamento de Ciencias Geológicas de la Universidad de Colorado en Boulder. Sanjaya provee liderazgo. Sus principales áreas de investigación incluyen la sísmica y la estratigrafía secuencial. fue contratado por Reslink en Stavanger. Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger. Los costos asociados con la producción. renovar y reutilizar las aguas generadas en los campos petroleros. Antes de ingresar en Continental Resources. Keita obtuvo una licenciatura en ingeniería en recursos y medio ambiente de la Universidad Waseda en Tokio. Maryland. Trabajó para Schlumberger en diversos países desempeñando varias funciones desde 1983 hasta 1999. Las operaciones con petróleo y gas utilizan cantidades significativas de agua a lo largo de la vida productiva de un campo. todos en geología. los operadores pueden emplear una amplia gama de tecnologías que ayudan a recuperar. Julian obtuvo una licenciatura de la Universidad de Tecnología de Zhejiang en Hangzhou. y en la comprobación de estas tecnologías en estudios de campo. EUA. Tom Zimmerman es vicepresidente de tecnología de Schlumberger para Medio Oriente y Asia. se desempeñó como ingeniero químico en ARMINES. y un doctorado de la Universidad de Texas en Austin. Se analiza además la física de las mediciones y las capacidades de las herramientas para evaluar los procesos de corrosión y corrosión por picaduras. Antes de ingresar en DBR en 1998. vicepresidente y gerente general de Schlumberger India y gerente de personal de Oilfield Services en Medio Oriente. una maestría del Instituto de Investigación de la Industria Química de Shangai. Ingresó en la compañía en 1992 como vicepresidente de exploración e integró el directorio de la compañía hasta mayo de 2008. Paul B. ambas en ingeniería mecánica. Entre 2001 y 2003. Antes de ocupar esta posición. tanto en las sartas simples como en las sartas múltiples. 61 . La complejidad de sus estructuras y de su litología produjo el colapso de sus pozos y la irrupción prematura de agua. donde lleva a cabo actividades de investigación relacionadas con el análisis integrado de la simulación de la física del subsuelo y de las presiones transitorias y la temperatura. Posee una maestría en geología de la Universidad Estatal de Colorado y es miembro de la AAPG. Próximamente en Oilfield Review El manejo del agua. Ahora. gerente de desarrollo de productos en Beijing KW System Integrated Ltd. 4 Keita Yoshioka se desempeña como investigador científico principal en Chevron Energy Technology Company en Houston. Tom es uno de los diez expertos técnicos líderes que guían la estrategia técnica de la compañía. ha desempeñado diversas posiciones en ingeniería y gerenciamiento. Alberta. con el tiempo puede ocasionar complicaciones. Francia. Comenzó su carrera como ingeniero de campos petroleros y pasó los primeros años en operaciones. †Java Card es una marca registrada de Sun Microsystems Inc. Además. California. Antes de ocupar esta posición en el año 2008. Alguna vez considerado un productor prolífico. Forma parte de varias juntas académicas y de la industria. Autor de numerosos artículos e informes técnicos. Obtuvo una licenciatura de la Universidad Purdue. Como asociado de Schlumberger. La corrosión es un problema costoso para la industria del petróleo y el gas. Paul obtuvo una maestría en ingeniería química de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología en Trondheim. desarrollo de tecnología y gerenciamiento. todos en ingeniería química. donde se desempeña además como Director del Centro de Investigación Aplicada de Energía y Minerales (EMARC). Allí trabaja en nuevos flujos de trabajo. la inyección de agua se interrumpió en forma gradual y la producción declinó de manera significativa.Sanjaya Sood es vicepresidente de servicios de energía geotérmica para Schlumberger y reside en Houston. este libro examina la ciencia forense de la arena. ingenieros. no. Índice Si no tiene este texto. Nueva York 10013 EUA 2009. 62 Las gráficas logran de manera agradable el objetivo de los editores de ilustrar la ciencia. los cosméticos y el papel. Referencias. el científico del clima de la NASA. La arena: La historia sin fin Michael Welland University of California Press 2120 Berkeley Way Berkeley.nature. no.com/climate/2009/0906/full/ climate. Perkins S: Science News 175. Índice El cielo se vino abajo: Una historia íntima de las estrellas fugaces Christopher Cokinos Jeremy P. Cambios en el mar. El istmo y la isla de los meteoritos Oilfield Review . US $64. la paleontología y la arqueología. 10 (Octubre de 2009): 1272-1273. Contenido: • Prólogo: El polvo: Una nota breve de las cosas pasadas por alto • Libro I: Las distancias medidas en diversas unidades. En 76 artículos. Thule y el beréber. US $27. los ingenieros de perforación. Schmidt. me refiero a la comunidad geofísica. La roca espacial de 15 toneladas de Ellis Hughes. 360 páginas. matemáticos. El manual de física de rocas: Herramientas para el análisis sísmico de los medios porosos (Segunda Edición) Gary Mavko.45. Schmidt y Wolfe reúnen una serie impresionante de colaboradores que proveen análisis informativos y lúcidos de los temas clave en la ciencia y la política del clima. los petrofísicos. exploradores y hasta un vampiro. los sismólogos y los El cambio climático: Dibujando la ciencia Gavin Schmidt y Joshua Wolfe W. incluye modelos y relaciones utilizados comúnmente para las propiedades eléctricas y dieléctricas de las rocas. los geólogos. mareas y tormentas • Soplando en el viento: paisajes desérticos • El testigo: los testamentos de la arena • La arena y la imaginación II: historias. Contenido: • Los individuos: nacimiento y carácter • Las tribus: el extraño mundo de los materiales granulares • La arena y la imaginación I: números muy grandes de cosas muy pequeñas • Las sociedades en movimiento: un viaje al mar • En avance: olas. http://www. Norton & Company 500 Fifth Avenue Nueva York. Naturalmente. Contenido: • Síntomas: Tomando la temperatura del planeta. El texto explora el contexto humano de la arena a través de cuentos entretejidos acerca de artistas. Contenido: • Herramientas básicas • La elasticidad y la ley de Hooke • La propagación de las ondas sísmicas • Medios elásticos efectivos: los límites y las leyes de la mezcla • Medios granulares • Los efectos de los fluidos sobre la propagación de las ondas • Las relaciones empíricas • El flujo y la difusión • Las propiedades eléctricas • Apéndices. Por favor coloquen su Wu Wei en posición vertical y segura. Con colaboraciones de 16 científicos. Cambios en el norte. más allá del presente • Epílogo: un desierto misterioso • Fuentes y otras lecturas. La prognosis para el clima • Posibles curas: Estableciendo nuestra postura tecnológica. el aumento de los niveles de los mares en las ciudades. Tutuncu AN: The Leading Edge 28.W. Hewitt WF: “The Big Picture. En un viaje altamente personal. con particular énfasis en las propiedades sísmicas. Nueva York 10014 EUA 2009. California 94704 EUA 2009. los científicos ambientales.00 ISBN 978-0-521-86136-6 Este texto combina las relaciones teóricas y empíricas que forman los cimientos de la física de las rocas. 528 páginas. Colaborador • Biografías. Estudio del clima. la sedimentología. los incendios forestales y las tormentas extremas. Nueva York 10110 EUA 2009. 5 (28 de febrero de 2009): 31. la pasta dental. y un mundo de información fascinante en este libro. Índice Es posible ver varios mundos en un grano de arena. El Tomanowos • Libro II: Lo que estalla entero: La historia de Eliza Kimberly • Libro III: Mayores latitudes: En busca de los meteoritos de Peary. puedo asegurarle que será una valiosa incorporación a su biblioteca. la física de los materiales granulares. El geólogo Welland describe cómo este material humilde ha hecho posibles las computadoras. el incremento de las sequías. pero la verdadera fuerza del texto reside en los ensayos. Yendo a los extremos.95 ISBN 978-1-585-42720-8 Este libro describe el rol que han desempeñado los meteoritos en la historia y provee un perfil de algunos buscadores de meteoritos claves. además de su rol en la historia de la humanidad y el comercio. Tarcher/Penguin Group 375 Hudson Street Nueva York. Cuidado preventivo del planeta. 544 páginas. Contiene además resultados empíricos útiles sobre las rocas yacimiento y los sedimentos. los tecnólogos de producción.2009.95 ISBN 978-0-5202-5437-4 Describiendo la historia de uno de los materiales más ubicuos y diversos de la naturaleza. los medios granulares. activistas y fotógrafos. El primer asteroide. el inventor y la inspiración • El sirviente: la arena en nuestras vidas • Hacia afuera y adelante: más allá de la Tierra. tablas de datos de minerales y un atlas de las propiedades de rocas yacimiento.95 ISBN 978-0-393-33125-7 Los autores combinan el análisis científico con fotografías impresionantes para ilustrar los efectos del cambio climático sobre el ecosistema global.html (Se accedió el 3 de enero de 2010). y el fotógrafo Wolfe abordan una diversidad de cambios climáticos observables: el derretimiento de los hielos y del permafrost en los polos. El alma de la fiesta • Diagnóstico: Los impulsores del clima. Además constituye un excelente texto de referencia para los especialistas en geomecánica.” Nature. US $24. escritores. 320 páginas. el autor traslada a los lectores desde la Antártida hacia el espacio exterior para describir cómo el estudio de los meteoritos se convirtió en una ciencia moderna.NUEVAS PUBLICACIONES ingenieros de minas. Una nota final • Lecturas adicionales. US $24. y el aumento de los químicos industriales y agrícolas. los hidrólogos. los edificios y las ventanas. los ingenieros de yacimientos. Tapan Mukerji y Jack Dvorkin Cambridge University Press 32 Avenue of the Americas Nueva York. Recomiendo especialmente a quienes tengan interés en los estudios de caracterización y modelado del subsuelo que examinen las técnicas extensivamente comprobadas abordadas en este libro. 00 ISBN 978-1-59020-174-9 Esta biografía de Henri-Georges Doll demuestra el impacto de este inventor e investigador sobre lo que hoy se conoce acerca de la teledetección y la exploración de petróleo. Índice Si busca profundidad. Uno de los inventores más prolíficos del siglo XX. el libro ha sido escrito para aquellos lectores que deseen adquirir un conocimiento relativamente rápido. ¡Una buena lectura! . La resurrección de Acraman. Global Tectonics encontrará su lugar en todas las bibliotecas bien equipadas y cualquier geocientífico que necesite una visión general global deberá contar con una copia personal del texto. Destinado principalmente a los geocientíficos que poseen un cierto conocimiento básico de la tectónica. . Houston. no. las ondas de radio y el sonido. de los diversos temas cubiertos. no. Cokinos conduce al lector a través de la búsqueda de la fuerza impulsora que subyace las pasiones de los científicos. 3 (Noviembre de 2009): 535. Recomendado. Preguntas. Un listado masivo de referencias mayormente críticas cita las obras más importantes del mundo. Volumen 21. Shiga D: New Scientist no. aunque exhaustivo. Lange D: Surveys in Geophysics 30. Kiepels y Frederick J. Nueva Jersey 07030 EUA 2009. Dado que se han registrado muchos desarrollos nuevos desde la publicación de la última edición en 1996. 3 (Noviembre de 2009): 531. no 4 63 . después del petróleo • Epílogo. 496 páginas. Esencial. El resultado es un compendio general que provee un texto accesible. lo cual posibilitó el crecimiento explosivo de la producción mundial de petróleo. Tectónica global. Intensamente gastado • Libro VII: Un caso severo de codicia: Las pasiones de los comerciantes • Libro VIII: La iglesia del cielo • Libro IX: La obra principal: La biología de los meteoritos. Contenido: • Introducción—Un politécnico promedio • Porqué medir la resistividad de la Tierra • La era del petróleo • Del núcleo al registro • EUA—Sin petróleo para las “ranas” • Entre dos guerras • Una batería en Seminole • En la Unión Soviética • De vuelta en EUA • Terreno peligroso • París en Texas • Bajo ocupación • Perdiendo una batalla • Los detectores de minas • De la guerra a la paz • ¿París. Juego en la noche disco del Polo Sur. Índice Grose TLT: Choice 47. Global Tectonics debería estar en los estantes de todos los científicos e ingenieros especializados en el sistema terrestre. Bedlam. a mitad de camino. . Tercera Edición Philip Kearey.” Science 326. 6 (Septiembre de 2009): 617-618. La epifanía de la calle Euclid. . Contenido: • Perspectiva histórica • El interior de la Tierra • La deriva continental • La expansión del fondo marino y las fallas de transformación • El marco de la tectónica de placas • Las dorsales oceánicas • Rifts continentales y márgenes pasivos • Fallas de transformación continentales y fallas de desplazamiento de rumbo • Zonas de subducción • Fajas orogénicas • La tectónica del Precámbrico y el ciclo de formación de supercontinentes • El mecanismo de la tectónica de placas • Implicaciones de la tectónica de placas • Revisión. no. no. Nueva York o Ridgefield? • El reclutador • El conjunto completo • De la Tierra a la Luna • Schlumberger sin los Schlumberger • Epílogos • En Wall Street • Los mecenas • La sangre. Lauretta DS: “The Passions of Meteorite Seekers. Numerosos mapas. Barringer • Libro VI: Harvey Nininger ve la luz. más que una extensa historia de la ciencia de los meteoritos. • Nunca hecho. US $89. Vine Wiley-Blackwell 111 River Street Hoboken. Referencias. Índice Este libro es interesante por su historia de las primeras actividades de exploración petrolera pero resulta fascinante por su relato acerca de un inventor e ingeniero brillante que era simultáneamente querido y retenido en la distancia por una familia poderosa que necesitaba sus conocimientos. Keith A. El macizo: Una reversión. Es un viaje que vale la pena emprender. Además. Wood CG: Choice 47. Aunque sólido desde el punto de vista de la ciencia.95 ISBN 978-1-4501-07770-8 Este libro de texto provee una revisión general del campo de la tectónica global. 2719 (1º de agosto de 2009): 46. este libro es para usted. 336 páginas. Doll fue pionero en la tecnología de “observación del subsuelo” utilizando la corriente eléctrica. Un sexto sentido: La vida y la ciencia de Henri-Georges Doll: Pionero e inventor petrolero Michael Oristaglio y Alexander Dorozynski Overlook/Duckworth 141 Wooster Street Nueva York. Por encima de las nubes. coleccionistas y comerciantes de meteoritos que transforman a la comunidad meteorítica en un grupo vibrante y polémico. Bibliografía. exhaustivo y actualizado que cubre el amplio campo de las ciencias geofísicas y geológicas. diagramas. Nueva York 10012 EUA 2009. el texto contiene algunas falencias científicas claves. Las piedras antiguas que pueden ser descifradas • Libro X: Un antiguo fuego en el hielo azul: Un viaje antártico. secciones y cartas en blanco y negro y en color aumentan de manera bella un texto conciso.• Libro IV: El clima de creencia • Libro V: La gran idea del Sr. Epílogo • Glosario. US $35. Notas. 5952 (23 de octubre de 2009): 524–525. la mayoría de los textos y figuras de esta edición también son nuevos. Por proporcionar un conocimiento claro del elemento central del sistema dinámico de la Tierra. . estuvo involucrado en actividades de investigación militar y médica. Maschio L. 21. 4 (Junio de 2010): 62. no. Boyer C. 2 (Diciembre de 2009): 71. O’Keefe M y Simpson L. no. La dolomía: Aspectos de un mineral desconcertante Al-Awadi M. no. 2 (Diciembre de 2009): 4–15. Jalali Y y Riding M. 1 (Septiembre de 2009): 4–19. Kauerauf A. 21. Grove B. Weimer P. Goh G. Yin C. el gas y otras energías: Un libro de lectura elemental Legault A. 3 (Marzo de 2010): 48–55. La física de lo imposible: Una exploración científica del mundo de los fáseres. 21. Tectónica global. 21. Estimación conjetural: cómo resolver los problemas del mundo en el reverso de una servilleta de cóctel Weinstein L y Adam JA. no. Khong CK. 21. Elshahawi H. Neumaier M. AlRuwaili S. Ma SM. Ferster A. Al Saeed M. Mukerji T y Dvorkin J. Herron M. 21. no. 1 (Septiembre de 2009): 20–25. Hou H. Machin N. 21. Operaciones de disparos: Cuando la falla es el objetivo Baxter D. Kaku M. Bird K. El cambio climático: Dibujando la ciencia Schmidt G y Wolfe J. Dispositivos de control de influjo: Perfeccionamiento de los estándares Ellis T. Umbach KE. Yang F. 21. Vol. DePavia L. Oilfield Review . 21. Potapenko D. 4 (Junio de 2010): 62. Vol. Bustos OA. La huella de la humanidad: Ímpetu. Vol. Vol. no. Vol. García Hernández J. Patmore S y Stilling J. 3 (Marzo de 2010): 4–17. Schenk O. Yacimientos de alto impacto Barton R. 2 (Diciembre de 2009): 16–33. Fivelstad JE. Vol. Nalonnil A. Daniels J. no. Riedel K. Soporte técnico remoto a la localización del pozo Cosad C. Morales JA. 64 Monitoreo y divergencia de los tratamientos de fracturamiento hidráulico Burch DN. 21. Vol. Alumbaugh D. El petróleo. 21. no. Merkle R. no. Registros de pozos para los especialistas en ciencias de la tierra Ellis DV y Singer JM. Dufrene KJ. Safiin N y Suppiah RR. Buonora MPP. 21. no. Metano en capas de carbón: Energía limpia para el mundo Al-Jubori A. Hantschel T. Johnston S. Munro J. 2008 Abriel WL. no. Moore WR. Destellos de genio: Y otras historias reales de la invención Seabrook J. Neville T.Índice anual de Oilfield Review—Volumen 21 ARTÍCULOS Adentrándose en el yacimiento Al-Ali ZA. Rodrigues LF. no. Curso Corto de Instructor Destacado. Li G. El manual de física de rocas: Herramientas para el análisis sísmico de los medios porosos (Segunda Edición) Mavko G. Vol. 4 (Junio de 2010): 30–39. Scheffler A. Tessen N. no. 3 (Marzo de 2010): 32–47. 21. Koeberl C. 1 (Septiembre de 2009): 53. no. 2 (Diciembre de 2009): 71. Vol. Hurley N. no. Yoshioka K. Cribbs M. no. 1 (Septiembre de 2009): 53. 3 (Marzo de 2010): 18–31. Vol. Lecerf B. Vol. Vol. Levantamientos electromagnéticos someros Dawoud M. Vol. 2 (Diciembre de 2009): 72. Kho D. 21. du Castel B. 2 (Diciembre de 2009): 71. Williams H. no. Hegeman P. Laboratorio de fluidos de fondo de pozo Creek J. 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Mullins OC. 21. Lutz SJ. no. Modelado de cuencas y sistemas petroleros Al-Hajeri MM. no. Erkal A. Evaluación de yacimientos volcánicos Farooqui MY. Vol. Mishra VK. 1 (Septiembre de 2009): 36–48. 4 (Junio de 2010): 4–13. Aprovechamiento del calor de la Tierra Beasley C. Hovdenak P y Randen T. Vol. Vol. impacto y nuestro ambiente global Dodds WK. 1 (Septiembre de 2009): 54. no. Kvernstuen S. no. Zhang T. Vol. Sistemas ricos en características y abiertos por diseño Bennett R. Campbell C. Zhang P. 21. Hulme C y Wilt M. 21. 4 (Junio de 2010): 14–29. Un grano de arena: La maravilla secreta de la naturaleza Greenberg G. Levesque C. 21. no. no. Ganz M. 21. El manual del ingeniero químico de Perry. Pashin JC y Wray A. 1 (Septiembre de 2009): 26–35. no. no. Vol. Le Calvez J. Clark WJ. Zerilli A. Gillard M. La arena: La historia sin fin Welland M. Combee L. Vol. 4 (Junio de 2010): 40–57. Behrmann L. no. Sondeos electromagnéticos para la exploración de petróleo y gas Brady J. Exler VA. 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Sheppard M y Sood S. 21.